способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, включающий раздельную, благодаря пакеру, установленному между пластами, откачку нефти из продуктивного пласта на дневную поверхность с предварительным гравитационным разделением продукции в скважине на нефть и воду и закачку отделившейся воды в принимающий пласт, отличающийся тем, что выше пакера, установленного выше продуктивного пласта, размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством, причем под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду, при этом отделенную нефть поднимают по межтрубному пространству и колонне труб с возможностью регулирования ее расхода на устье, а воду, контролируя ее количество, закачивают по межтрубному пространству в принимающий пласт за счет давления столба жидкости в скважине и избыточного давления, создаваемого насосом, причем интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды.

2. Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины по п.1, отличающийся тем, что эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Известно «Устройство скважины и способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU № 2344272, Е21В 43/00, опубл. Бюл. № 2 от 20.01.2009 г.), по которому в добывающих скважинах с высокой обводненностью продукции более проницаемого пласта проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале менее проницаемого пласта, подключают в разработку менее проницаемый пласт с использованием устройства скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости и перепуска воды из обводненного нефтяного пласта в выше или нижележащий водопринимающий пласт, включающего колонну насосных труб с насосом или без насоса, спущенную в эксплуатационную колонну с перфорированными участками напротив нефтяного и водопринимающего пластов, пакер, установленный в затрубном пространстве между данными пластами. Колонна насосных труб содержит насосную трубу с отверстиями, расположенную между динамическим уровнем жидкости в скважине и верхним пластом. При работе устройства в скважине устанавливается динамический уровень, отделившаяся от воды нефть через отверстия в насосной трубе поступает в колонну насосных труб, по которой с помощью насоса или за счет энергии пласта поднимается на поверхность, а вода, скапливающаяся в затрубном пространстве скважины, под весом столба жидкости высотой от динамического уровня до водопринимающего пласта поступает в водопринимающий пласт.

Недостатком способа является невозможность применить его в одиночных скважинах и в скважинах, в которых закачка воды в водопринимающий пласт в необходимых количествах не может производиться под действием давления высоты столба жидкости высотой от динамического уровня до водопринимающего пласта в затрубном пространстве скважины.

Известен «Способ добычи нефти» (патент RU № 2290497, Е21В 43/14, опубл. Бюл. № 36 от 22.03.2006 г.), включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах. В качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды. Верхний насос устанавливают на максимальной высоте. Соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти. Общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти.

Недостатками способа являются:

- его высокая стоимость и, как следствие, низкая рентабельность, поскольку в скважине используются две насосные установки;

- ограниченная область его применения, поскольку, чтобы разместить электроцентробежный насос с погружным электродвигателем и пакером между принимающим и продуктивным пластами, расстояние между ними должно быть не менее 30 м, что практически невозможно обеспечить в одном нефтеносном горизонте, а закачка воды в другой горизонт может быть произведена только при условии совместимости вод этих горизонтов;

- не позволяет произвести закачку воды в ближайший доступный из скважины вышележащий принимающий пласт;

- отсутствие контроля над качеством закачиваемой в принимающий пласт воды.

Технической задачей изобретения является повышение рентабельности способа за счет использования одного скважинного насоса, обеспечение закачки воды в вышележащий принимающий пласт и контроля над качеством закачиваемой в принимающий пласт воды.

Техническая задача решается способом эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, включающим раздельную, благодаря пакеру, установленному между пластами, откачку нефти из продуктивного пласта на дневную поверхность с предварительным гравитационным разделением продукции в скважине на нефть и воду и закачку отделившейся воды в принимающий пласт.

Новым является то, что выше пакера, установленного выше продуктивного пласта, размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством, причем под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду, при этом отделенную нефть поднимают по межтрубному пространству и колонне труб с возможностью регулирования ее расхода на устье, а воду, контролируя ее количество, закачивают по межтрубному пространству в принимающий пласт за счет давления столба жидкости в скважине и избыточного давления, создаваемого насосом, причем интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды.

Новым является также и то, что эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором.

На фиг.1 показана схема способа эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, на фиг.2 - то же, вариант выполнения с сепаратором.

Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины 1 (см. фиг.1) включает раздельную, благодаря пакеру 2, установленному между продуктивным 3 и принимающим 4 пластами, откачку нефти из продуктивного пласта 3 в выкидную линию 5 с предварительным разделением продукции в скважине 1 на нефть и воду, и закачку отделившейся воды в принимающий пласт 4. Над пакером 2, установленным над продуктивным пластом 3, на колонне труб 6 устанавливают насос 7, в качестве которого может быть использован штанговый или электропогружной насос (колонна штанг и электрокабель не показаны), сообщенный входом 8 через хвостовик 9 с подпакерным пространством 10. Выход 11 насоса 7 через радиальные отверстия 12 в колонне труб 6 сообщен с межтрубным пространством 13 над пакером 2. Под радиальными отверстиями 12 располагают трубы меньшего диаметра 14 с целью увеличения площади поперечного сечения межтрубного пространства 13 и снижения скорости движения воды вниз, что исключает увлечение нефти водой в принимающий пласт 4, поскольку скорость всплытия нефти в воде превышает скорость движения воды вниз. Отделенную в процессе гравитационного разделения продукции в скважине 1 нефть поднимают насосом 7 к устью 15 скважины 1 по межтрубному пространству 13 и по колонне труб 6 выше радиальных отверстий 12, при этом регулируют количество поступающей в выкидную линию 5 нефти с помощью, например, регулирующего клапана 16, а воду по межтрубному пространству 13 ниже радиальных отверстий 12 закачивают в принимающий пласт 4 за счет давления столба жидкости в скважине 1 и избыточного давления, создаваемого насосом 7. Интервал принимающего пласта 4 скважины 1 сообщают отдельной трубкой 17 с устьевым измерительным оборудованием 18, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт 4 воды.

При откачке продукции в насосе 7, например электроцентробежном, может образовываться стойкая эмульсия, которую перед закачкой из колонны труб 6 в межтрубное пространство 13 разделяют на нефть и воду скважинным сепаратором 19 (см. фиг.2).

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют скважину 1 (см. фиг.1) глубиной 1100 м, вскрывшую продуктивный пласт в интервале 1085-1090 м и принимающий пласт в интервале 1070-1075 м, которые разобщены пакером 2. Из высокообводненного продуктивного пласта отбирают продукцию с производительностью 30 м³ /сут с обводненностью 90%, то есть нефти в продукции 3 м ³/сут и воды - 27 м³/сут. Установленным в скважине 1 насосом 7, в качестве которого применен штанговый насос с условным диаметром 44 мм, продукцию поднимают по колонне труб 6 до выхода ее через радиальные отверстия 12 в межтрубное пространство 13, где происходит гравитационное разделение продукции на воду и нефть. За счет давления, создаваемого насосом 7, нефть по колонне труб 6 и по межтрубному пространству 13, расположенным выше радиальных отверстий 12, поднимают к устью 15, а вода, имеющая большую, чем нефть, плотность, занимает межтрубное пространство 13 ниже радиальных отверстий 12. При дальнейшей работе насоса 7 нефть поступает в выкидную линию 5 через регулирующий клапан 16, которым поддерживают расход таким образом, что-бы обеспечить отбор всей нефти (3 м³/сут) и наименьшее количество поступающей с ней воды (приблизительно 0,3 м³/сут), то есть всего 3,3 м³/сут нефти с обводненностью 10%, при этом в скважине создают избыточное давление, под действием которого, а также и под действием давления столба жидкости в скважине 1 вода с производительностью 26,7 м³/сут залавливается в принимающий пласт 4.

Осуществление подъема продукции на устье одновременно по колонне насосных труб 6 и по межтрубному пространству 13 выше радиальных отверстий 12 позволяет значительно снизить скорость движения продукции вверх, при этом отделяющаяся от нефти вода успевает под действием силы тяжести уходить вниз, а размещение ниже радиальных отверстий 12 труб меньшего диаметра 14 позволяет снизить скорость движения воды вниз и, таким образом, исключить увлечение нефти водой в принимающий пласт 4.

Размещенная в скважине 1 трубка 17 позволяет осуществлять контроль над качеством закачиваемой в поглощающий пласт 4 воды, для чего запорный орган 20 на верхнем конце трубки 17 открывают, и вода, находящаяся в интервале поглощающего пласта 4, под действием избыточного давления в скважине 1 поднимается к устью 15 и поступает в устьевое измерительное оборудование 18, например, через запорный орган 21 в пробоотборник 22 с последующим лабораторным анализом пробы воды на наличие в ней нефти и (или) в проточный анализатор 23 нефти в воде с передачей показаний о концентрации нефти в воде на диспетчерский пульт.

Другой пример выполнения

Из высокообводненного продуктивного пласта 3 отбирают продукцию с производительностью 50 м³/сут с обводненностью 80%, то есть нефти 10 м³/сут и воды - 40 м³ /сут. Откачку ведут электроцентробежным насосом 7 (см. фиг.2), при работе которого возможно образование стойкой водонефтяной эмульсии. Продукцию с эмульсией поднимают до установленного ниже радиальных отверстий 12 скважинного сепаратора 19, например гидроциклонного, с помощью которого эмульсия разделяется на нефть и воду, которые поступают в межтрубное пространство 13. Подъем нефти на поверхность, закачку воды в принимающий пласт и контроль над качеством закачиваемой воды осуществляют аналогично описанному в предыдущем примере выполнения, при этом в выкидную линию подают 11 м³ /сут с обводненностью 10% и закачивают в принимающий пласт 39 м³/сут воды.

Количество нагнетаемой в принимающий пласт 4 воды определяют по разности показаний скважинного расходомера 24, установленного выше насоса 7 с выводом данных на поверхность, и наземного расходомера 25 (см. фиг.1), установленного на выкидной линии 5.

Давление закачки воды в принимающий пласт 4 определяют как сумму показаний манометра 26, установленного на верхнем конце трубки 17, и расчетного давления высоты столба воды в трубке.

Давление на приеме насоса измеряют с помощью датчика давления 27, установленного, например, в полости хвостовика 9 с выводом показаний на поверхность.

Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет снизить себестоимость скважинного оборудования, поскольку используется один насос, что повысит рентабельность эксплуатации высокообводненных скважин, отбирать нефть с минимальным количеством попутной воды, количество которой легко регулируется на устье, закачивать практически всю воду в принимающий пласт, вести в процессе эксплуатации контроль за качеством и количеством закачиваемой в принимающий пласт воды, а также контролировать давления в интервалах продуктивного и принимающего пластов скважины.