СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН И СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF OPERATING FLOODED WELLS AND SYSTEM THEREFOR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.
Известно устройство добычи нефти (патент RU №2290497, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006), включающее два насоса, установленные 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. Перфорацию обсадной колонны скважины проводят под пакером в пласте. Вход в верхний насос и вход в нижний насос, т.е. отверстия в колонне труб, соединяющих насосы, размещают вблизи насосов.
Известен способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины (патент RU №2394153, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.07.2010), включающий раздельную, благодаря пакеру, установленному между пластами, откачку нефти из продуктивного пласта на дневную поверхность с предварительным гравитационным разделением продукции в скважине на нефть и воду и закачку отделившейся воды в принимающий пласт, причем выше пакера, установленного выше продуктивного пласта, размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством, причем под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду, при этом отделенную нефть поднимают по межтрубному пространству и колонне труб с возможностью регулирования ее расхода на устье, а воду, контролируя ее количество, закачивают по межтрубному пространству в принимающий пласт за счет давления столба жидкости в скважине и избыточного давления, создаваемого насосом, причем интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды.
Известна установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2499133, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.11.2013), ближайшая по технической сущности к заявляемому устройству и принятая за прототип, содержащая электроцентробежный насос с дополнительной секцией, расположенной снизу погружного электродвигателя на одном валу с ним и имеющей канал в корпусе для выхода жидкости нижнего пласта в надпакерное пространство скважины, гидрозащиту, приемный патрубок для отбора жидкости нижнего пласта с пакером, установленным между верхним и нижним пластами, причем между приемным патрубком для отбора жидкости нижнего пласта и дополнительной секцией насоса установлена входная труба, которая заканчивается проходным плунжером и имеет перегородку, выше которой расположен канал для поступления расслоившейся попутно добываемой воды в приемную часть дополнительной секции насоса, а ниже перегородки расположен канал, сообщенный с каналом на выходе дополнительной секции с помощью плоской трубы, а приемный патрубок установки имеет в верхней части цилиндр, образующий с плунжером трубы пару трения и заканчивающийся воронкой-сепаратором, причем верхняя кромка воронки-сепаратора расположена выше канала поступления расслоившейся воды во входную трубу.
Известен способ добычи нефти (патент RU №2290497, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006, патентообладатель ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах, причем 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.
Однако известные аналоги недостаточно эффективны при работе в высокообводненных скважинах, т.к. не дают возможности индивидуального регулирования напорно-расходных характеристик (на различных частотах вращения вала насоса) закачки воды в нижележащий пласт и добычи нефти.
Применение заявленного способа позволяет раздельно эксплуатировать нижний насос, задавая ему необходимую большую производительность и напор из-за высокой обводненности скважины, и верхний насос с более низкими характеристиками, чем у нижнего, из-за небольшого дебита нефти. То есть валы этих двух насосов будут вращаться на разных частотах.
Существенными отличиями заявляемого изобретения от прототипа являются:
- применение винтовых насосов, что позволяет эксплуатировать систему на малых номинальных частотах - 1500 об/мин (в отличие от электроцентробежных насосов, которые работают на номинальной частоте 2975 об/мин);
- применение двух станций управления с частотным преобразователем и индивидуальным питанием каждого из двух насосов;
- применение протектора и компенсатора, где протектор предназначен для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость, а компенсатор - для компенсирования утечки масла и его тепловых изменений при работе электродвигателя и его остановках;
- применение обратного клапана предотвращает обратный отток жидкости в обводненный пласт при остановке оборудования;
- применение перфорационной трубы предотвращает попадание крупных твердых частиц в нижний винтовой насос при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин и системы для его осуществления.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью.
Технический результат достигается способом эксплуатации высокообводненных скважин, содержащим этапы, на которых:
- производят подбор скважины и ее остановку;
- спускают в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ);
- устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами;
- спускают последовательно два насоса: нижний спускают ниже обводненного пласта, верхний - в верхнюю часть НКТ;
- с помощью нижнего насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта, вытесняя нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть;
- откачивают верхним насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти;
причем винтовые насосы работают на номинальной частоте 1500 об/мин,
и работу каждого насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот.
При спуске в скважину подземного оборудования элементы системы соединяют поэтапно снизу-вверх: перфорационная труба, нижняя НКТ, обратный клапан, нижний глубинный датчик, пакер, нижний насос с приемной сеткой, протектор, нижний электродвигатель, компенсатор, средняя НКТ, верхний электродвигатель, гидрозащита с головкой ЭВН, верхний насос с приемной сеткой, верхний глубинный датчик либо система телеметрии, верхняя НКТ.
Подбор скважины производят по критериям: обводненность скважины - 93-99% и наличие нижележащего пласта.
Для определения обводненности скважины проводят отбор проб, которые затем подвергают лабораторному анализу.
Контролируют динамический уровень жидкости в обводненном пласте с помощью эхолота, при его снижении до уровня, близкого к уровню спуска верхнего насоса, откачку нефти прекращают до восстановления уровня, при котором можно эксплуатировать скважину.
Контроль за давлением на приеме насосов ведут с помощью датчиков давления (сигнал от каждого из которых выходит на соответствующую станцию управления), расположенных в телеметрии погружного электродвигателя (ПЭД), который контролирует уставки (верхний и нижний допустимый предел давления на приеме насоса).
Давление во внутренней полости НКТ контролируется манометром, установленным на устье (трубопроводной арматуре), либо датчиком давления. Датчик давления может быть установлен совместно с манометром. При этом способе необходим пересчет давления с учетом столба жидкости в НКТ.
Другой способ контроля выкидного давления, как для верхнего, так и для нижнего насоса, включает установку глубинных датчиков (типа УГПК) на НКТ либо систем телеметрии типа ТМСПР - на выкиде насоса.
Контролируемые параметры давления задают уставки для работы системы.
С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики.
Все контролируемые параметры отображают на контроллере станции управления.
Управление элементами системы и контроль за технологическими параметрами ведут с помощью станций управления.
3
Скорость нисходящего потока скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м/сут.
Проводят отбор проб извлекаемой продукции с периодичностью 1 раз в 3-5 дней.
Технический результат также достигается системой для осуществления способа, состоящей из:
- подземного оборудования, включающего в себя:
верхний винтовой насос, на выкиде соединенный с верхним глубинным датчиком и верхней НКТ, а на приеме - с гидрозащитой, верхним электродвигателем и средней НКТ,
и нижний винтовой насос, на приеме соединенный с протектором, нижним электродвигателем, компенсатором и со средней НКТ, а на выкиде - с нижним глубинным датчиком, обратным клапаном и нижней НКТ,
причем на нижней НКТ установлен пакер,
- и соединенного с подземным оборудованием наземного оборудования, включающего в себя по меньшей мере две станции управления с преобразователем частоты и устьевую арматуру.
В начале нижней НКТ установлен обратный клапан, на выходе (в конце) - перфорационная труба.
Над нижним электродвигателем установлены: компенсатор, выше - средняя НКТ.
Под верхним винтовым насосом установлена гидрозащита, а над нижним винтовым насосом - протектор.
Гидрозащита содержит фланцевую головку.
Над верхним винтовым насосом установлен верхний глубинный датчик, а под нижним винтовым насосом установлен нижний глубинный датчик.
На устье трубопроводной арматуры установлен манометр, связанный со станцией управления.
Вместе с манометром установлен датчик давления, связанный со станцией управления.
Винтовые насосы содержат входные модули, в качестве которых служит приемная сетка.
НКТ соединены с наземным оборудованием трубопроводной обвязкой.
Каждый электродвигатель насоса выполнен с возможностью индивидуального питания от одной из станций управления.
Станции управления содержат контроллеры с дисплеями для отображения контролируемых параметров.
Винтовые насосы выполнены с возможностью работы на номинальной частоте 1500 об/мин.
3
Нижний винтовой насос выполнен с возможностью перекачивания скважинной жидкости со скоростью 0,44 л/с или 38 м/сут.
Заявленный способ заключается в следующем.
Предварительно перед началом работ проверяют скважину на соответствие следующим критериям:
- обводненность скважины - 93-99%, для определения которой отбирают пробы и в лабораторных условиях измеряют обводненность;
- наличие нижележащего пласта, в который можно осуществить закачку продукции.
При удовлетворении указанным критериям осуществляют спуск системы в скважину.
Согласно гидравлическим явлениям в обводненном пласте накапливается пленка нефти, которая под гравитационным воздействием поднимается в верхние слои обводненного пласта и которую затем откачивают верхним насосом на поверхность.
Затем устанавливают периодичность отбора проб извлекаемой продукции. Отбор проб ведут после начала откачки пленки нефти. Периодичность устанавливается индивидуально для каждой скважины в зависимости от первоначальной пробы, например 1 раз в 3-5 дней.
Дополнительно контролируют динамический уровень жидкости с помощью эхолота. При его снижении до критического уровня спуска верхнего насоса происходит автоматическое отключение энергии, откачку нефти прекращают до восстановления уровня. Время восстановления уровня зависит от дебита нефти.
3
Одновременно с откачкой пленки на поверхность происходит закачка скважинной жидкости с помощью нижнего насоса в нижележащий пласт из обводненного. В одном из вариантов скорость нисходящего потока закачиваемой скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м/сут.
При движении скважинной жидкости с малой вязкостью (пластовая вода) и с небольшой скоростью наблюдается ламинарный режим течения (жидкость движется слоями) в обводненном пласте. При этом режиме отсутствует пульсация скорости, приводящая к перемешиванию частиц жидкости. Поэтому вероятность перемешивания в обводненном пласте пластовой воды и пленки нефти ничтожно мала.
Контроль за давлением на приеме насосов ведут с помощью датчиков давления, расположенных в телеметрии погружных электродвигателей, с выводом данных на станции управления индивидуально для каждого насоса. Давление на выходе верхнего насоса контролируют манометром и датчиком давления, измеряющими давление во внутренней полости НКТ, либо верхним глубинным датчиком (типа УГПК). Давление на выходе нижнего насоса контролируют нижним глубинным датчиком (типа УГПК).
При использовании манометров и датчиков давления (либо электроконтактных манометров - ЭКМ), кроме визуального контроля давления на манометрах происходит отображение его на дисплеях контроллеров станций управления, и контроль указанного давления станциями управления - отключение системы по сигналу датчика по уставкам (верхним и нижним допустимым пределам давления).
Контроль за давлением на приеме насосов осуществляют для того, чтобы с помощью датчиков давления (сигнал которых выходит на станцию управления), расположенных в телеметрии погружных электродвигателей, контролировать уставки (верхний и нижний допустимый предел давления на приеме насосов).
Давление во внутренней полости верхней НКТ контролируют манометром, установленным на устье трубопроводной арматуры, либо датчиком давления. Датчик давления может быть установлен совместно с манометром. При этом проводят пересчет давления с учетом столба жидкости в НКТ.
При другом варианте контроля выкидного давления, как для верхнего, так и для нижнего насоса, осуществляют установку глубинных датчиков (типа УГПК) на НКТ либо систем телеметрии типа ТМСПР, устанавливаемых на выкиде насосов.
С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики. Допустимые и недопустимые параметры давления устанавливают в зависимости от условий и требований закачки.
Заявляемая система поясняется на чертеже.
Система состоит из взаимосвязанных друг с другом подземной и наземной частей, которые в своей совокупности включают следующие элементы:
насосно-компресорные трубы (НКТ), состоящие из трех частей: 1 - верхняя НКТ, 1' - средняя НКТ, 1" - нижняя НКТ;
2 - верхний глубинный датчик;
2' - нижний глубинный датчик;
глубинные датчики используются типа УГПК, вместо которых может использоваться система телеметрии типа ТМСПР;
3 - манометр, установленный на устье трубопроводной арматуры для визуального контроля давления, вместе с которым может быть установлен датчик давления для подачи сигнала на СУ с ПЧ;
4 - верхний винтовой насос для добычи нефти;
4' - нижний винтовой насос для закачки жидкости;
5 - гидрозащита ПМ92ДМ с фланцевой головкой ЭВН, объединяющая функции компенсатора и протектора;
6 - верхний маслонаполненный электродвигатель (МЭД);
6' - нижний маслонаполненный электродвигатель (МЭД);
причем типоразмер электродвигателей - ХХ-117/4М подбирается в зависимости от необходимой мощности;
7 - компенсатор МКВ 52 (или 51), предназначенный для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе электродвигателя и его остановках;
8 - протектор МПВ 52, предназначенный для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость;
9 - обратный клапан для предотвращения обратного оттока жидкости в обводненный пласт при остановке оборудования;
10 - перфорационная труба предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний насос 4' при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта;
11 и 11' - станции управления с преобразователем частоты (СУ с ПЧ) для контроля за технологическими параметрами и защиты по ним, управления элементами устройства;
причем СУ 11 связана с насосом 4 и электродвигателем 6, а СУ 11' - с насосом 4' и электродвигателем 6';
12 - пакер (уплотнительный элемент для разделения двух сред).
Подземная часть заявляемой системы состоит из соединенных между собой сверху-вниз элементов: верхняя НКТ 1, верхний глубинный датчик 2, верхний винтовой насос 4 с приемной сеткой, гидрозащита 5, верхний электродвигатель 6, средняя НКТ 1', компенсатор 7, нижний электродвигатель 6', протектор 8, нижний винтовой насос 4' с приемной сеткой, пакер 12, нижний глубинный датчик 2', нижняя НКТ 1", обратный клапан 9, перфорационная труба 10.
Применение винтовых насосов 4 и 4' позволяет эксплуатировать подземное оборудование на малых номинальных частотах 1500 об/мин.
Верхний насос 4 используется для откачки поднявшейся пленки нефти на поверхность.
Нижний насос 4' используется для закачки жидкости из обводненного пласта в нижележащий пласт.
Перфорационная труба 10 предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний винтовой насос при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта.
Гидрозащита 5 применяется для защиты верхнего электродвигателя 6 от попадания в него скважинной пластовой жидкости или нефти и объединяет в себе функции протектора 8 и компенсатора 7.
Гидрозащита 5 ставится под верхним винтовым насосом 4, а протектор 8 - над нижним винтовым насосом 4'.
Протектор 8 установлен под нижним электродвигателем 6' для защиты его от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость.
Компенсатор 7 установлен над нижним электродвигателем 6' для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе нижнего электродвигателя 6' и его остановках.
Верхний и нижний винтовые насосы 4 и 4' имеют входные модули, куда поступает жидкость или нефть. В качестве входного модуля в винтовых насосах 4 и 4' применяется приемная сетка.
Винтовые насосы 4 и 4' подбираются в зависимости от производительности скважины и напора скважинной жидкости.
Перфорационная труба 10 устанавливается после обратного клапана 9 для предотвращения попадания крупных твердых частиц на прием нижнего винтового насоса 4' и с целью недопущения размытия нижнего пласта.
НКТ 1 соединена с наземным оборудованием с помощью трубопроводной обвязки (трубопроводная арматура), на устье которой установлен манометр и датчик давления 3.
В состав наземного оборудования входят две станции управления 11 и 11' для регулирования работы каждого из насосов 4 и 4'.
Каждая из СУ 11 и 11' с ПЧ служит для регулирования частоты вращения одного из электродвигателей 6 и 6', что позволяет регулировать производительность соответствующего винтового насоса 4 и 4'.
Система работает следующим образом.
Элементы системы соединяют поэтапно снизу-вверх и спускают в скважину: перфорационная труба 10, нижняя НКТ 1", обратный клапан 9, нижний глубинный датчик (типа УГПК) 2', пакер 12, нижний насос с приемной сеткой 4', протектор 8, нижний ЭД 6', компенсатор 7, средняя НКТ 1', верхний ЭД 6, гидрозащита 5 с головкой ЭВН; верхний насос с приемной сеткой 4, верхний глубинный датчик (типа УГПК) 2 (либо система телеметрии типа ТМСР);
- после установки оборудования в скважине запускают нижний электродвигатель 6' с помощью сигнала от СУ 11', а верхний электродвигатель 6 - с помощью сигнала от СУ 11;
- от электродвигателей 6 и 6' начинают работать насосы 4 и 4';
- с помощью нижнего винтового насоса 4' откачивают жидкость из обводненного пласта в нижележащий (сверху-вниз) через перфорационную трубу 10;
- вытесненную на поверхность нефть откачивают верхним винтовым насосом 4.
При откачивании жидкости из вышележащего обводненного пласта нижним насосом 4' пленка нефти, находящаяся в обводненном пласте, под гравитационным воздействием поднимается в верхние слои обводненного пласта, которую затем откачивают верхним насосом 4 на поверхность.
При этом ведут контроль давлений на приеме насосов 4 и 4' с помощью датчиков давления, расположенных в телеметрии электродвигателей 6 и 6'.
Контроль давления во внутренней полости НКТ 1 ведут с помощью манометра с датчиком давления 3, установленным на устье трубопроводной арматуры.
Контроль давления во внутренней полости средней НКТ 1' не ведут, т.к. она применяется только для соединения верхнего электродвигателя 6 и компенсатора 7. Контроль давления во внутренней полости нижней НКТ 1'' ведут с помощью нижнего глубинного датчика 2'.
С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики каждого насоса 4 и 4' с помощью СУ 11 и СУ 11' соответственно. Допустимые и недопустимые параметры давления устанавливают в зависимости от условий и требований закачки.
Гидрозащита 5 и протектор 8 препятствуют попаданию скважинной пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателей 6 и 6'.
Компенсатор 7 компенсирует утечки масла и тепловые изменения нижнего электродвигателя 6' при его работе и остановках.
Обратный клапан 9 препятствует обратному оттоку жидкости в обводненный пласт в случае остановки системы.
Перфорационная труба 10 предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний насос 4' при остановке системы, а при ее работе - предотвращает размывание нижнего пласта.
При этом дополнительно контролируют динамический уровень жидкости с помощью эхолота. При его снижении до критического уровня спуска верхнего насоса 4 происходит автоматическое отключение энергии, откачку нефти прекращают до восстановления уровня. Время восстановления уровня зависит от дебита нефти.