способ добычи нефти на поздних стадиях разработки и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти на поздних стадиях разработки, заключающийся в перфорации обсадной колонны в нефтенасыщенной и водной зонах пласта и добыче нефти путем ее откачивания, отличающийся тем, что после перфорации в водной зоне пласта устанавливают пакер на уровень водонефтяного контакта пласта, а в процессе добычи нефти в водную зону пласта закачивают часть скважинной жидкости из нефтенасыщенной зоны для образования в районе перфорации водной зоны пласта оторочки из водонефтяной эмульсии, экранирующей воду.

2. Устройство для добычи нефти на поздних стадиях разработки, содержащее связанные с насосно-компрессорными трубами корпус с первым и вторым плунжерами, имеющими всасывающие и нагнетательные клапаны, один из которых соединен с колонной насосных штанг, и пакер, отличающееся тем, что с колонной насосных штанг соединен первый плунжер, а в нижней части устройства расположен неподвижный нагнетательный клапан, между которым и первым плунжером расположен подпружиненный со стороны неподвижного клапана второй плунжер с всасывающими клапанами в верхней и нижней частях, при этом в средней части второго плунжера выполнена по диаметру проточка длиной не меньше хода этого плунжера и отверстия в районе проточки для прохода скважинной жидкости, а выше второго плунжера расположен ограничитель хода этого плунжера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности при эксплуатации нефтяных месторождений.

Известен способ разработки залежи с трещиновато-пористыми коллекторами, Для снижения темпа роста обводненности в целом по залежи предложено осуществлять циклы подъема и снижения пластового давления в пределах 0,7- 0,95 от начального и, периодически измеряя обводненность, устанавливать наиболее оптимальный режим эксплуатации в целом по залежи и для отдельных скважин.

Способ разработки нефтяной залежи по а. с. 1719621SU, E 21 B 43/20, 02.08.90, 15.03.92 предполагает постоянное отслеживание геофизическими методами положения водонефтяного контакта по скважинам и своевременную изоляцию водопритоков с последующей перфорацией скважин выше созданного экрана.

Известный способ предполагает оптимизацию режимов работы добывающих и нагнетательных скважин с учетом разработки всего месторождения, что не учитывает характерных особенностей каждой добывающей скважины и способно значительно снизить конечную нефтеотдачу пласта и удлинить сроки разработки. Кроме того, для нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, характерна значительная обводненность скважин, причиной которой могут являться прорыв пластовой воды через отдельные зоны пласта, подтягивание к перфорационным отверстиям добывающей скважины водяного конуса, перетоки из-за некачественного цементирования обсадной колонны и т.д.

Известен способ доразработки водонефтяных зон, при котором предлагается в процессе эксплуатации в нагнетательной и добывающей скважине вскрывать перфорацией нефтенасыщенную и водонасыщенную части пласта. [Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. - Уфа, БКИ, 1987, с. 75-76 - прототип] . При этом нефть практически полностью вымывается по всей толщине пласта без образования водяного конуса, но это неэффективно, поскольку приходится выкачивать на поверхность большой объем воды.

Все известные способы добычи нефти на поздних стадиях разработки при наличии водонефтяного контакта основаны на изменениях режима разработки месторождения и не требовали создания специальных устройств. За прототип предлагаемого устройства взята стандартная установка для одновременной раздельной добычи нефти штанговыми скважинными насосами [Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И.Букаленко. - М.: Недра, 1983 - с. 67 - 69, рис. 29а].

Установка состоит из двух насосов, работающих синхронно, в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Верхний насос содержит подвижный цилиндр, соединенный с колонной насосных штанг и содержащий нагнетательный клапан и неподвижный плунжер с всасывающим клапаном. Нижний насос содержит неподвижный цилиндр с всасывающим клапаном и подвижный плунжер с нагнетательным клапаном, соединенный с колонной нагнетательных штанг. Пласты разобщаются пакером. Установка дает возможность одновременно откачивать скважинную жидкость из двух пластов и подавать ее на поверхность, но не позволяет организовать движение жидкости в двух направлениях, что необходимо для выполнения предлагаемого способа.

Предлагаемое техническое решение позволяет уменьшить проникновение пластовой воды к перфорационным отверстиям в зоне нефтенасыщенного пласта и, следовательно, предотвратить прорыв воды в фильтр добывающей скважины, что позволит с небольшими затратами повысить нефтеотдачу пласта, сократить объем попутно добываемой воды.

Способ добычи нефти на поздних стадиях разработки заключается в перфорации обсадной колонны в нефтенасыщенной и водной зонах пласта и добыче нефти путем ее откачивания. После перфорации в водной зоне пласта устанавливают пакер в обсадной колонне на уровень водонефтяного контакта пласта, а в процессе добычи нефти закачивают в водную зону пласта часть скважинной жидкости из нефтенасыщенной зоны пласта.

Устройство для выполнения способа содержит связанный с насосно-компрессорными трубами (НКТ) корпус и пакер. Внутри корпуса размещены два плунжера с всасывающими и нагнетательными клапанами. Первый плунжер с нагнетательным клапаном соединен с колонной насосных штанг, в нижней части устройства расположен неподвижный нагнетательный клапан. Между ними расположен подпружиненный со стороны неподвижного клапана второй плунжер с всасывающими клапанами в верхней и нижней части плунжера. В средней части второго плунжера выполнены проточка по диаметру длиной не меньше хода второго плунжера и отверстия в районе проточки для прохода скважинной жидкости. Выше второго плунжера расположен ограничитель его хода.

На чертеже изображено устройство для добычи нефти на поздних стадиях разработки. Устройство содержит корпус 1, первый плунжер 2, второй плунжер 3, нагнетательные клапаны 4 и 5, пружину 6, ограничитель хода 7, всасывающие клапаны 8 и 9, радиальные отверстия 10, отверстия для прохода скважинной жидкости 11. Кроме того, на чертеже обозначены колонна насосных штанг 12, НКТ 13, пакер 14, обсадная колонна 15, перфорационные отверстия 16 и 17 соответственно в нефтенасыщенной и водной зонах пласта.

Корпус 1 устройства является частью НКТ 13, он может либо вворачиваться, как изображено на чертеже, либо располагаться внутри НКТ без зазора. Внутри корпуса 1 расположены два подвижных плунжера 2 и 3. Первый плунжер 2 при работе соединяется с колонной насосных штанг 12, в поршневой его части расположен нагнетательный клапан 4. Второй подвижный плунжер 3 расположен по корпусу 1 ниже плунжера 2, передвижение его ограничено со стороны плунжера 2 ограничителем хода 7, например вставной втулкой, а с другой стороны пружиной 6. С торцовых поверхностей плунжера 3 расположены всасывающие клапаны 8 и 9, в средней его части выполнены проточка по диаметру длиной не меньше хода плунжера 3 и радиальные отверстия 10 для прохода скважинной жидкости. Ниже пружины 6 расположен неподвижный нагнетательный клапан 5, на который опирается пружина 6. В корпусе выполнены отверстия 11 в районе проточки плунжера 3 для прохода скважинной жидкости. Пакер 14 установлен на НКТ 13. Необходимо пояснить, что термин "нагнетательный клапан" применен для случая, когда клапан закрыт при пониженном давлении снаружи, а "всасывающий клапан" закрыт при повышенном давлении.

При увеличении обводненности скважин перфорируют обсадную колонну 15 в районе водной зоны пласта и на НКТ 13 спускают в скважину пакер 14, устанавливаемый на уровень водонефтяного контакта (ВНК), для разобщения внутренней части обсадной колонны и корпус 1 устройства для добычи нефти на поздних стадиях разработки, представляющего из себя модернизированный штанговый насос, позволяющий организовать встречные перетоки скважинной жидкости. В процессе добычи нефти закачивают в водную зону пласта - часть скважинной жидкости (10 - 50%) из нефтенасыщенной зоны пласта. Объем закачиваемой жидкости определяется равенством или небольшим превышением давления закачки над пластовым давлением таким образом, чтобы вблизи скважины в районе перфорированного участка водной зоны образовалась зона, насыщенная нефтью или водонефтяной эмульсией, характеризуемая повышенной вязкостью. Следовательно, возникает зона повышенного сопротивления для движения воды, образуя своего рода антипод водного конуса нефтяной конус в водной зоне пласта. При этом сопротивление движению воды будет определяться вязкостью эмульсии нефть+вода на границе раздела. Процесс саморегулируется. Сопротивление закачиваемой в пласт и извлекаемой жидкости определяется гидродинамическими параметрами скважины и пласта, например, мощностью и проницаемостью пласта, вязкостью водонефтяной эмульсии и т.д. Постепенно, по мере снижения обводненности, будет происходить закачка в водный пласт скважинной жидкости с повышенным содержанием нефти и тем самым постоянно поддерживаться экранирующая оторочка.

Корпус 1 устройства либо заменяет собой часть колонны НКТ 13, либо его вставляют в колонну НКТ. Плунжер 2 соединяют с колонной насосных штанг 12. Корпус 1 устройства и пакер 14 опускают вместе с колонной НКТ 13 и устанавливают таким образом, чтобы пакер 14 перекрыл обсадную колонну 15 на уровне ВНК, а корпус 1 располагают выше пакера 14. При ходе вверх колонны насосных штанг 12 и соответственно плунжера 2 за счет создаваемого разряжения клапаны 4 и 5 закрыты, клапаны 8 и 9 открыты, второй плунжер 3 под действием пружины 6 и перепада давления перемещается от нижней до верхней "мертвой" точки. Скважинная жидкость из нефтенасыщенной зоны пласта через отверстия 16, 11 и 10, клапаны 8 и 9 попадает в полости под плунжером 2 и над неподвижным клапаном 5.

При ходе плунжера 2 вниз клапаны 4 и 5 открываются, клапаны 8 и 9 закрываются, а плунжер 3 перемещается под действием возросшего давления к нижней "мертвой" точке, сжимая пружину 6. При этом происходит вытеснение скважинной жидкости через клапан 4 в верхнюю часть плунжера 2 и далее по НКТ 13 на поверхность. Другая часть скважинной жидкости перетекает из нижней полости через клапан 5 под действием плунжера 3 в нижнюю часть колонны НКТ 13 и через перфорационные отверстия 17 в водную зону пласта. Объем скважинной жидкости, закачиваемой в водную часть пласта при каждом цикле перемещений плунжера 2, можно регулировать, перемещая ограничитель хода 7 или неподвижный клапан 5 в процессе сбора устройства.

Через перфорационные отверстия 16 в НКТ 13 поступает скважинная жидкость, состоящая из нефти и воды и образующая водонефтяную эмульсию, часть которой поступает на поверхность, а другая в водную зону пласта через отверстия 17. В районе перфорационных отверстий 17 образуется коническая оторочка из водонефтяной эмульсии, которая будет служить экраном для проникновения подошвенной воды к перфорационным отверстиям в водонасыщенной зоне и уменьшать обводненность скважины, увеличив тем самым коэффициент конечной нефтеотдачи.