СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 E21B43/12 

Изобретение может быть использовано при разработке сложно построенных нефтяных залежей с газовой шапкой и подошвенной водой.

Известен способ эксплуатации добывающих скважин, предусматривающий разобщение зон притока различных фаз пластового флюида (вода, нефть, газ) и раздельный подъем их на поверхность [1].

Для реализации способа требуются скважины специальной конструкции, что существенно снижает их надежность и снижает экономическую эффективность добычи нефти.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации скважин на месторождениях с подошвенной водой и/или газовой шапкой, предусматривающий регулируемый отбор одной из фаз флюида и неограниченный отбор фаз из остальных зон пласта с подъемом их на поверхность по общей лифтовой колонне [2]. Считается, что при близких по величине забойных давлениях разработка залежи ведется равномерно в режиме неподвижного положения водо- и газонефтяных контактов.

Результаты исследований распределения давления в зоне питания скважины в водо- и нефтенасыщенных коллекторах и перепад давления между ними на различном удалении от скважины показывают, что движение одной из фаз по линии перепада давления приводит к образованию конуса воды или газовой воронки, ведущих к падению нефтеизвлечения. Образование конусов воды и газовых воронок подтверждается опытом эксплуатации скважин газонефтяных и водонефтегазовых месторождений Западной Сибири (Лянторского, Федоровского и др.), перфорированных по всему продуктивному интервалу или по интервалам, насыщенным разными фазами пластового флюида.

Таким образом, основным недостатком известного способа эксплуатации скважин является его слабое влияние на естественный ход изменения профиля депрессионных воронок и поверхности границ раздела фаз.

Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения скважинами, расположенными в водонефтяных, нефтегазовых и водонефтегазовых зонах залежи, путем изменения профиля депрессионных воронок в этих зонах.

Для решения этой задачи в процессе эксплуатации нефтяных скважин на сложно построенных залежах, предусматривающем разобщение ствола скважин на интервалы притока различающихся фаз пластового флюида, вызов притока фаз флюида из призабойной зоны залегания в эти интервалы, перепуск флюидов в установленную в скважине лифтовую колонну и подъем их на поверхность, перепуск флюидов из интервалов притока в лифтовую колонну ведут в режимах, обеспечивающих заданный дебит из нефтяной зоны пласта и дебиты из зон залегания флюидов с более высокой фазовой проницаемостью (воды и газа), при которых в интервале их притока устанавливаются депрессии, при которых давление в зоне их залегания на любом расстоянии от скважины не превышают давления в зоне залегания флюида с менее высокой фазовой проницаемостью (нефти).

Для достижения максимального эффекта перепуск фаз пластового флюида в лифтовую колонну ведут в критических режимах.

При проектировании схемы разработки залежи задается оптимальный дебит нефти, исходя из которого задается величина депрессии (ΔP_н = P_п - P_з.н.) на нефтенасыщенную зону пласта, тогда минимальное значение забойного давления в интервале притока высокопроницаемого флюида (воды или газа), при котором в пласте перепад давления между высокопроницаемой и менее проницаемой фазами близок к нулю определяется зависимостью ΔP = 2 (1 + К_н/К) {К_н + P_п - [(K_н + P_п) (K_н + P_з.н.)] ^1/2, где K_н - величина обратная сжимаемости и изотермическому коэффициенту вязкости нефти, а К - соответственно для высокопроницаемого флюида (воды или газа).

Перепад давления в пласте на границе раздела фаз вызван их различной вязкостью и сжимаемостью, при этом величина перепада давления экспотенциально возрастает с ростом депрессии на забое скважины в интервале притока менее проницаемой фазы.

Снижение давления на забое в интервале притока высокопроницаемой фазы (воды или газа) по отношению к давлению на забое в интервале притока менее проницаемой фазы (нефти) приводит к уменьшению перепада давления в пласте на границе раздела фаз.

Для реализации способа (см. чертеж) на забой скважины 1 спускают трубы 2 с пакерами 3, верхний из которых устанавливают на кровле залежи, а остальные на границах раздела фаз в пласте. Для перепуска фаз флюида из интервалов отбора, ограниченных стенками скважины, трубой 2 и пакерами 3, в полость трубы ниже каждого пакера в трубе установлены сопла (штуцеры) 4 критического течения, которые рассчитаны из условия поддержания в интервалах притока фаз флюида необходимых забойных давлений, обеспечивающих оптимальный профиль депрессионной воронки. Выше трубы 2 в скважине устанавливают лифтовую колонну 5.

Фазы флюида из интервалов отбора перепускаются в полость трубы 2 через сопла (штуцеры) критического течения, и при достижении практического (критического) давления на выходе штуцера скорость потока становится предельной (звуковой), а выход флюида - максимальным для данного штуцера. Дальнейший рост перепада давлений в интервале отбора фазы и в полости тубы 2 (в лифтовой колонне) не приводит к изменению расхода (наступает кризис течения), что обеспечивает работу скважины в режиме стабильных уровней отбора фаз из разделенных пакерами интервалов притока и стабильных перепадов давлений между ними.

Пример расчета.

Восточно-Янгтинское месторождение, водонефтяная зона, пласт Ю₁.

Исходные данные:
P_пл - пластовое давление - 40,4 МПа;
q_н - продуктивность нефтенасыщенной зоны - 3,1 м³/сут;
q_в - продуктивность водонасыщенной зоны - 1,6 м³/сут;
P_s - давление насыщения - 27 МПа;
газосодержание нефти - 200 м³/м³;
P_зн - минимальное забойное давление в нефтенасыщенной зоне - 27 МПа;
Q_н - максимальный дебит по нефти - 21 м³/сут;
К^н - изотермический коэффициент вязкости нефти - 3,3•10^-2/МПа;
К^в - изотермический коэффициент вязкости воды - 3•10^-3/МПа.

Расчет параметров на забое скважины и критических штуцеров.

1. Величина депрессии в призабойной зоне скважины в водонасыщенной мощности
ΔP = 2•(1 + K/K_в)•{K + P_пл - [(K + P_пл)(K + P_зн)]^1/2} = 2•(1 + 3•10^-3/3•10^-2){ (1/3,3•10^-2 + 40,4) - [(1/3,3•10^-2 + 40,4) (1/3,3•10^-2 + 27)]^1/2} = 14,2 МПа, где
K - величина обратная К^н, а К_в - величина обратная К^в.

2. Оптимальное забойное давление в водонасыщенной зоне P_зв= P_пл-ΔP = 40,4 - 14,2 = 26,2 МПа.

3. Критическая скорость воды (V_в) и нефти (V_н) на выходе критических штуцеров
V_в = 7•10²{P_зв/[a_в(1-a_в) ρ_в]}^1/2 = 7•10²{26,3/[0,02(1 - 0,02)1100]}^1/2 = 854 м/сек,
V_н = 7•10²{P_зн/[a_н(1-a_н) ρ_н]}^1/2 = 7•10² {27/[0,38(1-0,38)810]}^1/2 = 263 м/сек,
где a_в = 0,02 и a_н = 0,38 - объемные доли газа в смеси на выходе критических штуцеров ρ_в= 1100 кг/м³ и ρ_н= 810 кг/м³ - плотности воды и нефти.

4. Площадь сечения (S_в) и диаметр (d_в) критического сопла (штуцера) в водонасыщенной зоне притока
S_в= q_в•ΔP/V_в= 1,6•14,1/(854•24•3600) = 3,06•10^-7 м,
d_в= [4•S_в/π]^1/2= [4•3,06•10^-7/3,14]^1/2 = 6,9•10^-4 м
5. Площадь сечения (S_н) и диаметр (d_н) критического сопла (штуцера) в нефтенасыщенной зоне притока
S_н = Q_н•b/V_н = (21•1,9)/(263•24 • 3600) = 17,6•10^-7 м,
d_н= [4•S_н/π]^1/2= [4•17,6•10^-7/3,14]^1/2 = 1,5•10^-3 м,
где b = 1,9 - объемный коэффициент нефти.

Таким образом, оптимальное давление в лифтовой колонне P_т в районе забоя скважины (в трубах 2 на чертеже) определяется сравнением критических давлений на выходе штуцеров, которое определяется как половина забойного давления.

P_кв = 13,1 МПа, P_кн = 13,5 МПа.

Давление должно быть равно или меньше наименьшего из критических давлений, то есть P_т≤13 МПа.

Указанный диапазон давлений обеспечивается фонтанным режимом эксплуатации скважины при давлении на устье не выше 2,5 МПа при длине критического штуцера для нефти L_н и воды L_в.

L_н= 5•10^-3•V2в

Источники информации
1. Справочная книга по добыче нефти. Под. ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 548 - 551.

2. Патент РФ N 2053352, кл. E 21 B 43/00, 1992.

Изобретение относится к способам разработки сложно построенных нефтяных залежей с газовой шапкой и подошвенной водой. В способе разобщают ствол скважины на интервалы притока различающихся фаз пластового флюида, например нефти, воды или газа. Вызывают приток фаз флюида из призабойной зоны залегания в эти интервалы. Перепускают в установленную в скважине лифтовую колонну и поднимают на поверхность. Перепуск флюидов из интервалов притока в лифтовую колонну ведут в режимах, обеспечивающих заданный дебит из зоны залегания флюида с низкой проницаемостью, например нефти, и дебиты из зон залегания флюидов с более высокой проницаемостью, например воды и газа. В интервале их притока устанавливаются депрессии. При них давление в зонах залегания флюидов на любом расстоянии от скважины не превышает давление в зоне залегания флюида с менее высокой фазовой проницаемостью, например нефти. Способ обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с подошвенной водой и/или газовой шапкой, включающий разобщение ствола скважин на интервалы притока различающихся фаз пластового флюида, например нефти, воды или газа, вызов притока фаз флюида из призабойной зоны залегания в эти интервалы, перепуск в установленную в скважине лифтовую колонну и подъем на поверхность, отличающийся тем, что перепуск флюидов из интервалов притока в лифтовую колонну ведут в режимах, обеспечивающих заданный дебит из зоны залегания флюида с низкой проницаемостью, например, нефти и дебиты из зон залегания флюидов с более высокой проницаемостью, например воды и газа, при которых в интервале их притока устанавливаются депрессии, при которых давление в зонах их залегания на любом расстоянии от скважины не превышает давления в зоне залегания флюида с менее высокой фазовой проницаемостью, например нефти. 2. Способ эксплуатации нефтяных скважин по п.1, отличающийся тем, что перепуск фаз пластового флюида в лифтовую колонну ведут в критических режимах.