способ разработки водонефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки водонефтяной залежи, включающий подъем газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на колонне труб, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, отличающийся тем, что исследуют геолого-физические условия строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - месячные циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунно-солнечных приливных-отливных сил, а скважину выше продуктивного пласта оборудуют пакером, оснащенным хвостовиком с входными каналами, расположенными на 3-4 м ниже продуктивного пласта, после чего, исходя из исследований, производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период месячных лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период месячных лунных приливов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин (М.Л.Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - C.85).

Недостатком данного способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент РФ № 2138625, МПК 7 Е21В 43/20, опубл. в бюл. № 27 от 27.09.1999 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, при этом давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны.

Недостатком данного способа является его применение для эксплуатации скважин, расположенных в сводовой части нефтеносных структурных поднятий, когда в них еще остаются значительные нефтенасыщенные зоны, но происходит резкое уменьшение притока жидкости к скважине, что ограничивает эффективное использование способа.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления (патент РФ № 2228433, МПК 7 Е21В 43/00, опубл. в бюл. № 13 от 10.05.2004 г.), заключающийся в подъеме газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом с увеличением содержания воды в добываемой скважинной продукции и снижением рентабельности скважины 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, путем постепенного или скачкообразного изменения величины депрессии на нефтяной пласт с постепенным или резким уменьшением продукции из скважины, против нефти, при которых обеспечивают меньшую скорость подъема пластовой воды по сравнению со скоростью подъема пластовой воды по сравнению со скоростью всплытия в ней нефти, имеющей меньшую плотность, а также за счет увеличения фронта вытеснения нефти и повышения давления в нефтяном пласте, как результат резкого уменьшения притока воды из пласта в скважину, причем когда эксплуатируемый скважиной нефтяной пласт состоит из нескольких пропластков, некоторые из которых обводнены, образуют у ствола скважины конус обводнения и обводняют добываемую скважинную продукцию всего пласта, обводненный пропласток изолируют от нефтеносного пакером, который устанавливают выше границы обводненного пропластка на менее проницаемой части, например верхнем нефтенасыщенном пропластке, уменьшают возможность вертикального движения нижней воды и обеспечивают ее беспрепятственное прохождение через скважину в зоне расположения пропластка, что способствует уменьшению отбора воды при сохраняющемся или увеличивающемся отборе нефти, происходящем за счет увеличения давления в нефтяном пласте, при этом когда нефтеносный пласт обводнен, но еще в нем имеются целики остаточной нефти, а при разработке пластовая продукция непрерывно движется, что способствует непрерывному разделению нефти и воды по их плотности и непрерывному их перемещению, вода, в определенных условиях, оседая, постепенно занимает нижние части пласта, а нефть, вытесняемая водой, занимает верхние зоны структурных поднятий, что при поддержании в призабойной зоне скважины небольшой, рациональной 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, которая далее в стволе скважины всплывает через толщу воды, установленной в стволе скважины на определенной высоте, исходя из условий сохранения оптимального режима, обеспечивающего максимально допускаемый отбор нефти и сохранение максимально возможной рентабельности эксплуатации скважины, что обеспечивают предварительной подготовкой поступающей в скважину добываемой скважинной продукции путем подачи в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии, обеспечивая непрерывное всплытие нефти через толщу воды, отделение нефти от остаточной воды до определенных рациональных их соотношений в нефтеводоотделителе, накопление нефти или нефти с небольшим содержанием остаточной воды в камере-накопителе, с последующей откачкой ее из камеры-накопителя глубинным насосом на периодическом или непрерывном режимах, на поверхность земли, а отделившуюся в нефтеводоотделителе воду направляют к забою скважины вместе с подаваемым в воду деэмульгатором, имеющим большую плотность, по эксплуатационной колонне добываемой скважинной продукцией пласта, создавая тем самым кругооборот движения воды и обеспечивая работу скважины на установившемся режиме притока и откачки поступающей в скважину добываемой скважинной продукции, при котором избыток воды выбрасывают через обратный клапан в водоносную часть нефтяного пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, необходим постоянный контроль за геолого-физическими свойствами продуктивного пласта и за химическими свойствами добываемой продукции;

- во-вторых, сложность осуществление способа, обусловленная наличием таких элементов конструкции, как камера накопителя, нефтеводоотделитель, уплотнитель-разделитель и другое, а также подача в призабойную зону деэмульгатора-растворителя, предотвращающего образование в стволе скважины водонефтяной эмульсии. Все это вызывает дополнительные материальные и финансовые затраты.

Задачей изобретения является упрощение осуществления способа и сокращение материальных и финансовых затрат на его осуществление, а также отказ от постоянного контроля за геолого-физическими свойствами продуктивного пласта и химическими свойствами добываемой продукции.

Поставленная задача решается способом разработки водонефтяной залежи, включающим подъем газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на колонне труб, и изменение производительности глубинного насоса, для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции.

Новым является то, что исследуют геолого-физические условия строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - месячные циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунно-солнечных приливных-отливных сил, а скважину выше продуктивного пласта оборудуют пакером, оснащенным хвостовиком с входными каналами, располагаемыми ниже продуктивного пласта, после чего, исходя из исследований, производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период месячных лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период месячных лунных приливов.

Суть способа заключается в следующем.

Перед началом эксплуатации продуктивного пласта 1 производят исследование геолого-физических условий его строения и характеристик насыщающих продуктивный пласт 1 жидкостей с учетом месячных циклов лунных отливов и приливов (см. фиг.1).

Далее скважину 2 оборудуют пакером 3, оснащенным хвостовиком 4 с входными каналами 5, располагаемыми ниже продуктивного пласта 1, на высоту h, которая определяется расчетным путем и составляет 3-4 метра.

Размещение входных каналов 5 хвостовика 4 ниже продуктивного пласта 1 на высоту h=3-4 метрам позволяет исключить образование конуса подошвенной воды, а наоборот образуется обратный конус нефти. Далее в скважину 2 на колонне труб 6 спускают глубинный насос 7.

Исходя из исследований, проводимых на скважинах ОАО «Татнефть» (для изучения динамики пластового давления были выбраны скважины, вскрывшие карбонатные пласты башкирского яруса (скважина № 35001) и турнейского яруса (скважина № 6184), причем эти скважины находятся в законтурной области нефтяных залежей со значительной водонасыщенной толщиной пласта).

Для достоверности результатов исследований и исключения погрешности приборов были спущены два спаренных манометра и проведена запись давления и температуры за период ноябрь-декабрь 2006 года. Проведенная запись приборов показала, что приборы показали практически одинаковые результаты, при этом выявлена определенная закономерность и периодический характер записанных кривых.

При проведении исследований было учтено влияние:

- гидродинамических сил (исключены путем выбора скважин);

- температурных колебаний (при замерах имеют одинаковое значение);

- атмосферное давление в период исследований менялось от 720-750 мм рт.столба (колебания максимум 30 мм рт.столба или 40 см водяного столба, а при исследованиях изменение высоты столба в скважинах составляет до 300 см). Если влияет атмосферное давление, то на их значения оказывает влияние луна и солнце, при этом крелиусные силы имеют одинаковые значения и направление.

Поэтому основным фактором, влияющим на колебание высоты столба в скважинах, являются лунно-солнечные приливные-отливные силы.

Движется Луна под воздействием тяготения, в основном, двух небесных тел - Земли и Солнца, при этом солнечное притяжение вдвое больше земного. Луна находится на среднем расстоянии в 384400 км. На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны в период времени с 1 ноября по 19 декабря 2006 г. В апогее это расстояние увеличивается до 405500 км, а в перигее уменьшается до 363300 км. Полный оборот вокруг Земли Луна совершает за 29,5 суток, если за начало отсчета принимать Солнце. За этот период, называемый синодическим месяцем, она проходит все фазы от новолуния к первой четверти, полнолунию, последней четверти и снова возвращается к фазе новолуния.

Амплитуда суточных колебаний высоты столба в скважине составляет 20-50 см, месячных - до 300 см.

Из рассмотрения динамики пластового давления выявлено, что во времени уровни воды изменяются волнообразно с определенной амплитудой и скоростью.

При среднем диаметре Земли на рассматриваемой широте 6360 км. Длина окружности составляет 39941 км. Скорость «бегущей волны» составляет 39941 км/720 ч =55 км/ч.

Так как волна обладает энергетической энергией, то должно быть движение пластового флюида.

Если есть движение, то должен быть подъем уровня водонефтяного контакта с восточного направления начала движения Луны и Солнца.

Подъем уровня водонефтяного контакта обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».

Из этого всего видно, что максимальный эффект от регулирования производительности глубинного насоса 7 (см. фиг.1) будет, если учитывать месячный цикл лунных приливов-отливов. Производительность глубинного насоса 7 увеличивают до необходимой величины в период месячных лунных отливов и уменьшают в период месячных лунных приливов.

При этом снижение объемов извлечения в период месячных лунных приливов, когда количество воды в продукции скважины существенно увеличивается, значительно замедляет процесс обводнения продуктивного пласта 1 скважины 2 (см. фиг.1), так как замедляет процесс «подтягивания» воды непосредственно к добывающей скважине.

Предлагаемый способ разработки водонефтяной залежи не требует постоянного контроля за геолого-физическими свойствами продуктивного пласта и за химическими свойствами добываемой продукции, а наличие хвостовика расчетной длины позволяет избежать дополнительных материальных и финансовых затрат на осуществление данного способа.