СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки освоенных и действующих нефтяных месторождений и ограничения водопритока в добывающих скважинах.
Известен способ предотвращения замерзания устья водонагнетательных скважин в режиме циклического заводнения (патент RU №2160824, МПК E21B 36/00, опубл. 20.12.2000 г., бюл. №22). Способ основан на использовании тепла Земли для предотвращения замерзания устья нагнетательных скважин. В режиме циклического заводнения при плановой закачке воды происходит дополнительное накопление энергии. Для этого частично преобразуют механическую энергию потока закачиваемой воды в электрическую. Впоследствии накопленную электрическую энергию используют для принудительной циркуляции воды в устьевом оборудовании.
Недостатком известного способа является необходимость обустройства устья всех нагнетательных скважин сложным оборудованием с последующим слежением за его исправностью. Это является технически сложной задачей, требующей больших финансовых затрат.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ циклического заводнения, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с использованием в качестве вытесняющего агента пластовой или сточной воды с повышенной минерализацией (Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т.2. - С.47-48).
Недостатком способа является то, что не на всех участках имеется вода с необходимой минерализацией, не замерзающая при низких температурах. Кроме того, при перемешивании вод с различным солевым составом происходит солеотложение как на подземном оборудовании, так и в продуктивных пластах, что приводит к падению добычи нефти и увеличению межремонтного периода скважинного оборудования, связанного с удалением отложившихся нерастворимых солей. К вышеперечисленным недостаткам способа можно добавить и то, что в нем не предусмотрено уменьшение обводненности продукции.
Техническими задачами предложения являются повышение добычи нефти при одновременном уменьшении отбора попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта.
Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин.
Новым является то, что проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам: объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции, определяют их коэффициент флуктуации (φ) по формуле:
где
i
x - ежемесячный дебит по жидкости, т/мес, или обводненность добываемой продукции, % за каждый месяц;
- эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров;
s - стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров;
n - объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров, при φ<10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период, для чего предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%, а при φ>10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.
зак
На фиг.1 представлено изменение нормированных показателей по объему закачиваемой воды q и обводненности добываемой продукции В.
зак
На фиг.2 представлена динамика роста коэффициента φ (q и В) для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа.
На фиг.3 представлена динамика увеличения ежегодного накопленного прироста добычи нефти для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа, т/год.
На фиг.4 показано размещение добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяного месторождения при циклическом заводнении, где Δ - нагнетательные скважины; ο - добывающие скважины;  - источник закачиваемой теплой воды.
зак
На фиг.5 представлен прогноз изменения нормированных показателей по объему закачиваемой воды q и обводненности добываемой продукции В.
При разработке нефтяных месторождений методом циклического закачивания вытесняющего агента (воды) добывающие скважины обводняются, а устья нагнетательных скважин в зимний период замерзают. Для устранения этих проблем на участке месторождения с циклической закачкой проводят статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка, представленных в таблице 1.
Таблица 1
Эксплуатационные характеристики
Эксплуатационные характеристики
Обозначение
Среднесуточный дебит нефти за месяц, т/сут
q<sub>н</sub>
Среднесуточный дебит жидкости за месяц, м<sup>3</sup>/сут
q<sub>ж</sub>
Обводненность продукции, %
B
Среднесуточный дебит жидкости в пластовых условиях за месяц, м<sup>3</sup>/сут
q<sub>жпл</sub>
Среднесуточный объем закачиваемой воды за месяц, м<sup>3</sup>/сут
q<sub>зак</sub>
Обеспечение отбора жидкости закачкой, м<sup>3</sup>/сут
q<sub>зак</sub>/q<sub>жпл</sub>
Все используемые переменные при вычислениях коэффициента флуктуации φ и формулы представлены в таблице 2.
зак
На графиках фигуры 1 приведено изменение нормированных показателей от объема закачиваемой воды q и обводненности добываемой продукции В за период с 2008 по 2011 г. Как видно из графиков, им свойственны существенные отклонения показателей во времени. Данный факт подтверждается значениями величин коэффициента флуктуации φ для всех эксплуатационных характеристик, они приведены в таблице 3.
Таблица 3
Коэффициент флуктуации по основным эксплуатационным характеристикам на примере 4-летней разработки
Коэффициент флуктуации φ
q<sub>н</sub>
q<sub>ж</sub>
B
q<sub>жпл</sub>
q<sub>зак</sub>
q<sub>зак</sub>/q<sub>жпл</sub>
7,90
4,53
1,57
5,03
1,69
1,95
зак
Низкие значения коэффициента флуктуации (φ<10) для q и В говорят о том, что на данные параметры необходимо обратить внимание, поскольку данный факт констатирует наличие перебоев в системе циклической закачки в зимний период эксплуатации и об увеличении обводненности добываемой продукции скважин.
Коэффициент флуктуации определяется отношением эмпирического среднего к стандартному отклонению. Для интерпретации величины коэффициента флуктуации рассмотрим разработку месторождения, состоящего их трех участков, которым соответствуют три числовых множества переменных по добыче нефти (см. таблицу 4).
Таблица 4
Распределение значений переменных по добыче нефти
Период времени
Добыча нефти, т
Участок №1
Участок №2
Участок №3
Январь
0
0
600
Февраль
0
100
525
Март
0
200
575
Апрель
0
300
650
Май
0
400
550
Июнь
0
500
500
Июль
1100
600
600
Август
1100
700
550
Сентябрь
1100
800
550
Октябрь
1100
900
525
Ноябрь
1100
1000
525
Декабрь
1100
1100
450
Эмпирическое среднее
550
550
550
Стандартное отклонение
574
361
52
Коэффициент флуктуации
1,0
1,5
10,5
Из таблицы 4 следует, что все три множества имеют эмпирическое среднее, равное 550, а стандартные отклонения соответственно равны 574, 361 и 52. Самое большое значение стандартного отклонения первого множества говорит о сильных расхождениях значений внутри множества с их средним значением. Стандартное отклонение последнего множества - самое маленькое по причине того, что значения в множестве сгруппированы вокруг среднего значения, а коэффициент флуктуации, наоборот, увеличивается, что свидетельствует о стабильности процесса, в данном случае для добычи нефти. На практике значения коэффициента флуктуации, соответствующие стабильной работе, следует принимать от 10 и более, поскольку в этом случае изменчивость процесса будет минимальной.
Если коэффициент флуктуации φ<10, это свидетельствует о том, что в системе поддержания пластового давления (ППД) существуют недоработки (фиг.2), поэтому на этом участке необходимо провести оптимизацию режима разработки месторождения - стабилизацию закачки вытесняющего агента в зимний период путем предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции скважин. Для предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин температуру вытесняющего агента (воды) повышают до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды. Для подогрева вытесняющего агента применяют природный нефтяной газ (ПНГ), при сжигании которого выделяется тепло. Можно также использовать «бросовое» тепло, которое возникает при подготовке нефти. При глубоком обезвоживании и обессоливании поток добываемой продукции нагревают до 60-80°C и выше. Основная часть оборотного «бросового» тепла эффективно повторно используется, однако товарная нефть на выходе имеет достаточно высокую температуру - до 45°C. Для сдачи этой нефти в систему магистрального транспорта нефть охлаждают до 30°C, утилизируемое при этом тепло можно использовать для нагрева попутной воды, предназначенной для закачки в скважины с целью поддержания пластового давления.
Для оптимизации режима разработки нефтяного месторождения проводят также водоизоляционные работы (ВИР) в добывающих скважинах с высокой обводненностью (более 70%) добываемой продукции до достижения обводненности не более 70%. В добывающем фонде скважин, обводненность которых превышает обводненность за предыдущий рассматриваемый период на 15-20% от средних значений, необходимо проводить 6-7 водоизоляционных работ ежегодно, а за весь период - порядка 25-30 ВИР. Данные группы мероприятий дадут усредненный ежегодный прирост добычи нефти в пределах 200 т нефти на каждую добывающую скважину участка, что в среднем каждый год по участку будет приносить дополнительные 10 тыс. т нефти (фиг.3). Водоизоляционные работы на обводненных скважинах производят по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Выбор реагента для водоизоляционных работ зависит от вида коллектора: для терригенного коллектора с пресными водами выбирают кремнийорганический продукт 119-296И, для терригенного коллектора с высокоминерализованными водами используют реагент Витам, а для карбонатного коллектора с водами любой минерализации подходит дисперсная система, состоящая из набухающего порошка эластомера В 50Э в 0,3%-ном растворе полиакриламида DP9-8177.
зак
После повышения температуры закачиваемой воды с применением теплоты сгорания ПНГ или «бросового» тепла в водоводах и после проведения водоизоляционных работ в отдельных добывающих скважинах с высокой обводненностью добываемой продукции коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик q и В начнет расти. Аналогичным образом проводят оптимизацию на других участках нефтяного месторождения, где поддерживается циклическая закачка.
Прогнозируемая динамика изменения коэффициента φ в течение 4 лет после применения предлагаемого способа приведена на фигуре 2. Как видно из фигуры 2, рост коэффициента флуктуации по истечении 4 лет достигает значений 10 и более, которые являются оптимальными величинами для наилучшего функционирования системы разработки месторождения.
3
Для оценки возможности предупреждения замерзания устьевого оборудования нагнетательных скважин рассмотрим участок, разбуренный по сетке плотностью 16 га/скв. с 12 нагнетательными и 50 добывающими скважинами. Расстояние нагнетательных скважин от добывающих выбрано с учетом рационального вытеснения нефти водой из менее нефтенасыщенных и частично заводненных пластов к более нефтенасыщенным. Расположение нагнетательных и добывающих скважин и их расстояние от пункта поступления теплой воды приведены на фиг.4 и в таблицах 5-5г. С учетом того что 7 из 12 нагнетательных скважин малодебитные (до 50 м/сут), ежегодно в зимний период происходит их полная остановка. Остальные 5 нагнетательных скважин также подвергаются опасности промерзания устья скважин из-за охлаждения водовода. Решением данной проблемы является повышение температуры вытесняющего агента в водоводах, например, с 5 до 10-20°C за счет теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла. Это позволит повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта благодаря проведению полноценной эксплуатации системы циклической закачки в период повышенной опасности промерзания устья скважин (в зимние месяцы).
Таблица 5
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 5°C
Номер нагнетательной скважины
Расход скважины, м<sup>3</sup>/сут
Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м
Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10
-20
-30
-10
-20
-30
12577
100
2200
266
146
101
3600
2850
2250
11954
47
1600
125
69
48
730*
470*
256*
9017
48
2000
128
70
51
886*
631*
395*
8009
49
1600
130
71
50
769*
526*
319*
10728
50
800
133
73
51
1161
987
760*
13138
77
1200
205
113
78
1567
1380
1191*
9521
105
1200
279
154
106
2287
1665
1305
11474
37
400
98
54
37
311*
202*
59*
12909
43
800
114
63
44
1021
812
570*
11240
54
2000
144
79
55
1600*
1050*
600*
10095
45
1200
120
66
46
1389
1213
1067*
12577
84
1600
223
123
85
2200
1687
1254*
* Скважина замерзает
Таблица 5а
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 10°С
Номер нагнетательной скважины
Расход скважины, м<sup>3</sup>/сут
Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м
Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10
-20
-30
-10
-20
-30
12577
100
2200
455
266
189
9531
6295
4508
11954
47
1600
214
125
89
5880
4558
3277
9017
48
2000
218
128
91
6006
5021
4019
8009
49
1600
223
130
93
6132
4085
3262
10728
50
800
228
133
94
3636
2225
1778
13138
77
1200
350
205
145
5223
4846
2548
9521
105
1200
478
279
198
5889
5073
4418
11474
37
400
168
98
70
1630
1330
1057
12909
43
800
196
114
81
3381
2107
1619
11240
54
2000
246
144
102
6156
5399
4172
10095
45
1200
205
120
84
4630
3833
2894
12577
84
1600
382
223
159
8910
3688
1935
Таблица 5б
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 15°C
Номер нагнетательной скважины
Расход скважины, м<sup>3</sup>/сут
Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м
Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10
-20
-30
-10
-20
-30
12577
100
2200
601
367
266
9912
6996
4885
11954
47
1600
283
173
125
6186
4740
3408
9017
48
2000
289
176
128
6246
5272
4180
8009
49
1600
295
180
130
6377
4248
3392
10728
50
800
301
184
133
3771
2314
1867
13138
77
1200
463
283
205
5432
4040
2650
9521
105
1200
631
386
279
5525
5276
4595
11474
37
400
223
136
98
1695
1383
1099
12909
43
800
259
158
114
3516
2191
1684
11240
54
2000
325
198
144
6402
5615
4339
10095
45
1200
271
162
120
4815
3986
3010
12577
84
1600
505
308
223
7238
5558
3980
Таблица 5в
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 20°C
Номер нагнетательной скважины
Расход скважины, м<sup>3</sup>/сут
Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м
Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10
-20
-30
-10
-20
-30
12577
100
2200
721
455
335
10308
7245
5080
11954
47
1600
339
214
158
6433
4930
3544
9017
48
2000
346
218
161
6496
5483
4347
8009
49
1600
353
223
164
6632
4418
3528
10728
50
800
360
227
168
3923
2406
1942
13138
77
1200
555
350
258
5649
4202
2756
9521
105
1200
757
478
352
5746
5487
4779
11474
37
400
267
168
124
1763
1438
1143
12909
43
800
310
196
144
3657
2279
1751
11240
54
2000
389
246
181
6658
5840
4513
10095
45
1200
324
205
151
5008
4145
3130
12577
84
1600
606
382
282
7527
5780
4139
Таблица 5г
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре 25°C
Номер нагнетательной скважины
Расход скважины, м<sup>3</sup>/сут
Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м
Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10
-20
-30
-10
-20
-30
12577
100
2200
822
532
398
10720
7535
5283
11954
47
1600
386
250
187
6690
5127
3686
9017
48
2000
395
255
191
6756
5702
4521
8009
49
1600
403
261
195
6897
4595
3669
10728
50
800
411
266
199
3980
2502
2020
13138
77
1200
633
410
306
5875
4370
2866
9521
105
1200
863
559
418
5976
5706
4970
11474
37
400
304
197
147
1833
1490
1189
12909
43
800
354
229
171
3803
2370
1821
11240
54
2000
444
287
215
6924
6074
4693
10095
45
1200
370
239
179
5208
4310
3255
12577
84
1600
691
447
334
7828
6011
4304
Расчеты границ начала оледенения и замерзания производят согласно программному обеспечению «Эстен» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011660109 от 09.11.2012 г.). При расчетах принята следующая группа исходных данных: наружный диаметр водовода - 114 мм, фактические протяженности водоводов для скважин приведены в таблицах 5-5г.
2
Рассмотрим крайние значения внешних факторов, соответствующие максимально негативным погодным условиям, в частности сильному ветру на морозе, при этом коэффициент теплоотдачи водовода принимается равным 7,7 ккал/(час·м·°C). Начальная температура воды составляла 5°C, температура воздуха снижалась от минус 10 до минус 30°C. В таблицах 5-5г приведены координаты начала оледенения и полного замерзания воды в водоводах при температуре 5-25°C.
Из расчетов согласно программному обеспечению «Эстен», проведенных на основании данных по координатам начала оледенения, полного промерзания и протяженности водоводов от пункта поступления теплой воды до нагнетательных скважин, видно, что при повышении температуры закачиваемой воды до 10°C (таблица 5а), 15°C (таблица 5б) и 20°C (таблица 5в) соответственно ни один водовод и ни одна скважина не замерзнут. При этом было выявлено, что температура вытесняющего агента 5°C не позволит защитить нагнетательные скважины от замерзания (таблица 5). Повышение температуры вытесняющего агента выше 20°C (до 25°C, таблица 5г) является нецелесообразным, так как расходуется большее количество энергии на ее подогрев, тем более что излишний подогрев на конечный результат не влияет, поэтому оптимальной является температура вытесняющего агента в пределах 10-20°C (таблицы 5а-5в).
Путем расчета согласно программному обеспечению «Эстен» из таблиц 5а, 5б и 5в определили, что температуру вытесняющего агента для каждой нагнетательной скважины в зимний период необходимо повышать до 10-20°C с учетом температуры окружающей среды. Далее проводят водоизоляционные работы на добывающих скважинах с обводненностью выше 70%.
Как видно из фигуры 3, за счет повышения температуры закачиваемой воды в водоводе и проведения водоизоляционных работ нефтедобывающее предприятие ежегодно дополнительно будет получать около 10-11 тыс. т нефти, при перерасчете на четыре года (планируемый нами период) прирост достигнет существенной величины, а именно около 43 тыс. т нефти.
зак
зак
Пример практического применения. Месторождение поделено на участки согласно сетке. Рассмотрим один из участков с циклической закачкой вытесняющего агента с первоначальной температурой 5°C. Провели статистическую обработку эксплуатационных параметров участка нагнетательных и добывающих скважин. Их анализ показал, что среднесуточная закачка вытесняющего агента (воды) за 4-летний период составляет 305,4 т/сут, а стандартное отклонение - 180,3, коэффициент флуктуации φ для q составил 305,4/180,3=1,69. Ниже приведен полный расчет φ для q:
до
*φ - коэффициент флуктуации до проведения мероприятий.
3
Цифры в числителе - объемы суточной закачки воды в м/сут; 305,4167 - эмпирическое среднее; 180,28038 - стандартное отклонение.
<mrow><msubsup><mi>ϕ</mi><mi>B</mi><mrow><mi>д</mi><mi>о</mi></mrow></msubsup></mrow>
Коэффициент флуктуации по обводненности добываемой продукции (и
) рассчитывается аналогично. По значениям среднесуточных показателей по обводненности продукции и стандартному отклонению коэффициент флуктуации φ для В составил 1,57:
.
<mrow><msubsup><mi>ϕ</mi><mrow><mi>q</mi><mi>ж</mi></mrow><mrow><mi>д</mi><mi>о</mi></mrow></msubsup></mrow>
<mrow><msubsup><mi>ϕ</mi><mi>B</mi><mrow><mi>д</mi><mi>о</mi></mrow></msubsup><mo><</mo><mn>10</mn></mrow>
зак
В
зак
Исходя из вышеприведенных данных следует, что система ППД работает нестабильно, так как
и
, поэтому провели оптимизацию процесса: повысили температуру вытесняющего агента от первоначальной 5°C до 10°C, а для снижения обводненности добываемой продукции провели водоизоляционные работы на 6 скважинах с обводненностью от 70 до 95%. Водоизоляционные работы на обводненных скважинах проводили по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Через год после проведенных работ по оптимизации процесса коэффициент флуктуации φ увеличился от 1,69 до 2,23, φ от 1,57 до 4,85 (фиг.2) и через 4 года достиг величины 10,15 для q 10,13 для В соответственно, что говорит о минимальной изменчивости процесса, то есть о стабильной работе скважин. При φ>10 продолжают поддерживать круглогодичную циклическую закачку вытесняющего агента.
зак
Внедрение технологии применения теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла для повышения температуры в водоводах, а также проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах позволит повысить коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик: q и B. Изменения на графиках при прошествии нескольких лет уменьшатся (изначально нами был выбран период в 4 года с целью сохранения актуальности и схожести фильтрационно-емкостных характеристик пласта).
зак
Рассмотрим графики фигуры 5, на которых аналогично показаны прогнозируемые нормированные показатели по q и В при использовании предлагаемого способа в течение четырех лет. Для наглядности оси на фигуре 5 имеют такой же масштаб, как и на фигуре 1. Повышение коэффициента φ вызвало снижение амплитуды колебания графиков на фигуре 5, что свидетельствует о стабилизации технологического процесса в результате более ровной и стабильной работы системы циклического заводнения и контроля обводненности добываемой продукции скважин.
Таким образом, предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой закачиваемой воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта. При этом также достигается экономия материальных средств за счет уменьшения отбора воды и прироста добычи нефти.