СИСТЕМА И СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫСОКООБВОДНЁННЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
SYSTEM AND METHOD OF OPERATION OF OIL FIELD AREAS WITH HIGH WATERCUT

Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции.
Предшествующий уровень техники
Известна установка скважинная штанговая насосная (УСШН) с насосом двойного действия (RU 2364708 C1, опубл. 20.08.2009) для скважины с обсадной колонной, двумя вскрытыми пластами и пакером, расположенным между вскрытыми пластами, содержащая поршень, цилиндр с нижним нагнетательным клапаном, верхним и нижним входными отверстиями с всасывающими клапанами, расположенными выше пакера и, соответственно, выше и ниже поршня, плунжером с верхним нагнетательным клапаном, выполненным, как и поршень, с возможностью возвратно-поступательного движения, колонну труб, на которой в скважину спущен штанговый насос, выход которого посредством колонны труб сообщен через верхний нагнетательный клапан с устьем скважины, а через нижний нагнетательный клапан - с подпакерным пространством. Согласно изобретению поршень выполнен с возможностью следования за плунжером вверх за счет перепада давления над этим поршнем и под этим поршнем до сообщения полости цилиндра с верхним входным отверстием для поступления через это отверстие нефти в полость цилиндра до тех пор, пока плунжер не остановится в крайнем верхнем положении, и последующего его перемещения вниз плунжером под действием веса колонны штанг до их крайнего нижнего положения. При этом при увеличении обводненности нефти предусмотрена возможность приспуска колонны штанг вниз, а при снижении обводненности - приподъема колонны штанг.
Известна установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия (RU 2483228 C1, опубл. 27.05.2013), содержащая обсадную колонну с двумя вскрытыми пластами, насос, спускаемый на колонне труб, расположенной в обсадной колонне с образованием межтрубного пространства между ними, которое разобщено пакером, расположенным между вскрытыми пластами. Насос снабжен плунжером, нагнетательным клапаном и поршнем, выполненными с возможностью возвратно-поступательного движения, верхним и нижним входными отверстиями с всасывающими клапанами, расположенными выше пакера и соответственно выше и ниже поршня. Выход насоса сверху посредством колонны труб сообщен через нагнетательный клапан с устьем скважины, а снизу - через нижний нагнетательный клапан с подпакерным пространством. Поршень выполнен свободным с возможностью взаимодействия сверху с плунжером и ограниченного возвратно-поступательного перемещения. Плунжер снизу оснащен штоком, вставленным в поршень с возможностью ограниченного возвратно-поступательного перемещения. В обсадной колонне дополнительно размещена трубка с обратным клапаном, сообщающая полость насоса между поршнем и нижним нагнетательным клапаном с выкидной линией через запорный орган и устьевое измерительное оборудование. Установка позволяет повысить эффективность добычи нефти из обводненной скважины за счет обеспечения непосредственного контроля качества и количества воды, закачиваемой насосом в нижний пласт.
Недостатком установок является то, что при использовании их для отбора высокообводненной продукции имеется возможность закачивания отбираемой жидкости только в нижележащий пласт, что существенно снижает возможность и целесообразность их применения при разработках имеющихся горизонтов. Такие установки не позволяют вовлечь в разработку все доступные скважины месторождения, где возможно наличие только вышележащего приемного пласта.
Известен способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины (RU 2394153 C1, опубл. 10.07.2010), в котором производят раздельную 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. Выше пакера размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством. Под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду. 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. Интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды. Возможно разделение эмульсии перед закачкой в межтрубное пространство на нефть и воду сепаратором. Технический результат заключается в повышении рентабельности эксплуатации за счет подъема на поверхность нефти с минимальным количеством воды и закачки большей части воды в вышележащий принимающий пласт с возможностью контроля ее количества и качества.
Недостатком способа является то, что при использовании его для отбора высокообводненной продукции имеется возможность закачивания отбираемой жидкости только в вышележащий пласт, что также существенно снижает возможность и целесообразность его применения при разработках имеющихся горизонтов. Такие установки не позволяют вовлечь в разработку все доступные скважины месторождения, где возможно наличие только нижележащего приемного пласта.
Краткое изложение сущности изобретения
Задача, решаемая настоящим изобретением, состоит в том, чтобы предоставить эффективный способ и систему эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции за счет использования технологии внутрискважинного гравитационного разделения воды и нефти с применением насосных систем двойного действия и последующей закачкой воды в поглощающий вышележащий или нижележащий пласт без подъема ее на поверхность.
Технический результат заключается в расширении технологии гравитационной сепарации и последующего сброса попутно добываемой воды без подъема ее на поверхность на все месторождение, включающее все доступные горизонты за счет унификации применяемого скважинного оборудования.
Настоящее изобретение позволяет также снизить затраты на применение и внедрение технологии гравитационной сепарации со сбросом попутной воды на месторождении за счет снижения себестоимости применяемого оборудования, т.к. узлы системы могут быть изготовлены из стандартного оборудования на базе ШГН.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом эксплуатации высокообводненных участков нефтяных месторождений, содержащим этапы, на которых
определяют общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью;
определяют геометрическое расположение пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту для каждой скважины;
определяют приемистость поглощающего горизонта для каждой скважины;
определяют суточный объем попутно добываемой воды для каждой скважины;
на основании полученных данных, по меньшей мере, по геометрическому расположению пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту, а также из условия, что приемистость поглощающего горизонта выше суточного объема попутно добываемой воды, определяют вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей последующую закачку попутно добываемой воды в подгущающий вышележащий либо нижележащий пласт для каждой скважины;
осуществляют эксплуатацию, по меньшей мере, одной скважины месторождения с высокой обводненностью с использованием скважинной штанговой насосной установки с насосной системой определенного вида.
Согласно предпочтительному варианту воплощения общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью предварительно определяют на основании, по меньшей мере, одной характеристики обводненности пласта-донора для скважины.
Указанный технический результат достигается также системой эксплуатации высокообводненных участков нефтяных месторождений по вышеуказанному способу, причем системой, содержащей
вычислительный блок, выполненный с возможностью, на основании входных данных, включающих в себя, по меньшей мере, данные по глубине расположения пласта-донора и поглощающего горизонта, приемистости поглощающего горизонта и суточного объема попутно добываемой воды, определения вида насосной системы двойного действия, обеспечивающей последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий либо нижележащий пласт;
по меньшей мере, одну установку скважинную штанговую насосную с насосной системой двойного действия, обеспечивающую последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий пласт;
по меньшей мере, одну установку скважинную штанговую насосную с насосной системой двойного действия, обеспечивающую последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий нижележащий пласт.
Согласно предпочтительному варианту воплощения входные данные дополнительно включают в себя характеристику обводненности пласта-донора для скважины.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 схематично показан общий вид участка нефтяного месторождения
На фиг.2 показана блок-схема последовательности выполнения этапов способа.
На фиг.3 схематично показан общий вид насосной системы двойного действия (НСДД) с УСШН для закачки воды в вышележащий пласт.
На фиг.4 схематично показан общий вид насосной системы двойного действия (НСДД) с УСШН для закачки воды в нижележащий пласт.
Описание предпочтительных вариантов воплощения
На фиг.1 схематично показан участок нефтяного месторождения, сложенный из трех пластов, соответственно поглощающего нижележащего пласта, пласта-донора и поглощающего вышележащего пласта. В зависимости от физической доступности поглощающего пласта, а также от параметров его приемистости по отношению к оценочному суточному объему попутно добываемой воды, в качестве поглощающего пласта для каждой скважины месторождения может быть выбран нижележащий или вышележащий пласт.
3
3
На фиг.2 представлена блок-схема последовательности выполнения этапов заявляемого способа. Согласно способу эксплуатации высокообводненных участков нефтяных месторождений на этапе S1 определяют общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью. В частности, такое определение может быть выполнено на основании сравнения, по меньшей мере, одной характеристики обводненности пласта-донора для скважины с, по меньшей мере, одним предварительно заданным пороговым значением. Далее, на этапе S2 определяют геометрическое расположение пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту для каждой скважины. В качестве входных данных для этого этапа могут быть предоставлены данные по глубинам залегания пластов. Если в результате выполнения этапа S2 определено, что на скважине имеется один поглощающий пласт, расположенный выше пласта-донора, то предварительно определяют вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий пласт, и переходят к этапу S3. Если в результате выполнения этапа S2 определено, что на скважине имеется один поглощающий пласт, расположенный ниже пласта-донора, то предварительно определяют вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей закачку попутно добываемой воды в поглощающий нижележащий пласт, и переходят к этапу S3. Если в результате выполнения этапа S2 определено, что на скважине имеется два поглощающих пласта, расположенных выше и ниже пласта-донора, то предварительно определяют вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий пласт, и переходят к этапу S3. На этапе S3 определяют приемистость предварительно выбранного поглощающего пласта (горизонта) в м/сут для скважины, обводненность пласта-донора и суточный объем попутно добываемой воды в м/сут для скважины. Далее, на этапе S4, выполняют сравнение полученных на этапе S3 данных. Если в результате выполнения этапа S4 определено, что приемистость предварительно выбранного поглощающего пласта выше суточного объема попутно добываемой воды в пласте-доноре, то предварительно выбранный вид насосной системы считают окончательно выбранным и переходят к этапу S5. На этапе S5 осуществляют эксплуатацию скважины. Если в результате выполнения этапа S4 определено, что приемистость предварительно выбранного поглощающего пласта ниже суточного объема попутно добываемой воды в пласте-доноре, а на этапе S2 определено, что на скважине имеется два поглощающих пласта, то в качестве предварительно выбранного вида насосной системы выбирают вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей закачку попутно добываемой воды в поглощающий нижележащий пласт, и вновь переходят к этапу S3. Если в результате выполнения этапа S4 определено, что приемистость предварительно выбранного поглощающего пласта ниже суточного объема попутно добываемой воды в пласте-доноре и на скважине имеется один поглощающий пласт или приемистость предварительно выбранного поглощающего пласта ниже суточного объема попутно добываемой воды в пласте-доноре и в качестве предварительно выбранного вида насосной системы выбран вид насосной системы двойного действия, обеспечивающей закачку попутно добываемой воды в поглощающий нижележащий пласт, то данную скважину не вовлекают в разработку по данной технологии.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения система эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции содержит вычислительный блок, выполненный с возможностью, на основании входных данных, включающих в себя данные по глубине расположения пласта-донора и поглощающего горизонта, приемистости поглощающего горизонта и суточного объема попутно добываемой воды, определения вида насосной системы двойного действия, обеспечивающей последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий либо нижележащий пласт. В качестве входных данных для такого вычислительного блока могут выступать данные, получаемые непосредственно с внешних датчиков системы, либо предварительно обработанные данные или данные, полученные в результате косвенных измерений. Такой вычислительный блок может содержать машиночитаемый носитель с записанной на нем программой, позволяющей осуществлять этапы заявленного способа.
Кроме того, заявляемая система содержит, по меньшей мере, одну установку скважинную штанговую насосную с насосной системой двойного действия, обеспечивающую последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий пласт.
Данная установка и ее расположение относительно пластов показаны на фиг.3.
В обводненной скважине 1, из которой доступен и проперфорирован поглощающий пласт 2, расположенный над продуктивным пластом 3, на колонне НКТ 4 спускается штанговый глубинный насос 5. Вскрытые пласты разобщены пакером 6. Насос 5 устанавливается на глубине с целью обеспечения достаточного для его нормальной работы давления на приеме. От приемного клапана 7 насоса 5 до пакера 6 применен хвостовик 8. В колонне НКТ 4 над насосом 5 на некотором расстоянии от устья скважины и непосредственно под устьем установлены патрубки 9 с отверстиями 10. Плунжер 11 насоса 5 выполнен с управляемым нагнетательным клапаном 12 и соединен с колонной штанг 13. На выкидной линии 14 установлено устройство 15, ограничивающее и регулирующее расход жидкости в выкидную линию (штуцер), а также вентиль 16, манометр 17 и пробоотборник 18. С целью оперативного определения производительности на выкидной линии установлен расходомер 19. Для оценки качества воды (содержание мех. примесей и нефтепродуктов), закачиваемой в поглощающий пласт 2, в скважину параллельно НКТ 4 до интервала поглощающего пласта 2 спущена дополнительная колонна труб 20, соединяемая с пробоотборником 21. Давление в межтрубном пространстве 22 на устье скважины контролируется манометром 23.
Установка работает следующим образом.
Обводненная продукция из нижележащего продуктивного пласта-донора 3 по хвостовику 8 поступает в насос 5 и далее по колонне НКТ 4 поднимается до патрубков 9 и через отверстия 10 поступает в полость эксплуатационной колонны скважины. Ниже отверстий 10 в скважине будет располагаться вода, поскольку плотность воды выше плотности нефти.
Продукция с медленной скоростью поднимается к устью по всему сечению скважины, при этом происходит гравитационное разделение воды и нефти. Регулирующее устройство 15 опытным путем настраивается так, чтобы за счет штуцирования подавать в выкидную линию значительно меньше жидкости, чем откачивает насос из продуктивного пласта. При этом в скважине создается избыточное давление, под действием которого основное количество воды нагнетается в поглощающий пласт 2, а в выкидную линию поступает вся отбираемая из продуктивного пласта нефть, всплывающая к устью скважины по эксплуатационной колонне, и незначительное количество воды.
Количество воды, закачиваемое в поглощающий пласт, определяется как разность производительности насоса и количества жидкости, поднимаемой на поверхность, и может изменяться в широких пределах регулирующим устройством 15. Производительность отбора жидкости из продуктивного пласта регулируется изменением режима работы УСШН (длина хода - частота качаний). Качество воды контролируется с необходимой периодичностью путем анализа проб, отбираемых через пробоотборник 21 из полости дополнительной колонны труб 20, куда вода поступает из нижней части скважины под действием избыточного давления, контролируемого манометром 23.
Поскольку для нагнетания в поглощающий пласт необходимых количеств воды может потребоваться давление на устье выше 40 атм, то есть выше рабочего давления стандартного устьевого сальника 24, под тройником 25 размещено дополнительное уплотнение 26 устьевого штока 27. Дополнительное уплотнение 26 предназначено для восприятия давления, созданного в эксплуатационной колонне, при этом имеющие место незначительные утечки будут поступать в тройник 25 и по отводу 28 в выкидную линию 14 после регулирующего устройства 15, где уже будет давление нефтепровода. Таким образом, устьевой сальник 24 работает в обычных для него условиях.
Заявляемая система содержит также, по меньшей мере, одну установку скважинную штанговую насосную с насосной системой двойного действия, обеспечивающую последующую закачку попутно добываемой воды в поглощающий нижележащий пласт.
Данная установка и ее расположение относительно пластов показаны на фиг.4.
В обводненной скважине 1, из которой доступен и проперфорирован поглощающий пласт 2, расположенный над продуктивным пластом 3, на колонне НКТ 4 спускается насос двойного действия регулируемый 29. Вскрытые пласты разобщены пакером 6. Установка регулируемого насоса двойного действия (НДДР) 29 располагается в скважине над продуктивным пластом 3. На цилиндре 30 НДДР 29 сбоку выполнено отверстие, на котором располагается боковой всасывающий клапан 31 для нефти. Пакер 6 устанавливается над кровлей поглощающего пласта 2. Промежуточная колонна НКТ 32 расположена под НДДР 29. В нижней части промежуточной колонны НКТ 32 непосредственно над пакером 6 расположен блок клапанов 33, состоящий из всасывающего 34 и нагнетательного клапанов 37 для воды. В цилиндре 30 расположены плунжер 35 и дополнительный плунжер 36. Плунжер 35 выполнен с нагнетательным клапаном 38 для нефти и соединен с колонной штанговой насосной (ШН) 41. К нижнему концу плунжера 35 присоединен шток 39, который помещен в полость 40 дополнительного плунжера 36 с возможностью ограниченного возвратно-поступательного перемещения дополнительного плунжера 36 относительно штока 39. При работе привод установки сообщает колонне ШН 41 и соединенным с ней плунжерам 35 и 36 возвратно-поступательное движение. На фиг.4а показана установка в крайнем нижнем положении плунжеров. При ходе плунжера 35 вверх дополнительный плунжер 36 за счет возникшего перепада давлений будет следовать за плунжером 35. В полость промежуточной колонны НКТ 32 и под дополнительный плунжер 36 через всасывающий клапан 34 будет поступать из скважины вода. Дополнительный плунжер 36 будет следовать за плунжером 35 до тех пор, пока нижний конец плунжера 35 не дойдет до бокового отверстия в цилиндре 30 (фиг.4б). В таком положении давления над и под дополнительным плунжером 36 сравняются, его движение вверх прекратится, а плунжер 35 продолжит движение вверх до крайнего верхнего положения (фиг.4в), при этом через всасывающий клапан 31 в полость цилиндра под плунжер 35 будет поступать нефть. Затем плунжер 35 начнет движение вниз. Всасывающий клапан 31 закроется, дополнительный плунжер 36 остается на месте, поскольку для его движения вниз ему необходимо преодолеть давление поглощающего пласта. Нагнетательный клапан 38 открывается, и нефть перетекает в полость цилиндра над плунжером 35. При дальнейшем ходе вниз плунжер 35 упирается в дополнительный плунжер 36 (фиг.4б), толкает его вниз и перемещает до крайнего нижнего положения (фиг.4а). При этом через открывшийся нагнетательный клапан 37 вода из хвостовика вытесняется в поглощающий пласт 2. Далее циклы повторяются.
В описании изобретения элементы, приведенные в единственном числе, не должны пониматься как используемые только в единичном экземпляре, а должны пониматься как используемые в виде одного или более элементов, если специально не указано иное. Последовательность этапов способа и последовательность функционирования элементов системы не должна пониматься как жесткая и неизменяемая, если явно не указано иное. Раскрытые этапы и операции могут следовать в порядке, отличном от описанного, часть из этапов и операций может быть опущена, если при этом достигается цель изобретения и реализуется его назначение.
Описанные варианты осуществления являются предпочтительными и не описаны в целях ограничения объема изобретения, специалисту в области техники будут очевидны многочисленные другие варианты осуществления в рамках сущности изобретения, которые также должны рассматриваться как попадающие в объем заявленного изобретения.