Способ гидродинамического воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи
METHOD OF HYDRODYNAMIC STIMULATION OF THE FORMATION TO INCREASE OIL RECOVERY

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на нефтяные пласты водогазовой смесью для увеличения нефтеотдачи пластов.
Известен способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт (патент RU № 2103484, МПК Е21В 43/18, опубл. 27.01.1998 Бюл. № 3), включающий закачку в него водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, причем в пласт закачивают водогазовую смесь с соотношением объемов воды и газа 1:1, одновременно с закачкой смеси периодически через каждые 12 месяцев, отсчитывая от начала закачки, осуществляют выбор добывающих скважин, удовлетворяющих следующим выражениям:
н
r> 0,5,
в
r< 0,5,
г
r< 0,5,
н
в
г
где r, r, r - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемые в соответствии с выражениями
где d, н, i, d, в, i, d, г, i - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и газового фактора в данной скважине;
n 12 число месячных дебитов жидкости, нефти, воды и газового фактора в данной скважине в течение года,
а затем производят увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за жесткого соотношения 1:1 закачиваемых объемов воды и газа, что для скважины с высоким пластовым давлением (выше 10 МПа) неприемлемо, так как требует больших объемов газа для соблюдения соотношения, который в пластовых условиях интенсивно выделяется и образует гидрозатворы, снижающие нефтеотдачу пласта, изолируя отдельные участки пласта от гидродинамического воздействия, запаздывание на изменяющуюся ситуацию гидродинамического состояния пласта как минимум на 1 год (12 мес.), что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт.
Известен также способ закачки газированной жидкости в пласт пласт (патент RU № 2347894, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.02.2009 Бюл. № 6), включающий смешение газа с жидкостью, транспорт по самостоятельному каналу скважины газированной жидкости и закачку ее в пласт, причем после смешения газа с жидкостью газированную жидкость диспергируют с активным перемешиванием и последующим переводом в ламинарный поток, а транспорт по самостоятельному каналу производят со скоростью, обеспечивающей ламинарный поток газированной жидкости.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы только в массивных однородных пластах, так как отсутствует полностью контроль и реагирование на изменяющуюся ситуацию гидродинамического состояния пласта, что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт.
Наиболее близким по технической сущности является способ увеличения добычи жидких углеводородов методами поддержания пластового давления при закачке вытесняющего флюида и повышения эффективности гидродинамических методов воздействия на пласт (патент RU № 2859143, МПК Е21В 47/10, опубл. 09.11.2021 Бюл. № 31), увеличения нефтеотдачи пласта (КИН) и добычи нефти, заключающийся в том, что включает отбор воды и жидких углеводородов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, регистрацию промысловых данных по работе каждой скважины, на основе которых методами машинного обучения воспроизводятся исторические замеры добычи воды и углеводородов, в процессе многовариантных расчетов подбирают оптимальные режимы закачки вытесняющего флюида и режимы работы добывающих скважин, обеспечивающие наибольшую накопленную добычу углеводородов, оптимальные режимы закладывают в трехмерный гидродинамический симулятор, в котором проводится прогнозный расчет и выдаются окончательные команды для управления скважинами в ручном либо автоматическом режиме, причем для окончательного задания оптимальных режимов работы скважин используют объединение нейронной сети и геолого-гидродинамической модели, позволяющее сформировать оптимальные значения приемистостей и дебитов жидкости для регулирования перераспределения закачки воды, на основе геолого-гидродинамической модели и заданных оптимальных приемистостей и дебитов жидкости рассчитывается прогнозная добыча нефти и дополнительно добытая нефть за счет применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за низкой эффективности работы с месторождениями с низким пластовым давлением, так как не используется закачка водогазовых смесей для повышения внутрипластового давления при нагнетании вытесняющего агента, использования для прогнозирования и определения режимов закачки только результаты расчетов нейронной сети и трехмерной геолого-гидродинамической модели, что, как показала практика, приводит к запаздыванию на изменяющуюся ситуацию гидродинамического состояния пласта как минимум на 2 мес. и снижению эффективности воздействия на пласт.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа гидродинамического воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи, позволяющего расширить функциональные возможности за счет увеличения области применения для пластов различной структуры и давления, благодаря закачки каждый месяц в течении 4 – 5 дней водогазовой смеси при снижении пластового давления, а также увеличить эффективность воздействия на пласт за счет закачки водогазовой смеси и вытесняющего агента с контролем давления в зоне каждой скважины с реакцией на изменения призабойного давления в добывающих скважинах в реальном времени.
Техническая задача решается способом гидродинамического воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи, включающим отбор воды и жидких углеводородов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, регистрацию промысловых данных по работе каждой скважины, на основе которых методами машинного обучения воспроизводятся замеры добычи воды и углеводородов, при этом в процессе многовариантных расчетов подбирают режимы закачки вытесняющего флюида и режимы работы добывающих скважин, обеспечивающие наибольшую накопленную добычу углеводородов, подобранные режимы закладывают в трехмерный гидродинамический симулятор, объединяющий нейронные сети и геолого-гидродинамическую модель, позволяющий сформировать значения приемистостей и дебитов жидкости для регулирования перераспределения закачки рабочего агента, причем в гидродинамическом симуляторе на основе геолого-гидродинамической модели, заданных приемистостей и дебитов жидкости проводят прогнозный расчет и выдают команды для управления скважинами в ручном либо автоматическом режиме.
Новым является то, что проводят замеры влияния закачки водогазовой смеси в пласт с определением после анализа объемов и соотношений воды и газа в смеси для повышения нефтеотдачи пласта, а также скважин, гидродинамически связанных между собой, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с контролем призабойных давлений в добывающих скважинах, при снижении в добывающей скважине призабойного давления, в нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой добывающей скважиной, в течении 4 – 5 суток в месяц нагнетают водогазовую смесь в объеме и соотношении, обеспечивающем восстановление призабойного давления в добывающей скважине, после чего закачку водогазовой смеси прекращают до снижения призабойного давления в одной из добывающих скважин, при этом для автоматического управления режимами закачки используют систему автоматического рабочего места, а каждую нагнетательную скважину оборудуют управляемыми электроприводами кранами, которые реагируют на подаваемые с автоматического рабочего места сигналы.
Новым является также то, что в качестве газа в водогазовой смеси используют осушенный попутнодобываемый нефтяной газ.
На фиг. 1 изображена схема системы поддержания пластового давления (ППД) Подгорного участка Республики Татарстан (РТ).
На фиг. 2 изображена часть таблицы получаемых ежеминутно данных с добывающих скважин Подгорного участка РТ.
На фиг. 3 изображен цифровой рабочий стол управления системой ППД Подгорного участка РТ.
На фиг. 4 изображена схема устьевой арматура нагнетательной скважины Подгорного участка РТ.
Способ гидродинамического воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов реализуется в следующей последовательности.
Добывающие и нагнетательные скважины месторождения нефти оборудуют измерительными приборами и производят регистрацию промысловых данных по работе каждой скважины, например, датчиками давления, расхода жидкости (рабочего агента (пресной воды, минерализованной воды, воды с реагентами или. т.п.) для нагнетательных скважин и продукции скважин с содержанием углеводородов в воде для добывающих скважин), уровнемерами (для контроля кривых восстановления уровня жидкости – КВУ после остановки соответствующих скважин) и т.п. Периодически в выбранные технологами нагнетательные скважины закачивают водогазовую смесь (ВГС) с изменением пропорций воды и газа, а также давлений и объемов закачки. промысловых данных по работе каждой скважины сводятся в базу данных (БД) и анализируются как минимум за один год (чем больше период оценки, тем точнее результат). На основе полученных данных методами машинного обучения воспроизводятся исторические замеры добычи воды и углеводородов, в процессе многовариантных расчетов подбирают оптимальные режимы закачки рабочего агента (вытесняющего флюида) и режимы работы добывающих скважин (в том числе и оптимальное забойное давление), обеспечивающие наибольшую накопленную добычу углеводородов (максимальную нефтеотдачу). Также определяют скважины гидродинамически связанные между собой, в которых изменение параметров работы одной из скважин влияет на параметры работы остальных скважин, и оптимальных для повышения нефтеотдачи пласта объемов и соотношений воды и газа в ВГС при закачке его в пласт. В качестве газа в ВГД используют атмосферный воздух для большенства месторождений, инертные газы (чаще всего Азот – N) для взрывоопасных месторождений или очищенный и осушенный попутнодобываемый нефтяной газ (чаще всего это метан-пропан-этан-бутановая смесь) для месторождений склонных к отложению асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) или месторождений с битуминозной нефтью, так как нефтяной газ является также хорошим растворителем. Оптимальные режимы закладывают в трехмерный гидродинамический симулятор, объединяющий нейронной сети и геолого-гидродинамической модели, позволяющее сформировать оптимальные значения приемистостей и дебитов жидкости для регулирования перераспределения закачки воды. В гидродинамическом симуляторе на основе геолого-гидродинамической модели, заданных оптимальных приемистостей и дебитов жидкости проводят прогнозный расчет и выдают окончательные команды для управления скважинами в ручном либо автоматическом режиме. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины производят с контролем призабойных давлений в добывающих скважинах. При снижении в какой-либо добывающей скважине призабойного давления ниже оптимального в нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой добывающей скважиной, в несколько этапов по 4 – 5 суток в месяц нагнетают в оптимальном объеме и соотношении ВГС до восстановления оптимального призабойного давления в добывающей скважине. Как показала практика использования нагнетания ВГС на месторождениях РТ для поднятия внутрипластвого давления, оптимальным является закачка периодически по 4 – 5 дней (в зависимости от необходимого оптимального объёма ВГС без нарушения целостности пласта) в месяц до восстановления оптимального призабойного давления, так как позволяет поддерживать оптимальное призабойное давление на срок в 2 – 4 раза дольше, чем при одноразовой закачке ВГС, но в больших объемах, так как сжимаемый газ равномерно распределяется по пласту при предлагаемом авторами варианте закачки ВГС. Так как реакция на изменяющуюся ситуацию с пластовым давлением в конкретном участке происходит сразу после падения призабойного давления, то удается постоянно поддерживать в режиме реального времени стабильный фронт вытеснения (независимо от структуры пласта и его внутрипластового давления) и получать дополнительную нефтеотдачу (добычу углеводородов) из продуктивного пласта.
Пример конкретного выполнения
Предлагаемый способ был реализован на Алексеевском месторождении нефти Подгорного участка РТ закрытым акционерным обществом (ЗАО). «Алойл».
Так как продукция пласта склонна к образованию АСПО для закачки в пласт было решено использовать нефтяной газ. Для этого по схеме (фиг. 1) была реализована система ППД. В качестве водозаборных скважин 1 применяют скважины на высокоободнившимся участком месторождения, которые оборудуют управляемым электроцентробежным насосом (УЭЦН) со станцией управления с частотным преобразователем (не показаны) для добычи необходимого количества воды для закачки при помощи подпорных насосов 2 (ЦНС-38) в нагнетательные скважины (не показаны) по трубопроводу 3. Вода с водозаборной скважины 1 поступает на прием нефтегазосепаратора 4 (НГС-80) для дегазации. Дегазированная вода с нефтегазосепаратора 4 (НГС-80) самотеком поступает через фильтр (не показан) на прием подпорного насоса 2 центральной насосной станции (ЦНС), который является подпорным для насосно-бустерной установки 5 (НБУ), где хранится нефтяной газ. Параллельно на дожимной насосной станции 6 (ДНС-260) происходит дегазация поступающей по входным трубопроводам 7 водогазонефтяной эмульсии в нефтегазосепараторе 8 (НГС-50) дожимной насосной станции 5. Выделившийся в нефтегазосепараторе 8 газ поступает в газовый сепаратор 9 (ГС-2) для осушки и далее через газокомпрессорную станцию 10 (ГКС) в НБУ 5 для хранения и смешения с водой, подаваемой подпорным насосом 2. Приготовленная в НБУ 5 газовоздушная смесь по трубопроводу 3 далее в нагнетательные скважины. Выделившаяся жидкая фаза (нефть, вода, реагенты и/или т.п.) из нефтяной эмульсии из нефтегазосепаратора 8 по выходному трубопроводу 11 отправляют на дожимную насосную станцию (не показана) и далее в установку подготовки нефти (не показана)
Все данные с датчиков, установленных на устье и внутри скважин, подается в единую БД (фиг. 2), после чего обрабатываются. На основе полученных данных методами машинного обучения воспроизводятся исторические замеры добычи воды и углеводородов, в процессе многовариантных расчетов подбирают оптимальные режимы закачки рабочего агента (вытесняющего флюида) и режимы работы добывающих скважин (в том числе и оптимальное забойное давление), обеспечивающие наибольшую накопленную добычу углеводородов (максимальную нефтеотдачу). Оптимальные режимы закладывают в трехмерный гидродинамический симулятор (например, в программный комплекс tNavigator, SMG или т.п.), объединяющий нейронной сети и геолого-гидродинамической модели, позволяющее сформировать оптимальные значения приемистостей и дебитов жидкости для регулирования перераспределения закачки воды (например, SCADA – система, в которой описан алгоритм, предназначенный для обеспечения работы, или т.п.). В гидродинамическом симуляторе на основе геолого-гидродинамической модели, заданных оптимальных приемистостей и дебитов жидкости проводят прогнозный расчет и выдают окончательные команды для управления системой управления ППД в ручном либо автоматическом режиме (например, при помощи системы автоматического рабочего места – АРМ «Телемеханика», фиг. 3 или. т.п.). Для автоматического управления режимами закачки каждую нагнетательную скважину 12 (фиг. 4) на входном трубопроводе 13 оборудуют управляемыми электроприводами кранами 14, которые реагируют на подаваемые с АРМ (не показано) сигналы, датчиками давления 15, и механическими задвижками 16 при выходе из строя крана 14.
Предусмотрены следующие сигналы управления:
1. «АВАРИЯ» останавливает НБУ и ГКС, происходит автоматическое закрытие открытых устьевых задвижек.
2. «Пуск/остановка». Позволяет контролировать производственный процесс закачки рабочего агента или ВГС.
Необходимый объем и пропорции рабочего агента или ВГС для закачки в пласт готовят в специальных емкостях и смесителях в НБУ 5 (фиг. 1).
При снижении призабойного давления в обной из добывающих скважин (не показаны) ниже оптимального (7,1 МПа) после отключения подачи рабочего агента (минерализованной воды) осушенный газ после газового сепаратора 9 (ГС-2) подали на компрессор газокомпрессорной станции 10 (ГКС) который нагнетает газ в НБУ 5 для смешения с водой и получения ВГС в оптимальной пропорции и объеме через трубопровод 3 для закачки в продуктивные пласты (не показаны) через нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой добывающей скважиной. Закачку ВГС проводили в несколько этапов (обычно 3 – 4), первые два этапа по четыре (4) дня в месяц, последние – по 5 дней, так как приемистость пласта снизилась, а деление выше критического, при котором нарушается целостность пласта, не допускается. После чего призабойное давление в добывающей скважине стало немного больше оптимального (7,3 МПа), и закачку ВГС заменили на закачку рабочего агента (воды, минеральной воды, воды с ПАВ и/или т.п.).
Использование данного способа ЗАО «Олойл» позволило достичь с момента внедрения увеличить показатели накопленной добычи по Алексеевскому месторождению боле чем 90 тысяч тонн по состоянию только на 01.07.2020 г, по сравнению с наиболее близким аналогом.
Предлагаемый способ гидродинамического воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи позволяет расширить функциональные возможности за счет увеличения области применения для пластов различной структуры и давления, благодаря закачки каждый месяц в течении 4 – 5 дней водогазовой смеси при снижении пластового давления, а также увеличить эффективность воздействия на пласт за счет закачки водогазовой смеси и вытесняющего агента с контролем давления в зоне каждой скважины с реакцией на изменения призабойного давления в добывающих скважинах в реальном времени.