СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно раздельной добыче нефти и пластовой воды в скважине.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации. Добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации. Насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации. При этом при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине (патент РФ №2320860, опублик. 2008.03.27).
Способ не позволяет разделять добываемую продукцию в скважине на нефть и воду и направлять воду в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водоносный пласт. Скважина работает только как добывающая.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи нефти, включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах. В качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже. Верхний насос устанавливают на максимальной высоте. Соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, а общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти (патент РФ №2290497, опублик. 2006.12.27 - прототип).
Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность. Однако способ не позволяет сводить к минимуму обводненность добываемой нефти и содержание нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде, а также вызывать периодическую депрессию в продуктивном пласте.
В предложенном изобретении решается задача минимизации обводненности добываемой продукции из нефтенасыщенного пласта скважины и содержания нефти в закачиваемой в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижние горизонты попутно добываемой воде, а также проведения депрессии в продуктивном пласте.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации, и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта, с соотношением производительностей нижнего и верхнего насосов, подобранной в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, и общей производительностью насосов, подобранной из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти, согласно изобретению, между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса, периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний насос и включают средний и нижний насосы, при этом предварительно перфорируют водонасыщенную подошвенную область пласта или водопоглощающий пласт ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м, в колонне насосно-компрессорных труб между насосами выполняют две группы отверстий: нижнюю группу отверстий размещают выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м, верхнюю группу отверстий размещают на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м.
Признаками изобретения являются:
1) раздельная откачка из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации;
2) раздельная откачка воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта;
3) соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов, подобранное в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти;
4) общая производительность насосов, подобранная из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти;
5) размещение между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии среднего электроцентробежного насоса с производительностью, большей производительности верхнего насоса;
6) периодическое изменение режима эксплуатации скважины на режим депрессии;
7) отключение верхнего насоса и включение среднего и нижнего насосов;
8) предварительное перфорирование водонасыщенной подошвенной области пласта или водопоглощающего пласта ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м;
9) выполнение в колонне насосно-компрессорных труб между насосами двух групп отверстий;
10) размещение нижней группы отверстий выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м;
11) размещение верхней группы отверстий на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Совмещение функций добывающей и нагнетательной скважины и возврат основной части попутно добываемой воды обратно в пласт без подъема ее на поверхность приводит к закачке воды с частью нефти и добыче нефти с большим количеством воды. Кроме того, такая эксплуатация скважины приводит к повышению обводненности добываемой продукции. В предложенном способе решается задача минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде. Задача решается следующим образом.
На чертеже представлена применяемая компоновка. При раздельной откачке из перфорированного продуктивного пласта 1 через скважину 2 нефти на дневную поверхность и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта 3 двумя насосами, установленными на различных глубинах, в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос 4, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик 5 с пакером 6, устанавливаемым над перфорационными отверстиями 7 пласта 3, в который производят закачку воды. Пакер 6 располагают на максимально низкой отметке над или в интервале водонасыщенной подошвенной области пласта 3, в которую производят закачку попутной воды, что способствует созданию в скважине 2 наибольшего объема, в котором происходит разделение пластовой жидкости на нефть и воду. Перфорацию 7 скважины 2 проводят в интервале водопоглощающего пласта 3 на расстоянии «а» от водонефтяного контакта 8. Расстояние «а» составляет не менее 5 м. Такое расстояние позволяет разместить пакер и гарантирует от поступления закачиваемой воды в верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Верхний насос 9 устанавливают на максимальной высоте. Колонну насосно-компрессорных труб, соединяющих насосы 4 и 9, перфорируют двумя группами отверстий. Нижнюю группу отверстий 10 размещают выше перфорации 11 продуктивного пласта 1 на расстоянии «б». Расстояние «б» выполняют в пределах от 50 до 100 м. Это расстояние гарантирует от прямого ухода нефти в водонасыщенную часть пласта. Верхнюю группу отверстий 12 размещают на расстоянии «в» от нижней группы отверстий 10 в пределах от 50 до 300 м. Такое размещение создает условия для разделения жидкости на нефть и воду.
Между верхним 9 и нижним 4 насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний 13 электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса 9. Верхний насос подбирают так, чтобы он обеспечивал протекание жидкости через насос в его выключенном состоянии. Как правило, этому условию соответствуют штанговые глубинные насосы.
При эксплуатации скважины в режиме добычи нефти включают в работу верхний 9 и нижний 4 насосы. Периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний 9 насос и включают средний 13 и нижний 4 насосы. За счет большей производительности насоса 13 создают депрессию на нефтенасыщенный пласт 1.
В результате депрессии очищается призабойная зона и повышается общий дебит скважины, к скважине подтягиваются продуктивные языки пластовых флюидов и снижается обводненность добываемой продукции.
Пласты 1 и 3 могут быть изолированы друг от друга или соединяться в один пласт.
В качестве верхнего насоса 9 могут быть использованы штанговые насосы типа 25-175-RHAM-12-4-2-2, в качестве среднего насоса 13 могут быть использованы насосы большей производительности типа ЭЦН5А-400-1050, в качестве нижнего насоса 4, обращенного вниз - насосы типа ЭЦНМ5-80-1300.
Пример конкретного выполнения
3
3
Эксплуатируют скважину 2 глубиной 1300 м, вскрывшую продуктивный пласт 1 на глубине 800 м и водоносный пласт 3 на глубине 830 м. Из продуктивного пласта 1 добывают пластовую жидкость с обводненностью 70%. В скважине 2 на максимально возможной высоте на глубине 450 м размещают верхний штанговый насос 9 типа 25-175-RHAM-12-4-2-2, способный обеспечивать подачу жидкости из скважины с расходом 8 -15 м/сут. В качестве среднего насоса 13 используют насос типа ЭЦН5А-250-1050 производительностью 250-300 м/сут и размещают его на глубине 630 м.
3
В качестве нижнего электроцентробежного насоса 4 используют насос марки УЭЦНМ5-30-1300, способный обеспечивать подачу жидкости из скважины с расходом 30-35 м/сут. Насос устанавливают на глубине 805 м, он обращен вниз и имеет снизу хвостовик 5 с пакером 6, устанавливаемым над перфорационными отверстиями 7 пласта 3, в который производят закачку воды. Пакер 6 располагают на отметке 815 м, т.е. максимально низкой отметке в интервале водопоглощающего пласта 3. Перфорацию 7 скважины 2 проводят в интервале водонасыщенной подошвенной области пласта 3 на расстоянии «а», равном 10 м, от водонефтяного контакта 8. Колонну насосно-компрессорных труб, соединяющих насосы 4, 9 и 13, перфорируют двумя группами отверстий. Нижнюю группу отверстий 10 размещают выше перфорации 11 продуктивного пласта 1 на расстоянии «б», равном 50 м. Верхнюю группу отверстий 12 размещают на расстоянии «в» от нижней группы отверстий 10, равном 100 м.
При эксплуатации скважины ведут раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта 1 нефти на дневную поверхность верхним насосом типа 25-175-RHAM-12-4-2-2 и воды в нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом типа УЭЦНМ5-30-1300. Общая производительность насосов подобрана из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти. При снижении текущего дебита скважины и увеличении обводненности добываемой продукции переводят скважину из режима эксплуатации в режим депрессии, для чего выключают верхний насос 9 и включают средний 13 насос типа ЭЦН5А-250-1050 при работающем нижнем насосе 4. При снижении забойного давления с 8 МПа до 4 МПа возвращаются в режим эксплуатации скважины, для чего выключают все насосы, проводят технологическую выдержку для восстановления уровня жидкости в скважине и включают верхний 9 и нижний насос 4.
По сравнению с прототипом добыча нефти возрастает при прочих равных условиях на 15%, обводненность добываемой продукции снижается на 8%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде, а также проведения депрессии в продуктивном пласте.