способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины с помощью насосных установок и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что при одновременном отборе нефти через одну скважину из нескольких продуктивных пластов до спуска насосной установки в скважину последовательно спускают глубинные дебитомеры и устанавливают их на пакерах в межпластовом пространстве выше каждого контролируемого пласта, количество дебитомеров равно количеству продуктивных пластов, причем каждый дебитомер снабжен автономным источником питания и соединенным с ним электронным счетчиком с блоком памяти, затем в зависимости от показаний дебитомеров при снижении отбора нефти из какого-либо пласта выполняют обработку призабойной зоны этого пласта и изменяют режим нагнетания рабочего агента в неудовлетворительно работающий пласт.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем отобранной из каждого пласта нефти за фиксированный промежуток времени определяют после подъема дебитомеров на поверхность по формуле:

Q_i=Q ^d_i-Q^d_i-1,

где Q _i - дебит i-го пласта, м³/сут;

Q^d _i - показания дебитомера, расположенного выше i-го пласта, м³/сут;

Q^d_i-1 - показания дебитомера, расположенного ниже i-го пласта, м ³/сут.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой воды из водоносного пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт, закольцовывание выкидных линий водозаборных скважин, перераспределение объемов закачки пластовой воды штудированием подводящих трубопроводов к нагнетательным скважинам, а при остановке одной или нескольких водозаборных скважин осуществляют добычу пластовой воды из прочих водозаборных скважин и нагнетание в нагнетательные скважины через закольцованный трубопровод и штуцированные подводящие к нагнетательным скважинам трубопроводы, обеспечивая при этом закачку пластовой воды электроцентробежными насосами суммарной производительностью, несколько меньшей суммарной приемистости нагнетательных скважин, а закольцовыванием и штуцированием обеспечивают перераспределение и ограничение закачиваемых объемов рабочего агента до уровня производительности электроцентробежных насосов (Патент РФ 2177537, кл. Е 21 В 43/20, 2001).

Недостатком способа является малая эффективность отбора при снижении пластового давления, а также отсутствие информации о дебите скважин, необходимой для управления технологическим процессом отбора.

Известен также способ разработки нефтяных залежей, включающий

отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины с помощью насосных установок и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины (Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика. - М.: Недра, 1996. - с. 280-287).

Недостатком способа является малая эффективность управления технологическим процессом отбора нефти из нескольких продуктивных пластов через одну скважину, связанная с отсутствием неполной информации о дебите отдельных пластов.

Задача настоящего изобретения состоит в том, что необходимо создать такой способ разработки нефтяной залежи, который бы обеспечивал максимально возможное управление технологическим процессом отбора нефти из нескольких продуктивных пластов через одну скважину.

Технический результат заключается в повышении эффективности управления технологическим процессом отбора нефти из нескольких продуктивных пластов через одну скважину (на основе данных об отборе нефти из каждого пласта многопластовой залежи через одну скважину и принятии решения об обработке призабойной зоны пласта (ПЗП) или изменении режима работы влияющих нагнетательных скважин.

Указанный технический результат при осуществлении заявляемого изобретения достигается описываемым способом по прототипу, включающем отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины с помощью насосных установок и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, новым является то, что при одновременном отборе нефти через одну скважину из нескольких продуктивных пластов до спуска насосной установки в скважину последовательно спускают глубинные дебитомеры и устанавливают их на пакерах в межпластовом пространстве выше каждого контролируемого пласта, количество дебитомеров равно количеству продуктивных пластов, причем каждый дебитомер снабжен автономным источником питания и соединенным с ним электронным счетчиком с блоком памяти, затем в зависимости от показаний дебитомеров при снижении отбора нефти из какого-либо пласта выполняют обработку призабойной зоны этого пласта и изменяют режим нагнетания рабочего агента в неудолетворительно работающий пласт.

Объем, отобранной из каждого пласта нефти за фиксированный промежуток времени, определяют после подъема дебитомеров на поверхность по формуле:

Q_i=Q^d_i-Q^d _i-1,

где Q_i - дебит i-го пласта, м ³/сут;

Q^d_i и Q^d _i-1 - показания дебитомеров, расположенных соответственно выше и ниже i-го пласта, м³/сут.

В зависимости от показании дебитомеров выполняют отчистку призабойной зоны пластов и изменение режима нагнетания рабочего агента в пласты.

При наличии суммарного измерителя дебита на поверхности верхний дибитомер можно не опускать в скважину.

На фиг.1 представлена схема реализации способа разработки нефтяной залежи.

На фиг.2 - представлен общий вид дебитомера.

Схема реализации включает насосную установку 1, установленную под насосно-компрессорными трубами (НКТ) 2, дебитомеры 3, 4 и 5, установленные соответственно при помощи пакеров 6, 7 и 8 в обсадной колонне 9 выше продуктивных пластов 10, 11 и 12. Обсадная колонна 9 на уровне продуктивных пластов 10, 11 и 12 имеет зоны перфорации 13, 14 и 15.

В качестве дебитомеров 3, 4 и 5 можно использовать, например, роторные дебитомеры (фиг.2), содержащие крыльчатку 16, соединенную через магнитную муфту 17 и индукционный преобразователь числа оборотов крыльчатки 18 с электронным счетчиком с блоком памяти 19, выполненным в виде микропроцессора. Дебитомеры 3, 4 и 5 снабжены также электронными часами 20 и автономным источником питания 21, соединенным с электронным счетчиком 19 и электронными часами 20. Все элементы дебитомеров 3, 4 и 5 (кроме крыльчатки 12) установлены в герметизированном корпусе 22.

Способ реализует следующим образом. До спуска насосной установки 1 в скважину последовательно спускают дебитомеры 3, 4 и 5, которые устанавливают при помощи пакеров 6, 7 и 8. Дебитомеры 3, 4 и 5 устанавливают в межпластовом пространстве выше контролируемых продуктивных пластов 10, 11 и 12. После спуска и включения насосной установки 1 поток нефти из пластов 10, 11 и 12 поступает через зоны перфорации 13, 14 и 15 в обсадную колонну 9, откуда, обходя дебитомеры 3, 4 и 5, - на вход насосной установки 1 и далее по НКТ на поверхность. Под воздействием потока жидкости крыльчатки 16 начинают вращаться. Это вращение передается через магнитную муфту 17 преобразователю 18 числа оборотов в электрические импульсы, которые фиксируются электронным счетчиком с блоком памяти 19. Электронными часами 20 фиксируется время работы счетчиков 19. Отношение количества импульсов к времени их накопления пропорционально к дебиту нефти из пласта. Причем дебит пласта 10 равен показаниям дебитомера 3, дебит пласта 11 равен разности показаний дебитомеров 4 и 3, а дебит пласта 12 равен разности показаний дебитомеров 5 и 4.

При существенном снижении суммарного дебита, измеряемого на поверхности, например, при помощи измерительной установки “Спутник” (на чертеже не показана), или при ремонте насосной установки дебитомеры извлекаются на поверхность, после обработки (интерпретации) данных дебитомеров определяют средний дебит нефти за контрольный период каждого пласта. При наличии суммарного измерителя дебита, измеряемого на поверхности, верхний дебитомер можно не опускать в скважину.

В случае обнаружении существенного снижения отбора нефти из какого-либо пласта выполняют обработку призабойной зоны этого пласта и изменяют режим нагнетания рабочего агента в неудовлетворительно работающий пласт.

Таким образом, контролирование отбора нефти из каждого пласта многопластовой залежи и принятие на основе полученной информации обоснованных решении по обработке ПЗП и закачке рабочего агента в нагнетательные скважины обеспечит повышение эффективности разработки нефтяного месторождения.