Основы вертикально-раздельной добычи нефти и воды и обводнившихся скважин

1. Основы  технологии вертикально-раздельной эксплуатации обводненных  скважин (ТВР)

      В настоящее время большая часть  нефтяных месторождений России характеризуется  высокой и постоянно увеличивающейся  обводненностью добываемой продукции, которое ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Понятно, что себестоимость добычи нефти на них - высока, в т.ч. и из-за дополнительных затрат, связанных с добычей из скважины совершенно ненужного продукта - воды. При этом в процессе добычи дополнительно производят работы:

    - создание водонефтяной эмульсии  из раздельно существующих в  скважине нефти и воды;

    - разделение  водонефтяной эмульсии на нефть и воду на поверхности и закачку воды обратно под землю.

    Почему  же сложилась такая ситуация? Зачем  вода сначала откачивается из скважины, а потом снова закачивается?

    Во  многом, это объясняется сложившимся  представлением, что из перфорированного интервала обводненного продуктивного пласта в скважину сразу поступает водонефтяная эмульсия, которую (увы!) приходится качать.

    Так ли это? Нет, не так.

    В скважине отсутствуют  условия образования  эмульсии! Через перфорированный интервал в скважину поступает отдельно - вода (обычно - низ перфорации), отдельно - нефть (верхняя часть перфорации). Вода опускается к забою и собирается там, нефть поднимается к насосу , который ее откачивает.

    Граница "нефть-вода" со временем поднимается до глубины входа в насос и при работе скважины в стационарном режиме стоит там. При этом выше входа в насос в межтрубье стоит нефть, а ниже - вода, сквозь которую с большой скоростью несутся вверх глобулы нефти;  

    

   
 

    Существуют  ли промышленные технологии, исключающие упомянутые работы? 

    За  рубежом такие направления успешно разрабатывается уже более 10 лет. И в России запатентовано большое количество идей и решений, основанных на раздельной прокачке нефти и воды.

    Предлагается, например, откачивать на поверхность  нефть и воду поочередно по одной  трубе, используя скважинные устройства автоматического переключения  вертикальных потоков. И по двум трубам - двумя насосами.  

    В некоторых случаях используют довольно интересное решение (см. рис справа), в котором на одном валу двигателя устанавливаются два насоса: один качает воду в нижний изолированный  пласт, а второй откачивает на поверхность воду и нефть. Такая конструкция позволяет уменьшать содержание воды в продукции скважины.

    Например, если в скважину на каждые 10 л нефти  поступает 90 л воды, то, при  насосах с одинаковой производительностью, 50 л воды закачивается в нижний пласт, а вверх откачивается водонефтяная эмульсия, содержащая уже не 10 %, а 20% нефти.   

      

    Предлагается  откачивать нефть на поверхность, а  воду закачивать в пласт  штанговым двухтактовым насосом (рис. слева).

    Принцип его работы заключается в том, что при движении поршня вниз в  рабочий объем выше поршня закачивается нефть с небольшим количеством  воды, а из рабочего объема ниже поршня выдавливается в нижний пласт  вода. И наоборот, при движении поршня вверх в рабочий объем  ниже поршня закачивается  вода, а из рабочего объема  выше поршня выдавливается вверх нефть с небольшим количеством воды.  

    Но  широкого практического распространения  эти технические решения не получили. В большой степени из-за того, что не удается надежно определять в скважине, где находится граница раздела компонентов "вода-нефть". Соответственно, не удается обеспечивать стабильную раздельную откачку нефти и воды при изменении обводненности продукции в скважине.   

    Решить  эту задачу можно, если вести постоянный мониторинг глубины водонефтяной границы, а для раздельной откачки нефти и воды использовать раздельные насосы. Тогда, имея точное значение глубины границы "вода-нефть", можно управлять производительностями насосов, предназначенных для откачки нефти и воды, обеспечивая положение этой границы между входами насосов. Нефть и вода будут откачиваться, не смешиваясь друг с другом.  

    Например, можно воду откачивать в изолированный  принимающий пласт (на рисунке показана закачка в нижний пласт, можно и в верхний), а нефть откачивать на поверхность насосом или фонтанным способом, если позволяет скважина.

      Можно  воду и нефть, откачивать на поверхность  по двум колоннам НКТ.   

    Постоянно измерять глубину границы "вода-нефть" можно, постоянно находящимися в скважине измерителями: либо перемещающимися по исследуемому интервалу, либо стационарно установленными. 

    Первый  способ позволяет измерять с высокой точностью измерения параметров по глубине, что позволяет легко измерять глубину границы  "вода-нефть", например, измеряя с помощью стандартного скважинного манометра распределение плотности жидкости по глубине. Отметим, что определение положения границы "вода-нефть" при этом от стабильности метрологических характеристик манометра практически не зависит. Она в любом случае будет определяться с погрешностью  менее 2-3 метров. 

    Естественным  недостатком этого способа является необходимость обеспечения перемещения  измерительного прибора по глубине, т.е. необходимо постоянное или периодическое  присутствие на скважине какого-то движетеля для подъема/спуска геофизического кабеля, на котором висит прибор. Да и самом перемещение кабеля в скважине, где установлены трубы НКТ - тоже часто становится затруднительным.   

    Второй  способ - стационарно установленные в скважине измерители. Сейчас они не являются редкостью.

    Например, границу раздела "вода-нефть" можно  определять по характерной локальной  термограмме, измеряемой  волоконно-оптическим распределенным термометром. Можно  определять границу раздела "вода-нефть",  измеряя распределение плотности жидкости в интервале между насосами с помощью двух манометров, имеющихся в составе стандартных ТМС насосов. 

Примечание.

При скважинном мониторинге  особенно важное значение приобретает  выполнение основополагающего в науке измерений положения: погрешности измерителя за время его  эксплуатации в течение времени межповерочного интервала не должны выходить за пределы паспортных значений. Причина проста - очень большой межповерочный интервал измерителей, определяемый тем фактом, что провести очередную поверку возможно только  после того, как измеритель достанут из скважины.

Важность этого положения можно увидеть из примера измерения глубины границы "вода-нефть" по распределению плотности по глубине. Если, например,  прибор через полгода работы в скважине прибор будет показывать не истинное значение давления, а больше или меньше на 0,1 % от верхнего предела измерений в 60 МПа (это реальные величины погрешностей и предела измерений скважинных манометров), то соответственно, положение границы "вода-нефть"  будет определяться с погрешностью в 20 - 30 м (в зависимости от различия плотностей нефти и воды)!  

    Таким образом реализуется технология вертикально раздельной эксплуатации обводненных скважин, в которой запатентован принцип постоянного мониторинга глубины границы "нефть-вода" в обводненных скважинах и, соответственно, раздельная откачка нефти и воды.

    Крайне  важным результатом вертикально  раздельной эксплуатации скважины является тот факт, что откачка нефти и воды производится раздельно, т.е. потоки являются однокомпонентными. И появляется возможность установить непосредственно в скважине существующие измерители расходов: турбинные, вихревые, термоанемометрические и, разумеется, по перепаду давления на сужающем устройстве.

2. Теоретические основы применения технологии вертикально-раздельной эксплуатации обводненных  скважин для обеспечения  режима фонтанирования.

 

 Одна из причин прекращения фонтанирования нефтяных скважин в обводняющихся месторождениях – вода, притекающая из нижних слоев продуктивного пласта и накапливающаяся  в стволе.

      Рост  водяного столба приводит к увеличению давления на забое, уменьшению депрессии  на пласт и уменьшению притока  в скважину. Обычно плотность воды в скважине на 0,25…0,3 г/см³ больше плотности нефти, поэтому каждые 100 м водяного столба дают дополнительный (по сравнению с нефтяным столбом) рост давления на забое соответственно в 2,5…3 атм.   

      Поскольку режим фонтанирования скважин на поздних стадиях эксплуатации обуславливается кинетической энергией газовых пузырьков, высвобождающихся из нефти и всплывающих в стволе скважины (естественный газлифт), то уменьшение притока нефти в скважину ведет к уменьшению поступающего газа и прекращению фонтанирования.

      Отсюда  следует, что для увеличения длительности периода фонтанирования необходимо проводить постоянную откачку воды с забоя.

      Реализация технологии вертикально-раздельной эксплуатации многопластовых скважин предусматривает отбор нефти на поверхность и закачку воды насосом в нижний пласт. При этом система мониторинга работы скважины измеряет положение границы раздела «вода-нефть», и изменением производительности насоса и оборудования, добывающего нефть, граница раздела «вода-нефть» устанавливается на нужную глубину в скважине.

      Для решения рассматриваемой задачи фонтанирования обводненной скважины требуется:

1. обеспечить снижение границы «вода-нефть» ниже уровня, при котором прекращается фонтанирование;
2. изменяя положение этой границы, т.е., регулируя объем добычи нефти, обеспечить стабилизацию режима фонтанирования.

      Это вполне обеспечивается возможностями  технологии вертикально-раздельной эксплуатации.

      Вариант обустройства скважины показан на рисунке.

      В скважине установлена сборка НКТ 1, по которой фонтанирующая нефть идет на поверхность, насос 2, закачивающий воду в нижний пласт . Насос установлен в пакере 3, питание насоса осуществляется по кабелю 4, в котором установлено оптическое волокно.  

      Работа  происходит следующим образом.

      В нефонтанирующей скважине вода насосом  закачивается в нижний пласт. При  этом уровень жидкости в НКТ опускается, уменьшается давление на забое, создается  депрессия на пласт, и начинается раздельный приток нефти и воды в  скважину, т.е. входящая вода сразу опускается вниз, а нефть войдя в скважину, глобулами поднимается в столбе воды вверх, образуя там границу "нефть-вода". При достижении определенного уровня жидкости в НКТ скважина либо сама переходит в режим фонтанирования, либо ее переводят принудительно внешним газлифтом.

      После этого в процессе откачки нефти  фонтанирующим способом изменяя  производительность насоса, закачивающего  воду в нижний пласт, управляют (!) положением границы «нефть-вода», поддерживая  давление на забое скважины на требуемом уровне, т.е., задают требуемые объемы притока из продуктивного пласта в скважину.

      Положение границы «нефть-вода» определяют, например, по положению локальной  термоаномалии регистрируемой распределенным волоконно-оптическим термодатчиком.

      Кроме того, с помощью этого же оптического волокна измеряют распределение по НКТ акустического шума потока и определяют глубину 5 (см. рисунок), на которой происходит выделение растворенного газа в свободное состояние. Эта глубина будет характеризоваться резким  повышением шума в большом диапазоне частот (т.н. "белый шум"). Локализация глубины выделения свободного газа с точностью до 10 м возможна из-за того, что связка НКТ изготавливается из отрезков 10-метровых труб, соединенных муфтами 6. Максимум шума выделения газа в НКТ будет сосредоточен только по длине того отрезка НКТ, где он создается. Выше и ниже этой трубы интенсивность шума будет меньше, т.к. резьбы на муфтах, соединяющих трубы НКТ, являются серьезным препятствием для прохождения по трубам НКТ акустического сигнала.