EA029770B1

EA029770B1 - Способ добычи нефти

Info

Publication number: EA029770B1
Application number: EA201501090A
Authority: EA
Inventors: Пётр Петрович Повжик; Михаил Иванович Галай; Николай Александрович Демяненко; Дмитрий Вячеславович Сердюков
Original assignee: Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority date: 2015-10-05
Filing date: 2015-10-05
Publication date: 2018-05-31
Also published as: EA201501090A1

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти на месторождениях на поздней стадии разработки, характеризующихся большой глубиной залегания продуктивных пластов, низкими пластовыми давлениями, продуктивностью, отсутствием системы поддержания пластового давления (ППД) и влияния законтурной области. Сущность изобретения: определяют предельно допустимый динамический уровень жидкости, при превышении которого происходит смятие эксплуатационной колонны, после чего спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновку, включающую пакер и расположенные выше или ниже пакера погружной насос с газосепаратором; при этом устанавливают пакер над интервалом перфорации эксплуатационной колонны ниже глубины предельно допустимого снижения динамического уровня, на максимально возможной глубине, позволяющей снижать забойное давление до предельного значения, обеспечивающего максимальные объемы добычи нефти и коэффициент извлечения нефти; затрубное пространство скважины над пакером заполняют жидкостью, давление столба которой уравновешивает горное давление на глубине установки пакера; включают погружной насос и осуществляют откачку пластового флюида из залежи через перфорационные отверстия в подпакерное пространство с последующей подачей через газосепаратор в колонну насосно-компрессорных труб и далее на устье скважины в линию нефтесбора. Технический результат заключается в увеличении коэффициента извлечения нефти и суммарных объемов добычи нефти при исключении смятия эксплуатационной колонны.

Description

029770

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти на месторождениях на поздней стадии разработки, характеризующихся большой глубиной залегания продуктивных пластов, низкими пластовыми давлениями, продуктивностью, отсутствием системы поддержания пластового давления (1111Д) и влияния законтурной области.

Известен способ добычи нефти из слоистых коллекторов путем бурения горизонтального ствола в середине продуктивного пласта с проводкой горизонтальных ответвлений ниже и выше основного ствола [1].

Однако в условиях глубокого залегания продуктивного пласта при низком пластовом давлении и отсутствии системы ИНД данный способ не позволит достичь проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). В результате часть запасов окажутся не вовлеченными в разработку.

Известен способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением [2], включающий отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа, причем в каждой вертикальной добывающей скважине создают каверну в нижней части продуктивного пласта, которую заполняют наполнителем, бурят дополнительно полого направленные добывающие скважины, соединяя, забой каждой полого направленной скважины, с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважины, а устья полого направленных добывающих скважин сообщают с атмосферой, при этом вертикальные добывающие скважины бурят с диаметром больше диаметра полого направленных скважин.

Недостатком данного способа является то. что в условиях глубокого залегания продуктивного пласта с аномально низким пластовым давлением реализация данного способа будет нерентабельна. Кроме того, наличие низкого пластового давления и отсутствие системы 11Д технически не позволит достичь проектного КИН, так как снижение динамических уровней в скважинах выше предельно допустимых значений приведет к разрушению эксплуатационных колонн.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины [3], включающий спуск на насосно-компрессорных трубах электроцентробежного насоса и газосепаратора, при этом до спуска электроцентробежного насоса и газосепаратора в скважине с упором на забой или зумпф устанавливают пакер и хвостовик из насоснокомпрессорных труб с перфорированной нижней частью, позволяющий создавать требуемую скорость восходящего потока пластовых флюидов для выноса с забоя добываемой воды и механических примесей, распакеровку пакера осуществляют за счет веса электроцентробежного насоса, газосепаратора и части веса вышерасположенной колонны насосно-компрессорных труб.

Этот способ не позволяет обеспечить добычу нефти в скважинах, эксплуатирующих глубоко залегающие пласты без системы 11Д с весьма низкими пластовыми давлениями, так как эксплуатация таких пластов требует значительного снижения забойного давления и, соответственно, динамического уровня жидкости. А снижение динамического уровня жидкости в скважине ниже предельно допустимого приведет к разрушению эксплуатационной колонны. 1рименение этого способ не обеспечит проектную нефтеотдачу пласта и достижение проектного КИН.

Задачей изобретения является создание способа добычи нефти, позволяющего снижать забойное давление в скважине при добыче нефти ниже предельно допустимых значений, не допуская при этом разрушения эксплуатационной колонны под действием горного давления и за счет этого увеличить КИН и суммарные объемы добычи нефти.

Иоставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти определяют предельно допустимый динамический уровень жидкости, при превышении которого происходит смятие эксплуатационной колонны, после чего спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновку, включающую пакер, расположенные выше или ниже пакера погружной насос с газосепаратором; при этом устанавливают пакер над интервалом перфорации эксплуатационной колонны ниже глубины предельно допустимого снижения динамического уровня, на максимально возможной глубине, позволяющей снижать забойное давление до предельного значения, обеспечивающего максимальные объемы добычи и коэффициент извлечения нефти; затрубное пространство скважины над ним заполняют жидкостью, давление столба которой уравновешивает горное давление на глубине установки пакера; включают погружной насос и осуществляют откачку пластового флюида из залежи через перфорационные отверстия в подпакерное пространство с последующей подачей через газосепаратор в колонну насоснокомпрессорных труб и далее на устье скважины в линию нефтесбора.

1омимо того, осуществляют отбор нефти до снижения давления в залежи до значения, ниже давления насыщения, при котором в подпакерном пространстве происходит выделение свободного газа, отвод которого обеспечивают по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора.

Кроме этого, при снижении пластового давления в залежи и подпакерном пространстве до значения, близкого к нулю, скважину переводят в режим периодической эксплуатации, в течение которого производят отбор оставшихся в залежи извлекаемых запасов нефти с обеспечением предотвращения утечки жидкости из колонны насосно-компрессорных труб во время периодических остановок погружного насоса на накопление в подпакерной зоне пластового флюида.

Способ добычи нефти поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображена скважина с компоновкой

- 1 029770

для добычи нефти, в которой погружной насос расположен ниже пакера; на фиг. 2 - скважина с компоновкой для добычи нефти, в которой погружной насос расположен выше пакера.

В скважине, вскрывшей продуктивный пласт в виде линзовидной залежи 1, разрабатываемый без организации системы ППД, установлена эксплуатационная колонна 2 с перфорационными отверстиями 3, в которой на глубине Н установлен пакер 4, ниже которого расположен погружной насос 5, например, электроцентробежный, оснащенный газосепаратором 6 и обратным клапаном 7. Вся компоновка связала с устьем скважины (на чертежах не показано) посредством колонны насосно-компрессорных труб (лифтовой колонны) 8. В подпакерное пространство 9, гидравлически связанное через перфорационные отверстия 3 с линзовидной залежью 1, спущен скважинный трубопровод 10 (фиг. 1).

Способ добычи осуществляют следующим образом.

Согласно поставленной задаче, объектом разработки и добычи нефти является месторождение, характеризующееся большой глубиной залегания продуктивных пластов, низкими пластовыми давлениями, продуктивностью, отсутствием системы ГШД и влияния законтурной области. На таком месторождении одной скважиной вскрывают залежь 1 с ограниченными извлекаемыми запасами нефти, например, линзовидную. Коллекторами служат каверново-порово-трещинные известняки. Определяют предельно допустимый динамический уровень жидкости Н1, при превышении которого происходит смятие эксплуатационной колонны 2. Иными словами, эксплуатационную колонну 2 опрессовывают снижением уровня до предельно возможной глубины Н1. Производят спуск скважинной компоновки и посадку пакера 4 на глубине Н, значительно превышающей предельно допустимую глубину снижения уровня Н1, позволяющую снижать забойное давление до предельного возможного значения, обеспечивающего максимальные объемы отбора нефти и КИН. Надпакерное пространство 11 между эксплуатационной колонной 2 и насосно-компрессорными трубами (лифтовой колонной) 8 заполняют нефтью или другой жидкостью (далее-жидкость) с заданной плотностью и объемом, обеспечивающими такое давление столба жидкости, которое бы уравновешивало горное давление на глубине Н установки пакера 4.

После включения погружного электроцентробежного насоса 5 пластовый флюид из линзовидной залежи 1 через перфорационные отверстия 3 поступает в подпакерное пространство 9, в погружной электроцентробежный насос 5 и через газосепаратор 6, обратный клапан 7 поступает в лифтовую колонну 8 и далее на устье скважины в линию нефтесбора (на фигуре не показана). Таким образом ведётся интенсивный отбор нефти из линзовидной залежи 1. С течением времени давление в ней снижается до критических значений ниже давления насыщения. В результате начинается интенсивное выделение; свободного попутного нефтяного газа, который скапливается под пакером и из подпакерного пространства по скважинному трубопроводу 10 отводится на устье скважины, где и утилизируется, При этом жидкость, заполняющая надпакерное пространство 11 выше глубины Н установки пакера 4, уравновешивает горное давление и препятствует смятию эксплуатационной колонны 2. Добычу нефти ведут до практически предельно возможного, близкого к нулю, снижения пластового давления в линзовидной залежи 1 и подпакерном пространстве 9. В дальнейшем скважину переводят в режим периодической эксплуатации, в течение которого производят отбор всех оставшихся извлекаемых запасов нефти, находящихся в линзовидной залежи 1. При этом обратный клапан 7 предотвращает утечку жидкости из лифтовой колонны 8 во время периодических остановок погружного электроцентробежного насоса 5 на накопление в подпакерной зоне пластового флюида. В случае установки погружного насоса 5 выше пакера 4 (фиг. 2) под пакер спускают хвостовик 12, а насос 5 устанавливают в герметичном кожухе 13, гидравлически связанном через хвостовик 12 с подпакерным пространством 9.

Рассмотрим реализацию способа на следующем примере.

На месторождении N на глубине 2724-2765 м в боричевских отложениях Лебедянского горизонта одной скважиной 2 вскрыта линзовидная залежь 1 с извлекаемыми запасами нефти 50 тыс. тонн. Коллекторами служат известняки каверново-порово-трещинные. Эксплуатационная колонна опрессована снижением уровня до предельно возможной глубины Н1=1400 м. В начальный период эксплуатации скважины и добычи нефти из пласта, до достижения динамическим уровнем значения Н1 = 1400 м, накопленная добыча составила 28050 т. При этом текущий КИН достиг значения 0,161 при проектном 0,287. Пластовое давление снизилось с 28,6 до 16,5 МПа. Дальнейшая эксплуатация скважины при снижении забойного давления до значений, при которых динамический уровень будет снижаться ниже значения Н1=1400 м, может привести к нарушению целостности (смятию) эксплуатационной колонны, так как вскрытый линзовидный пласт 1 залегает в текучих пластичных солях. Поэтому, для дальнейшей добычи нефти, увеличения КИН и повышения нефтеотдачи в эксплуатационную колонну (скважину) 2 на насосно - компрессорных трубах (лифтовой колонне) 8 спустили компоновку, включающую снизу вверх: электроцентробежный насос 5 с газосепаратором 6, обратным клапаном 7 и пакером 4 (см. фиг. 1). Поскольку электроцентробежный насос расположен под пакером, для отвода свободного газа из подпакерного пространства в линию нефтесбора компоновку снабдили скважинным трубопроводом 10. Посадили пакер над интервалом перфорации 3 на глубине 2680 м, на 1280 м ниже предельно допустимого снижения динамического уровня, с расположением приема электроцентробежного насоса на глубине 2720,5 м. Для уравновешивания давления горных пород на эксплуатационную колонну затрубное пространство 11 над пакером до устья заполнили нефтью, плотностью 860 кг/м³. Подав по кабелю электроэнергию на

- 2 029770

электродвигатель электроцентробежного насоса 5, скважину запустили в эксплуатацию. Пластовый флюид из пласта 1 через интервал перфорации 3 (фиг. 1) электроцентробежным насосом 5 через газосепаратор 6 и обратный клапан 7 по колонне насосно-компрессорных труб 8 подают в линию нефтесбора (на чертежах не показана). После снижения забойного давления в подпакерной зоне ниже 12 МПа, которое соответствует давлению насыщения нефти газом, в подпакерной зоне газосепаратором 6 начал интенсивно отделяться попутный газ. Отделяющийся газосепаратором 6 газ поднимается вверх к пакеру и по скважинному трубопроводу отводится на устье в линию нефтесбора. Эксплуатация скважины в постоянном режиме продолжалась до снижения пластового давления до значения 7,3 МПа. Далее, из-за снижения дебита скважины ниже значений, при которых возможна устойчивая работа электроцентробежного насоса (работа без срывов подачи), скважину перевели в периодическую эксплуатацию с периодом отбора 2,5 ч и периодом накопления 7,5 ч. В период накопления нефти обратный клапан 7 предотвращал переток ее из внутренней полости лифтовой колонны 8 в подпакерное пространство 9. В периодическом режиме скважину эксплуатировали до снижения пластового давления до 3,5 МПа, при котором дальнейшая добыча нефти стала нерентабельной. При этом пластовом давлении скважину перевели в консервацию. За период добычи нефти по заявляемому способу из пласта дополнительно добыли 30136 тонн нефти. При этом коэффициент извлечения нефти достиг 0,334 и превысил проектное значение на 0,047, т. е. на 4,7%.

Таким образом, организация добычи нефти по предлагаемому способу позволяет снижать забойное давление в скважине практически до предельного, близкого к нулю значения, без угрозы смятия эксплуатационной колонны и в последние периоды эксплуатации залежи, когда пластовое давление тоже будет минимальным, путем периодической эксплуатации отобрать все извлекаемые запасы, достигнув максимального КИН.

Источники информации:

1. КИ 2431038, МПК Е21В43/16, опубл. 10.10.2011.

2. КИ 2501940, МПК Е21В43/12, опубл. 20.12.2013

3. ки 2225938, МПК Е21В43/00, опубл. 20.03.2004

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ добычи нефти, при котором определяют предельно допустимый динамический уровень жидкости, при снижении ниже которого происходит смятие эксплуатационной колонны, после чего спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновку, включающую пакер, расположенные выше или ниже пакера погружной насос с газосепаратором, скважинный трубопровод, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства с устьем скважины; при этом устанавливают пакер над интервалом перфорации эксплуатационной колонны ниже глубины предельно допустимого снижения динамического уровня; затрубное пространство скважины над пакером заполняют жидкостью, давление столба которой уравновешивает горное давление на глубине установки пакера; включают погружной насос и осуществляют отбор в постоянном режиме пластового флюида из залежи через перфорационные отверстия в подпакерное пространство с последующей подачей через газосепаратор в колонну насосно-компрессорных труб и далее на устье скважины в линию нефтесбора; при этом отбор в постоянном режиме осуществляют до снижения забойного давления ниже давления насыщения, при котором в подпакерном пространстве происходит выделение свободного газа, отвод которого обеспечивают по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора; при снижении забойного давления до значения, близкого к нулю, скважину переводят в режим периодической эксплуатации, в течение которого производят отбор оставшихся в залежи извлекаемых запасов нефти с обеспечением предотвращения утечки жидкости из колонны насосно-компрессорных труб во время периодических остановок погружного насоса на накопление в подпакерной зоне пластового флюида.

- 3 029770