RU2394153C1 - Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины - Google Patents
Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2394153C1 RU2394153C1 RU2009122095/03A RU2009122095A RU2394153C1 RU 2394153 C1 RU2394153 C1 RU 2394153C1 RU 2009122095/03 A RU2009122095/03 A RU 2009122095/03A RU 2009122095 A RU2009122095 A RU 2009122095A RU 2394153 C1 RU2394153 C1 RU 2394153C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- well
- pump
- pipe string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Согласно способу производят раздельную 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 размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством. Под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду. 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. Интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды. Возможно разделение эмульсии перед закачкой в межтрубное пространство на нефть и воду сепаратором. Технический результат заключается в повышении рентабельности эксплуатации за счет подъема на поверхность нефти с минимальным количеством воды и закачки большей части воды в вышележащий принимающий пласт с возможностью контроля ее количества и качества. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.
Известно «Устройство скважины и способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU №2344272, Е21В 43/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2009 г.), по которому в добывающих скважинах с высокой обводненностью продукции более проницаемого пласта проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале менее проницаемого пласта, подключают в разработку менее проницаемый пласт с использованием устройства скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости и перепуска воды из обводненного нефтяного пласта в выше или нижележащий водопринимающий пласт, включающего колонну насосных труб с насосом или без насоса, спущенную в эксплуатационную колонну с перфорированными участками напротив нефтяного и водопринимающего пластов, пакер, установленный в затрубном пространстве между данными пластами. Колонна насосных труб содержит насосную трубу с отверстиями, расположенную между динамическим уровнем жидкости в скважине и верхним пластом. При работе устройства в скважине устанавливается динамический уровень, отделившаяся от воды нефть через отверстия в насосной трубе поступает в колонну насосных труб, по которой с помощью насоса или за счет энергии пласта поднимается на поверхность, а вода, скапливающаяся в затрубном пространстве скважины, под весом столба жидкости высотой от динамического уровня до водопринимающего пласта поступает в водопринимающий пласт.
Недостатком способа является невозможность применить его в одиночных скважинах и в скважинах, в которых закачка воды в водопринимающий пласт в необходимых количествах не может производиться под действием давления высоты столба жидкости высотой от динамического уровня до водопринимающего пласта в затрубном пространстве скважины.
Известен «Способ добычи нефти» (патент RU №2290497, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №36 от 22.03.2006 г.), включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах. В качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды. Верхний насос устанавливают на максимальной высоте. Соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти. Общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти.
Недостатками способа являются:
- его высокая стоимость и, как следствие, низкая рентабельность, поскольку в скважине используются две насосные установки;
- ограниченная область его применения, поскольку, чтобы разместить электроцентробежный насос с погружным электродвигателем и пакером между принимающим и продуктивным пластами, расстояние между ними должно быть не менее 30 м, что практически невозможно обеспечить в одном нефтеносном горизонте, а закачка воды в другой горизонт может быть произведена только при условии совместимости вод этих горизонтов;
- не позволяет произвести закачку воды в ближайший доступный из скважины вышележащий принимающий пласт;
- отсутствие контроля над качеством закачиваемой в принимающий пласт воды.
Технической задачей изобретения является повышение рентабельности способа за счет использования одного скважинного насоса, обеспечение закачки воды в вышележащий принимающий пласт и контроля над качеством закачиваемой в принимающий пласт воды.
Техническая задача решается способом эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, включающим 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.
Новым является то, что 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.
Новым является также и то, что эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором.
На фиг.1 показана схема способа эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, на фиг.2 - то же, вариант выполнения с сепаратором.
Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины 1 (см. фиг.1) включает раздельную, благодаря пакеру 2, установленному между продуктивным 3 и принимающим 4 пластами, откачку нефти из продуктивного пласта 3 в выкидную линию 5 с предварительным разделением продукции в скважине 1 на нефть и воду, и закачку отделившейся воды в принимающий пласт 4. Над пакером 2, установленным над продуктивным пластом 3, на колонне труб 6 устанавливают насос 7, в качестве которого может быть использован штанговый или электропогружной насос (колонна штанг и электрокабель не показаны), сообщенный входом 8 через хвостовик 9 с подпакерным пространством 10. Выход 11 насоса 7 через радиальные отверстия 12 в колонне труб 6 сообщен с межтрубным пространством 13 над пакером 2. Под радиальными отверстиями 12 располагают трубы меньшего диаметра 14 с целью увеличения площади поперечного сечения межтрубного пространства 13 и снижения скорости движения воды вниз, что исключает увлечение нефти водой в принимающий пласт 4, поскольку скорость всплытия нефти в воде превышает скорость движения воды вниз. Отделенную в процессе гравитационного разделения продукции в скважине 1 нефть поднимают насосом 7 к устью 15 скважины 1 по межтрубному пространству 13 и по колонне труб 6 выше радиальных отверстий 12, при этом регулируют количество поступающей в выкидную линию 5 нефти с помощью, например, регулирующего клапана 16, а воду по межтрубному пространству 13 ниже радиальных отверстий 12 закачивают в принимающий пласт 4 за счет давления столба жидкости в скважине 1 и избыточного давления, создаваемого насосом 7. Интервал принимающего пласта 4 скважины 1 сообщают отдельной трубкой 17 с устьевым измерительным оборудованием 18, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт 4 воды.
При откачке продукции в насосе 7, например электроцентробежном, может образовываться стойкая эмульсия, которую перед закачкой из колонны труб 6 в межтрубное пространство 13 разделяют на нефть и воду скважинным сепаратором 19 (см. фиг.2).
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют скважину 1 (см. фиг.1) глубиной 1100 м, вскрывшую продуктивный пласт в интервале 1085-1090 м и принимающий пласт в интервале 1070-1075 м, которые разобщены пакером 2. Из высокообводненного продуктивного пласта отбирают продукцию с производительностью 30 м3/сут с обводненностью 90%, то есть нефти в продукции 3 м3/сут и воды - 27 м3/сут. Установленным в скважине 1 насосом 7, в качестве которого применен штанговый насос с условным диаметром 44 мм, продукцию поднимают по колонне труб 6 до выхода ее через радиальные отверстия 12 в межтрубное пространство 13, где происходит гравитационное разделение продукции на воду и нефть. За счет давления, создаваемого насосом 7, нефть по колонне труб 6 и по межтрубному пространству 13, расположенным выше радиальных отверстий 12, поднимают к устью 15, а вода, имеющая большую, чем нефть, плотность, занимает межтрубное пространство 13 ниже радиальных отверстий 12. При дальнейшей работе насоса 7 нефть поступает в выкидную линию 5 через регулирующий клапан 16, которым поддерживают расход таким образом, что-бы обеспечить отбор всей нефти (3 м3/сут) и наименьшее количество поступающей с ней воды (приблизительно 0,3 м3/сут), то есть всего 3,3 м3/сут нефти с обводненностью 10%, при этом в скважине создают избыточное давление, под действием которого, а также и под действием давления столба жидкости в скважине 1 вода с производительностью 26,7 м3/сут залавливается в принимающий пласт 4.
Осуществление подъема продукции на устье одновременно по колонне насосных труб 6 и по межтрубному пространству 13 выше радиальных отверстий 12 позволяет значительно снизить скорость движения продукции вверх, при этом отделяющаяся от нефти вода успевает под действием силы тяжести уходить вниз, а размещение ниже радиальных отверстий 12 труб меньшего диаметра 14 позволяет снизить скорость движения воды вниз и, таким образом, исключить увлечение нефти водой в принимающий пласт 4.
Размещенная в скважине 1 трубка 17 позволяет осуществлять контроль над качеством закачиваемой в поглощающий пласт 4 воды, для чего запорный орган 20 на верхнем конце трубки 17 открывают, и вода, находящаяся в интервале поглощающего пласта 4, под действием избыточного давления в скважине 1 поднимается к устью 15 и поступает в устьевое измерительное оборудование 18, например, через запорный орган 21 в пробоотборник 22 с последующим лабораторным анализом пробы воды на наличие в ней нефти и (или) в проточный анализатор 23 нефти в воде с передачей показаний о концентрации нефти в воде на диспетчерский пульт.
Другой пример выполнения
Из высокообводненного продуктивного пласта 3 отбирают продукцию с производительностью 50 м3/сут с обводненностью 80%, то есть нефти 10 м3/сут и воды - 40 м3/сут. Откачку ведут электроцентробежным насосом 7 (см. фиг.2), при работе которого возможно образование стойкой водонефтяной эмульсии. Продукцию с эмульсией поднимают до установленного ниже радиальных отверстий 12 скважинного сепаратора 19, например гидроциклонного, с помощью которого эмульсия разделяется на нефть и воду, которые поступают в межтрубное пространство 13. Подъем нефти на поверхность, закачку воды в принимающий пласт и контроль над качеством закачиваемой воды осуществляют аналогично описанному в предыдущем примере выполнения, при этом в выкидную линию подают 11 м3/сут с обводненностью 10% и закачивают в принимающий пласт 39 м3/сут воды.
Количество нагнетаемой в принимающий пласт 4 воды определяют по разности показаний скважинного расходомера 24, установленного выше насоса 7 с выводом данных на поверхность, и наземного расходомера 25 (см. фиг.1), установленного на выкидной линии 5.
Давление закачки воды в принимающий пласт 4 определяют как сумму показаний манометра 26, установленного на верхнем конце трубки 17, и расчетного давления высоты столба воды в трубке.
Давление на приеме насоса измеряют с помощью датчика давления 27, установленного, например, в полости хвостовика 9 с выводом показаний на поверхность.
Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет снизить себестоимость скважинного оборудования, поскольку используется один насос, что повысит рентабельность эксплуатации высокообводненных скважин, отбирать нефть с минимальным количеством попутной воды, количество которой легко регулируется на устье, закачивать практически всю воду в принимающий пласт, вести в процессе эксплуатации контроль за качеством и количеством закачиваемой в принимающий пласт воды, а также контролировать давления в интервалах продуктивного и принимающего пластов скважины.
Claims (2)
1. 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, отличающийся тем, что 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.
2. Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины по п.1, отличающийся тем, что эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009122095/03A RU2394153C1 (ru) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009122095/03A RU2394153C1 (ru) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2394153C1 true RU2394153C1 (ru) | 2010-07-10 |
Family
ID=42684696
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009122095/03A RU2394153C1 (ru) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2394153C1 (ru) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2490436C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
RU2516171C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Скважинная сепарационная установка |
RU2534688C2 (ru) * | 2012-08-21 | 2014-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты) |
RU2539481C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для интенсификации добычи нефти |
RU2548635C1 (ru) * | 2013-12-26 | 2015-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для отключения обводненной части пласта |
RU2617761C2 (ru) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа |
RU2645196C1 (ru) * | 2016-12-02 | 2018-02-16 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины |
-
2009
- 2009-06-09 RU RU2009122095/03A patent/RU2394153C1/ru active
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2534688C2 (ru) * | 2012-08-21 | 2014-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты) |
RU2490436C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
RU2516171C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Скважинная сепарационная установка |
RU2539481C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для интенсификации добычи нефти |
RU2548635C1 (ru) * | 2013-12-26 | 2015-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для отключения обводненной части пласта |
RU2617761C2 (ru) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа |
RU2645196C1 (ru) * | 2016-12-02 | 2018-02-16 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2394153C1 (ru) | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины | |
US5335732A (en) | Oil recovery combined with injection of produced water | |
RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
RU2297521C1 (ru) | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
RU2395672C1 (ru) | Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин | |
Al-Obaidi et al. | New technologies to improve the performance of high water cut wells equipped with ESP | |
RU2447269C1 (ru) | Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления | |
US20150027691A1 (en) | Gas lift assembly and methods | |
RU109792U1 (ru) | Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов | |
RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2651728C1 (ru) | Способ удаления аспо со скважинного оборудования | |
RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
US4019576A (en) | Oil recovery from an oil-water well | |
WO2006001734A1 (fr) | Appareil d'essais des couches polyvalent a ejection pour puits horizontaux et procede de fonctionnement de celui-ci | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2453689C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2590918C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
RU2617761C2 (ru) | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа | |
RU2483228C1 (ru) | Установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия | |
RU96909U1 (ru) | Устройство для эксплуатации обводняющейся газовой скважины |