способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий разделение в скважине жидкости на воду и нефть и раздельный отбор воды и нефти, отличающийся тем, что при обводненности нефтедобывающей скважины более 99,5% ее переводят в разряд скважины для добычи воды в систему поддержания пластового давления с попутной добычей нефти, для чего скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами, первую колонну опускают на глубину, заполненную водой, отделившейся при гравитационном разделении нефти, вторую колонну опускают на глубину, близкую к устью скважины, в зону скапливания нефти, поддерживают приток из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб постоянным и из условия предотвращения выпадения кольматирующих веществ в скважине и околоскважинной зоне пласта, при этом отбор нефти по второй колонне насосно-компрессорных труб осуществляют постоянно или периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при добыче воды и нефти из водозаборных скважин.

Известен способ добычи нефти из обводняющихся скважин, включающий подъем газожидкостной смеси глубинным насосом. С увеличением содержания воды в добываемой скважинной продукции изменяют режим притока и подъема добываемой скважинной продукции, исходя из учета месторасположения скважины на структуре нефтеносной залежи, геолого-физических условий строения нефтяного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей. Изменяют величину депрессии на нефтяной пласт с большей на меньшую, одновременно уменьшают глубину спуска и производительности глубинного насоса. Обеспечивают меньшую скорость подъема пластовой воды по сравнению со скоростью всплытия в ней нефти. Увеличивают фронт вытеснения нефти и повышения давления в нефтяном пласте. По способу добычи нефти из обводняющихся скважин, когда нефтеносный пласт обводнен, но еще в нем имеются целики остаточной нефти, а при разработке пластовая продукция непрерывно движется, вода занимает нижние части пласта, а нефть занимает верхние зоны структурных поднятий. При поддержании в призабойной зоне скважины депрессии, не нарушающей процесс перераспределения отдельных компонентов добываемой скважинной продукции, способствующей накоплению нефти в сводовой части структур и макроструктур, под действием этой депрессии поддерживают движение нефти по нефтяному пласту и приток к эксплуатационной скважине. Нефть в стволе скважины всплывает через толщу воды, установленной в стволе скважины на определенной высоте, исходя из условий сохранения оптимального режима. Предварительно подают в призабойную зону деэмульгатор-растворитель. При этом обеспечивают непрерывное всплытие нефти через толщу воды, отделение нефти от остаточной воды в нефтеводоотделителе, накопление нефти в камере-накопителе. Откачивают ее из камеры-накопителя. Отделившуюся воду направляют к забою скважины вместе с подаваемым в воду деэмульгатором. Избыток воды выбрасывают через обратный клапан в водоносную часть нефтяного пласта (Патент РФ №2228433, кл. Е21В 43/00, опубл. 2004.05.10).

Способ позволяет добывать нефть из обводняющейся скважины, однако при этом проявляется отрицательное влияние применяющихся действий на дебит добываемой воды, как правило, необходимой для системы поддержания пластового давления.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи нефти из подземного продуктивного пласта через скважину, согласно которому подают скважинный флюид в разделительную камеру в заданном положении по вертикали через одно или несколько отверстий с локальной скоростью потока ниже 1 м/с, обеспечивают возможность разделения скважинного флюида на нижний слой обогащенного водой компонента, средний слой компонента дисперсии нефти и воды и верхний слой обогащенного нефтью компонента, извлекают жидкость из верхнего слоя и выпускают эту жидкость на поверхность, извлекают жидкость из нижнего слоя, измеряют положение по вертикали поверхности раздела между жидкостными слоями и регулируют скорость потока, по меньшей мере, одного компонента из втекающего скважинного флюида, вытекающего обогащенного водой компонента или вытекающего обогащенного нефтью компонента в зависимости от измеренного положения по вертикали. Скорость потока регулируют для установки заданного положения по вертикали в нижнем слое или для установки заданного положения по вертикали в среднем слое (Заявка на изобретение РФ №2003103440/03, кл. Е21В 43/38, опубл. 2004.07.20 - прототип).

Известный способ не позволяет создавать в скважине поток со скоростью более 1 м/с, что в весьма значительной степени ограничивает использование скважины как водозаборной для системы поддержания пластового давления.

В предложенном изобретении решается задача добычи нефти как попутной при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем разделение в скважине жидкости на воду и нефть и раздельный отбор воды и нефти, согласно изобретению, скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами, первую колонну опускают на глубину, заведомо заполненную отделившейся водой, вторую колонну опускают на глубину, близкую к устью скважины в зону скапливания нефти, производительность насоса в первой колонне насосно-компрессорных труб подбирают в зависимости от максимального дебита продуктивного пласта, поддерживают количество поступающей в скважину нефти, каким оно получается естественным путем, скорость гравитационного разделения нефти устанавливают такой, какая получается естественным путем, поддерживают постоянный приток из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб, по второй колонне насосно-компрессорных труб постоянно или периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти отбирают нефть. Признаками изобретения являются:

1) разделение в скважине жидкости на воду и нефть;

2) раздельный отбор воды и нефти;

3) оборудование скважины двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами;

4) спуск первой колонны на глубину, заведомо заполненную отделившейся водой;

5) спуск второй колонны на глубину, близкую к устью скважины, в зону скапливания нефти;

6) подбор производительности насоса в первой колонне насосно-компрессорных труб в зависимости от максимального дебита продуктивного пласта;

7) поддержание количества поступающей в скважину нефти, каким оно получается естественным путем;

8) поддержание скорости гравитационного разделения нефти такой, какая получается естественным путем;

9) поддержание постоянного притока из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб;

10) отбор нефти по второй колонне насосно-компрессорных труб постоянно или периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Эксплуатация высокообводненных нефтедобывающих скважин с точки зрения добычи нефти становится нерентабельной, как правило, при обводненности более 99,5%. Такие скважины переводят в разряд рентабельных при их эксплуатации как водозаборных для добычи воды в систему поддержания пластового давления. При этом скапливающаяся в таких скважинах нефть безвозвратно теряется из-за отсутствия ее сбора и добычи. Существующие способы сбора и добычи нефти в обводнившихся или обводняющихся скважинах предполагают обязательное изменение режима работы скважины в пользу увеличения добычи нефти в ущерб добыче воды. Эффект по нефти в таких скважинах бывает минимальным, а потеря дебита по воде максимальной и не оправданной. Скважина снова становится нерентабельной. В предложенном способе решается задача добычи нефти как попутной при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления с сохранением рентабельности скважины. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации обводненной скважины создают условия для разделения в скважине жидкости на воду и нефть и проводят раздельный отбор воды и нефти. Для этого скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами. Первую колонну опускают на глубину, заведомо заполненную отделившейся водой. Как правило, это стандартная глубина размещения насоса в скважине на глубине порядка 1200 м. В качестве насоса возможно использование электроцентробежного, штангового или какого-либо другого насоса в зависимости от дебита скважины. Вторую колонну опускают на глубину, близкую к устью скважины, в зону скапливания нефти. Это, как правило, глубина порядка 100-500 м от устья скважины. В промежутке между точками отбора воды и нефти создаются условия для разделения жидкости на воду и нефть.

Производительность насоса в первой колонне насосно-компрессорных труб подбирают в зависимости от максимального дебита продуктивного пласта. Поддерживают количество поступающей в скважину нефти, каким оно получается естественным путем. Скорость гравитационного разделения нефти устанавливают такой, какая получается естественным путем. Поддерживают постоянный приток из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб. Постоянный и максимальный приток необходим для обеспечения работоспособности скважины, для предотвращения выпадения кольматирующих веществ в скважине и околоскважинной зоне пласта, для поддержания установившихся потоков воды в пласте. Всякие остановки или изменения режимов работы насосного оборудования приводят к кольматации коллектора пласта, пескопроявлению, выносу в скважину загрязнений и, как следствие, снижению дебита скважины. По второй колонне насосно-компрессорных труб постоянно или периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти отбирают нефть как побочный продукт при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления. К рентабельности скважины как водозаборной добавляется прибыль от реализации попутно добываемой нефти.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют обводнившуюся до 99,5% нефтедобывающую скважину. Скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб с насосами. Первую колонну диаметром 2.5 оборудуют насосом НСВ2-32 и опускают на глубину 1200 м, заведомо заполненную отделившейся водой. Вторую колонну диаметром 2 оборудуют насосом НСВ29 и опускают на глубину 300 м от устья скважины в зону скапливания нефти. Производительность насоса в первой колонне насосно-компрессорных труб подбирают равной 100 м³/сут, т.е. равной максимальному дебиту продуктивного пласта. Поддерживают постоянный приток из продуктивного пласта отбором воды по первой колонне насосно-компрессорных труб. Поддерживают количество поступающей в скважину нефти, каким оно получается естественным путем, т.е. 0,5 м³ /сут. Скорость гравитационного разделения нефти устанавливают такой, какая получается естественным путем, т.е. 0,5 м ³/сут нефти на 99,5 м³/сут воды. По второй колонне насосно-компрессорных труб периодически в зависимости от скапливающейся в скважине нефти отбирают нефть как побочный продукт при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления. В результате за 1 год эксплуатации дополнительно добыто 180 т нефти.

Применение предложенного способа позволит отбирать нефть как побочный продукт при основной добыче воды для системы поддержания пластового давления при сохранении рентабельности скважины как водозаборной.