способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий закачку композиционного материала в пласт в интервал ниже водонефтяного контакта, проведение технологической выдержки и эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что предварительно проводят оттеснение воды из межтрубного пространства нефтью в интервал ниже водонефтяного контакта, для приготовления композиционного материала проводят заливку в межтрубное пространство скважины загустителя из расчета 1-5 кг на 1 м ³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве, и перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству, а закачку раствора нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта ведут в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%, при этом после технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 5-15 сут проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.

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 межтрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП (SU 1323743, опублик. 15.07.1987).

Недостатком известного способа является большой отбор воды, зачастую кратно превышающий отбор нефти, фактическая добыча воды для разрушения конуса воды, препятствующего притоку нефти из нефтенасыщенной части пласта, и снижение эффекта в добыче нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды. Для осуществления способа спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком. Подают через хвостовик в колонну НКТ нагретую до 70-80°C смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым ПАВ в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в межтрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации. Перекрывают пакером межтрубное 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 нефти - по межтрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора (патент РФ № 2293214, опублик. 10.02.2007 - прототип).

Известный способ может быть реализован только в особых условиях применения теплоизолированных труб, позволяющих доставить нагретую жидкость в интервал продуктивного пласта, способ сопровождается большим отбором попутной воды.

В предложенном изобретении решается задача сокращения добычи попутной воды.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем закачку композиционного материала в пласт в интервале ниже водонефтяного контакта, проведение технологической выдержки и эксплуатацию скважины, согласно изобретению предварительно проводят оттеснение воды из межтрубного пространства нефтью в интервал ниже водонефтяного контакта, для приготовления композиционного материала проводят заливку в межтрубное пространство скважины загустителя из расчета 1-5 кг на 1 м³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве, и перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству, а закачку раствора нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта ведут в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%, при этом после технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 5-15 сут. проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего.

Сущность изобретения

При разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с подошвенной водой неизбежно приходится сталкиваться с явлением конусообразования, когда подстилающая вода поднимается к перфорационным отверстиям и перекрывает полностью или частично доступ нефти в скважину. Существующие технические решения решают проблему конусообразования лишь частично. В основном борьба с конусообразованием сводится к преимущественному отбору воды из зоны подстилающей воды и создания нулевого или даже обратного конуса воды. Однако при этом приходится отбирать огромное количество попутной воды. Скважина из нефтедобывающей фактически превращается в вододобывающую. В предложенном способе решается задача сокращения добычи попутной воды. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт с подстилающей водой, снабжают скважину глубинным оборудованием, позволяющим без подъема на поверхность и замены отдельных элементов проводить отбор нефти из интервала выше водонефтяного контакта, закачку из межтрубного пространства жидкости в интервал ниже водонефтяного контакта и циркуляцию жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству.

Как правило, интервал скважины от продуктивного пласта до насоса заполнен пластовой водой. В нашем случае эта вода является нежелательным элементом. Для ее удаления из скважины проводят оттеснение воды из межтрубного пространства нефтью в интервал ниже водонефтяного контакта. Затем производят заливку в межтрубное пространство скважины загустителя, например полиакриламида, гидролизованного полиакрилонитрила, метилцеллюлозы и т.п., из расчета 1-5 кг на 1 м³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве, и перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству. Выполняют закачку раствора нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Импульсный режим производят следующим образом. Закачивают раствор до повышения давления закачки до гидростатического +10%, останавливают закачку и проводят выдержку до снижения давления до гидростатического +(2-6) %. Снова закачивают до повышения давления до гидростатического +10%, снова проводят указанную выдержку и т.д. до закачки полного объема раствора нефти и загустителя. Продавливают раствор нефтью. Проводят технологическую выдержку для структурирования раствора нефти с загустителем. После технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 5-15 сут. проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего.

Возможный вариант подземной компоновки представлен на чертеже.

На чертеже нефтедобывающая скважина 1 снабжена обсадной колонной 2, перфорированной в интервале продуктивного пласта 3 с водонефтяным контактом 4. В скважину 1 спущена колонна насосно-компрессорных труб 5 со штанговым насосом 6, пакером 7 над кровлей продуктивного пласта 3, подпружиненным обратным клапаном 8 и перфорационными отверстиями 9 в нижней части. Ниже подпружиненного обратного клапана 8 внутри колонны насосно-компрессорных труб 5 установлен патрубок 10, который сообщается сверху выше пакера 7 с межтрубным пространством скважины 1, а снизу снабжен пакером 11, установленным в интервале водонефтяного контакта 4, и подпружиненным обратным клапаном 12, способным пропускать жидкость из внутреннего пространства патрубка 10 в интервал ниже водонефтяного контакта 4. На устье скважины 1 выполнена обвязка колонны насосно-компрессорных труб 5 для соединения с выкидной линией 13, линией соединения с межтрубным пространством скважины 14 и нагнетательной линией 15. Задвижка 16 предназначена для перекрытия выкидной линии 14, задвижка 17 - для перекрытия линии соединения с межтрубным пространством, задвижка 18 - для перекрытия нагнетательной линии 15.

Устройство работает следующим образом.

В рабочем состоянии открыта задвижка 16 и закрыты задвижки 17 и 18.

Отбирают жидкость из интервала выше водонефтяного контакта 4 насосом 6 по колонне насосно-компрессорных труб 5. При этом задвижка 16 открыта, задвижки 17 и 18 закрыты. При образовании конуса обводненности и значительном обводнении добываемой продукции останавливают работу насоса 6, закрывают задвижку 16 и открывают задвижки 17 и 18. По нагнетательной линии 15 в межтрубное пространство скважины 1 отдельным насосом (не показан), например, от цементировочного агрегата закачивают нефть в объеме скважины от насоса 6 до пакера 7. Затем без перерыва закачки закачивают загуститель из расчета 1-5 кг на 1 м³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве. Поступлению жидкостей в колонну насосно-компрессорных труб 5 препятствуют клапаны в насосе 6 (не показаны). Задвижку 15 закрывают и при закрытой задвижке 16 и открытой задвижке 17 запускают штанговый насос 6. Выполняют перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб 5, через трубопроводы с задвижкой 17, межтрубное пространство скважины 1, отверстия 9 и колонну насосно-компрессорных труб 5. Предварительно пружину подпружиненного клапана 8 настраивают таким образом, чтобы при циркуляции обратный клапан 8 был закрыт. Циркуляцию выполняют до получения однородной гомогенной смеси (раствора) загустителя и нефти. Затем закачивают образовавшуюся смесь нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Для этого останавливают работу насоса 6, открывают задвижку 18 и при открытой задвижке 17 и закрытой задвижке 16 закачивают в межтрубное пространство скважины 1 нефть в объеме скважины 1, которая вытесняет смесь нефти и загустителя из межтрубного пространства скважины 1 в патрубок 10 и через подпружиненный обратный клапан 12 под пакер 11 в интервал ниже водонефтяного контакта и далее в пласт. Закрывают все задвижки и останавливают все закачки и отборы на данной скважине. Проводят технологическую выдержку в течение 1-3 сут. для образования в околоскважинном пространстве в зоне конуса обводнения надежного изоляционного экрана. После технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 5-15 сут. проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции на 30-40% и сократить поступление воды в скважину.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину согласно чертежу, которая снабжена обсадной колонной 2 диаметром 245 мм ((9^||), перфорированной в интервале 1710-1720 м продуктивного пласта 3 с водонефтяным контактом 4 на глубине 1714 м. В скважину 1 спущена колонна насосно-компрессорных труб 5 диаметром 168 мм (6^||) со штанговым насосом 6, пакером 7 над кровлей продуктивного пласта 3, подпружиненным обратным клапаном 8 и перфорационными отверстиями 9 в нижней части. Ниже подпружиненного обратного клапана 8 внутри колонны насосно-компрессорных труб 5 установлен патрубок 10 диаметром 60 мм (2^|| ).

В рабочем состоянии открыта задвижка 16 и закрыты задвижки 17, 18 и 19.

Отбирают жидкость с дебитом 16 м³/сут. из интервала выше водонефтяного контакта 4 насосом 6 по колонне насосно-компрессорных труб 5. При этом задвижка 16 открыта, задвижки 17 и 18 закрыты. При образовании конуса обводненности и обводнении добываемой продукции до 80% останавливают работу насоса 6, закрывают задвижку 16 и открывают задвижки 17 и 18. По нагнетательной линии 15 в межтрубное пространство скважины 1 отдельным насосом от цементировочного агрегата ЦА-320 закачивают нефть в объеме 14 м³, т.е. объеме скважины от насоса 6 до пакера 7. Затем без перерыва закачки закачивают загуститель - полиакриламид в виде 5%-ной дисперсии в нефти из расчета 3 кг на 1 м³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве, составляющем 40 м³. Задвижку 15 закрывают и при закрытой задвижке 16 открывают задвижку 17. Запускают штанговый насос 6. Выполняют перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб 5, через трубопроводы с задвижкой 17, межтрубное пространство скважины 1, отверстия 9 и колонну насосно-компрессорных труб 5. Предварительно пружину подпружиненного клапана 8 настраивают таким образом, чтобы при циркуляции обратный клапан 8 был закрыт. Циркуляцию выполняют до получения однородной гомогенной смеси (раствора) загустителя и нефти. Затем закачивают образовавшуюся смесь нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Для этого останавливают работу насоса 6, открывают задвижку 18 и при открытой задвижке 17 и закрытой задвижке 16 закачивают в межтрубное пространство скважины 1 нефть в объеме 40 м³ скважины 1, которая вытесняет смесь нефти и загустителя из межтрубного пространства скважины 1 в патрубок 10 и через подпружиненный обратный клапан 12 под пакер 11 в интервал ниже водонефтяного контакта и далее в пласт. Закрывают все задвижки и останавливают все закачки и отборы на данной скважине. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут. для образования в околоскважинном пространстве в зоне конуса обводнения надежного изоляционного экрана. После технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 10 сут. проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции на 35% и сократить поступление воды в скважину.