УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ УТИЛИЗАЦИЕЙ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ГАРИПОВА (ВАРИАНТЫ)

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при добыче нефти путем гравитационного разделения флюида в скважине на углеводородные флюиды и пластовую воду, с последующим отбором нефти в виде углеводородных флюидов и закачкой пластовой воды в поглощающий пласт, а также для контроля и проведения прямых замеров на устье.
Известна Система для утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, содержащая, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с сепаратором, выход сепаратора по нефти с остаточными водой и газом соединен с первым насосом-компрессором, выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, выход которого соединен с диспергатором, соединенным с нагнетательной скважиной или с водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин. (Патент РФ №2317408, E21B 43/16 оп. 20.02.2008 г.).
Недостатком данного технического решения является то, что данная система имеет сложную конструкцию и ограничено в применении.
Известна Система сбора продукции высокообводненных скважин и утилизации пластовой воды, содержащая добывающие скважины, добывающие скважины с высокой обводненностью и бездействующие обводненные скважины, групповую замерную установку - ГЗУ, насос-компрессор, выход которого через распределительную гребенку соединен с нагнетательными скважинами, отличающаяся тем, что добывающие скважины с высокой обводненностью соединены выкидными линиями ГЗУ непосредственно, по крайней мере, с одним насосом-компрессором для закачки продукции скважин с высокой обводненностью в бездействующие обводненные скважины по выкидным линиям ГЗУ и далее по лифтовым трубам через насадок, состоящий из головки с присоединительной резьбой и двух отводов, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которые обеспечивают возможность формирования плоского тангенциального пристеночного нисходящего под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины потока закачиваемой жидкости, в центральной части которого обеспечена нулевая скорость нисходящего потока с вытеснением в нее глобул нефти и газа и образованием их восходящего потока с непрерывным накоплением в верхней части ствола скважины, при этом отбор нефти и газа обеспечен из межтрубного воды в пласт. (Патент РФ №2435943, E21B 43/16 оп. 10.12.2011 г., прототип).
Недостатком данного технического решения является то, что система сбора очень сложная, дорогая в использовании и нуждается в обвязке на устье с замерной установкой - ГЗУ, насос-компрессором и др.
Предлагаемые технические решения позволяют избежать, указанные выше недостатки, а также позволяют утилизировать скважинную жидкость в виде пластовой воды и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно из скважине, тем самым упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, что позволяет уменьшить затраты на отделение и перекачку пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды.
Поставленная цель достигается тем, что Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, по меньшей мере, одним перепускным устройством, разъединителем, по меньшей мере, одним посадочным устройством, полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом, по меньшей мере, одним сквозным отверстием, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками, НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена заглушкой и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием, муфтами с перепускными отверстиями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины, пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.
На фиг.1 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным отверстием для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую в верхний пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства, на фиг.2 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным клапаном, на фиг.3 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором, на фиг.4-5 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше и ниже насоса, НКТ с перепускными отверстиями, со вставкой в виде глухой перемычки, дистанционно управляемый с устья пакер в состоянии «закрыто-запакеровано» (фиг.4) и в состоянии «открыто» фиг.5, на фиг.6 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, на фиг.7 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.8 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «открыто», на фиг.9 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с вставкой, на фиг.10 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ со вставкой, с перепускными отверстиями и со сквозным отверстием для отвода газа, полая вставка с двумя герметизирующими узлами, на фиг.11 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с измерительными приборами в скважине, на фиг.12 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для дополнительного контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими вставками, перекрывающими полость внутри НКТ, с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.13 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией воды с дополнительными контролем и проведением прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими сборными вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.14 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с глухой вставкой в виде перемычки, перекрывающей НКТ, под или над которой размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.15 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для дополнительного проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.16 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с двумя вставками, перекрывающими НКТ, под или над которыми размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.17 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускным отверстием и с измерительными приборами в нагнетательной скважине, на фиг.18 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускными отверстиями для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, с пакером с перепускной трубкой в нагнетательной скважине.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) содержит НКТ 1, устьевую арматуру с задвижками 2 и 3, глубинный насос 4, дополнительно снабженный кожухом 5 и хвостовиком 6 в виде участка НКТ, по меньшей мере, один пакер 7, скважину с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами, перепускные отверстия 10.
Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.
Пакер 7 расположен между поглощающим 9 и продуктивным 8 пластами, например, на хвостовике 6, которым дистанционно управляют с устья или он работает в автономном режиме.
Перепускные отверстия 10 выполнены с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в НКТ 1.
Перепускные отверстия 10 обеспечивают переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, значительно превышающее трубное пространство.
Углеводородные флюиды в скважине представляют собой пластовую безводную или малообводненную нефть с попутным газом частично или полностью гравитационно отделившуюся от пластовой воды.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена элементами, которые используют в составе подвески НКТ 1 разных диаметров переводником, например, муфтами, патрубками, центратором, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, разъединителем 13, по меньшей мере, одним посадочным устройством 14, по меньшей мере, одной вставкой 15, расположенной в НКТ 1, полой вставкой 16 с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом 17, расположенной в НКТ 1 и/или пакере 7, и, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18.
Перепускные отверстия 10 выполнены, например, в НКТ 1, в стволе пакера 7, в элементах, расположенных на НКТ 1, например, в муфтах, в патрубках, в центраторах, в разъединителях.
Перепускное устройство 12 служит для регулируемого перепуска, например, добываемого флюида из трубного пространства в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает их между собой, и расположено, например, в НКТ 1.
Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускным отверстием 10, штуцер или регулятор расхода или давления, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 10, при этом перепускное устройство 12, например, в виде регулятора давления с сильфонным клапаном, заряжено на заданное давление.
Перепускным устройством 12 дистанционно управляют с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля, или оно работает в автономном режиме.
Например, перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородов из межтрубного пространства в трубное пространство (рис.10); перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 ниже вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство (рис.12).
Посадочное устройство 14 расположено, например, на НКТ 1.
Вставка 15 представляет собой перемычку и расположена в НКТ 1 для разобщения пропускного пространства НКТ 1, дополнительно обеспечивая, например, регулирование потока флюида в НКТ 1, направляя поток флюида в межтрубное пространство через перепускные отверстия 10, выполненные в НКТ 1.
Вставка 15 выполнена монолитной, сборной и дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18, например, поперечным, наклонным, выполненным с возможностью гидравлической связи пространств под или над вставкой 15, дополнительно обеспечивая, например, отвод газа, перепуск противоположно направленного потока.
Вставка 15 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.
Например, вставка 15 разделяет пропускное пространство в НКТ 1 на две части, а перепускное отверстие 10 или сквозное отверстие 18, выполненное во вставке 15, гидравлически соединяют между собой внутреннее пространство НКТ 1 с межтрубным пространством.
Вставка 15 расположена в НКТ 1, в элементах НКТ 1, например, в муфтах, в центраторе над или под вставкой 15. Например, вставка 15 в сборном исполнении снабжена перепускным 10 и сквозным отверстием 18.
По меньшей мере, одно сквозное отверстие 18 расположено, например, в НКТ 1, в полой вставке 16.
Например: по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает переток газа из малого межтрубного пространства в межтрубное пространство (рис.10); по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 под пакером 7 и над нижним герметизатором 17, дополнительно обеспечивает переток газа или углеводородных флюидов из межтрубного пространства в малое межтрубное пространство (рис.10).
Перепускное отверстие 10 обеспечивает гидравлическое соединение трубного и межтрубного пространств, которое необходимо для обеспечения процесса гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве, тогда как сквозные отверстия 18 выполняют функции, например, для перепуска газа, обеспечения разнонаправленных движений флюидов в скважине и пр.
Например, при наличии двух вставок 15, в одной из них выполнено перепускное отверстие 10, обеспечивающее переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, а в другой вставке 15 выполнено сквозное отверстие 18, обеспечивающее переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство.
Полая вставка 16 дополнительно обеспечивает отсечение разнонаправленных потоков, например, расположенная внутри НКТ 1, разделяет поток флюида по направлениям внутри полой вставки 16 от пространства между полой вставкой 16 и НКТ 1, создавая малое межтрубное пространство для отвода газа, выделившегося из скважинного флюида.
Например, полая вставка 16, по меньшей мере, с одним сквозным отверстием 18 дополнительно обеспечивает перепуск флюида.
Межтрубное пространство представляет собой пространство между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 19, а трубное пространство представляет собой внутреннее пространство в НКТ 1 или в полой вставке 16. Перепуск флюида осуществляют в межтрубное пространство.
Малое межтрубное пространство образовано между НКТ 1 и полой вставкой 16, например, для отвода газа, выделившегося из флюида.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) осуществляет гравитационное разделение флюида, работает следующим образом.
В эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающем 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10 и с глубинным насосом 4, и, по меньшей мере, с одним пакером 7, при этом пакер 7 устанавливают между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу.
Осуществляют отбор флюида из продуктивного 8 пласта и подачу его посредством глубинного насоса 4 через трубное пространство в межтрубное пространство. Затем осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида через перепускные отверстия 10 из трубного пространства в межтрубное пространство. После чего извлекают углеводородные флюиды из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт 9.
Например, в эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающем 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10, с глубинным насосом 4, по меньшей мере, с одним измерительным прибором 11, установленным в скважине, с одним пакером 7, установленным между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу, которым осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 через хвостовик 6 и подачу флюида в трубное пространство НКТ 1. Затем через перепускные отверстия 10 осуществляют перепуск флюида в межтрубное пространство скважины, где происходит гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды после перепуска флюида через перепускные отверстия 10. После чего посредством устьевой арматуры извлекают выделившейся углеводородный флюид из межтрубного пространства и одновременно утилизируют пластовую воду в поглощающий пласт 9.
После перепуска флюида через перепускные отверстия 10, например, перепускные отверстия 10 НКТ 1 и/или перепускные отверстия 10 муфты, в межтрубное пространство, флюид в межтрубном пространстве замедляет свое течение и гравитационно разделяется на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные под действием гравитационных сил.
Выделенная в процессе гравитационного разделения флюида пластовая вода опускается, как более тяжелая, в межтрубном пространстве и утилизируется в поглощающий пласт 9 принудительно или самотеком.
Утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт 9 осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом 4.
Углеводородные флюиды, выделенные в процессе гравитационного разделения флюида, то есть частично или полностью очищенные от пластовой воды, например, в виде газированного углеводородного флюида, поднимаются по межтрубному пространству, так как они легче пластовой воды, после чего осуществляют их извлечение из скважины.
Углеводородные флюиды извлекают из трубного или межтрубного пространства скважины.
Например, из трубного пространства углеводородные флюиды извлекают вследствие их прохождения из межтрубного пространства в трубное пространство, например, через перепускные устройства 12, расположенные в НКТ 1, а из межтрубного пространства извлекают посредством устьевой арматуры.
Под давлением, созданным глубинным насосом 4, углеводородные флюиды, например, нефть и газ, частично или полностью отделенные за счет разной плотности (удельного веса) при гравитационном разделении от пластовой воды, через фонтанную арматуру поступают на устье в нефтесборный коллектор (на фиг. не показано).
Дополнительно осуществляют кратковременный контроль за состоянием флюида в скважине в процессе извлечения флюида на поверхность (без закачки флюида в поглощающий пласт 9) посредством проведения прямых замеров дебита и обводнености на устье скважины при закрытом перепускном устройстве или перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями и открытой устьевой задвижке 2 или 3, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени. Например, с помощью прямого устьевого замера осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине, по меньшей мере, одним измерительным геофизическим прибором 11, например, резистивиметром, влагомером, дифференциальным манометром, плотномером, одновременно-раздельно добывая углеводородные флюиды или закачивая пластовую воду в пласт или осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 глубинным насосом 4 с его подачей в трубное пространство НКТ 1 с последующим кратковременным извлечением всего объема флюида из добываемого пласта 8 на поверхность для устьевых замеров его параметров кратковременно без закачки флюида в поглощающий пласт 9, в этом случае глубинный клапан 12 находится в состоянии «закрыто», устьевая задвижка 2 или 3 на арматуре открыта, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени.
Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или на заданных глубинах в интервале гравитационного разделения, при этом окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводородные флюиды определяют: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются, то есть будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой - закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.
Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды, либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.
Если неизвестны данные по параметрам очищенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные углеводородных флюидов и пластовой воды и если данные с измерительных приборов 11, например, расположенных на расстоянии 100 м, не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды в интервале расположения измерительных приборов 11 считается завершенным.
Наряду с этим, дополнительно после одновременно-раздельной добычи или закачки (рис.14, 15), закрыв глубинное перепускное отверстие 10, производят замер дебита и обводненности, например, на устье, без изменения режима работы глубинного насоса 4, что даст при тестовой проверке более достоверную информацию о дебите глубинного насоса 4 и обводненности флюида. При сравнении параметров эксплуатации скважины с одним режимом работы глубинного насоса 4 по отбору флюида из продуктивного пласта 8 с закачкой или без закачки можно определить, что в рабочем режиме произошло полностью или частичное гравитационное разделение флюида.
Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, например, скважинного глубинного прибора, устьевого прибора, и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями 10, например, устьевого штуцера или глубинного регулятора расхода или давления, на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 из скважины.
Также задают режим отбора углеводородных флюидов или закачки пластовой воды посредством установки посадочного устройства 14 с перепускным устройством 12, например, глубинным штуцером, газлифтным клапаном или регулятором с перепускными отверстиями 10.
Кроме того, дополнительно периодически производят замер дебита и обводненности на устье и далее переводят скважину на одновременно-раздельную кратковременную добычу без закачки с применением глубинного отсекающего устройства, например, автономно с помощью заряженного газлифтного клапана или дистанционно-управляемого клапана.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) содержит добывающую скважину 20, оборудованную НКТ 1 с глубинным насосом 4, нагнетательную скважину 21, оборудованную НКТ 1 заданной длины, при этом НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками 2 и 3.
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10 и заглушкой.
НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой устьевой арматурой с задвижками 2 и 3, например, посредством коллектора труб.
Перепускное отверстие 10 выполнено с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в нижней части НКТ 1.
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 представляет собой участок НКТ заданной длины, при этом ее длину определяют в зависимости от объема отбора флюида.
Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена муфтами или центраторами, переводниками и другими элементами оборудования подвески НКТ 1.
Муфта, центратор, переводник, расположенные на НКТ 1, дополнительно снабжены, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, например, штуцером или регулятором расхода или давления, расположенным на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры с задвижками 2 и 3 добывающей скважины 20, разъединителем 13 и пакером 7 с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине 21.
Перепускное устройство 12 служит для перепуска добываемого флюида из НКТ 1 в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает между собой внутреннее пространство НКТ 1 и межтрубное пространство.
Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускными отверстиями 10, штуцер или регулятор расхода или давления с перепускными отверстиями 10, при этом перепускное устройство 12 заряжено на заданное давление.
Перепускное устройство 12 дистанционно управляемо с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля, или работает в автономном режиме.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) работает следующим образом.
Установку располагают в эксплуатационной колонне 19 добывающей скважины 20 с продуктивным пластом 8 и в эксплуатационной колонне 21 нагнетательной скважины 22 с поглощающем пластом 9, при этом НКТ 1 с глубинным насосом 4 устанавливают в эксплуатационную колонну 19 добывающей скважины 20, а НКТ 1 заданной длины устанавливают в эксплуатационную колонну 19 нагнетательной скважины 21.
Подают питание на глубинный насос 4, например, ЭЦН, и запускают его в работу.
В зависимости от параметров скважин осуществляют подбор давления для режима отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 и подачу флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 в режиме заданного давления.
Отбор флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 осуществляют глубинным насосом 4 через НКТ 1 добывающей скважины 20, устьевую арматуру с задвижками 2, 3 с последующей подачей флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.
В процессе подачи флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 через устьевую арматуру с задвижками 2,3 дополнительно осуществляют измерение заданных параметров, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 и их регулирование, например, путем подбора устьевых или глубинных штуцеров 12, после чего флюид с заданными параметрами поступает в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.
Заданной длиной НКТ 1 и местоположением перепускных отверстий 10 в ней регулируют интервал гравитационного разделения. Необходим оптимальный интервал для полного или частичного гравитационного разделения пластовой воды от добываемого флюида при минимальной длине спускаемой подвески НКТ 1 и, соответственно, для снижения затрат на НКТ и утилизацию попутно добываемой пластовой воды.
В нагнетательной скважине 21 осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида из НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21, в межтрубное пространство нагнетательной скважины 21, например, по меньшей мере, через одно перепускное отверстие 10, расположенное в нижней части НКТ 1.
Пластовая вода по межтрубному пространству самотеком или принудительно поступает в поглощающий пласт 9 нагнетательной скважины 21, а углеводородные флюиды поднимаются и их отбирают из межтрубного пространства нагнетательной скважины 21 посредством устьевой арматуры с задвижками 2, 3 с последующей подачей потребителю.
Например, отбор углеводородных флюидов из нагнетательной скважины 21 осуществляют при превышении скорости всплытия углеводородных флюидов над скоростью поглощаемой пластом 9 пластовой воды, определяя это превышение, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11.
Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, например, скважинным глубинным прибором, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или заданных глубинах в интервале гравитационного разделения: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 4, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются и будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой-закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.
Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды, либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.
Однако, если неизвестны данные по параметрам очищенной отделенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько глубинных измерительных приборов 11 расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные. Если данные, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11, например, расположенного на расстоянии 100 м, в интервале расположения, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводороды считается завершенным.
Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11 и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления, в устьевой арматуре скважины.
Посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления с перепускными отверстиями 10, в устьевой арматуре скважины дополнительно задают режим отбора, например, углеводородного флюида, флюида, например:
режим отбора флюида из НКТ 1 добывающей скважины 20 регулируют установкой перепускных устройств 12 в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины 20, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств 12 в устьевой арматуре нагнетательной скважины 21.
Режим отбора флюида или закачки пластовой воды дополнительно задают посредством установки посадочного элемента 14 с перепускным устройством 12, например, глубинным штуцером или регулятором с перепускными отверстиями 10.
Примеры конкретного выполнения по варианту 1 приведены на рис.1-16: на фиг.1 приведен пример с перепуском добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.2 приведен пример с перепускным клапаном, с заряженным на заданное давление для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом самотеком, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.3 приведен пример с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.4-5 приведен пример для периодического отсечения в межтрубное пространство добываемого флюида, от нижнего пласта, для проведения прямого замера параметров добываемого флюида, на фиг.6 приведен пример для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.7-8 приведен пример для периодического проведения прямого замера параметров добываемого с нижнего пласта флюида и перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.9 приведен пример, где добычу осуществляют с нижнего пласта, а перепуск добываемого флюида происходит в межтрубное пространство, и где происходит гравитационное разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.10 приведен пример, где газ из под пакера отводят по малому межтрубному пространству, образованному между полой вставкой и НКТ, а добычу флюида осуществляют с нижнего пласта, при этом перепуск добываемого флюида в межтрубное пространство, обеспечивает разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.11 приведен пример, где добычу флюида осуществляют с нижнего пласта посредством механического внутрискважинного клапана с последующим перепуском в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ за счет перепуска через регулятор с перепускным отверстием, установленный в скважинной камере над механическим клапаном и под верхним пакером, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.12-13 приведены примеры проведения одновременно-раздельной добычи-закачки (ОРДЗ) и периодически осуществления прямого замера на устье при переводе гидравлического дистанционно-управляемого регулятора (ГДУР), например, с сильфонным клапаном в положение «закрыто». Третий верхний пакер предназначен для отсечения арматуры с кабельным вводом от высокого давления, создаваемого УЭЦН с высоким напором для проведения закачки под высоким давлением, где поглощаемый пласт «тугой» и слабо принимает пластовую воду; на фиг.14-15 приведены примеры проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто». УЭЦН со стандартным напором для скважин, где поглощаемый пласт будет поглощать на давлениях не выше давления опрессовки кабельного ввода или эксплуатационной колонны, на фиг.16 приведена схема размещения скважинного оборудования с дополнительными вариантами использования вставок, необходимых для проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто».
Примеры конкретного выполнения по варианту 2 приведены на фиг.17-18: на фиг.17 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.18 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство с пакером в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые по дополнительной трубке из межтрубного пространства. Пакер с перепускной трубкой позволяет отсекать-изолировать арматуру и верх колонны от воздействия высокого давления.
Предлагаемые технические решения позволяют утилизировать скважинную жидкость и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно в скважине, при этом упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, и как следствие, уменьшить затраты на отделение и перекачку попутной пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды, позволяют дополнительно осуществить прямые замеры в процессе добычи углеводородных флюидов.