Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта
OPERATING METHOD OF WATER-FLOODED OIL FORMATION

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из обводившегося пласта или пласта с подошвенной водой.
Известно устройство для эксплуатации обводненного нефтяного пласта (патент RU № 2238395, МПК E21B 43/00, опубл. 20.10.2004 Бюл. № 29), содержащее дифференциальный штанговый насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и пакер на хвостовике, который установлен в зоне водонефтяного контакта обводненного нефтяного пласта под насосом, причем корпус дифференциального штангового насоса состоит из двух ступенчатых цилиндров и одного сдвоенного полого плунжера со всасывающими и нагнетательными клапанами, образующих две раздельные камеры и имеющих раздельные гидравлические каналы, которые связывают дифференциальный штанговый насос с надпакерной и подпакерной зонами обводненного нефтяного пласта скважины, при этом соотношение отбираемых объемов, соответственно, нефти и воды из этих зон, определяется по следующей зависимости:
1
2
1
2
2
2
V/V=D /D ,
1
где V - объем воды, который необходимо отобрать из подпакерной зоны притока водонефтяного пласта;
2
V - объем нефти, который необходимо отобрать из надпакерной зоны притока водонефтяного пласта;
1
D - внутренний диаметр верхнего цилиндра дифференциального штангового насоса;
2
D - внутренний диаметр нижнего цилиндра дифференциального штангового насоса.
Этим устройством осуществляется способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта, включающий спуск в скважину проходного пакера на колонне труб и установку его в зоне водонефтяного контакта (ВНК), осуществление регулируемого отбора дифференциальным насосом воды и нефти из подпакерной и надпакерной полости скважины соответственно в объемах, исключающих образование конуса обводненности в нефтяной зоне притока и добычу нефти с завышенной обводненностью и обеспечивающих отбор нефти при одновременном предотвращении попадания воды в нефтяную часть пласта.
Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за уровнем ВНК и регулировки отбора воды и нефти для обеспечения необходимой обводненности нефти, так как приток воды и нефти и уровень ВНК в течении суток и со временем под действием отбора воды и нефти постоянно меняется, что приводят к большим не производственным затратам времени на регулировку работы устройства.
Известен также способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину (патент RU № 2451165, МПК E21B 43/16, опубл. 20.05.2012 Бюл. № 14), включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону, причем предварительно перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом, причем изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону.
Недостатками данного способа являются большие материальные затраты на изолирующий материал, который размещают в водоносной зоне втягиванием при депрессии на продуктивную зону, что обеспечивает лучшую изоляцию в вертикальной направлении (низкого давления), чем в горизонтальной, что не исключает прорыва воды в нефтеносный интервал при эксплуатации, и необходимость повторного разобщения изолирующим материалом при изменении со временем интервалов продуктивной и водоносной зон в пласте.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2290502, МПК E21B 43/20, опубл. 27.12.2006 Бюл. № 36), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта до образования области пониженного уровня водонефтяного контакта, закачку пластовой воды в водоносный пласт и отбор нефти через добывающие скважины, причем откачку пластовой воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне подошвы водоносного пласта, а добывающие скважины располагают в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.
Недостатками данного способа являются необходимость строительства отдельных скважин для отбора воды из водоносной части пласта, что приводит к большим материальным затратам, и сложность поддержания баланса закачки и отбора воды из одного пласта через одну скважину для исключения ускоренного обводнения добываемой продукции из добывающей скважины.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины, позволяющего сократить материальные затраты за счет строительства бокового ствола из добывающей скважины для отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта.
Техническая задача решается способом эксплуатации обводненного нефтяного пласта, включающим строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК.
Новым является то, что выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7 % обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку, строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации, осуществляют этой установкой отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящую среднюю по нефтяному участку.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность способа на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта 1 месторождения включает строительство на нефтеносном участке (не показан) добывающих 2 и нагнетательных (не показаны) скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины 1. В ходе эксплуатации нефтеносного участка со временем происходит увеличение обводненности продукции пласта 1 за счет увеличения водоносной части 3 пласта 1 и повышения уровня 4 ВНК. Однако продукция некоторых добывающих скважин 2 обводняется быстрее, чем другие. Для анализа обводненности продукции по нефтеносному участку проводят определение средней обводненности. Для этого в нескольких (лучше во всех для небольшого нефтеносного участка, но не менее чем 25% - для большого, для снижения погрешности измерений) исследовательских добывающих скважинах 2. Определяют среднюю обводненность по нефтяному участку по формуле:
,
ср
где  n – средняя обводненность нефти, %;
i
n – обводненность нефти в i-той исследовательской добывающей скважине, %;
k – количество исследовательских добывающих скважин, шт.
Из общего числа скважин выделяют добывающую скважину 2 с большей на 7 % и более обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку. В вертикальном стволе 5 скважины 2 устанавливают клин-отклонитель 6 с якорем 7 и проходным каналом (не показан). При помощи клина-отклонителя 6 строят из вертикального ствола 5 этой скважины 2 боковой нисходящий ствол 8, вскрывающий водоносную часть 3 пласта 1 ниже уровня 4 ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом 5 этой скважины 2. Если боковой ствол 8 оставляют открытым, то нефтеносную часть 9 пласта 1 перекрывают пластырями (например, см. патенты RU № 60594, №65948, 2026956 или т.п. – не показаны). Если боковой ствол 8 обсаживают эксплуатационной колонной труб (не показаны), то водоносную часть 3 пласта 1 вскрывают перфорацией 10. Скважину 2 оснащают установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для этого в боковой ствол 8 спускают длинную лифтовую колонну 11 с насосом 12 большего диаметра, чем проходной канал клина-отклонителя 6 с якорем 7. Глубину спуска насоса 12 контролируют длинномером лифтовой колонны 11 на устье скважины 2. В вертикальный ствол 5 спускают корткую лифтовую колонну 13 с малым насосом 14 меньшего диаметра, чем проходной канал клина-отклонителя 6 с якорем 7, но большего суммарного диаметра с лифтовой колонной 11 с насосом 12, чем диаметр бокового ствола 8. Глубину спуска малого насоса 14 контролируют длинномером лифтовой колонны 13 на устье скважины 2. Благодаря разным диаметрам лифтовых колонн 11 и 13 с соответствующими насосами 12 и 14 обеспечивается попадание насосов 12 и 14 в соответствующие стволы 8 и 5. Описан один из вариантов попаданий в стволы 5 и 8 скважины 2, технологий попаданий в различные стволы 5 и 8 скважины 2 множество (например, при помощи устройств: см. патент RU № 2318112, 2302510, 60622, 89164 или т.п. – не показаны), авторы на это не претендуют. Рекомендуется использовать насосы 12 и 14 с регулируемым отбором (например, за счет изменения хода плунжера в штанговых насосных установках, частотно-регулируемые электропогружные насосы и/или т.п.). После чего осуществляют отбор воды по лифтовой колонне 11 насосом 12 из водоносной части 3 пласта 1 до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня 4 ВНК, но не меньше давления газопроявления. Пластовую воду направляют к нагнетательным скважинам для закачки в пласт 1 для снижения затрат на доставку и использование воды. Продукцию пласта добывают из нефтеносной части 9 пласта 1 по лифтовой колонне 13 малым насосом 14. Причем производительность насоса 14 регулируют так, чтобы обводненность добываемой им продукции была не выше, чем средняя обводненность на участке.
Как показала практика регулировку отбора насосом 14 осуществляли один раз в два месяца, а насосом 12 – один раз в полгода, что снизило затраты, связанные с остановкой и регулировкой насосав по сравнению с аналогами до 3-х раз. Затраты на строительство бокового ствола 8 вместо скважины для отбора воды снизило затраты как минимум в два раза, а при использовании боковых стволов 8 малого диаметра (ø114 мм и менее) – в три раза.
Предлагаемый способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины позволяет сократить временные и материальные затраты за счет строительства бокового ствола из добывающей скважины для отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта.