Способ разработки месторождения углеводорода с подошвенной водой и добычи углеводорода штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи углеводородов и технологии добычи нефти, газа, газового конденсата штанговыми насос-компрессорами. Изобретение позволяет повысить добычу за счет разрушения конуса воды, образующегося в призабойной зоне, и повысить тем самым приток добываемого углеводорода. Сущность изобретения: по способу устанавливают насос-компрессор таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже подошвы пласта. Предварительно осуществляют разрушение конуса воды в призабойной зоне пласта путем откачки воды через хвостовик, соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра насос-компрессора, и по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра насос-компрессора. При увеличении в откачиваемой жидкости содержания углеводорода делают вывод о начале разрушения конуса воды. Продолжают откачку до разрушения эмульсии в конусе воды, образующейся в неоднородной пористой среде пласта на границах углеводород-вода и вода-углеводород, расслоения потоков воды и углеводорода и приведения текущего водоуглеродного контакта к первоначальному положению. Затем в процессе добычи продолжают откачивать воду через хвостовик, а углеводород - по затрубному пространству. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи углеводородов с подошвенной водой и технологии добычи углеводородов - нефти, газа, газового конденсата - штанговыми насос-компрессорами типа НРП.
В отечественной и международной практике широкое признание получили методы искусственного заводнения пластов и его разновидности. В России около 90% нефти добывается с применением заводнения пластов.
В настоящее время большинство месторождений природных углеводородов с такой системой разработки находятся на завершающей стадии эксплуатации и характеризуются постоянным снижением уровней добычи нефти и газа, резким ростом обводненности продукции, массовым сокращением действующего фонда добывающих скважин ввиду нерентабельности их дальнейшей эксплуатации.
Кроме того, имеется ряд нефтяных залежей с осложненными условиями:
- водоплавающие нефтяные залежи,
- нефтяные залежи с низкой продуктивностью,
- нефтяные залежи с низкими пластовыми и забойными давлениями,
- нефтяные залежи с высокими газовыми факторами (500-1000 м3/т),
- нефтяные залежи с газовой шапкой,
- нефтяные оторочки в газовых и газоконденсатных месторождениях и т.д., при разработке и эксплуатации которых существующая технология добычи углеводородов имеет низкие показатели, а затраты пластовой энергии газового фактора и пластовой температуры расточительны.
В процессе эксплуатации скважин в дренированной части пласта и призабойной зоне в объеме депрессионной воронки образуется конус воды, состоящий из разных пропорций эмульсии первого и второго рода, который снижает фазовую проницаемость по нефти и является барьером для притока нефти из нефтенасыщенной части пласта. В этих условиях метод искусственного заводнения и существующая технология добычи нефти накопила много негативных факторов и не удовлетворяет требованиям практики добычи нефти, газа и конденсата.
К настоящему времени разработано много различных методов и технологий увеличения текущей нефтеотдачи пластов проведением различных видов обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ) на основе нового оборудования и новых технологий подъема нефти. В последние годы широкое применение приобрели гидроразрыв пласта и зарезка вторых стволов с целью выйти на нефтенасыщенную часть пласта или невырабатываемые линзы, целики. Проходят промышленные испытания дилатационно-волновые воздействия на породы пластов в призабойной зоне скважин, оборудованных ШГН, в которых используются переменные поля упругих деформаций на фоне аномальных статических напряжений. К сожалению, большинство новых известных методов и технологий требуют значительных затрат и поэтому не снижают, а часто увеличивают себестоимость нефти и не решают задачи повышения рентабельности скважин на истощенных месторождениях. Ресурсозатраты на добычу 1 т нефти такими методами в десятки раз превышают ресурсозатраты на добычу одной тонны нефти при добыче предлагаемым способом.
Известен способ добычи нефти и газожидкостных смесей с помощью насосной установки с раздельным приемом нефти (нефтегазовой смеси) и воды (НРП), в котором откачивают воду через хвостовик, расположенный ниже уровня водонефтяного контакта в пласте и соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра НРП, а нефть (нефтегазовую смесь) - по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП (SU 1323743, МПК F 04 В 47/02, опубл. 15.07.1987).
Недостатком известного способа является низкая эффективность использования в условиях описанного выше оборудования и технологии добычи углеводородов для разрушения конуса воды, препятствующего притоку нефти из нефтенасыщенной части пласта, и снижение эффекта в добыче углеводородов.
Задачей изобретения является повышение текущей нефтеотдачи и добычи углеводородов (нефти, газа, конденсата, нефтегазовой смеси) на эксплуатируемых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, повышение энергоэффективности использования природных ресурсов.
Технический результат изобретения - повышение притока добываемого углеводорода путем обеспечения разрушения конуса воды, образующегося в призабойной зоне, и сообщения нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождения углеводорода с подошвенной водой и добычи углеводорода штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды типа НРП, по которому устанавливают насос-компрессор таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже подошвы пласта, предварительно осуществляют разрушение конуса воды в призабойной зоне пласта путем откачки воды через хвостовик, соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра НРП, и по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП и при увеличении в откачиваемой жидкости содержания углеводородов делают вывод о начале разрушения конуса воды, продолжают откачку до значительного или полного разрушения и размыва эмульсии в конусе воды, образующейся в неоднородной пористой среде пласта на границах углеводород-вода и вода-углеводород, расслоения потоков воды и углеводорода и приведения текущего водоуглеродного контакта к первоначальному положению, а затем в процессе добычи продолжают откачивать воду через хвостовик, а углеводороды - по затрубному пространству.
Кроме того, предпочтительно использовать насос-компрессор с расстоянием от нижнего всасывающего клапана до бокового, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины воды.
Кроме того, на стадии добычи углеводорода целесообразно контролировать соотношение притока пластовой воды и количества откачиваемой воды и при их неравенстве регулировать положение плунжера цилиндра НРП таким образом, чтобы эти значения были равны.
Технический результат достигается за счет того, что значительное или полное разрушение и размыв эмульсии в конусе воды и приведение текущего ВНК к первоначальному положению при работе НРП обеспечивается:
- изменением направления потоков пластовый воды и углеводородов в конусе воды призабойной зоны скважины;
- колебательными процессами, происходящими в стволе и призабойной зоне скважины, образующимися при ходе плунжера вверх и вниз при работе НРП;
- значительным или полным отбором (откачкой) поступающей пластовой воды на прием хвостовика.
Разрушение эмульсии, расслоение потоков воды и углеводорода происходит с использованием штанговой насосно-компрессорной установки для раздельного отбора воды и углеводородов из пласта (НРП), спущенной в скважину таким образом, чтобы приемное устройство хвостовика располагалось ниже подошвы и вода откачивалась по хвостовику, а углеводороды откачивались по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан в цилиндре НРП.
На чертеже изображен один из вариантов установки для реализации способа.
Глубинный штанговый насос-компрессор с раздельным приемом (НРП) содержит корпус 1 с цилиндром 2, в нижнем торце которого имеется нижний всасывающий клапан 3, а к боковой стенке присоединен боковой всасывающий клапан 4. В полости цилиндра 2 расположен плунжер 5 с нагнетательным клапаном 6. К нижней части цилиндра присоединен хвостовик 7 из насосно-компрессорных труб или длинномерной трубы меньшего диаметра с фильтром и заглушкой на конце.
Способ добычи согласно изобретению реализуется следующим образом.
Основными силами, удерживающими эмульсию в неоднородной пористой среде при вытеснении ее водой, являются капиллярные силы. При снижении действия капиллярных сил за счет уменьшения межфазного натяжения с 25...35 до 0,01...0,001 мН/м достигается практически полное (до 95...98%) вытеснения нефти. Поэтому разделение потоков и изменение направлений движения углеводорода и пластовой воды в конусе призабойной зоны скважины является сущностью разработки нефтяных, газовых залежей и залежей газоконденсатных месторождений с подошвенной водой.
Нижняя часть хвостовика 7 с фильтром и заглушкой спускается ниже подошвы пласта. При запуске насоса за счет разности плотностей углеводорода и пластовой воды линия тока по воде повернется вниз в фильтровую часть хвостовика 7 и будет откачиваться насосом через нижний всасывающий клапан 3, а водо-нефтегазовая смесь по затрубному пространству откачиваться через боковой клапан 4 насоса-компрессора. При выводе скважины на режим в затрубном пространстве произойдет замещение воды на нефть, создадутся благоприятные условия для разрушения эмульсии и сообщения ствола скважины с нефтенасыщенной частью пласта, возрастет динамический уровень. За счет длительных циклов упруговолнового воздействия продольных колебаний в конусе воды ослабнут капиллярные силы и силы поверхностного натяжения на границах нефть-вода и вода-нефть, начнет постепенно разрушаться эмульсия, и образуются стабильные каналы фильтрации нефти за счет слияния капельной нефти в цепочки с непрерывной нефтенасыщенностью при работе НРП. В первую очередь начнет разрушаться эмульсия в верхней части, имеющей наименьший радиус и объем эмульсии. Использование данного способа позволяет увеличить фазовую проницаемость по нефти и снизить фазовую проницаемость по воде, процент обводнения уменьшится. По снижению процента воды в откачиваемой жидкости можно судить о начале сообщения нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины. Этот процесс может длиться несколько месяцев, пока не разрушится вся эмульсия в конусе и он не осядет до первоначального ВНК (водонефтяного контакта). Все это время будет снижаться процесс обводнения. При достижении начального ВНК снижение процента воды в добываемой продукции прекратится. Ресурс добычи нефти со сниженным процентом пластовой воды и увеличенным процентом нефти будет продолжаться до тех пор, пока не откажет насос. Все сказанное в равной степени относится и к другим углеводородам - газу, нефтегазовой смеси, газовому конденсату.
Существует несколько конструкций насос-компрессоров типа НРП: НРП-44 (см. SU 1323743), 3 НРП, 4 НРП, НРП2-44 (см. US 6182751), 1 НРП, 5 НРП (RU 2112890), 2 НРП (RU 1128090).
Все они могут использоваться для реализации указанного способа. По типоразмерам насос-компрессоры могут изготавливаться вставные типа НРПВ, так и невставные - НРП размером от 38 до 57 мм и более в зависимости от размера эксплуатационной колоны.
Для эксплуатации обводненных скважин до 20-30%, 50-60% и 80-99% необходимо использовать насосы типа НРП с различным расположением бокового клапана 4 от нижнего всасывающего клапана 3 и выполнить главное требование технологии добычи нефти - через нижний всасывающий клапан 3 необходимо, в идеале, отбирать столько воды, сколько ее поступает на забой скважины. Это первое регулирование разделением потоков и отбора пластовой воды. Если обводненность продукции до 20-30% и НРП-44 обеспечивает полную откачку столба пластовой воды с забоя скважины в соответствии с расположением боковой камеры - 0,8 м от нижнего всасывающего клапана 4, то происходит разрушение конуса воды, снижение процента пластовой воды и увеличение процента по нефти. После того, как произойдет максимальное снижение процента обводнения продукции скважин и он больше не будет уменьшаться, необходимо снять динамограмму работы насоса типа НРП и по нагрузкам на штанги относительно нулевой линии (указывающий вес штанг) определить границу откачки пластовой воды. Откачку воды с забоя скважины можно определить также расчетом, умножив диаметр цилиндра на расстояние от нижнего всасывающего клапана до бокового клапана, и сравнить этот результат с фактическим по отбору пробы на устье скважины традиционным методом.
Если приток пластовой воды к забою меньше, чем возможности насоса по откачке воды, приступают ко второй стадии регулирования отбора пластовой воды и нефти. Для этого приподнимают на устье полированный шток и фиксируют его в траверсе канатной подвески, этим самым мы приподнимаем плунжер от нижнего всасывающего клапана и этим самым уменьшаем отбор пластовой воды и увеличиваем отбор нефти за счет увеличения хода плунжера относительно боковой камеры при одной и той же длине хода. Аналогично поступают при обводнении скважины на 50-60% и 80-99%.
Если по исходным данным обводненность продукции более 20-30% и отобрать всю воду с забоя скважины не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос НРП с другим расстоянием боковой камеры, для откачки продукции скважины с обводнением до 50-60% пластовой воды - расстоянием боковой камеры 1,5 м.
Если по исходным данным обводненность продукции более 60%, отобрать всю воду с забоя скважины с боковой камерой до 50-60% не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос НРП с другим расстоянием боковой камеры - 1,8 м.
Плавное регулирование отбора воды и нефти при обводнении скважины на 50-60% и 80-99% производят аналогично описанному регулированию при обводнении скважины на 20-30%.
Применение предложенного способа с использованием насос-компрессоров типа НРП позволяет:
1. Повысить добычу углеводорода и текущую отдачу пластов за счет следующих факторов:
- увеличение давления нефтегазовой смеси на входе в насос за счет различных плотностей нефти и пластовой воды соответственно в затрубном пространстве и хвостовике компановки насоса. Сообщение нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины и приемом насоса через боковую камеру позволяет наиболее эффективно использовать пластовое давление, без потерь на преодоление столба пластовой воды при обычном насосе ШГН;
- повышение КПД работы насоса НРП в связи с исключением влияния вредного пространства в нижнем клапане (заполнен откачиваемой через хвостовик водой) по сравнению с обычной технологией добычи нефти;
- обеспечение раздельного ввода нефти и воды в цилиндр при добыче нефти исключает условия образования вязких и стойких водонефтяных эмульсий (при обводненности продукции с 40 до 75%), что обеспечивает коэффициент наполнения насоса до 0,8 и т.д.
2. Снизить потери и эффективно использовать пластовую температуру, т.к. при подъеме теплоносителя - пластовой воды по хвостовику, исключается контакт ее с колонной через нефть в кольцевом затрубном пространстве, и снизить или исключить отложения парафина в лифтовых трубах и процессы коррозии в эксплуатационной колонне.
3. Эффективно использовать природный и попутный газ при высоком газовом факторе, поступающий в цилиндр через боковой клапан путем образования газовой пробки в верхней части цилиндра, компремирования его давлением столба водонефтегазовой смеси в лифтовых трубах при ходе плунжера вниз и создания пробкового (близкого к фонтанированию) режима эксплуатации скважины.
1. Способ разработки месторождения углеводорода с подошвенной водой и добычи углеводорода штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды, по которому устанавливают насос-компрессор таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже подошвы пласта, предварительно осуществляют разрушение конуса воды в призабойной зоне пласта путем откачки воды через хвостовик, соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра насос-компрессора, и по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра насос-компрессора и при увеличении в откачиваемой жидкости содержания углеводорода делают вывод о начале разрушения конуса воды, продолжают откачку до разрушения эмульсии в конусе воды, образующейся в неоднородной пористой среде пласта на границах углеводород-вода и вода-углеводород, расслоения потоков воды и углеводорода и приведения текущего водоуглеродного контакта к первоначальному положению, а затем в процессе добычи продолжают откачивать воду через хвостовик, а углеводород - по затрубному пространству.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют насос-компрессор с расстоянием от нижнего всасывающего клапана до бокового, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины воды.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что на стадии добычи контролируют соотношение притока пластовой воды и количества откачиваемой воды и при неравенстве регулируют положение плунжера цилиндра насос-компрессора таким образом, чтобы эти значения были равны.
