СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ФОРСИРОВАННЫМ ОТБОРОМ ПРОДУКЦИИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD TO DEVELOP DEPOSIT WITH FORCED PRODUCT OFFTAKE AND DEVICE FOR ITS REALISATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением форсированного отбора жидкости из добывающих скважин. Оно ориентировано на увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов за счет снижения обводненности продукции, ограничения отбора воды, увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта.
Известен способ разработки залежей углеводородов (патент RU №2378502, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.2010), который предусматривает бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта, отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами, расположенными на повышенных участках структуры.
Недостатками способа являются возможность его использования только при расположении скважин на повышенных участках, что не позволяет достичь значительного повышения нефтеотдачи, а также увеличение материальных затрат вследствие подъема всей добываемой продукции на поверхность, последующей ее сепарации и закачки полученной воды в целях поддержания пластового давления.
Известен способ разработки залежей нефти, который предусматривает внутрискважинную сепарацию добываемой продукции (патент RU №2275502, МПК Е21В 43/38, Е21В 43/22, Е21В 37/00, опубл. 27.04.2006). Он обеспечивает возможность сепарации текучих продуктов в нефтяной скважине в комбинации с нагнетанием химиката.
Существенными недостатками данного способа являются дополнительные материальные затраты на реагенты, затраты на его транспортировку, закачку, а также затраты, связанные с охраной окружающей среды при его применении, а также невозможность использования данного способа и системы в случае форсированного отбора жидкости.
Наиболее близким аналогом изобретения по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2105870, МПК Е21В 43/20, 43/30, опубл. 27.02.1998), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин, на участках разработки проводят чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляют работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины.
Существенными недостатками данного способа являются ввод дополнительных рядов нагнетательных скважин, подъем водонефтяной смеси из добывающих скважин на поверхность и дальнейшая закачка отделенной воды в нагнетательные скважины, что влечет за собой дополнительные материальные затраты.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему пласта) при осуществлении заводнения на месторождениях углеводородов, находящихся на поздней стадии разработки, снижение материальных затрат, связанных с подъемом всей добываемой продукции на поверхность и последующей закачкой полученной при сепарации воды в нагнетательные скважины.
Поставленная задача достигается способом разработки месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, включающим добычу продукции из пласта с водонефтяной смесью в форсированном режиме, разделение продукции на нефть и воду и закачку выделившейся воды в вышележащий пласт для приема.
Новым является то, что в скважине производят вскрытие вышележащего пласта для приема воды, спускают в скважину устройство в виде нижнего насоса и верхнего насоса, входное устройство которого выполняют в виде трубы между обсадной колонной и колонной труб, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды и нефти, меньшую скорости всплытия нефти в воде для разделения продукции в скважине на нефть и воду, при этом выделившуюся воду закачивают нижним насосом в пласт для приема воды, а насосы подбирают производительностью, соответствующей обводненности продукции пласта, и суммарной производительностью, обеспечивающей форсированный отбор продукции пласта с водонефтяной смесью.
Для реализации способа разработки необходимо использование нового устройства.
Известно устройство для реализации данного способа разработки (патент RU №2364711, МПК Е21В 43/14, 43/38, опубл. 20.08.2009), которое содержит пакер, установленный между верхним и нижним пластами, верхний и нижний разнонаправленные винтовые насосы, спущенные на лифтовой колонне в скважину и установленные выше пакера, приводы насосов, размещенные на поверхности, вход нижнего насоса размещен ниже динамического уровня выделившейся под действием гравитации воды из водонефтяной смеси верхнего пласта, а выход сообщен с подпакерным пространством, при этом вход верхнего насоса размещен выше динамического уровня выделившейся воды, а выход сообщен с лифтовой колонной для подъема обводненной нефти на поверхность скважины.
Недостатками данного устройства являются отсутствие камер отстоя, возможность работы только при низких дебитах и скоростях потока, вследствие чего невозможно использовать данное устройство при форсированном режиме отбора жидкости. Также данное устройство может работать только при нахождении принимающего пласта ниже продуктивного.
Наиболее близким аналогом устройства является скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2339794, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.11.2008), содержащая насосы с возможностью их последовательного расположения в скважине и имеющие входные и выходные устройства, устьевой привод насосов, соединенный штоками с ними, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, один из которых с водонефтяной смесью, а другой, нижний, - для приема воды, при этом входное устройство расположено ниже верхнего насоса, а выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала, проходящего через пакер, для нагнетания воды в нижний пласт.
Недостатками данного устройства являются: плохое отделение, высокое сопротивление потоку жидкости и невозможность отделения нефти от воды при форсированном отборе, так как в емкости применена конструкция «труба в трубе» многоходовая, что делает площади поперечного сечения небольшими по отношению к длине емкости, что приводит к высокой скорости потока в емкости с большим количеством изменения направления потока жидкости, приводящим к выделению и сбору ее в верхней части емкости и отсутствию зон отстоя при форсированном отборе водонефтяной смеси; сложность и металлоемкость изготовления данной конструкции, приводящие к дополнительным материальным затратам. Недостатком также является сбор выделившихся твердых частиц из водонефтяной смеси внутри емкости устройства, что приводит к скоплению их в нижней части и необходимости периодического подъема устройства и очистки емкости от этих частиц.
Технической задачей изобретения является создание простого и дешевого в производстве и использовании устройства, выполненного с возможностью отвода твердых частиц из емкости на забой скважины, разделения водонефтяной смеси пласта на нефть и воду при форсированном режиме отбора, подъема отделившейся нефти на поверхность и закачки воды в принимающий пласт.
Данная техническая задача решается устройством, содержащим насосы с приводами, выполненные с возможностью их последовательного расположения на колонне труб в скважине и имеющие входные и выходные устройства, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, один из которых с водонефтяной смесью, а другой - для приема воды, при этом входное устройство верхнего насоса выполнено в виде цилиндрической емкости с входным боковым отверстием, сообщенным с пластом с водонефтяной смесью, а выходное устройство этого насоса выполнено в виде клапанного узла, пропускающего нефть в колонну труб, причем выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала с нагнетательным клапаном для нагнетания воды в пласт, предназначенный для приема воды, а входное устройство - в виде канала с всасывающим клапаном для закачки в насос отстоявшейся воды, при этом площадь кольцевого сечения снаружи емкости выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде.
Новым является то, что емкость выполнена в виде трубы, расположенной между обсадной колонной и колонной труб с площадью внутреннего кольцевого сечения, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды нижним насосом и нефти верхним, меньшую скорости всплытия нефти в воде при интенсивном отборе в емкости, а боковое отверстие емкости расположено ниже подошвы пласта с водонефтяной смесью и входа верхнего насоса как минимум на 1 м, причем выше верхнего пласта, предназначенного для приема воды, между обсадной колонной и емкостью, которая снизу выполнена открытой, установлен дополнительный пакер, а канал выходного устройства нижнего насоса сообщен с межпакерным пространством скважины, причем боковое отверстие емкости расположено выше входного устройства нижнего насоса не менее чем на 1 м и ниже динамического уровня водонефтяного контакта.
На чертеже изображена схема устройства для реализации предлагаемого способа разработки.
Устройство содержит верхний 1 и нижний 2 насосы с приводами (например: станок-качалка для штангового насоса (ШГН) или электродвигатель, спускаемый с насосом, при использовании электропогружного (центробежного) насоса (ЭЦН) - на черт. не показаны), выполненные с возможностью их последовательного расположения на колонне труб 3 в скважине 4 и имеющие соответственно входные 5 или 6 устройства и выходные 7 или 8 устройства. Пакер 9 установлен в скважине 4 между пластами 10 и 11 для исключения гидравлической связи между ними. Нижний пласт 11 предназначен для добычи водонефтяной смеси, а верхний пласт 10 - для приема воды. Входное устройство 5 верхнего насоса 1 выполнено в виде цилиндрической емкости 12 с входным боковым отверстием 13 (или отверстиями 13 - не показаны, суммарной площадью, не меньшей площади кольцевого поперечного сечения снаружи емкости 12 для уменьшения гидравлического сопротивления и скорости потока водонефтяной смеси), сообщенным с пластом 11 с водонефтяной смесью, а выходное устройство 7 этого насоса 1 выполнено в виде клапанного узла, пропускающего нефть в колонну труб 4. Выходное устройство 6 нижнего насоса 2 выполнено в виде канала 8 с нагнетательным клапаном (на черт. не показан), расположенным на выходе насоса 2, для нагнетания воды в верхний пласт 10, предназначенный для приема воды. Входное устройство 6 насоса 2 выполнено в виде канала с всасывающим клапаном (на черт. не показаны) для закачки в насос 2 отстоявшейся воды. Площадь кольцевого поперечного сечения снаружи емкости 12 выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде, что исключает разделение продукции пласта 11 на нефть и воду до попадания ее в емкость 12. Емкость 12 выполнена в виде трубы, расположенной между обсадной колонной скважины 4 и колонной труб 3 с площадью внутреннего кольцевого сечения, обеспечивающей суммарную скорость течения при отборе воды нижним насосом 2 и нефти верхним 1, меньшую скорости всплытия нефти в воде при форсированном отборе из емкости 12, что позволяет производить отбор нефти и воды отдельно соответственно насосами 1 и 2 после их разделения в скважине 4. Боковое отверстие 13 емкости 12 расположено ниже подошвы пласта 11 и входа 14 верхнего насоса 1 как минимум на 1 м (это расстояние выведено экспериментальным путем для исключения захвата продукции пласта 11 без разделения). Выше верхнего пласта 10, предназначенного для приема воды, между обсадной колонной скважины 4 и емкостью 12, которая снизу выполнена открытой, установлен дополнительный пакер 15 для исключения воздействия избыточного давления, создаваемого для закачки воды в пласт 10, на всю скважину 4. При этом выделившиеся твердые частицы из водонефтяной смеси свободно оседают через открытый конец емкости 12 на забой скважины 4, что исключает сбор их в емкости 4 и, как следствие, не требует периодического ее подъема на поверхность и чистки. Канал выходного устройства 8 нижнего насоса 2 сообщен с межпакерным пространством 16 скважины 4, причем боковое отверстие 13 емкости 12 расположено выше входного устройства 6 нижнего насоса 2 не менее чем на 1 м и ниже динамического уровня 17 водонефтяного контакта. Такое расположение бокового отверстия 13 (расположение выше на 1 м и более выше входного устройства 6 и закачка продукции пласта 11 в выделившуюся воду) позволяет исключить захват неразделенной водонефтяной смеси и интенсивное образование трудноотделимой эмульсии и улучшить разделение на нефть и воду, что характерно при подъеме всплывающей нефти через переходный слой, расположенный в интервале динамического уровня 17 водонефтяного контакта (ВНК).
2
3
3
2
3
3
3
Пример конкретного выполнения. Производится анализ состояния пласта с водонефтяной смесью 11 и пласта для приема воды 10: пласт 11 залежи со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,315 мкм, нефтенасыщенность - 77,4%, абсолютная отметка залегания пласта - 1500-1515 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 6 м, начальное пластовое давление - 17,9 МПа, пластовая температура - 35°С, плотность пластовой нефти - 820 кг/м, вязкость - 4,68 мПа·с, давление насыщения - 7,9 МПа, газосодержание - 55,45 м/т. Залежь находится на поздней стадии разработки, обводненность продукции преобладающего большинства скважин составляет 95%; пласт 10 для приема воды со следующими характеристиками: пористость - 17,5%, средняя проницаемость - 0,229 мкм, начальное пластовое давление - 17,9 МПа, пластовая температура - 35°С. Средний дебит пласта 11 по водонефтяной смеси при форсированном отборе составляет 400 м/сут. Исходя из анализа производительности пласта 11 и обводненности его продукции подбираются производительность верхнего 1 и нижнего 2 насосов и их соотношение: производительность верхнего 1 насоса 20 м/сут, нижнего 2 - 380 м/сут, которая выбирается из обводненности водонефтяной смеси (95% воды и 5% нефти). При форсированном режиме отбора спускается устройство для реализации предлагаемого способа в скважину 4. Запускают в действие верхний 1 и нижний 2 насосы в форсированный режим, снижая уровень жидкости 18 в емкости 12 ниже половины гидростатического уровня, который измеряют от кровли пласта 11. После чего насосы 1 и 2 переводят в нормальный режим для поддержания уровня 18 в выбранном интервале и поддержания форсированного отбора в скважине 4 из пласта 11. При этом в емкость 12 через отверстие 13 поступает водонефтяная смесь из пласта 11. После чего отделившаяся в емкости 12 нефть через входное устройство 5 и выходное 7 насоса 1 поднимается на поверхность. Отделившуюся воду насосом 2 через входное 6 и выходное 8 устройства через межпакерное пространство 16 закачивают в верхний пласт 10 для приема воды. Таким образом, на рассмотренных скважинах обводненность продукции снизилась с 95 до 60%. Закачка попутно добываемой воды в пласт 10 с целью поддержания пластового давления (ППД) позволила увеличить отборы на реагирующих добывающих скважинах пласта 10 на 3%.
Предлагаемый способ и устройство позволяют повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему пласта) при осуществлении заводнения на месторождениях углеводородов, находящихся на поздней стадии разработки за счет использования форсированного отбора нефти в добывающих скважинах, и снизить материальные затраты за счет сепарации водонефтяной смеси и исключения подъема на поверхность только выделившейся нефти и закачки полученной при сепарации воды в принимающий пласт этой же скважины.