способ эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений

Формула изобретения

Способ эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений при совместно-раздельном отборе пластовых флюидов, предусматривающем разобщение ствола добывающей скважины на зоны раздельного отбора флюидов из пластов, регулируемый перепуск их в колонну насосно-компрессорных труб и совместный подъем на поверхность, отличающийся тем, что флюиды из зон раздельного отбора перепускают в колонну насосно-компрессорных труб в критических режимах течения, соответствующих заданным для каждого пласта расходу флюида и величине депрессии на пласт, при этом давление в колонне насосно-компрессорных труб поддерживают на уровне, не превышающем наименьшее из критических давлений перепускающих флюид штуцеров.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти и газа из многопластовых нефтегазовых месторождений.

Известен способ совместной эксплуатации пластов многопластового месторождения, близких по своим фильтрационным свойствам. При этом способе эксплуатации пласты объединяют в один объект, продуктивные мощности перфорируют, а флюид отбирают из пласта в скважину и поднимают по одной колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (1).

Недостатком этого способа является отсутствие возможности регулирования темпа отбора продукции из каждого пласта в отдельности, что нередко приводит к неравномерной выработке пластов, а при различии фильтрационных характеристик пластов к отсутствию притока по пласту с худшими коллекторскими свойствами.

Известен способ эксплуатации многопластовых месторождений при совместно-раздельной эксплуатации пластов, включающий разобщение скважины пакером на зоны отбора флюида из отдельных пластов, отбор флюидов в разобщенные зоны, перепуск их в колонну НКТ и совместный подъем флюидов на поверхность по одной колонне (2).

Недостатки способа связаны с низкой надежностью требующегося для него оборудования, необходимостью смены штуцера по мере изменения свойств добываемой нефтеводогазовой смеси, а также невозможностью совместной эксплуатации более двух пластов, так как регулирование ведется только по одному пласту.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение надежности способа и обеспечение оптимального отбора флюидов по пластам и возможности совместной эксплуатации более двух пластов с различными коллекторскими свойствами.

Поставленная задача решается тем, что при эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, включающей при совместно-раздельном отборе пластовых флюидов, предусматривающем разобщение ствола добывающей скважины на зоны раздельного отбора флюидов из пластов, регулируемый перепуск их в колонну НКТ и совместный подъем на поверхность, флюиды из зон раздельного отбора перепускают в колонну НКТ в критических режимах течения, соответствующих заданным для каждого пласта расходу флюида и величине депрессии на пласт, при этом давление в колонне НКТ поддерживают на уровне, не превышающем наименьшее из критических давлений перепускающих флюид штуцеров.

Предлагаемый способ эксплуатации месторождений, предусматривающий совместно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов одной скважиной, поясняется чертежом.

Месторождение разбуривается согласно схеме разработки нагнетательными скважинами и добывающими, обустроенными следующим образом. В скважину 1 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2 с пакерами 3, которыми разделяют продуктивные пласты, и размещенными под пакерами в зоне продуктивных пластов штуцерами 4 критического течения (3), рассчитанными на индивидуальные расход флюида и величину депрессии для каждого пласта. НКТ 2 с пакерами 3 и критическими штуцерами 4 спускают и устанавливают с помощью расцепителя труб (не показан) и оправки 5. Выше стационарно установленных НКТ 2 устанавливают лифтовую колонну 6, которая представляет собой стандартное фонтонное оборудование или типовое оборудование для механизированного способа подъема жидкости.

При разработке месторождения в продуктивных пластах поддерживают давление закачкой в них через нагнетательные скважины вытесняющего агента (воды), а пластовый флюид поднимают на поверхность через добывающие скважины. Работа добывающих скважин 1 при совместной эксплуатации пластов предложенным способом осуществляется следующим образом. При освоении скважины в фонтанном режиме или механизированным способом на штуцерах 4 возникают перепады давлений между забоем соответствующего пласта и полостью НКТ 2. По мере выхода скважины на режим перепад давлений на штуцерах возрастает и достигает своего критического значения. При этом скорость потока на выходе штуцера достигает критической скорости, а расход - своего максимального значения, индивидуального для каждого штуцера. Дальнейшее снижение давления в стационарных НКТ не приводит к изменению расходов и установившихся расчетных величин депрессии на каждый пласт, так как в штуцере критического течения скорость не может превысить критической (тепловой) скорости движения молекул.

Использование штуцеров критического течения позволяет обеспечить индивидуальные стабильные значения величины депрессии на каждый пласт и стабильное значение дебитов, которые не зависят от давления в НКТ 2 при его изменениях в диапазоне давлений, меньших наименьшего критического давления штуцеров 4. При этом назначение колонны 6 - обеспечение давления в НКТ 2 меньше наименьшего критического давления и подъем продукции на поверхность. Такое разделение функций упрощает устройство для реализации способа и повышает надежность его работы при заданных режимах отбора продукции.

Предлагаемый способ совместной эксплуатации пластов многопластового месторождения имеет следующие преимущества: пласт с низким газосодержанием, из которого при раздельной эксплуатации нефть необходимо поднимать механизированным способом, при наличии пласта с высоким газосодержанием может эксплуатироваться фонтанным способом; при неравномерном обводнении пластов обводняющийся пласт может разрабатываться фонтанным способом до 90% обводненности и выше за счет энергии других пластов; можно подключать для совместно-раздельной эксплуатации одной скважиной несколько (более трех) продуктивных горизонтов; в результате совместной эксплуатации пластов существенно возрастет суммарный дебит скважин, а следовательно, возрастут скорость потока и температура системы в парафиноопасной зоне, что позволит увеличить межочистной период или полностью исключить образование парафиногидратных пробок.

Пример расчета.

Восточно-Янгтинское месторождение, скважина 19, совместная работа пластов БС_11-12 и Ю₁ представлена в таблице.

Пласты проницаемости отличаются на порядок. Совместная эксплуатация пластов одним объектом невозможна.

Расчет критических сопел (штуцеров) на каждый объект эксплуатации.

По пласту БС_11-12.

Расчетное критическое давление на штуцере

P_c = 0,5 P_з.

Расчетная критическая скорость

v_c = 10³[P_c/a (1-a) _ж]^1/2 = 10³[10,5/0,3560,644794]^1/2 = 240 м/с,

где a = 0,356 - объемная доля газа при критическом давлении;

_ж = 794 - плотность жидкой фазы.

Расчетная площадь сечения сопла (штуцера)

S = Q_жb/v_c = 2401,82/240243600 = 2,110^-5 м²,

где b = 1,82 - объемный коэффициент.

Расчетный диаметр штуцера

d = [4S/ ]^1/2 = [42,110^-5/3,14]^1/2 = 5,210^-3 м.

Расчетная длина критического штуцера

L = 510^-3(v_c² _c/P_з-P_c) = 510^-3240²0,510^-3/10,5 =0,0137 м,

где _c = 0,510^-3 кг/м³ - плотность смеси.

По пласту Ю₁.

Расчетное критическое давление на штуцере

P_c = 0,5; P_з = 0,5 27,0 = 13,5 МПа.

Расчетная критическая скорость

v_c = 10³[P_c/a(1-a) _ж]^1/2 = 10³[13,5/0,3140,686864]^1/2 =269 м/с,

где a = 0,314 - объемная доля газа при критическом давлении;

_ж = 864 - плотность жидкой фазы.

Расчетная площадь сечения сопла (штуцера)

S = Q_жb/v_c = 631,61/269243600=4,3610^-6 м²,

где b = 1,61 - объемный коэффициент.

Расчетный диаметр штуцера

d = [4S/ ]^1/2 = [44,3610^-6/3,14]^1/2 =2,36 10^-3 м.

Расчетная длина критического штуцера

L = 510^-3(V_{c c} /P_з - P_с) = 510^-3 269² 0,6 10^-3 /13,5 = 0,016 м,

где _c = 0,6 10^-3 кг/м³ - плотность смеси.

Оптимальный режим эксплуатации пласта Ю₁ обеспечивается критическим штуцером диаметром 2,36 мм и длиной 16 мм при критическом давлении 13,5 МПа.

С целью обеспечения оптимальных режимов работы обоих пластов в трубах 2 (см. чертеж) необходимо поддерживать давление не выше 10,5 МПа.

При давлении на устье скважины не выше 3 МПа обеспечивается фонтанный режим работы скважины.

Источники информации

1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., "Недра", 1974 г., с. 541.

2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., "Недра", 1974 г., с. 541-553.

3. Большая советская энциклопедия (см. "сопло").