СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УГЛЕВОДОРОДОВ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ВОДЫ НАСОС-КОМПРЕССОРАМИ С РАЗДЕЛЬНЫМ ПРИЕМОМ ДЛЯ БЕСКОНУСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК F04B47/00 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойных зон (ОПЗ) скважины, разработки залежи углеводородов и технологии добычи нефти и воды штанговыми насос-компрессорами типа НРП, НРПВ, НКР и другим конструкциям насосов с раздельным приемом.

При разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с подошвенной водой неизбежно приходится сталкиваться с явлением конусообразования, а точнее, образования эмульсии в конусе воды, в которых активную роль играют капиллярные силы и силы поверхностного натяжения. Они наиболее активно проявляются в пористых средах с низкой проницаемостью, в случае низких градиентов давления, при эксплуатации скважин с давлением насыщения ниже забойного давлений и других случаях (А.П.Телков. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. Недра. 1965). Имеются многочисленные методы воздействия на скважину, имеющие целью увеличить ее пористость и проницаемость, очистить от фильтратов и продуктов реакции от воздействия различных кислот и других реагентов для интенсификации добычи нефти. Но целенаправленных методов для увеличения фазовой проницаемости по нефти и уменьшения ее по воде путем снижения влияния капиллярных сил и сил поверхностного натяжения в эмульсиях 1-го и 2-го рода на границе капелек вода в нефти, нефть в воде и на границе взаимодействия их с породой в поровом пространстве, после чего продукты распада эмульсии выводятся из конуса воды в ствол скважины и откачиваются на поверхность раздельно, не имеется. Если провести ОПЗ и не изменить направление потоков, то через 2-3 месяца создаются условия вновь для образования конуса воды и эффект от ОПЗ исчезает. Это можно наблюдать по увеличению процента воды в продукции, добываемой скважиной.

Известен способ добычи нефти и газожидкостных смесей с помощью насосной установки с раздельным приемом нефти (нефтегазовой смеси) и воды (НРП), в котором откачивают воду через хвостовик, расположенный ниже уровня водонефтяного контакта в пласте и соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра НРП, а нефть (нефтегазовую смесь) - по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП (SU 1323743, МПК F 04 В 47/02, опубл. 15.07.1987).

Недостатком известного способа является низкая эффективность использования в условиях описанного выше оборудования и технологии добычи углеводородов для разрушения конуса воды, препятствующего притоку нефти из нефтенасыщенной части пласта и снижение эффекта в добыче углеводородов (нефти, газа и/или газового конденсата).

Техническим результатом настоящего изобретения является ускоренное разрушение эмульсии и увеличение фазовой проницаемости для нефти, снижения фазовой проницаемости по воде и повышения, таким образом, ресурса работы скважин при малой обводненности за счет разделения потоков нефти, газа, конденсата и воды на забое скважины в конусе воды.

Технический результат достигается тем, что согласно способу разработки нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ нагретую до 70-80°С смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым ПАВ в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.

Кроме того, если перед извлечением пакера потребуется разрядка скважины при наличии в скважине безводной нефти осуществляют ее глушение, т.е. закачивают в скважину смесь водного раствора с водорастворимым ПАВ, причем удельную массу водного раствора выбирают из условия уравновешивания пластового давления столбом водного раствора. Это предотвращает образование эмульсии в призабойной зоне.

Целесообразно использовать насос-компрессор с расстоянием от нижнего всасывающего клапана до бокового, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины.

Целесообразно также во время откачки контролировать соотношение притока пластовой воды и количества откачиваемой воды и при их неравенстве регулировать положение плунжера цилиндра НРП таким образом, чтобы эти значения обеспечивали максимальное количество добываемой нефти и минимальное количество добываемой воды.

При отказе насоса следует закачать в скважину аналогичную смесь водного раствора с водорастворимым ПАВ для предотвращения образования стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне скважины и обеспечения дальнейшей бесконусной эксплуатации скважины.

Таким образом, обеспечивается бесконусная эксплуатация скважины, при которой текущий ВНК из конусной формы ускоренно преобразуется в бесконусную в положение, близкое к горизонтальному. Тем самым на весь период освоения, ремонта скважины и ее эксплуатации обеспечивается продукция с минимальным процентом обводнения.

На фиг.1 показана схема проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ).

На фиг.2 - схема добычи углеводорода насос-компрессором с раздельным приемом.

Схема проведения ОПЗ содержит последовательно установленные насосно-компрессорные трубы (НКТ) 1 с хвостовиком 2 и пакером 3, устьевое оборудование 4 (арматура), превентор 5, агрегат 6 для нагрева и закачки горячего углеводорода (нефти) (например, АДПМ), соединенный с емкостью 7 с нефтью, промывочный насосный агрегат 8 для прокачки холодной нефти, соединенный с емкостью 9 с нефтью.

В схеме добычи углеводорода глубинный штанговый насос-компрессор с раздельным приемом (НРП) содержит корпус 10 с цилиндром 11, в нижнем торце которого имеется нижний всасывающий клапан 12, а к боковой стенке присоединен боковой всасывающий клапан 13. В полости цилиндра 11 расположен плунжер 14 с нагнетательным клапаном 15. К нижней части цилиндра присоединен хвостовик 16 из насосно-компрессорных труб или длинномерной трубы меньшего диаметра с фильтром и заглушкой на конце.

Способ согласно изобретению реализуется следующим образом.

Основными силами, удерживающими эмульсию в неоднородной пористой среде призабойной зоны скважины, образующейся при фильтрации глинистого раствора после бурения скважины, проникновения раствора задавочной жидкости, при форсированном отборе жидкости и при эксплуатации скважин, когда при работающем насосе или при его остановке в скважине образуется столб пластовой воды на том или ином уровне в зависимости от обводненности продукции скважины, который увеличивает забойное давление и своим действием дополнительно насыщает конусную часть призабойной зоны фильтратом, являются капиллярные силы и силы поверхностного натяжения в эмульсии (на границах нефти с водой и воды с нефтью).

При снижении действия капиллярных сил за счет уменьшения межфазного натяжения с 25...35 до 0,01...0,001 мН/м достигается практически полное (до 95...98%) разрушение эмульсии. Поэтому расслоение эмульсии в призабойной зоне разделением потоков за счет изменения направлений движения углеводорода и пластовой воды в конусе призабойной зоны скважины является сущностью разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с подошвенной и подстилающей водой.

Для разрушения эмульсии в конусе воды используют следующую технологию. В емкость 7 завозят безводную нефть объемом 20-30 м³, в зависимости от объема эксплуатационной колонны, мощности и приемистости пласта, нагретую до 70-80 градусов по Цельсию или холодную нефть, которую после этого подогревают в АДПМ 6 до указанной температуры. В горячую нефть добавляют маслорастворимый или масловодорастворимый ПАВ, в зависимости от процентного содержания воды и нефти в продукции скважин, из расчета один литр ПАВ на 10 м³ горячей нефти, и растворяют его путем перемешивания передвижным насосным агрегатом 8 типа ЦА-320 либо другим агрегатом, способным перемешивать и закачивать горячий состав нефти с растворенным в ней ПАВ в нефтяную скважину давлением до 50 МПа.

До посадки пакера 3 и определения герметичности эксплуатационной колонны прокачивают 3/4 объема горячей нефти с ПАВ в насосно-компрессорные трубы (НКТ) 1 через хвостовик выше пакера 3 с условием, чтобы температура нефти в зоне пласта приняла температуру нефти после ее нагрева в емкости. Затем пакером перекрывают эксплуатационную колонну (скважину) выше его установки, и горячая нефть с ПАВ под давлением 35-50 МПа в зависимости от приемистости закачивается в пласт. Количество и время закачки определяется мощностью пласта, объемом конуса и приемистостью скважины. После закачки горячей нефти перекрывают задвижки в затрубном пространстве и центральную задвижку на устье скважины. Все подземное оборудование остается под давлением до 24 часов - время разложения эмульсии на забое скважины в зависимости от приемистости и поглощения скважиной горячей нефти с ПАВ. По истечении времени срывается пакер 3 с якорем и дается время для разрядки скважины, после чего в скважину спускают насос-компрессор типа НРП, НРПВ, НДПВ или НКР, или газлифтную компоновку, или УЭЦН с хвостовиком, или другие, использующие технологию с раздельным приемом нефти и воды.

Если скважина после ОПЗ не разрядилась, то производят ее глушение водным раствором соответствующего удельного веса (1,1-1,3 г/см³) с добавлением в раствор водорастворимого ПАВ в той же пропорции - 1 литр ПАВ на 10 м³ водного раствора.

После разрядки скважины производят спуск выше перечисленных насосов и добычу нефти.

Нижняя часть хвостовика 16 с фильтром и заглушкой спускается ниже подошвы пласта. При запуске насоса за счет разности плотностей углеводорода и пластовой воды линия тока по воде повернется вниз в фильтровую часть хвостовика 16, и вода будет откачиваться насосом через нижний всасывающий клапан 12, а углеводород по затрубному пространству будет откачиваться через боковой клапан 13 насос-компрессора.

Тип ПАВ, его количество и эффективность определяются в химических лабораториях нефтяных промыслов по методике, используемой для определения реагента при разложении эмульсии в технологических резервуарах товарных парков для тех же нефтей. В отдельных случаях такие исследования можно провести для конкретных пластов нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения и их пропластков.

В качестве маслорастворимых ПАВ можно использовать ПАВ марок АМ-7, СНПХ-44-80, сепарол ВФ-41, в качестве водорастворимого ПАВ, например, дисальван 44-90.

Сущность способа состоит в том, что горячая нефть с растворенным в ней ПАВ при контакте с эмульсией 1-го и 2-го родов в конусе воды снижает силы поверхностного натяжения, разрушает эмульсию, капли нефти коагулируют в более крупные глобулы и всплывают в водной среде за счет гравитационных сил, а изменение направления потоков пластовой воды по хвостовику и нефти, газа и конденсата по затрубному пространству на прием дополнительного бокового всасывающего клапана 10 насос-компрессора типа НРП, НРПВ, НКР способствует устойчивому положению водонефтяного контакта (ВПК), перевода его из текущего состояния к близко горизонтальному, что обеспечивает сообщение нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины и снижение доли воды и увеличение доли нефти, газа и конденсата в продукции скважины.

Для разделения потоков при ремонте скважины насос-компрессор типа НРП, НРПВ, НКР и другие насосы с раздельным приемом оборудуется хвостовиком из насосно-компрессорных труб или длинномерной безмуфтовой трубы меньшего диаметра с фильтром и заглушкой на конце. Верхняя часть его соединяется с нижней частью штангового насос-компрессора, а нижняя с фильтром и заглушкой спускается на 1-2 м ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения или подошвы пласта. При выводе скважины на режим в затрубном пространстве произойдет замещение воды на нефть, динамический уровень возрастет, повысится энергетика пласта.

Если после ОПЗ глушение скважины не производилось, то скважина сразу выйдет на режим работы с минимальной обводненностью и эффектом дополнительной добычи нефти. Эффект дополнительной добычи нефти будет продолжаться до отказа насоса и после его замены, если во время ремонта скважины глушение ее будет производиться раствором на углеводородной основе или водным раствором с добавкой водорастворимого ПАВ по вышеописанной технологии, предотвращающей образование эмульсии. Если ремонт скважины будет проведен с ее глушением, то после откачки насосом водного раствора с ПАВ за счет разности плотностей нефти, газа, конденсата и пластовой воды линия тока по воде повернется вниз в фильтровую часть хвостовика 16 и будет откачиваться насосом через нижний всасывающий клапан 12, а нефтегазовая смесь, конденсат по затрубному пространству откачиваться через боковой клапан 13 насос-компрессора. При выводе скважины на режим в затрубном пространстве произойдет замещение воды на нефть, газ и конденсат, динамический уровень возрастет, повысится энергетика пласта. Эффект дополнительной нефти также проявится сразу после вывода скважины на режим.

Существует несколько конструкций насос-компрессоров с раздельным приемом: НРП-44 (см. SU 1323743), 3 НРП, 4 НРП, НРП2-44 (см. US 6182751), 1 НРП, 5 НРП (RU 2112890), 2 НРП (RU 1128090) и другие. Все они могут использоваться для реализации указанного способа. По типоразмерам насос-компрессоры могут изготавливаться вставные типа НРПВ, так и невставные - НРП размерами от 38 до 57 мм и более в зависимости от размера эксплуатационной колоны и динамического уровня в скважине.

Для эксплуатации обводненных скважин до 20-30, 50-60 и 80-99% необходимо использовать насосы с различным расположением бокового клапана 13 относительно нижнего всасывающего клапана 12 и выполнить главное требование технологии добычи нефти - через нижний всасывающий клапан 12 необходимо в идеале отбирать столько воды, сколько ее поступает на забой скважины. Это первое регулирование разделением потоков и отбора пластовой воды. Если обводненность продукции до 20-30% и НРП-44 обеспечивает полную откачку столба пластовой воды с забоя скважины в соответствии с расположением бокового клапана 13 - 0,8 м от нижнего всасывающего клапана 12, то происходит разрушение конуса воды, снижение процента пластовой воды и увеличение процента по нефти. После того, как произойдет максимальное снижение процента обводнения продукции скважин и он больше не будет уменьшаться, необходимо снять динамограмму работы насоса и по нагрузкам на штанги относительно нулевой линии (указывающим вес штанг) определить границу откачки пластовой воды. Откачку воды с забоя скважины можно определить также расчетом, умножив диаметр цилиндра на расстояние от нижнего всасывающего клапана до бокового клапана и сравнить этот результат с фактическим по отбору пробы на устье скважины традиционным методом.

Если приток пластовой воды к забою меньше, чем возможности насоса по откачке воды, приступают ко второй стадии регулирования отбора пластовой воды и нефти. Для этого приподнимают на устье полированный шток и фиксируют его в траверсе канатной подвески, приподнимают плунжер от нижнего всасывающего клапана и этим самым уменьшают отбор пластовой воды и увеличивают отбор нефти за счет увеличения хода плунжера относительно бокового клапана при одной и той же длине хода. Аналогично поступают при обводнении скважины на 50-60 и 80-99%.

Если по исходным данным обводненность продукции более 20-30% и отобрать всю воду с забоя скважины не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос с другим расположением бокового клапана для откачки продукции скважины с обводнением до 50-60% пластовой воды - расстоянием от бокового клапана до нижнего 1,5 м.

Если по исходным данным обводненность продукции более 60%, отобрать всю воду с забоя скважины с боковой камерой до 50-60% не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос НРП с другим расстоянием до бокового клапана - 1,8 м.

Плавное регулирование отбора воды и нефти при обводнении скважины на 50-60 и 80-99% производят аналогично описанному регулированию при обводнении скважины на 20-30%.

Изобретение позволяет повысить в 1,5-2 и более раз добычу нефти, газа и конденсата, текущую нефтеотдачу пластов за счет разрушения эмульсии в конусе воды (бесконусная эксплуатация скважин) обработкой призабойной зоны скважин горячей нефтью с ПАВ, снизить фазовую проницаемость по воде и увеличить ее (фазовую проницаемость) по нефти, а спуском перечисленных насос-компрессоров с боковым клапаном, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины пластовой воды, предотвратить дальнейшее образование конусов в призабойной зоне скважин, обеспечить водонефтяной контакт близко к горизонтальному, сообщить нефтенасыщенную часть пласта со стволом скважины, увеличить ресурс работы скважины на длительный период при малообводненном режиме.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи нефти, газа и/или газового конденсата и технологии добычи нефти, газа и газового конденсата штанговыми насос-компрессорами типа НРП, НРПВ и других конструкций с раздельным приемом. Способ разработки месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды заключается в том, что спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком. Подают через хвостовик в колонну НКТ нагретую до 70-80°С смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым ПАВ в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации. Перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер. В скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора. Изобретение позволяет повысить добычу нефти, газа и конденсата, текущую нефтеотдачу пластов за счет разрушения эмульсии в конусе воды обработкой призабойной зоны скважин горячей нефтью с ПАВ, снизить фазовую проницаемость по воде и увеличить ее (фазовую проницаемость) по нефти, а спуском перечисленных насос-компрессоров с боковым клапаном, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины пластовой воды, предотвратить дальнейшее образование конусов в призабойной зоне скважин, обеспечить ВНК близко к горизонтальному, сообщить нефтенасыщенную часть пласта со стволом скважины, увеличить ресурс работы скважины на длительный период при малообводненном режиме. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки нефтяного, или газового, или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды, по которому спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ, нагретую до 70-80°С, смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым поверхностно-активным веществом (ПАВ) в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для разрядки скважины перед извлечением пакера при наличии в скважине безводной нефти закачивают в скважину смесь водного раствора с водорастворимым ПАВ, причем удельную массу водного раствора выбирают из условия уравновешивания пластового давления столбом водного раствора.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют насос-компрессор с расстоянием от нижнего всасывающего клапана до бокового, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей продукции на забой скважины.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что во время откачки контролируют соотношение притока пластовой воды и количества откачиваемой воды и при их неравенстве регулируют положение плунжера цилиндра штангового насос-компрессора таким образом, чтобы эти значения обеспечивали максимальное количество добываемой нефти и минимальное количество добываемой воды.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отказе насос-компрессора закачивают в скважину смесь водного раствора с водорастворимым ПАВ, причем удельную массу водного раствора выбирают из условия уравновешивания столбом водного раствора пластового давления.