способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором, включающий отбор минерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну водозаборную скважину, снабженную электроцентробежным насосом, подачу минерализованной пластовой воды по трубопроводам к, по крайней мере, одной нагнетательной скважине, закачку минерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательную скважину снабжают электроцентробежным или винтовым насосом с выходом насоса в нагнетательную скважину, электроцентробежный насос в водозаборной скважине и электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с одинаковой производительностью, но электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с напором, большим, чем в водозаборной скважине, а закачку минерализованной пластовой воды через нагнетательную скважину ведут по колонне насосно-компрессорных труб при запакерованном межтрубном пространстве.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с глинистым коллектором и работе системы поддержания пластового давления.

Известен способ закачки вытесняющего агента в скважину, включающий размещение вблизи нагнетательной скважины в специальном шурфе электроцентробежного насоса, соединение выкидной линии электроцентробежного насоса с нагнетательной скважиной, а всасывающей части - с трубопроводом водоисточника и подачу воды к электроцентробежному насосу по низконапорным коммуникациям (патент РФ №2079640, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1997 г.).

Известный способ не позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки воды при остановке электроцентробежного насоса, что снижает эффективность и надежность способа.

Известен способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. При прохождении до подстилающего слоя, минуя нефтяной пласт, скважины эксплуатируют как водозаборные, отбирают через них пластовую подстилающую воду и закачивают ее в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины в нефтяные пласты. Пластовую подстилающую воду перекачивают из водозаборной скважины в нагнетательную скважину по герметичным трубопроводам без контакта с кислородом воздуха и без разрыва струи. Водозаборные скважины снабжают электроцентробежными насосами высокой производительности и соединяют с ближайшими нагнетательными скважинами герметичными наземными водоводами (патент РФ №2061177, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г.).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, исключить затраты на подготовку рабочего агента, предотвратить рост сульфатвосстанавливающих бактерий в пласте, однако способ не позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки пластовой воды при остановке одной или нескольких водозаборных скважин, что снижает эффективность и надежность способа.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой подстилающей воды из водоносного пласта через водозаборные скважины, закачку пластовой подстилающей воды через нагнетательные скважины в пласты, закольцовывание выкидных линий водозаборных скважин, перераспределение объемов закачки пластовой воды штуцированием подводящих трубопроводов к нагнетательным скважинам, а при остановке одной или нескольких водозаборных скважин осуществление добычи пластовой воды из прочих водозаборных скважин и нагнетание в нагнетательные скважины через закольцованный трубопровод и штуцированные подводящие к нагнетательным скважинам трубопроводы с обеспечением закачки пластовой воды электроцентробежными насосами суммарной производительностью несколько меньшей суммарной приемистости нагнетательных скважин и обеспечением перераспределения и ограничения закачиваемых объемов рабочего агента до уровня производительности электроцентробежных насосов (патент РФ №2177537, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2001 г. - прототип).

Известный способ позволяет оперативно управлять процессом добычи и закачки пластовой воды при остановке одной или нескольких водозаборных скважин, однако применение способа при закачке пластовой воды в продуктивный пласт с глинистым коллектором при весьма низкой приемистости нагнетательной скважины вызывает серьезные затруднения из-за разницы в необходимом напоре электроцентробежного насоса для отбора пластовой воды из водозаборных скважин и для ее задавки в продуктивный пласт через нагнетательную скважину.

В изобретении решается задача повышения эффективности работ при межскважинной перекачке пластовой воды в продуктивный пласт с глинистым коллектором и за счет этого повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором, включающем отбор высокоминерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну водозаборную скважину, снабженную электроцентробежным насосом, подачу высокоминерализованной пластовой воды по трубопроводам к, по крайней мере, одной нагнетательной скважине, закачку высокоминерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению нагнетательную скважину снабжают электроцентробежным или винтовым насосом с выходом насоса в нагнетательную скважину, электроцентробежный насос в водозаборной скважине и электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с одинаковой производительностью, но электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с напором большим, чем в водозаборной скважине, а закачку высокоминерализованной пластовой воды через нагнетательную скважину ведут по колонне насосно-компрессорных труб при запакерованном межтрубном пространстве.

Признаками изобретения являются:

1) отбор высокоминерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну водозаборную скважину, снабженную электроцентробежным насосом;

2) подачу высокоминерализованной пластовой воды по трубопроводам к, по крайней мере, одной нагнетательной скважине;

3) закачку высокоминерализованной пластовой воды через, по крайней мере, одну нагнетательную скважину;

4) отбор нефти через добывающие скважины;

5) снабжение нагнетательной скважины электроцентробежным или винтовым насосом с выходом насоса в нагнетательную скважину;

6) подбор электроцентробежного насоса в водозаборной скважине и электроцентробежного или винтового насоса в нагнетательной скважине с одинаковой производительностью;

7) подбор электроцентробежного или винтового насоса в нагнетательной скважине с напором большим, чем в водозаборной скважине;

8) закачка высокоминерализованной пластовой воды через нагнетательную скважину по колонне насосно-компрессорных труб при запакерованном межтрубном пространстве.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с глинистым коллектором возникает необходимость в применении в качестве рабочего агента высокоминерализованной пластовой воды, не ухудшающей проницаемость призабойной зоны скважины и продуктивного пласта. Наиболее предпочтительной для использования является межскважинная перекачка пластовой высокоминерализованной пластовой воды из водозаборной скважины в нагнетательную скважину. Однако существующие технологии межскважинной перекачки не обеспечивают поступление пластовой воды в рабочем объеме в продуктивный пласт с глинистым коллектором, отличающимся низкой приемистостью. В предложенном способе решается задача повышения эффективности работ при межскважинной перекачке высокоминерализованной пластовой воды в продуктивный пласт с глинистым коллектором.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи с глинистым коллектором отбирают высокоминерализованную пластовую воду через, по крайней мере, одну водозаборную скважину, снабженную электроцентробежным насосом, и подают по трубопроводам к, по крайней мере, одной нагнетательной скважине, через которую производят закачку высокоминерализованной пластовой воды в продуктивный пласт. Через добывающие скважины отбирают нефть.

Нагнетательную скважину снабжают своим дополнительным электроцентробежным или винтовым насосом с выходом насоса в нагнетательную скважину. При этом для соблюдения равенства перекачиваемых объемов жидкости электроцентробежный насос в водозаборной скважине и электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с одинаковой производительностью. Для обеспечения задавки высокоминерализованной пластовой воды в низкопроницаемый продуктивный пласт с глинистым коллектором электроцентробежный или винтовой насос в нагнетательной скважине подбирают с напором большим, чем у электроцентробежного насоса в водозаборной скважине. Таким образом, применение дополнительного насоса одинаковой производительности, но повышенного напора обеспечивает задавку объема жидкости, добываемого через водозаборную скважину. Для обеспечения задавки закачку высокоминерализованной воды через нагнетательную скважину ведут по колонне насосно-компрессорных труб при запакерованном межтрубном пространстве.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь с глинистым коллектором со следующими характеристиками: Горизонт Кыновский-Пашийский, пластовая температура 35°С, давление насыщения 7,0 МПа, газовый фактор 41,9 м³/т, пористость 20,3%, начальное пластовое давление 17,5 МПа, плотность нефти в поверхностных условиях 0,868 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 3,98 мПа·с, объемный коэффициент нефти 1,137 д.ед., плотность воды в пластовых условиях 1,182 г/см ³, вязкость воды в пластовых условиях 1,44 мПа·с.

Отбирают высокоминерализованную пластовую воду через одну водозаборную скважину, снабженную электроцентробежным насосом марки УЭЦН5-125-1200 производительностью 125 м³/сут и напором 1200 м, и подают по трубопроводам к одной нагнетательной скважине, через которые производят закачку высокоминерализованной пластовой воды в продуктивный пласт. Через добывающие скважины отбирают нефть.

Нагнетательные скважины снабжают своими дополнительными электроцентробежными насосами марки УНЦСВ-125-2000 производительностью 125 м³/сут и напором 2000 м и винтовыми насосами марки УЭВНТ5А-125-2000 производительностью 125 м³/сут и напором 2000 м с выходом насоса в нагнетательную скважину. Закачку высокоминерализованной воды через нагнетательную скважину ведут по колонне насосно-компрессорных труб при запакерованном межтрубном пространстве на 20 м выше интервала перфорации.

В результате пластовое давление в продуктивном пласте поддерживается на начальном уровне разработки, что обеспечивает проектную нефтеотдачу залежи 50,1%. Применение способа по прототипу в данных условиях обеспечивает пластовое давление на уровне 70% от начального, вследствие чего нефтеотдача залежи снижается до 45%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность работ при межскважинной перекачке пластовой воды в продуктивный пласт с глинистым коллектором и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи.