способ межскважинной перекачки жидкости

Формула изобретения

Способ межскважинной перекачки жидкости, включающий установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти, отличающийся тем, что обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси, воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером, при этом отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2177537, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.12.2001 г., Бюл. № 36), включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой подстилающей воды из водоносного пласта через водозаборные скважины, закачку пластовой подстилающей воды через нагнетательные скважины в пласты, закольцовывание выкидных линий водозаборных скважин, перераспределение объемов закачки пластовой воды штудированием подводящих трубопроводов к нагнетательным скважинам, а при остановке одной или нескольких водозаборных скважин осуществление добычи пластовой воды из прочих водозаборных скважин и нагнетание в нагнетательные скважины через закольцованный трубопровод и штудированные подводящие к нагнетательным скважинам трубопроводы с обеспечением закачки пластовой воды электроцентробежными насосами суммарной производительностью, несколько меньшей суммарной приемистости нагнетательных скважин, и обеспечением перераспределения и ограничения закачиваемых объемов рабочего агента до уровня производительности электроцентробежных насосов.

Недостатком способа является невозможность его применения для отбора и последующей закачки в нагнетательные скважины пластовых вод, содержание нефтепродуктов в которых пусть даже незначительно, но превышает допустимые концентрации. Это делает способ неприменимым для использования находящихся рядом на кусте или участке добывающих (в том числе бывших), но обводнившихся и/или нерентабельных скважин в качестве водозаборных, что сужает область применения способа и снижает эффективность его использования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ межскважинной перекачки жидкости (патент RU № 2290500, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.12.2006 г., Бюл. № 36), включающий отбор нефти из пласта, отбор пластовой воды через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Межскважинную перекачку жидкости проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. В качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины, отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды ведут через нагнетательные скважины в пласт с невыработанными запасами нефти, отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину, в водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линиям закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины и после заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу, при этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяется расчетным путем.

Недостатком способа является то, что он применим только в бывших добывающих скважинах при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%, и не может применяться в приближающихся к пределу рентабельности или в еще достаточно рентабельных добывающих скважинах, поскольку в соответствии с представленной в способе формулой уже при обводненности продукции 90% потребуется каждые сутки останавливать скважину для организации циркуляции и вытеснения из межтрубного пространства нефти, что влечет потери в добыче нефти, снижает экономическую эффективность способа и сужает область его применения. Кроме того, для вытеснения нефти требуется отключение установки на некоторое время, проведение манипуляций с расположенным в скважине клапаном для организации циркуляции жидкости в скважине, что также снижает эффективность способа, поскольку в это время отсутствует закачка воды в нагнетательные скважины. Другим недостатком способа является то, что при возникновении аварийной ситуации на водопроводе или проведении на нем плановых ремонтов также требуется отключение установки, что приведет к потерям в добыче нефти.

Техническими задачами изобретения являются расширение области применения способа за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности его применения за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.

Техническая задача решается способом межскважинной перекачки жидкости, включающим установку пакера выше продуктивного пласта в добывающей скважине, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти.

Новым является то, что насос работает в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси, отбор воды производят из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером, при этом отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе.

На чертеже показана схема способа межскважинной перекачки жидкости.

Способ межскважинной перекачки жидкости включает установку пакера 1 выше продуктивного пласта 2 добывающей скважины 3, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства 4 насосом 5, в качестве которого может быть использован штанговый или электропогружной насос (колонна штанг и электрокабель не показаны), спускаемым на колонне труб 6, разделение водонефтяной смеси на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного пространства 7 в нефтепровод 8, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу 9 через нагнетательные скважины (на чертеже не показаны) в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти.

Насос 5 работает в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия 10 в колонне труб 6 в надпакерное межтрубное пространство 7, где производят разделение водонефтяной смеси. Отбор воды производят из надпакерного межтрубного пространства 7 по дополнительной трубе 11, вход 12 которой размещают ниже уровня водонефтяного раздела 13, а выход 14 сообщен с водопроводом 9, оснащенным расходомером 15. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб 6 в нефтепровод 8, который оснащен регулятором расхода 16 и сообщен с дополнительной трубой 11 байпасной линией 17, соединенной после регулятора расхода 16 с нефтепроводом 8 для сброса в него воды при аварийных ситуациях или проведениях ремонтных работ на водопроводе 9.

Пример конкретного выполнения.

Эксплуатируют добывающую скважину. Из продуктивного пласта 2 с производительностью 83 м³ /сут отбирают водонефтяную смесь с обводненностью 94%, то есть количество нефти в водонефтяной смеси составляет 5 м³ /сут, а воды - 78 м³/сут. Установленным в скважине насосом 5, в качестве которого применен электроцентробежный насос, водонефтяную смесь из подпакерного пространства 4 по колонне труб 6 через отверстия 10 нагнетают в надпакерное межтрубное пространство 7, где происходит гравитационное разделение водонефтяной смеси на нефть и воду. За счет давления, создаваемого насосом 5, нефть по колонне труб 6 и надпакерному межтрубному пространству 7 поступает в нефтепровод 8, при этом вода, имеющая большую плотность, занимает нижнюю часть надпакерного межтрубного пространства 7, откуда по дополнительной трубе 11, вход 12 которой расположен ниже границы водонефтяного раздела 13, поступает в водопровод 9.

Поскольку давление в водопроводе 9, идущем к нагнетательным скважинам (не показаны), значительно превышает давление в нефтепроводе 8, идущем на групповую замерную установку (не показана), то для обеспечения поступления разделившихся жидкостей в необходимых количествах по трубопроводам используют регулятор расхода 16. С его помощью расходы жидкостей в трубопроводах поддерживают исходя из следующих условий: во-первых, чтобы в нефтепровод 8 поступала вся отобранная из пласта 2 нефть с некоторым количеством воды, и, во-вторых, чтобы содержание нефтепродуктов в воде, поступающей из скважины в водопровод 9, не превышало допустимых концентраций (не более 60 мг/дм³). Для данной добывающей скважины расход поступающей в водопровод 9 и далее в нагнетательные скважины воды с допустимой концентрацией по содержанию нефтепродуктов составляет 60 м³/сут. При этом в нефтепровод подаются оставшиеся 23 м³/сут жидкости, в том числе 5 м ³/сут нефти и 18 м³/сут воды. Обводненность продукции при этом составляет 78%.

Регулирование расходов жидкостей по трубопроводам при изменении режимов работы нагнетательных скважин (изменение их количества или приемистости) ведется в постоянном режиме без отключения насоса 5, что исключает потери в добыче нефти из добывающей скважины и перерывы в работе нагнетательных скважин.

Размещение входа 12 дополнительной трубы 11 ниже границы водонефтяного раздела 13 в установившемся режиме работы скважины предотвращает поступление нефти в водопровод 9.

Осуществление подъема продукции к устью скважины и далее в нефтепровод 8 одновременно по колонне труб 6 и надпакерному межтрубному пространству 7 позволяет снизить скорость движения продукции вверх и тем самым увеличить время ее пребывания в скважине, что способствует более качественному гравитационному разделению воды и нефти.

Расходомер 15, установленный на водопроводе 9, позволяет контролировать расход воды, поступающей к нагнетательным скважинам, а также определить суммарный расход жидкостей по трубопроводам, что дает возможность судить о работоспособности насоса 5 и оценивать, в какой мере фактическая производительность насоса 5 соответствует теоретической.

Применение байпасной линии 17 позволяет при ремонте водопровода 9 или нагнетательной скважины путем открытия задвижки 18 и закрытия (или прикрытия) задвижки 19 перепустить всю воду (или, при необходимости, какую-либо ее часть) из дополнительной трубы 11 в нефтепровод 8, что обеспечивает возможность не прерывать работу добывающей скважины и тем самым исключить потери в добыче нефти.

Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет расширить область его применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повысить эффективность его применения за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти, а также на время ремонта водопровода.