Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2540714:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с двумя и более пластами, которые совпадают в структурном плане, с отбором продукции из нижнего пласта и закачкой воды в верхний пласт.

Известен 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. 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. Дополнительно эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором (патент РФ 2394153, кл. Е21В 43/00, опубл. 10.07.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что скважину снабжают снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб, патрубками с отверстиями на наружной колонне насосно-компрессорных труб, разделяют скважину пакером над продуктивным пластом, подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубков в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб, создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну, в верхней части скважины организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду, регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубками с отверстиями, направляют нефть в нефтяную линию, подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды (патент РФ №2490436, кл. Е21В 43/12, Е21В 43/38, опубл. 20.08.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является недостаточно эффективное разделение нефти и воды, сложность конструкции, излишний подъем на поверхность воды. Способ также не позволяет эффективно использовать разделяемую воду в целях поддержания пластового давления заводнением, что приводит к невысокой нефтеотдаче при разработке залежей с двумя и более пластами, совпадающими в структурном плане.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонн труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность, согласно изобретению, в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб, фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной, двигаясь из нижнего продуктивного пласта по стволу скважины, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, насосом закачивается в верхний пласт через перфорационные отверстия в колонне труб напротив данного пласта.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает система поддержания пластового давления заводнением. Одним из путей ее повышения является использование добывающих скважин для одновременной добычи жидкости по одному пласту и закачки воды по другому. При этом никаких водоводов к скважине не подводят, а используют разделение в скважине отбираемой жидкости из нижнего пласта на нефть и воду. Воду используют в целях закачки в этой же скважине в верхний пласт. Таким образом, повышают эффективность системы заводнения залежи, состоящей, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов. При отсутствии заводнения на залежи, данный способ используют для утилизации воды в верхний пласт. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с двумя пластами, вскрытыми скважиной. Обозначения: 1 - нижний продуктивный пласт, откуда отбирается жидкость, 2 - верхний продуктивный пласт, куда закачивается вода, 3 - не коллектор, 4 - добывающая скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - цементное кольцо, 7 - перфорационные отверстия, 8, 9 - колонны труб, 10 - фильтр с гидрофобной поверхностью, 11 - фильтр с гидрофильной поверхностью, 12 - насос для подъема продукции скважины (нефти) на поверхность, 13 - насос для закачки воды в верхний пласт 1, 14 - пакеры между обсадной колонной 5 и колоннами труб 8 и 9, 15 - перфорационные отверстия в колонне труб 9 напротив верхнего пласта 2, 16 - пакер в колонне труб 9.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг.1) стерригенным или карбонатным типом коллектора и разделенные не коллектором 3, вскрыты скважиной 4. Скважина 4 обсажена колонной 5, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2. Либо продуктивная часть пластов 1 и/или 2 может иметь открытый ствол.

В ствол скважины 4 спускают между верхним 2 и нижним 1 пластами на колоннах труб 8 и 9 соответственно фильтры 10 и 11. Также в колонны труб 8 и 9 выше фильтров спускают соответственно насосы 12 и 13.

Фильтры 10 и 11 (фиг.1, 2) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Фильтр 11 на колонне труб 9 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Фильтр 10 на колонне труб 8 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%. Данные поверхности получают путем нанесения устойчивых составов (гидрофильного или гидрофобного), либо фильтры изготовляют из соответствующих материалов.

Данные крайние значения были выявлены исследованиями, которые показали, что в абсолютном большинстве случаев, при таких параметрах депрессия в стволе скважины позволяет воде проникать через поверхность фильтра 11 с отверстиями с гидрофильным покрытием, а нефти - через поверхность фильтра 10 с отверстиями с гидрофобным покрытием. При этом нефть не проникает через поверхность с отверстиями с гидрофильным покрытием, а вода не проникает через поверхность с отверстиями с гидрофобным покрытием.

Верхний пласт 2 отсекают сверху и снизу пакерами 14, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта 1 жидкость не может перетекать в верхний пласт 2.

Напротив верхнего пласта 2, колонну труб 9 с гидрофильной поверхностью фильтра 11 выполняют перфорированной 15.

Двигаясь из нижнего продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров 10 и 11, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр 10 с гидрофобной поверхностью в колонну труб 8, насосом 12 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр 11 с гидрофильной поверхностью в колонну труб 9, насосом 13 закачивается в верхний пласт 2.

Выше пласта 2 возможна установка пакера 16 в колонне труб 9, для предотвращения ее коррозии. При этом пакер 16 должен иметь герметичное отверстие для прохода кабеля насоса 13.

Закачку воды из нижнего пласта 1 в верхний 2 необходимо проводить только при совместимости их пластовых вод, во избежание выпадения солей. Либо добавлять реагенты против выпадения солей (в этом случае пакер 16 не устанавливают).

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины нижнего пласта 1 одновременно являются нагнетательными скважинами верхнего пласта 2.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяной залежи представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг.1) стерригенным типом коллектора и разделенные глинистым прослоем не коллектора 3, вскрыты вертикальной скважиной 4. Пласт 1 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 8 м залегает на глубине 1690 м, пласт 2 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 6 м залегает на глубине 1635 м.

Скважина 4 обсажена колонной 5 диаметром 168 мм, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2.

Предварительные исследования совместимости пластовых вод обоих пластов показали возможность взаимного их использования для целей поддержания пластового давления.

В ствол скважины 4 спускают между верхним 2 и нижним 1 пластами на колоннах насосно-компрессорных труб 8 и 9 диаметром 60 мм соответственно фильтры 10 и 11. Также в колонны труб 8 и 9 выше фильтров спускают соответственно насосы 12 и 13.

Фильтры 10 и 11 (фиг.1, 2) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Фильтр 11 на колонне труб 9 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Фильтр 10 на колонне труб 8 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%. Данные поверхности получают путем нанесения устойчивых составов: гидрофильного (продукт фирмы «Кварц» марки К-3СФ) или гидрофобного (продукт фирмы «Кварц» марки К1-3ГФ). Для этого разводят гидрофильный порошок с краской на водной основе, наносят на поверхность и ждут высыхания, аналогично поступают с гидрофобным порошком, который разводят в краске на углеводородной основе.

Верхний пласт 2 отсекают сверху и снизу пакерами 14, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта 1 жидкость не может перетекать в верхний пласт 2.

Напротив верхнего пласта 2, колонну труб 9 с гидрофильной поверхностью фильтра 11 выполняют перфорированной 15.

Выше пласта 2 в колонне труб 9 устанавливают пакер 16, который имеет герметичное отверстие для прохода кабеля насоса 13.

Скважину пускают в работу. Двигаясь из нижнего продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров 10 и 11, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр 10 с гидрофобной поверхностью в колонну труб 8, насосом 12 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр 11 с гидрофильной поверхностью в колонну труб 9, насосом 13 закачивается в верхний пласт 2.

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины нижнего пласта 1 одновременно являются нагнетательными скважинами верхнего пласта 2.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате за время разработки залежи, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, с одного элемента, включающего по одной добывающей и соответственно этой же нагнетательной скважине на каждом пласте, добыто всего 159,1 тыс.т нефти (в т.ч. 96,5 тыс.т - с нижнего пласта 1, 62,6 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 34 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,313. По прототипу при прочих равных условиях добыто 139,8 тыс.т нефти (в т.ч. 89,5 тыс.т - с нижнего пласта 1, 50,3 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 29 лет разработки, КИН составил 0,275. По прототипу скважина обводнилась до 98% на 5 лет раньше, чем по предлагаемому способу. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличения нефтеотдачи залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонн труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность, отличающийся тем, что в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб, фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной, двигаясь из нижнего продуктивного пласта по стволу скважины, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, насосом закачивается в верхний пласт через перфорационные отверстия в колонне труб напротив данного пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, преимущественно нефтяных, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида от песка и механических примесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров - водозаборных.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам, способам разделения жидкостей и твердых веществ в скважине, а также к способам подготовки системы разделения скважинных флюидов и твердых веществ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надёжности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров (водозаборных).

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости и газа.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.
Наверх