способ эксплуатации скважины многопластового месторождения нефти

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины многопластового месторождения нефти, включающий вскрытие продуктивных пластов через обсадную колонну и одновременный отбор продукции из каждого пласта с регулированием отбора по мере снижения пластового давления, отличающийся тем, что обсадную колонну, находящуюся против водонефтяного пласта с подстилающей водой и против нефтяного пласта, снабжают фильтрами с кислоторастворимыми пробками, при этом фильтр против нефтяного пласта выполняют с возможностью предотвращения проникновения через него воды из водонефтяного пласта, выработку которого осуществляют до допустимой обводненности нефти или снижения ее дебита, после чего водонефтяной пласт отключают и продолжают выработку нефтяного пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременной или раздельной эксплуатации многопластовых скважин с подстилающей водой в нижнем пласте.

Известен способ эксплуатации многопластовой скважины, включающий вскрытие продуктивных пластов, спуск оборудования для раздельного отбора жидкости из двух пластов одним штанговым насосом, создание индивидуальных перепадов давления на вскрытые пласты, обеспечение притока жидкости из пласта на забой скважины и отбор одновременно продукции всех пластов с забоя на поверхность [1]

Недостатком указанного способа является то, что он требует для осуществления сложное оборудование пакеры, якори и распределительные устройства с клапанами и не предотвращает переток жидкости при смене оборудования из одного пласта в другой.

Известен также способ эксплуатации многопластовой скважины [2] включающий вскрытие продуктивных пластов, спуск оборудования для одновременного и раздельного отбора жидкости из пластов одним глубинным насосом по колонне подъемных труб на поверхность, при котором осуществляют дифференцированное снижение давления в интервалах вскрытых пластов и поддерживают заданные объемы притока жидкости в скважину.

Недостатком данного способа является также необходимость использования сложного по конструкции оборудования и энергоемкость процесса подъема скважинной жидкости.

Известен также способ эксплуатации многопластовой скважины" [2] включающий вскрытие продуктивных пластов, спуск насоснокомпрессорных труб и глубинного насоса и отбор продукции пластов по колонне подъемных труб на поверхность (прототип).

Не умаляя достоинств данного способа, отметим, что он также требует для его осуществления пакерующие устройства, смонтированные приемные клапана на наружной поверхности подъемных труб, препятствующие спуску исследовательских приборов. При необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ в одном из пластов требуется подъем всего оборудования, при котором также не исключается переток скважинной жидкости из одного пласта в другой. Проведение технологических операций по отключению одного из пластов из-за опасности его загрязнения вызывает также необходимость дополнительных спуско-подъемных операций, связанных с восстановлением отключенного пласта и пуском его в работу.

Все это, в конечном итоге, требует больших затрат материальных средств, труда и времени, продолжительности ремонтноизоляционных работ.

Из-за отсутствия надежного оборудования для одновременной или раздельной эксплуатации многопластовой скважины с подстилающей водой при малых толщинах (2-4 м) в нижнем пласте в настоящее время разработка таких пластов осуществляется самостоятельной сеткой скважин, что экономически нерентабельно.

Разработка пластов по принципу снизу-вверх, т.е. выработка запасов сначала нижнего, а затем возврат на верхний пласт, также экономически нерентабельно, так как это приводит к консервации запасов верхнего пласта и продолжительной разработке нижнего пласта с большей обводненностью.

Целью изобретения является устранение указанных недостатков.

Поставленная цель достигается предлагаемым способом, включающим вскрытие продуктивных пластов через обсадную колонну и одновременный отбор продукции пластов из каждого пласта с регулированием отбора по мере снижения пластового давления.

Новым является то, что обсадную колонну, находящуюся против водонефтяного пласта с подстилающей водой и против нефтяного пласта снабжают фильтрами с кислоторастворимыми пробками, при этом фильтр против нефтяного пласта выполняют с возможностью предотвращения проникновения через него воды из водонефтяного пласта, выработку которого осуществляют до допустимой обводненности нефти или снижения ее дебита, после чего водонефтяной пласт отключают и продолжают выработку нефтяного пласта.

По нашему мнению, указанные отличительные признаки предложения существенны, поскольку они позволяют получать продолжительный эффект, не свойственный известным способам с помощью более простых технических средств, с большей экономической рентабельностью.

На фиг. 1 изображен общий вид зацементированной скважины, обсадная колонна которой снабжена фильтрами с кислоторастворимыми пробками, установленных против водонефтяного и нефтяного пластов, в разрезе; на фиг.2 то же, в скважину спущен насос и вид на фильтры в рабочем положении после вскрытия продуктивных пластов, частичный продольный разрез.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Перед цементированием скважины обсадные трубы, находящиеся против продуктивных пластов (D₁ и D₀), снабжают фильтрами I и II односторонней и двухсторонней связью соответственно (фиг. 1). Фильтр односторонней связи, установленный против нефтяного пласта D₁, выполняют с возможностью предотвращения проникновения через него воды из водонефтяного пласта D_O. Он содержит корпус 1 с фильтрационными отверстиями 2, заглушенными химически разрушаемыми пробками 3 (например, из магния, цинка или алюминия). Корпус 1 с наружной стороны снабжен камерой 4, установленной против фильтрационного отверстия 2. Камера через боковой канал 5 сообщена с фильтрационными отверстиями 2, а через нижний канал 6 с заколонным пространством.

В верхней камеры 4 выше фильтрационного отверстия 2 расположен шар 7, зафиксированный элементом 8, выполненным в виде пластин. Его выполняют из менее химически активного материала, чем заглушающая фильтрационное отверстие 2 пробка 3, например, из цинка. Ширину канала 5 выполняют меньше, чем диаметр шара 7, а длину больше диаметра последнего. В канале 6 выполнено седло 9 под шар 7. Камеру 4 закрепляют к корпусу с помощью сварки.

Фильтр II двухстороннего действия, устанавливаемый против водонефтяного пласта D_O, содержит трубчатый корпус 10, спускаемый на колонне обсадных труб 11, с просверленными фильтрационными отверстиями 12, заглушенными химически разрушаемыми пробками 13. Пробки 13 выполняют из более химически активного материала (например, из магния), чем пробки 3 или из одного и того же материала.

Далее скважину цементируют по обычной технологии с использованием цементировочных агрегатов и после затвердевания цементного раствора проводят комплекс стандартных геофизических исследований. Далее спускают в скважину колонну насоснокомпрессорных труб (НКТ) до забоя и после промывки скважины водой закачивают по трубам техническую соляную кислоту 24 27%-ной концентрации до интервала расположения фильтров I и II.

Вступая в реакцию, пробки 13 фильтра II полностью растворяются и происходит сообщение внутреннего пространства с заколонным через фильтрационные отверстия 12. Далее созданием избыточного гидравлического давления разрушают цементный камень 14 (фиг.2) и, тем самым, осуществляют вскрытие продуктивного пласта D₀ и кислотную обработку призабойной зоны пласта (ОПЗ).

Вскрытие нижнего продуктивного пласта D₀ можно осуществить и другими известными техническими средствами без использования взрывчатых веществ, например, сверлением.

После ввода в разработку нижнего пласта определяют гидродинамические параметры пласта, дебит обводненность продукции. Для контроля выработки нижнего пласта колонну труб в этом интервале желательно установить из стеклопластикового материала. Одновременно с разрушением пробок 13 кислотой происходит разрушение пробок 3 фильтрационных отверстий 2 фильтра 1 верхнего пласта D₁, при котором происходит сообщение камеры 4 с трубным пространством и разрушение пластинки 8, фиксирующей шар 7. Указанная пластинка полностью разрушается в течении 48 ч. К этому времени вскрывают верхний пласт D₁ и производят кислотную обработку призабойной зоны пласта одновременно с пластом D₀. После разрушения пластинки 8 шар 7 под действием своего веса перемещается вниз и садится в седло 9. После чего осуществляют вызов притока пласта D₁ и компрессорами (компрессоры на фиг. не изображены) и вводят его также в обработку.

Отбор нефти из обоих пластов ведут с помощью насоса 15. При этом, заранее зная параметры нижнего пласта, создают необходимую депрессию, при которой начинают работать оба пласта и соблюдается принцип равного давления в каждом пласте, что способствует равномерной выработке пластов. Поскольку нижний пласт с подстилающей водой, то вероятность обводнения пласта D₀ высока и, поскольку из предыдущего пласта D₁ продукция отбирается через фильтр с односторонней связью, заводнение верхнего пласта D₁ не происходит, так как предотвращается проникновение туда воды из продукции нижнего пласта D₀ фильтром односторонней связи 1.

Выработку нижнего водонефтяного пласта D₀ продолжают до допустимой обводненности нефти и снижения ее дебита.

Степень его выработки определяют путем промысловых и геофизических исследований.

После выработки нижнего пласта его отключают и продолжают отбирать продукцию пласта D₁ до полной его выработки.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Такой подход к эксплуатации многопластовой залежи позволяет более равномерно выработать пласты в экономически рентабельном режиме, приводит к сокращению продолжительности разработки нижнего пласта с большей обводненностью, следовательно и к повышению нефтеотдачи, позволяет одновременно эксплуатировать несколько пластов и сократить дополнительные спускоподъемные операции, поскольку исследовательские работы возможны и при спущенном насосе, т.е. по зазору между насосом и эксплуатационной колонной.