Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации двух пластов в одной скважине и к техническим средствам для его осуществления. Обеспечивает возможность устойчивого отбора суммарной продукции пластов, близкой или равной их дебитам, независимо от забойных давлений пластов и с продукцией разной вязкости. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов насосом с использованием дополнительного клапана. Согласно изобретению дополнительный клапан устанавливают на хвостовике насоса под пакером в зоне нижнего пласта. В качестве этого клапана выбирают клапан, имеющий возможность закрытия со стороны верхнего пласта. Фиксируют максимальный устойчивый суммарный объем отбираемой продукции из пластов путем изменения подачи насоса. После этого измеряют динамический уровень продукции верхнего пласта и при уменьшении суммарного объема отбираемой продукции при дальнейшей эксплуатации скважины измеряют упомянутый динамический уровень, который восстанавливают путем изменения подачи насоса. При этом предотвращают попадание воды из верхнего пласта в нижний пласт. 2 н.п. ф-лы, 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации двух пластов в одной скважине и к техническим средствам для его осуществления.

Известен способ эксплуатации двух пластов в одной скважине [1], включающий вскрытие, освоение скважины и подъем жидкости из нее при поддержании оптимального забойного давления по каждому пласту, при этом установление оптимального забойного давления по нижнему пласту производят изменением отбора жидкости, а по верхнему пласту - путем периодического стравливания газа из затрубного пространства скважины во время подъема жидкости из скважины или путем закачки газообразного агента в затрубное пространство до давления Р_затр., определяемого из зависимости

Р_затр.=(0,5-0,9)Р_нас,

где Р_затр.^- давление в затрубном пространстве скважины, МПа

Р_нас - давление насыщения нефти газом, МПа.

Недостатком известного способа является то, что его осуществление вызывает ряд технологических трудностей, связанных с операцией периодического стравливания газа из затрубного пространства или закачкой газообразного агента в затрубное пространство до определенного давления с учетом давления насыщения, требующих наличия трубопроводов для перекачки стравливаемого газа в газосборный пункт или подвода газа для закачки в затрубное пространство. Кроме того, создание давления в затрубном пространстве в определенных рамках тоже вызывает трудности из-за возможного изменения давления насыщения нефти. Поэтому этот способ может найти ограниченное применение.

Известна установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине [2], в описании работы которой приводится и способ одновременно и раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов одновременно и раздельно насосом с использованием дополнительного клапана.

При этом установка для осуществления способа [2] включает спускаемый на колонне НКТ насос в зону верхнего пласта, пакер и хвостовик. Насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном, размещенным на боковой стенке его цилиндра и делящим этот цилиндр по длине на две части, пропорциональные производительности пластов. При этом установка обеспечивает возможность поступления жидкости в цилиндр штангового насоса при движении его плунжера вверх, а после прохождения плунжером дополнительного клапана - продукции высоконапорного пласта, например с нижнего пласта.

Этот способ и установка для его осуществления более близки к предлагаемому и могут быть приняты в качестве прототипа.

Недостатком прототипа, так же как и у аналога, является ограниченность применения способа и установки для его осуществления. Объясняется это тем, что пласты не всегда работают со стабильной производительностью, поскольку по разным причинам в нагнетательных скважинах, например, с течением времени приемистость пласта снижается из-за загрязненности фильтра и ПЗП и в связи с этим стабильное пластовое давление может не поддерживаться. Поэтому деление цилиндра по длине на две части в соответствии с дебитами пластов не обеспечивает регулирование поступления продукции пластов к насосу. Кроме того, использование в способе только штангового насоса также ограничивает его применение. При этом размещение дополнительного клапана на боковой стенке цилиндра насоса снижает надежность его работы, поскольку проходное сечение клапана из-за стесненных условий выполняют небольшим, что влечет за собой его засорение при спуске в скважину, особенно в случае, когда пласты имеют продукцию разной вязкости.

Задачей настоящего изобретения является создание способа, позволяющего независимо от забойных давлений пластов и с продукцией разной вязкости устойчиво отбирать суммарную продукцию пластов, близкую или равную их дебитам, с использованием оборудования, обладающего повышенной надежностью в работе.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов насосом и с использованием дополнительного клапана.

Новым является то, что дополнительный клапан устанавливают в хвостовике насоса под пакером в зоне нижнего пласта, в качестве которого выбирают клапан, имеющий возможность закрытия со стороны верхнего пласта, фиксируют максимальный устойчивый суммарный объем отбираемой продукции из пластов путем изменения подачи насоса, после чего измеряют и фиксируют динамический уровень продукции верхнего пласта и при уменьшении суммарного объема отбираемой продукции при дальнейшей эксплуатации скважины измеряют упомянутый динамический уровень, который восстанавливают путем изменения подачи насоса, при этом предотвращают попадание воды из верхнего пласта в нижний пласт. Вышеприведенный способ осуществляется описываемым оборудованием, включающим спускаемый до зоны верхнего пласта на колонне НКТ насос с хвостовиком и пакером для разобщения пластов и дополнительный клапан.

Новым является то, что дополнительный клапан установлен на хвостовике насоса под пакером в зоне нижнего пласта, в качестве которого выбран клапан, с возможностью закрытия со стороны верхнего пласта для предотвращения попадания воды из этого пласта в нижний пласт.

Оборудование также отличается и тем, что в качестве пакера для разобщения пластов использован пакер, работающий с опорой на забой, причем в качестве дополнительного клапана использован всасывающий клапан насоса НСН-56 или НСН-57.

Представленный чертеж поясняет суть изобретения, где изображено заявляемое оборудование для осуществления способа, предназначенного для одновременной эксплуатации двух пластов в одной скважине.

Оборудование для осуществления одновременной эксплуатации двух пластов в одной скважине содержит спускаемый в скважину 1 на колонне НКТ 2 насос 3 с хвостовиком 4 в компоновке с пакером 5, работающим с опорой на забой скважины. Пакер, устанавливаемый между двумя пластами 6 и 7 верхним и нижним соответственно, предназначен для разобщения этих пластов, под которым внутри хвостовика установлен дополнительный клапан 8, в качестве которого выбран клапан, имеющий возможность закрытия со стороны верхнего пласта, например всасывающий клапан от насоса НСН-56, или НСН-57 или другой клапан аналогичной конструкции. При этом в качестве насоса могут быть использованы штанговые или винтовые насосы.

В стенках хвостовика 4 в зонах расположения пластов просверлены фильтрационные отверстия 9 и 10 для подачи продукции пластов к всасывающему основному клапану 11 насоса 3.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед спуском оборудования для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине каждый из пластов подвергают раздельной пробной эксплуатации с целью определения их дебита.

Далее насос 3 с хвостовиком 4 в компоновке с пакером 5 и с дополнительным клапаном 8, как это изображено на прилагаемом чертеже, спускают в скважину на колонне НКТ 2 так, чтобы насос оказался в зоне расположения верхнего пласта 6, а пакер расположился в интервале между разнонапорными пластами 6 и 7.

После разобщения пластов пакером 5 насос запускают в работу в оптимальном режиме, регулируя изменением подачи насоса. При движении плунжера 12 насоса вверх основной всасывающий клапан 11 открывается и продукция из верхнего пласта 6, поступившая через фильтрационные отверстия 9 в полость хвостовика над дополнительным клапаном 8 под действием забойного давления P₁, поступает в полость 13 цилиндра 14 насоса. При этом одновременно под действием забойного давления Р₂ нижнего пласта 7 продукция, открывая дополнительный клапан 8, устремляется вверх и совместно с продукцией верхнего пласта через основной всасывающий клапан 11 заполняет полость 13 цилиндра. При достижении верхней точки плунжера 12 меняет направление движения, продукция перетекает из подплунжерной полости цилиндра в надплунжерную. После достижения плунжером 12 нижней точки цикл повторяется. При этом в период отбора суммарной продукции из пластов насосом происходит следующее. Продукция верхнего пласта в смеси с пластовой водой через фильтрационные отверстия 9, попадая в полость хвостовика, заполняет надклапанную ее часть. При этом дополнительный клапан 8 предотвращает попадание продукции верхнего пласта в нижний и тем самым исключается опасность накопления там пластовой воды как тяжелой по весу составляющей продукции верхнего пласта и последующее глушение ею нижнего пласта.

Далее путем изменения подачи насоса фиксируют максимальный устойчивый суммарный объем отбираемой продукции из пластов, после чего измеряют и фиксируют динамический уровень продукции верхнего пласта и в случае уменьшения суммарного объема отбираемой продукции при дальнейшей эксплуатации скважины измеряют упомянутый динамический уровень, который восстанавливают путем изменения подачи насоса

Конкретный пример реализации способа.

Заявляемый способ и применяемое при этом оборудование испытывалось на скв. № 3546 Дачного нефтяного месторождения. Из-за отсутствия надежного оборудования для одновременно раздельной эксплуатации пласта как в России, так и за рубежом институтом «ТатНИПИнефть» была разработана технологическая схема разработки месторождения, в котором предусмотрена совместная разработка обоих объектов общим фильтром из-за нерентабельности при раздельной эксплуатации. Согласно проекту разработки месторождения по состоянию на 01.06.2004 г. пробурены и введены в эксплуатацию на верей-башкирские отложения 46 скважин, в т.ч. по 10 скважинам эти объекты испытаны общим фильтром. Расчетный дебит составляет сумму дебитов по объектам, умноженный на коэффициент 0,7:

(q_верей+q_башкир)×0,7=(3,0 т/сут + 4,0 т/сут)×0,7=4,9 т/сут

Промысловый анализ показал, что при работе скважин общим фильтром расчетный дебит не подтверждается. Фактический дебит при эксплуатации общим фильтром не превышает 3,0÷3,5 т/сут, т.к. коллекторские характеристики и физико-химические свойства нефтей пластово-сводовой залежи верейского горизонта и карбонатного массива башкирского яруса не обеспечивают одинаковые гидродинамические параметры.

Геолого-геофизические параметры и данные раздельной эксплуатации пластов скважины №3546 сведены в таблицу.

Таблица
Параметры	Ед. изм.	Верейский горизонт	Башкирский ярус
Эффективная толщина	м	5,3	7
Пористость	%	11,0	13,5
Глинистость	%	5,0	1,3
Нефтенасыщенность	%	48,0	71,4
Проницаемость	мД	30,0	77,0
Дебит нефти при эксплуатации	т/сут	3,7	3,5

При эксплуатации скважины общим фильтром дебит скважины составлял 3,3 т/сут нефти.

В мае 2004 г. согласно заявляемому способу в скважину спустили на колонне НКТ винтовой насос с хвостовиком и пакером, работающим с опорой на забой, при этом в качестве дополнительного клапана использовали всасывающий клапан от насоса НСН-56. Установили пакер между верхним и нижним пластами с забойными давлениями P₁=55 атм и P₂=65 атм соответственно, залегающими на глубине 880 и 910 м.

Путем изменения подачи насоса зафиксировали максимальный суммарный дебит пластов, который составил в среднем 6,1 т/сут. После устойчивого отбора нефти пласта в указанном объеме отбили динамический уровень продукции верхнего пласта.

На первом этапе работает верхний основной клапан 11 и при определенном пороговом перепаде забойного давления открывается дополнительный клапан для обеспечения притока продукции из нижнего пласта. Гидродинамические исследования показали цикличность работы дополнительного клапана в зависимости от создаваемой депрессии на забой.

Экономический эффект от применения предлагаемого способа складывается из дополнительной добычи нефти Q_н.доп=6,1-3,3=2,8 т/сут на 1 скважину. Устойчивая добыча нефти с указанным объемом, согласно предлагаемому способу, продолжается.

Источники информации

1. А.с. № 1592474, М. кл. Е 21 В, 43/14, опубл. в БИ № 34, 15.09.90 г.

2. Патент РФ. № 2221136, М. кл. 7 Е 21 В 43/14, опубл. в БИ № 1, 10.01.04 г. (прототип).

1. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов насосом с использованием дополнительного клапана, отличающийся тем, что дополнительный клапан устанавливают на хвостовике насоса под пакером в зоне нижнего пласта, в качестве которого выбирают клапан, имеющий возможность закрытия со стороны верхнего пласта, фиксируют максимальный устойчивый суммарный объем отбираемой продукции из пластов путем изменения подачи насоса, после чего измеряют динамический уровень продукции верхнего пласта и при уменьшении суммарного объема отбираемой продукции при дальнейшей эксплуатации скважины измеряют упомянутый динамический уровень, который восстанавливают путем изменения подачи насоса, при этом предотвращают попадание воды из верхнего пласта в нижний пласт.

2. Оборудование для эксплуатации двух пластов в одной скважине, включающее насос, с возможностью его спуска до зоны верхнего пласта на колонне насосно-компрессорных труб, с хвостовиком и пакером для разобщения пластов и дополнительный клапан, отличающееся тем, что дополнительный клапан установлен на хвостовике насоса под пакером в зоне нижнего пласта, в качестве которого выбран клапан с возможностью закрытия со стороны верхнего пласта для предотвращения попадания воды из этого пласта в нижний пласт.

3. Оборудование по п.2, отличающееся тем, что в качестве пакера для разобщения пластов использован пакер, имеющий возможность работы с опорой на забой.

4. Оборудование по п.2, отличающееся тем, что в качестве дополнительного клапана использован всасывающий клапан насоса НСН-56 или НСН-57.