Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Заявлен способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Техническим результатом является создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи, позволяющего производить закачку в прерывистом режиме регулируемым давлением с устья скважины с контролем приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам. Также способ включает отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером и седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх. Клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины. Пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель. Седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу. Верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие, при закрытых клапанах превышающее усилие столба жидкости заполненной скважины. Седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины. Избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и относится способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой из нижележащего пласта.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2303125, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007 Бюл. № 20), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50%-ным дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в нефтяных залежах на поздних стадиях разработки, так как может привести к преждевременному обводнению продукции в добывающих скважинах ниже рентабельного, и отсутствие защиты от перетока нефти в водоносный пласт, так как изменение перепада давлений невозможно предугадать в различных нагнетательных скважинах в процессе эксплуатации, при этом не обеспечивается регулировка отбора в зависимости от изменений перепадов давлений в любой из нагнетательных скважин и контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.

Известен также способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в нефтяных залежах с терригенными коллекторами и отсутствие защиты от перетока нефти в водоносный пласт, так как изменение перепада давлений невозможно предугадать в различных нагнетательных скважинах в процессе эксплуатации, при этом не обеспечивается регулировка отбора в зависимости от изменений перепадов давлений в любой из нагнетательных скважин и контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2591291, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, опубл. 20.07.2016 Бюл. № 20), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем нагнетательные скважины оборудуют между пластами седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного.

Недостатками данного способа являются перекачка воды из нижележащего водоносного пласта на постоянной основе, пока хватает пластового давления водоносному пласту, невозможность регулирования объема и режимов закачки воды в вышележащий продуктивный пласт в зависимости от изменений перепадов давлений в соответствующей нагнетательной скважине и невозможно осуществлять контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи, позволяющего производить закачку в прерывистом режиме, регулируемым давлением с устья скважины с контролем за приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт.

Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи, включающим внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины

Новым является то, что пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель, а седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу, верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие при закрытых клапанах превышающие усилие столба жидкости заполненной скважины, причем седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины, а избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа.

На фиг. 2 изображен клапанный узел, состоящий из верхнего и нижнего седел, соединенных патрубком с ниппелем и клапанов.

На фиг. 3 изображен клапанный узел в продольном разрезе А-А фиг. 2.

На фиг. 4 изображен клапанный узел в поперечном разрезе Б-Б фиг. 3.

На фиг. 5 изображен клапанный узел в поперечном разрезе В-В фиг. 3.

На фиг. 6 изображен клапанный узел в продольном разрезе в изометрии.

Для осуществления способа выбирают многопластовую залежь с нефтеносным пластом 1 (фиг. 1) с нижележащим водоносным пластом 2, имеющим пластовое давление Р_пл.в выше давления нефтеносного пласта 1 - Р_пл.н с учетом высоты залегания. Предварительно определяют плотность воды - ρ_в и давление насыщения - Р_пл.в.н в водоносном пласте 2.

Условие применения способа с нижележащим водоносным пластом 2

где Р_пл.н - пластовое давление в нефтеносном пласте 1, МПа;

Р_пл.в.н - давление насыщения в водоносном пласте 2, МПа;

ρ_в - плотность воды в водоносном пласте 2, кг/м;

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

h - расстояние между пластами по вертикали, вскрытыми соответствующей нагнетательной скважиной 3, м.

Между пластами 1 и 2 устанавливают проходной пакер 4 (например, из пакеров, применяемых в патентах RU №№2457315, 2509872, 2517362 и т.п.) с центральным калиброванным полированным каналом 5.

Перед спуском собирают клапанный узел 6, состоящий из верхнего 7 (фиг. 3 и 6) и нижнего 8 сёдел, соединенных патрубком 9 (фиг. 2 и 6) с переточными радиальными каналами 10 между седлами 7 (фиг. 3) и 8 и ниппелем 11 (фиг. 2 и 6) снизу. Внутри патрубка 9 размещают верхний 12 (фиг. 3 и 6) и нижний 13 клапаны, которые соединяют жестким в радиальном направлении толкателем 14, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней 15 и 16, разжатых в разные стороны до соответствующих упоров 17 и 18 пружиной 19. Эмпирическим путем определяют необходимый в воде пласта 2 (фиг. 1) вес клапанов 12 (фиг. 3) и 13 с толкателем 14 и пружиной 19, обеспечивающий суммарную их плавучесть меньше нулевой для соблюдения неравенства [1]. Для этого клапаны 12 и 13 могут изготавливаться полыми, из армированного пластика или стеклопластика, твердого полиуретана или т.п. (авторы на это не претендуют).

При этом для возможности работы клапанного узла 6 (фиг. 1) в наклонных и горизонтальных скважинах верхний 12 (фиг. 3) и нижний 13 клапаны могут центрироваться по оси патрубка 9 (фиг. 2) соответствующими направляющими 20 (фиг. 4) и 21 (фиг. 5) с образованием соответствующих боковых обводных каналов 22 (фиг. 4) и 23 (фиг.5) (авторы на это не претендуют).

Усилие пружины 19 подбирают так, чтобы усилие при закрытых клапанах 12 и 13 превышало усилие столба жидкости заполненной до устья скважины 3 (фиг. 1), а подаче избыточного давления с устья скважины 3 по колонне труб 24, на которых спускают клапанный узел 6, сначала закрывался нижний клапан 13 (фиг.3), а потом - верхний клапан 12, герметично прижимаясь к соответствующим седлам 8 и 7.

Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на реализацию способа, на чертежах (фиг. 1 - 6) не показаны или показаны условно.

Сверху патрубок 9 (фиг. 2) клапанного узла 6 (фиг. 1) соединяют с колонной труб 24, на которых спускают в скважину 3 до герметичного взаимодействия ниппеля 11 с полированным каналом 5 пакера 4. В результате перепада давлений между пластами 1 и 2 нижний клапан 13 (фиг. 3) вместе с верхним клапаном 12 приподнимается от нижнего седла 8, и жидкость из водоносного пласта 2 перетекает в нефтеносный пласт 1 через ниппель 11 (фиг. 3 и 6), седло 8 обводные каналы 23 (фиг. 5), огибая нижний клапан 13 (фиг. 3), и радиальные каналы 10 (фиг. 2). При этом через нагнетательные скважины 3 (фиг. 1) поддерживается пластовое давление в нефтеносном пласте 1, достаточное для вытеснения нефти к добывающим скважинам (на фиг. 1 - 6 не показаны), из которых она насосами (не показаны) поднимается на поверхность. При снижении давления ниже допустимого или ниже давления насыщения в районе одной из нагнетательных скважин 3 скорость потока уменьшается, клапаны 12 (фиг. 3) и 13 под своим весом опускаются, перекрывая седло 8 до восстановления перепада давлений между пластами 1 (фиг. 1) и 2. Это обеспечивает естественную циклическую закачку воды в нефтеносный пласт 1.

Для обеспечения принудительной регулировки закачки воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный 1 и/или для изучения приемистости нефтеносного пласта 1 и/или продуктивности водоносного пласта 2 в пространстве над пакером 4 колонну труб 24 заполняют технической жидкостью (например, пресной или минерализованной водой). При этом нижний клапан 13 (фиг. 3) под действием верхнего клапана 12, на который действует столб жидкости в колонне труб 24, через толкатель 14 (фиг. 3) перекрывает седло 8, изолируя пласты 1 (фиг. 1) и 2 друг от друга. После чего закачкой технологической жидкости устьевым насосом (не показан) в колонну труб 24 (фиг. 1) создают в ней избыточное давление, под действием которого на верхний клапан 12 (фиг. 3) сжимается пружина 19, стрежни 15 и 16 толкателя 14 сходятся и верхний клапан 12 герметично перекрывает верхнее седло 7, исключая перетоки технологической жидкости из колонны труб 24 (фиг. 1) в пространство скважины над пакером 4. При этом уровень жидкости 25 в скважине 3 из-за приемистости нефтеносного пласта 1 начинает снижаться, что контролируется устьевым и/или скважинными уровнемерами. По результатам этого контроля строят кривую восстановления уровня жидкости по времени (КВУ). Анализируя КВУ определяют характеристики нефтеносного пласта 1 (приемистость, пластовое давление, гидродинамическую связь с другими нагнетательными и/или добывающими скважинами нефтяной залежи и т.п.).

При снятии избыточного давления внутри колонны труб 1 (прекращения работы устьевого насоса) пружина 19 (фиг. 3) разжимается, стрежни 15 и 16 толкателя 14 расходятся и верхний клапан 12 открывает верхнее седло 7. В результате техническая жидкость из колонны труб 24 (фиг. 1) через обводные каналы 22 (фиг. 3), верхнее седло 7, огибая верхний клапан 12 (фиг. 2), и радиальные каналы 10 (фиг. 2) перетекает в пространство скважины над пакером 4 (фиг. 1). В результате уровень жидкости (не показан) в колонне труб 24 падает и нижний клапан 13 под действием давления водоносного пласта 2 (фиг. 1) отходит от нижнего седла 7 (фиг. 3), обеспечивая переток воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 через ниппель 11 (фиг. 3 и 6), седло 8 обводные каналы 23 (фиг. 5), огибая нижний клапан 13 (фиг. 3), и радиальные каналы 10 (фиг. 2). При этом уровень жидкости 25 (фиг. 1) в скважине 3 из-за продуктивности и высокого давления водоносного пласта 2 начинает повышаться, что контролируется устьевым и/или скважинными уровнемерами. По результатам этого контроля строят кривую восстановления уровня жидкости по времени (КВУ). Анализируя КВУ определяют характеристики водоносного пласта 2 (приемистость, пластовое давление, гидродинамическую связь с другими нагнетательными и/или добывающими скважинами нефтяной залежи и т.п.) с учетом определенных ранее характеристик влияющего нефтеносного пласта 1 в нагнетательной скважине 3.

Зная характеристики нефтеносного 1 и водоносного 2 пластов в каждой из нагнетательных скважин 3, технологи определяют фронт вытеснения водой в нефтеносном пласте 1 залежи и как распределить объемы закачки воды из водоносного пласта 2 через соответствующие нагнетательные скважины 3. Количество перекачиваемой воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 через соответствующую нагнетательную скважину регулируют периодическим принудительным отключением перетока воды между пластами 1 и 2 при помощи клапанного узла 6 за счет создания избыточного давления в колонне труб 1.

Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи позволяет производить закачку в прерывистом режиме, регулируемым давлением с устья скважины с контролем за приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером и седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины, отличающийся тем, что пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель, а седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу, верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие, при закрытых клапанах превышающее усилие столба жидкости заполненной скважины, причем седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины, а избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне.