RU2317407C1

RU2317407C1 - Способ эксплуатации скважины

Info

Publication number: RU2317407C1
Application number: RU2007105267/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Александр Михайлович Евдокимов; Наиль Зангирович Ахметов; Элина Александровна Евдокимова; Васил Мухаметович Хусаинов; Михаил Алексеевич Абрамов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2007-02-13
Filing date: 2007-02-13
Publication date: 2008-02-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, вскрывшей два пласта. Обеспечивает наиболее полный отбор нефти из пластов. Сущность изобретения: по способу ведут спуск в скважину двух колонн труб, разделение пакером верхнего пласта от нижнего, закачку рабочего агента в нижний пласт по первой колонне труб с пакером и отбор жидкости из верхнего пласта по второй колонне труб с насосом. Колонну труб для отбора жидкости снабжают насосом с производительностью, достаточной для отбора жидкости из обоих пластов. На устье скважины выполняют обвязку из труб, запорных элементов и обратных клапанов с возможностью периодического соединения первой колонны труб то с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт, то с выкидной линией, то с межтрубным пространством скважины. Периодически останавливают закачку рабочего агента через первую колонну труб в нижний пласт, сообщают первую колонну с выкидной линией и производят излив жидкости из нижнего пласта в выкидную линию, соединяют первую колонну с источником рабочего агента и закачивают рабочий агент в нижний пласт. При этом насосом по второй колонне постоянно отбирают нефть, меняют производительность насоса в расчете на отбор жидкости только из верхнего пласта или из обоих пластов одновременно. После излива жидкости из нижнего пласта сообщают первую колонну с межтрубным пространством, увеличивают производительность насоса и отбирают жидкость насосом по второй колонне из обоих пластов одновременно, а после снижения продуктивности нижнего пласта разобщают первую колонну и межтрубное пространство скважины, уменьшают производительность насоса, отбирают жидкость насосом по второй колонне из верхнего пласта, при этом через первую колонну в нижний пласт закачивают рабочий агент. После остановки закачки рабочего агента по первой колонне в нижний пласт проводят технологическую выдержку для опадания конусов воды и притока нефти к скважине. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, вскрывшей два пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины, по крайней мере, одной колонны труб, определение и разделение пакером нефтенасыщенного участка от водонасыщенного участка пласта скважины, закачку рабочего агента в водонасыщенный участок, отбор нефти из нефтенасыщенного участка пласта (Патент РФ №2253009, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.05.2005 - прототип).

Известный способ не позволяет периодически закачивать рабочий агент и отбирать нефть из одного и того же пласта.

В изобретении решается задача наиболее полного отбора нефти из пластов.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в скважину двух колонн труб, разделение пакером верхнего пласта от нижнего, закачку рабочего агента в нижний пласт по первой колонне труб с пакером и отбор жидкости из верхнего пласта по второй колонне труб с насосом, согласно изобретению колонну труб для отбора жидкости снабжают насосом с производительностью, достаточной для отбора жидкости из обоих пластов, на устье скважины выполняют обвязку из труб, запорных элементов и обратных клапанов с возможностью периодического соединения первой колонны труб то с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт, то с выкидной линией, то с межтрубным пространством скважины, периодически останавливают закачку рабочего агента через первую колонну труб в нижний пласт, сообщают первую колонну с выкидной линией и производят излив жидкости из нижнего пласта в выкидную линию, соединяют первую колонну с источником рабочего агента и закачивают рабочий агент в нижний пласт, при этом насосом по второй колонне постоянно отбирают нефть, меняют производительность насоса в расчете на отбор жидкости только из верхнего пласта или из обоих пластов одновременно.

После излива жидкости из нижнего пласта сообщают первую колонну с межтрубным пространством, увеличивают производительность насоса и отбирают жидкость насосом по второй колонне из обоих пластов одновременно, после снижения продуктивности нижнего пласта разобщают первую колонну и межтрубное пространство скважины, уменьшают производительность насоса, отбирают жидкость насосом по второй колонне из верхнего пласта, а через первую колонну в нижний пласт закачивают рабочий агент.

После остановки закачки рабочего агента по первой колонне в нижний пласт проводят технологическую выдержку для опадания конусов воды и притока нефти к скважине.

Признаками изобретения являются:

1. спуск в скважину двух колонн труб;

2. разделение пакером верхнего пласта от нижнего;

3. закачку рабочего агента в нижний пласт по первой колонне труб с пакером;

4. отбор жидкости из верхнего пласта по второй колонне труб с насосом;

5. снабжение колонны труб для отбора нефти насосом с производительностью, достаточной для отбора нефти из обоих пластов;

6. на устье скважины обвязка из труб, запорных элементов и обратных клапанов с возможностью периодического соединения первой колонны труб то с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт, то с выкидной линией, то с межтрубным пространством скважины;

7. периодическая остановка закачки рабочего агента через первую колонну труб в нижний пласт, сообщение первой колонны с выкидной линией и излив жидкости из нижнего пласта в выкидную линию;

8. соединение первой колонны с источником рабочего агента и закачка рабочего агента в нижний пласт;

9. насосом по второй колонне постоянный отбор жидкости, изменение производительности насоса в расчете на отбор жидкости только из верхнего пласта или из обоих пластов одновременно;

10. после излива жидкости из нижнего пласта сообщение первой колонны с межтрубным пространством, увеличение производительности насоса и отбор жидкости насосом по второй колонне из обоих пластов одновременно;

11. после снижения продуктивности нижнего пласта разобщение первой колонны и межтрубного пространства скважины, уменьшение производительности насоса, отбор жидкости насосом по второй колонне из верхнего пласта, а через первую колонну закачка в нижний пласт рабочего агента;

12. после остановки закачки рабочего агента по первой колонне в нижний пласт проведение технологической выдержки для опадания конусов воды и притока нефти к скважине.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-9 являются существенными признаками изобретения, признаки 10-12 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважины, вскрывшей пласт с нижним низкопроницаемым терригенным коллектором, традиционно применяемые технологии не обеспечивают высокого уровня добычи нефти, поскольку эксплуатацию проводят без учета особенностей низкопроницаемого терригенного коллектора. В изобретении решается задача наиболее полного отбора нефти из низкопроницаемых терригенных пластов. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважины, вскрывшей залежь с несколькими пластами, нижний из которых имеет низкопроницаемый терригенный коллектор, каждый пласт эксплуатируют индивидуально. Из верхнего нефтенасыщенного пласта отбирают жидкость в постоянном режиме. В нижний пласт закачивают рабочий агент, например пластовую воду. В отношении нижнего пласта проводят периодическую остановку нагнетания, перевод скважины в добывающую и отбор жидкости, остановку скважины как добывающей, перевод скважины в нагнетательную и закачку рабочего агента. После перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с постепенным повышением давления закачки. Это вызвано тем, что низкопроницаемый терригенный пласт при закачке начинает принимать все меньшее количество рабочего агента. В призабойной зоне скважины растет пластовое давление, которое оказывает противодавление закачке рабочего агента. Вследствие низкой проницаемости коллектора и низкой пьезопроводности выравнивание давления, его распределение по пласту принимает затяжной долговременный характер и не успевает за подъемом давления от закачки рабочего агента. Для компенсации этого явления поднимают давление закачки до величин порядка 18-20 МПа, что близко к давлению гидроразрыва пласта. Бесконечно увеличивать давление закачки невозможно. Наступает момент, когда приходится прекращать закачку, поскольку никакое увеличение давления закачки не компенсирует снижение приемистости пласта. Приемистость пласта становится ниже приемлемой по условиям разработки порядка 10-20 м³/сут. В этот период останавливают скважину как нагнетательную. При необходимости проводят технологическую выдержку, в течение которой происходит снижение забойного давления возможно вплоть до его стабилизации, опадание конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливание нефти в стволе скважины. Как правило, продолжительность технологической выдержки бывает достаточной порядка 4-15 сут. Скважину переводят в добывающую. Производят излив жидкости в выкидную линию скважины. После излива соединяют нижний пласт с межтрубным пространством и проводят отбор жидкости до практически полной ее обводненности, т.е. достижения рентабельного уровня и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, что после обеспечивает рабочую приемистость пласта при эксплуатации скважины как нагнетательной и закачке рабочего агента. Переводы скважины в нагнетательную и добывающую повторяют.

Скважину оборудуют двумя колоннами труб. Первую колонну снабжают пакером и спускают к нижнему пласту. Устанавливают пакер между верхним и нижним пластами, преимущественно ближе к нижнему пласту. Вторую колонну снабжают насосом, который располагают в интервале верхнего пласта или выше. Насос подбирают с производительностью, достаточной для отбора жидкости из обоих пластов. На устье скважины выполняют обвязку из труб, запорных элементов и обратных клапанов с возможностью периодического соединения первой колонны труб то с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт, то с выкидной линией для излива жидкости из нижнего пласта, то с межтрубным пространством для подведения жидкости из нижнего пласта к насосу. Закачивают рабочий агент в нижний пласт через первую колонну труб. Насосом с установлением соответствующей производительности по второй колонне труб отбирают жидкость из верхнего пласта. Периодически останавливают закачку рабочего агента через первую колонну труб в нижний пласт, сообщают первую колонну с выкидной линией и производят излив жидкости из нижнего пласта в выкидную линию, соединяют первую колонну с источником рабочего агента и закачивают рабочий агент в нижний пласт, при этом насосом по второй колонне постоянно отбирают жидкость из верхнего пласта.

При снижении пластового давления в нижнем пласте и наличии нефти в пластовой жидкости нижнего пласта после излива жидкости из нижнего пласта сообщают первую колонну с межтрубным пространством, увеличивают производительность насоса и отбирают нефть насосом по второй колонне из обоих пластов одновременно. После снижения продуктивности нижнего пласта или наступления обводненности пластовой жидкости нижнего пласта разобщают первую колонну и межтрубное пространство скважины, уменьшают производительность насоса, отбирают жидкость насосом по второй колонне из верхнего пласта, а через первую колонну в нижний пласт закачивают рабочий агент.

При необходимости после остановки закачки рабочего агента по первой колонне в нижний пласт проводят технологическую выдержку для опадания конусов воды и притока нефти к скважине.

На чертеже представлена скважина, оборудованная согласно предложенному техническому решению.

В скважине 1 размещена первая колонна труб 2 с пакером 3, отделяющим верхний нефтенасыщенный пласт 4 от нижнего низкопроницаемого пласта 5. Пласты 4 и 5 вскрыты перфорационными отверстиями 6 и 7. Первая колонна труб 2 на устье скважины 1 посредством трубопровода 8 и задвижки 9 соединена с межтрубным пространством 10, а через задвижки 11 и 12 и трубопровод 13 - с источником рабочего агента, например, с водоводом. В скважине 1 размещена вторая колонна труб 14 с насосом 15, размещенным на уровне или выше нефтенасыщенного пласта 4. На устье скважины 1 вторая колонна труб 14 соединена через обратный клапан 15 с выкидной линией 16. Первая колонна труб 2 через задвижку 11, трубопровод 17, задвижку 18, обратный клапан 19 и наклонный трубопровод 20 соединена с выкидной линией 16

Оборудование в скважине 1 эксплуатируют следующим образом.

При закачке рабочего агента в нижний пласт 5 закрывают задвижки 9 и 18, открывают задвижку 11. Рабочий агент от трубопровода 13 через задвижки 12 и 11, колонну труб 2 поступает под пакер 3 и через перфорационные отверстия 7 в нижний пласт 5. Насос 15 отбирает жидкость из надпакерного межтрубного пространства 10, соединенного через перфорационные отверстия 6 с верхним пластом 4. Насос 15 подает жидкость по второй колонне труб 14 через обратный клапан 15 в выкидную линию 16.

При закачке рабочего агента в нижнем пласте 5 возрастает пластовое давление. При этом для сохранения приемистости увеличивают давление закачки. Однако постепенно увеличение давления закачки не приводит к увеличению или даже к сохранению приемистости пласта 5. Прекращают закачку рабочего агента в нижний пласт 5. Закрывают задвижки 12. При необходимости проводят технологическую выдержку для опадания конусов воды и притока нефти к скважине в нижнем пласте 5. Открывают задвижки 11 и 18 и производят излив жидкости из нижнего пласта 5 через первую колонну труб 2, задвижку 11, трубопровод 17, задвижку 18, обратный клапан 19 и трубопровод 20 в выкидную линию 16. Соединение трубопровода 20 и выкидной линии может быть выполнено под углом α=40-60°. Это облегчает излив, снижает гидравлические сопротивления при изливе. При снижении пластового давления в нижнем пласте 5 и наличии нефти в пластовой жидкости нижнего пласта 5 после излива жидкости увеличивают производительность насоса 15 из расчета отбора жидкости из двух пластов, открывают задвижку 9 и организуют перепуск жидкости из нижнего пласта 5 по первой колонне труб 2 в межтрубное пространство 10 скважины 1, откуда смесь пластовых жидкостей нижнего 5 и верхнего пласта 4 отбирают насосом 15 и по второй колонне 14 через обратный клапан 15 направляют в выкидную линию 16. После снижения продуктивности нижнего пласта 5 или наступления обводненности пластовой жидкости нижнего пласта 5 разобщают первую колонну 2 и межтрубное пространство 10 скважины 1 закрытием задвижки 9, закрывают задвижку 18, уменьшают производительность насоса 15, отбирают жидкость насосом 15 по второй колонне 14 из верхнего пласта 4, а через первую колонну 2 в нижний пласт 5 закачивают рабочий агент.

В результате удается закачать в нижний пласт 5 больший по сравнению с прототипом объем воды, что положительно влияет на нефтеотдачу залежи, а также отобрать из нижнего пласта 5 дополнительный объем нефти, который в известных технических решениях безвозвратно бывал захоронен в пласте.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют скважину, вскрывшую два пласта.

Нижний пласт имеет следующие характеристики: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм², нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 15 МПа, пластовая температура - 31°C, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м³, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м³/т, содержание серы - 1,64%. Коллектор - терригенный.

Верхний пласт имеет следующие характеристики: пористость - 22%, средняя проницаемость - 0,2 мкм², нефтенасыщенность - 65%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1050 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 3,8 м, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, пластовая температура - 26°C, параметры пластовой нефти: плотность - 884 кг/м³, вязкость - 17 мПа·с, давление насыщения - 8,5 МПа, газосодержание - 52,5 м³/т, содержание серы - 1,32%. Коллектор - карбонатный.

По условиям разработки верхний пласт разрабатывают только добывающими скважинами, нижний пласт разрабатывают заводнением с применением в качестве рабочего агента пластовой воды нижнего пласта.

Обсадная колонна скважины 1 выполнена из труб 5". Скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб 2 и 14. Первую колонну 2 из труб 1,5" с пакером 3 спускают к нижнему пласту 5 и устанавливают пакер 3 над кровлей нижнего пласта 5. Эту колонну 2 через трубопроводы и задвижки соединяют с межтрубным пространством 10 и с водоводом. Вторую колонну 14 из труб 2" оборудуют штанговым глубинным насосом 15 и спускают к кровле верхнего пласта 4. Эту колонну 4 соединяют с выкидной линией 16 скважины 1. Насос 15 через колонну штанг соединяют со станком-качалкой. Запускают в работу станок-качалку и насос 15. Периодически через колонну 2 в нижний пласт 5 закачивают пластовую воду, останавливают закачку, производят излив в выкидную линию 16, сообщают колонну 2 с межтрубным пространством 10, отбирают жидкость из нижнего пласта 5 насосом 15. Во время отбора жидкости только из верхнего пласта 4 уменьшают производительность насоса 15 уменьшением числа качаний станка-качалки.

Дебит по нефти верхнего пласта оставляет 6 т/сут. Дополнительно из нижнего пласта удается добыть до 2 т/сут. нефти.

Применение предложенного способа позволит решить задачу наиболее полного отбора нефти из пластов.

Claims

1. Способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину двух колонн труб, разделение пакером верхнего пласта от нижнего, закачку рабочего агента в нижний пласт по первой колонне труб с пакером и отбор жидкости из верхнего пласта по второй колонне труб с насосом, отличающийся тем, что колонну труб для отбора жидкости снабжают насосом с производительностью, достаточной для отбора жидкости из обоих пластов, на устье скважины выполняют обвязку из труб, запорных элементов и обратных клапанов с возможностью периодического соединения первой колонны труб то с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт, то с выкидной линией, то с межтрубным пространством скважины, периодически останавливают закачку рабочего агента через первую колонну труб в нижний пласт, сообщают первую колонну с выкидной линией и производят излив жидкости из нижнего пласта в выкидную линию, соединяют первую колонну с источником рабочего агента и закачивают рабочий агент в нижний пласт, при этом насосом по второй колонне постоянно отбирают нефть, меняют производительность насоса в расчете на отбор жидкости только из верхнего пласта или из обоих пластов одновременно.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после излива жидкости из нижнего пласта сообщают первую колонну с межтрубным пространством, увеличивают производительность насоса и отбирают жидкость насосом по второй колонне из обоих пластов одновременно, после снижения продуктивности нижнего пласта разобщают первую колонну и межтрубное пространство скважины, уменьшают производительность насоса, отбирают жидкость насосом по второй колонне из верхнего пласта, а через первую колонну в нижний пласт закачивают рабочий агент.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что после остановки закачки рабочего агента по первой колонне в нижний пласт проводят технологическую выдержку для опадания конусов воды и притока нефти к скважине.