СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому проводят отбор нефти через добывающие скважины, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проводят сейсмоакустическое воздействие в зоне стягивания. В добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия, проводят форсированный отбор жидкости. Выход на форсированный режим осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины (Патент РФ № 2108449, кл. Е21В 43/20, опублик. 1998.04.10).

Способ сложен вследствие применения сейсмоакустического воздействия и недостаточно эффективен из-за применяемого насосного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ нестационарного извлечения нефти из пласта. По способу периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30% (Патент РФ № 2288352, кл. Е21В 43/12, опублик. 2006.11.27 - прототип).

Известный способ обеспечивает выход защемленной нефти в поровые высокопроницаемые каналы и рост средней нефтедобычи. Однако способ недостаточно эффективен вследствие применения одного насоса для отбора жидкости на разных режимах эксплуатации добывающей скважины, остановки потока жидкости в скважине при переходе от режима депрессии к режиму равновесной фильтрации и, как следствие, потере потока жидкости в пласте. Кроме того, способ требует размещения насоса на значительной глубине, практически в интервале перфорации. Это необходимо для осуществления эксплуатации скважины при разных уровнях жидкости от рабочего при равновесном режиме фильтрации до чрезвычайно низкого при режиме депрессии. Такое размещение насоса весьма затруднительно, накладывает ограничения на применяемое глубинное оборудование. Все это в конечном итоге приводит к снижению эффективности способа и уменьшению нефтеотдачи залежи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации, согласно изобретению, добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности, насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации, насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии, равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности, режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации, при этом при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине.

Способ может быть реализован с двумя колоннами насосно-компрессорных труб и насосами в каждой.

Признаками изобретения являются:

1) отбор жидкости через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3) периодическая депрессия в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования;

4) периодическое восстановление равновесного режима фильтрации;

5) оборудование добывающих скважин двумя глубинными насосами разной производительности;

6) размещение насоса меньшей производительности сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации;

7) размещение насоса большей производительности снизу на рабочей глубине режима депрессии;

8) обеспечение равновесного режима фильтрации работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности;

9) обеспечение режима депрессии работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации;

10) при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации запуск верхнего насоса в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине;

11) размещение насосов в двух колоннах насосно-компрессорных труб.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 11 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит выработка запасов в околоскважинной зоне и, в основном, в высокопроницаемых зонах пласта. Для вовлечения в разработку удаленных от добывающей скважины низкопроницаемых зон залежи применяют форсированный отбор жидкости из скважины со значительным снижением уровня жидкости в скважине и соответственно забойного давления - режим депрессии. В результате резкого увеличения отбора жидкости происходит частичное смыкание трещин в околоскважинном пространстве, начинает реагировать удаленная от забоя скважины слабодренируемая зона с сетью мелких трещин. Обводненность добываемой жидкости может снижаться на начальном этапе форсировки на 10 и более %. При возвращении к обычному режиму эксплуатации скважины - равновесному режиму фильтрации постепенно забойное давление начинает увеличиваться, эффективность мероприятия начинает снижаться из-за роста обводненности добываемой продукции.

Существующие технологии форсированного отбора не всегда бывают эффективными вследствие применения одного насоса для отбора жидкости на разных режимах эксплуатации добывающей скважины, остановки потока жидкости в скважине при переходе от режима депрессии к режиму равновесной фильтрации и, как следствие, потере потока жидкости в пласте. Все это в конечном итоге приводит к снижению эффективности способа и уменьшению нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет устранения перечисленных недостатков. Задача решается следующим образом.

Добывающую скважину, снабженную одной колонной насосно-компрессорных труб, оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации. Это может быть штанговый глубинный насос или любой другой насос, через который возможно прохождение жидкости при его отключении. Насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии. Это может быть электроцентробежный насос, к которому питание подводят по кабелю, закрепленному на внешней поверхности колонны насосно-компрессорных труб. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации. При разработке нефтяной залежи ведут отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Периодическую депрессию выполняют в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Для этого одновременно выключают верхний насос меньшей производительности и включают нижний насос большей производительности. Жидкость отбирают по колонне насосно-компрессорных труб. В результате уровень жидкости в скважине снижается ниже глубины верхнего насоса. Эксплуатируют скважину в таком режиме депрессии до снижения обводненности добываемой продукции. После этого выключают нижний насос и ожидают подъема уровня жидкости в скважине до глубины нижнего насоса. Запускают верхний насос, поддерживая поток жидкости в скважине, и выполняют восстановление равновесного режима фильтрации. Циклы перехода от одного режима к другому и обратно периодически повторяют до прекращения эффекта по снижению обводненности жидкости.

Способ может быть реализован с двумя колоннами насосно-компрессорных труб и насосами в каждой.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость - 15,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм², нефтенасыщенность - 74%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 595 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 10 м, начальное пластовое давление - 7,5 МПа, пластовая температура - 23°С, параметры пластовой нефти: плотность - 884 кг/м³, вязкость - 52 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 5,5 м³/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 5 нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента при заводнении залежи и при интенсификационных работах применяют пластовую воду. 2 добывающие скважины имеют обводненность добываемой продукции 99,0-99,9%. На этих скважинах проводят работы согласно заявленного способа.

Добывающую скважину, снабженную одной колонной насосно-компрессорных труб, оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности типа 25-175-RHAM-12-4-2-2 размещают сверху на рабочей глубине 350 м, т.е. на глубине равновесного режима фильтрации. Насос большей производительности типа ЭЦН5А-400-1050 размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии 750 м. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Верхним насосом эксплуатируют скважину с отбором 9 м³/сут по жидкости, 1,1 т/сут по нефти, с обводненностью 88,2%, с пластовым давлением 7,8 МПа, забойным давлением 6,5 МПа. Переводят скважину в режим депрессии. Для этого одновременно выключают верхний насос меньшей производительности и включают нижний насос большей производительности. Отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб в объеме 444 м³/сут. В результате уровень жидкости в скважине снижается до глубины 490 м, т.е. ниже глубины верхнего насоса. Забойное давление с 6,5 МПа снижается до 2,9 МПа. Эксплуатируют скважину в таком режиме депрессии до снижения обводненности добываемой продукции на 10%. После этого выключают нижний насос и ожидают подъема уровня жидкости в скважине до глубины нижнего насоса. Запускают верхний насос, поддерживая поток жидкости в скважине, и выполняют восстановление равновесного режима фильтрации. Циклы перехода от одного режима к другому и обратно периодически повторяют до прекращения эффекта по снижению обводненности жидкости.

Пример 2. Выполняют как пример 1, но в скважину спускают 2 колонны насосно-компрессорных труб. В одной колонне размещают верхний насос, в другой - нижний насос. В остальном выполняют действия согласно примера 1.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 0,4%. В тех же условиях по прототипу удается повысить нефтеотдачу лишь на 0,2%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации. Добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации. Насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации. При переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине. Глубинные насосы могут быть размещены в двух колоннах насосно-компрессорных труб. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации, отличающийся тем, что добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности, насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации, насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии, равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности, режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации, при этом при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что глубинные насосы размещены в двух колоннах насосно-компрессорных труб.