СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
OIL PRODUCTION METHOD

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами (УЭЦН, УСШН, УЭВН и др.).
Известен способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, основанный на контроле и изменении времени накопления и откачки жидкости до момента определения оптимального времени накопления жидкости по данным о трех конечных заданных значениях времени накопления жидкости и соответствующих им значениям времен откачки жидкости (А.С. SU 1481382, E21B 43/00, 1989).
К недостаткам способа относится, в частности, рост противодавления на пласт при увеличении столба жидкости в период накопления, что препятствует увеличению добычи. Кроме того, отсутствие контроля величины коэффициента подачи насоса в процессе определения оптимальных параметров откачки и накопления; в то время как при увеличении динамического уровня и приближении его к приему насоса коэффициент подачи насоса снижается и эксплуатация установок ЭЦН будет осуществляться за пределами рабочей области, сопровождаясь снижением коэффициента полезного действия; более того, при коэффициенте подачи насоса меньше 0,2 происходит тепловое заклинивание плунжера насоса (К.Р. Уразаков «Эксплуатация наклонно направленных скважин, М. Недра, 1993 г - С.102).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ добычи нефти штанговой глубинно-насосной установкой, включающий бурение скважины, спуск в скважину глубинного штангового насоса, периодическую откачку нефти с остановками насоса для накопления нефти в скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности работы насосной установки в глубоких скважинах при одновременном ускорении отбора нефти за счет снижения противодавления на пласт в процессе накопления, участок ствола скважины, служащий для накопления нефти, выполняют наклонным; насос устанавливают выше продуктивного пласта и под наклонным участком ствола (А.С. 1669231, E21B 43/00, 1987).
Способ-прототип недостаточно технологичен из-за необходимости выполнения участка ствола скважины, служащего для накопления нефти, наклонным. Способ-прототип ограничивает область эксплуатации скважин штанговонасосной добычей, так как выполнение участка накопления, располагающегося над насосом, наклонным ведет к росту сил трения и повышению износа плунжерной пары насоса.
Кроме того, способ-прототип недостаточно эффективен, так как не предусматривает изменение динамических уровней и расстояния между ними в случае превышения удельных расходов на тонну добываемой нефти над удельными расходами на тонну товарной нефти, что приводит к существенным убыткам вследствие добычи нефти нерентабельными скважинами; отсутствует ограничение величины коэффициента подачи насоса, снижение уровня которого приводит к тепловому заклиниванию плунжера насоса.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности, универсальности и технологичности способа за счет увеличения добычи нефти с помощью создания накопителей нефти в виде горизонтальных боковых стволов непосредственно над верхними отверстиями перфорации. Благодаря перемещению положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса обеспечивается перевод скважины в категорию рентабельных, увеличение межремонтного периода работы скважины. Способ универсален и технологичен, так как снимается ограничение области эксплуатации скважин штанговонасосной добычей и исключается необходимость выполнения участка накопления скважины наклонным; соответственно, возможна добыча нефти плунжерным насосом.
Поставленная задача решается тем, что способ добычи нефти, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти, отличается тем, что над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти, а насосное оборудование размещают на забое скважины, причем периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2. При этом величину интервала между верхним и нижним динамическими уровнями принимают 100-300 м, в период временной консервации скважин в условиях не коррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса, а при соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости, изменяя при этом расстояние между верхним и нижним динамическим уровнем до тех пор, пока не будет выполнено неравенство Т>Д, причем осуществляют временную консервацию скважины только при невозможности указанной оптимизации соотношения Т и Д. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, причем верхний динамический уровень больше статического уровня, а нижний - соответствует коэффициенту подачи насоса не ниже 0,2. В период временной консервации скважин в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:
1. Бурение скважины, разбуривание над верхними перфорационными отверстиями горизонтальных боковых стволов (диаметром меньше диаметра основного ствола), выполняющих функцию накопителей нефти.
Размещение глубинно-насосного оборудования на забое скважины для обеспечения возможности поддержания наибольшего нижнего динамического уровня, причем производительность насоса больше ожидаемого дебита жидкости; осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками для накопления нефти в скважине; размещение динамических уровней таким образом, что верхний динамический уровень больше статического, нижний уровень на расстоянии 100 метров от верхнего - так, чтобы цикл работы насоса (сумма периодов работы и отключения) был коротким; коэффициент подачи насоса не ниже 0,2.
2а. При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса. Период накопления жидкости в скважине происходит с отключенным двигателем: без потребления электроэнергии. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.
2б. При соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине до тех пор, пока неравенство Т>Д не станет верным. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, определяемых, например, экспортно, с помощью математического моделирования процесса добычи. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.
3. В случае невозможности выполнения неравенства Т>Д с учетом вышеперечисленных условий перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляется временная консервация скважины; в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
Заявляемый способ поясняется чертежами.
На фиг.1 представлена схема установки насоса, поясняющая на примере центробежного насоса принцип эксплуатации скважины заявляемым способом. Здесь:
1 - эксплуатационная колонна - ствол скважины;
2 - насос в комплекте с электродвигателем;
3 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
4 - вариант положения нижнего динамического уровня жидкости;
5 - вариант положения верхнего динамического уровня жидкости;
6 - забой скважины;
7, 8 - горизонтальные боковые стволы.
Стрелками показан приток добываемой жидкости через перфорационные отверстия на забой скважины.
Способ предполагает размещение в эксплуатационной колонне 1 на забое 6 скважины насоса 2, подвешенного на колонне НКТ 3, в комплекте с погружным электродвигателем (ПЭД); накопление нефти в специально разбуренных горизонтальных боковых стволах 7 и 8, диаметром меньше диаметра основного ствола. В зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН. Режим работы ЭЦН и ПЭД рассчитывают так, чтобы их характеристики находились в пределах рабочей области: работа осуществлялась с максимальным КПД.
В начальный момент времени насос выключен - верхний динамический уровень жидкости 5 больше статического, находящегося ниже устья скважины; его величина определяется пластовым давлением. При включении насоса 2 жидкость из затрубного пространства перекачивается в полость НКТ 3 и заполняет полость горизонтальных боковых стволов 7 и 8, что приводит к снижению ее уровня в затрубном пространстве. При достижении жидкостью нижнего динамического уровня 4, обеспечивающего коэффициент подачи насоса не ниже 0,2, насос 2 отключается. Скважина переходит в режим накопления, причем жидкость накапливается не только в полости НКТ 3, но и в полости горизонтальных боковых стволов 7 и 8, тем самым увеличивается объем накопленной нефти при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину. При достижении жидкостью верхнего динамического уровня 5 насос 2 включается, и скважина переходит в режим откачки.
Авторами смоделирован процесс работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в горизонтальных боковых стволах, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, при размещении насоса на забое скважины, в зависимости от глубины размещения нижней границы динамического уровня жидкости.
На фиг.2 представлены зависимости разности удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей от величины интервала между верхним и нижним динамическими уровнями, при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками), 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки). Показано, что рентабельность скважины повышается при максимально возможном приближении нижнего динамического уровня к приему насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2; рентабельность достигает максимума при величине интервала между верхним и нижним динамическими уровнями 100-300 м. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.
На фиг.З отображены зависимости, аналогичные зависимостям фиг.2. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 2500 руб./т. Показано, что при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками) скважина отнесена к категории нерентабельных, а при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки) скважина переходит в категорию рентабельных.
Примеры осуществления способа
Осуществлено математическое моделирование процесса добычи нефти из скважины №8501 Мамонтовского месторождения.
3
Режим работы скважины: забойное давление - 199 атм, давление в затрубном пространстве - 7 атм, давление в линии - 20 атм, потенциальный дебит - 26 м/сут.
Конструкция скважины: глубина скважины - 2410 метров, насос устанавливают на забое - 2400 метров Скважина обсажена колонной диаметром 131 мм, в колонну спущен насос ЭЦН-60-2040 на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм; горизонтальные боковые стволы диаметром 114 мм разбурены на глубине 2365 м.
Обводненность продукции 78%.
Статический уровень 480 м.
Пример 1.
По результатам моделирования существующий режим работы скважины пунктирная линия через жирные точки на фиг.2 при верхней границе динамического уровня 1300 м от устья скважины, нижней границе - 1400 м;
длительность рабочего цикла насоса 1 час, в том числе период работы (период откачки) - 0,28 часа, период отключения (период накопления) - 0,72 часа.
Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 2 часа, в том числе период работы (период откачки) - 1,18 часа, период отключения (период накопления) - 0,82 часа - на фиг.2 это сплошная линия через треугольники, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 2200 м от устья скважины, нижней границы - 2300 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: возрастает разность удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей (фиг.2). Увеличение рабочего цикла насоса позволяет увеличить МРП скважины.
Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.
Пример 2.
В случае изменения удельных расходов на тонну товарной нефти до величины 2500 руб./т, результаты моделирования существующего режима работы скважины - сплошная линия через треугольники на фиг.3 при верхней границе динамического уровня 2300 м от устья скважины, нижней границе - 2400 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2; длительность рабочего цикла насоса 1,4 часа, в том числе период работы насоса (период откачки) - 0,82 часа, период отключения (период накопления) - 0,58 ч. Скважина относится к категории нерентабельных.
Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 1,5 часа, в том числе период работы (период откачки) - 0,57 часа, период отключения (период накопления) - 0,93 часа - на фиг.3 это пунктирная линия через квадраты, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 1800 м от устья скважины, нижней границы - 1900 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: скважина переходит в категорию рентабельных. Снижаются затраты на электроэнергию, вследствие увеличения периода отключения насоса: периода накопления.
Способ добычи нефти позволяет увеличить добычу нефти в периодическом режиме работы скважины с остановками насоса для накопления нефти, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, перевести скважину в категорию рентабельных, увеличить межремонтный период работы скважины.