Способ определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения
METHOD FOR DETERMINING THE OPTIMAL COMPENSATION FOR THE SELECTION OF PRODUCTS AT THE SITE OF THE DEVELOPMENT OF AN OIL FIELD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к контролю и управлению заводнением в зависимости от режимов работы нагнетательных скважин за счет оценки текущей компенсации по участку нагнетательному фонду скважин по тенденции изменения пластового давления.
Наиболее распространенным способом определения оптимальной компенсации отбора добываемой продукции (нефть и вода) на участке разработки нефтяного месторождения является мониторинг изменений пластового давления в зоне отбора продукции на добывающих скважинах.
Недостатком данного способа является высокая инерционность реагирования добывающих скважин и низкая периодичность проводимых исследований пластового давления на добывающем фонде скважин, что не обеспечивает оперативности корректирующих действий по объемам закачки вытесняющего агента, и как следствие приводит к неэффективности работы систем поддержания пластового давления.
Известен способ управления заводнением компании ЗАО «ТИНГ», включающий геолого-гидродинамическое моделирование и использование нейронной сети [Бриллиант Л.С., Комягин А.И., Бляшук М.М., Цинкевич О.В., Журавлева А.А.]. Оптимизация системы заводнения на основе трехмерного геолого-гидродинамического моделирования и искусственного интеллекта // «Нефтяное хозяйство» - 2012. - №7. С. 14-16]. Способ дает возможность получить обоснованные рекомендации по объемам закачки вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления, обеспечения заданного дебита нефти при минимально допустимой обводненности на выбранном участке разработки месторождения.
Недостатком способа является необходимость использования большого количества исходных данных, что приводит к высокой суммарной погрешности результатов, и как следствие снижает эффективность работы системы поддержания пластового давления и не обеспечивает оптимальную компенсацию отбора продукции по участку разработки месторождений.
Известен способ управления заводнением компаний ОАО «НК Роснефть» и ООО «РН-Юганскнефтегаз», включающий разделение месторождения на участки (ячейки) и оценку потенциала скважин на основе данных динамики С.И. Кудряшов, А.В. Сергейчев, И.А. Середа, А.В. Тимонов, Т.Г. Загуренко. Технология управления заводнением на месторождениях в ОАО «НК «Роснефть» // «Нефтяное хозяйство» - 2008 - №11 - С. 20-24]. Способ позволяет выявить проблемные участки месторождения и определить оптимальный вариант воздействия на пласт.
Недостатком данного способа является необходимость проведения оценки взаимного влияния добывающей и нагнетательной скважин, что снижает эффективность работы системы поддержания пластового давления и не обеспечивает оптимальную компенсацию отбора продукции по участку разработки месторождений.
Известен способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта (патент RU № 2747959, МПК Е21В 47/10, опубл. 17.05.2021 в бюл. № 14), заключающийся в том, что проводят исследования реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД), фиксируют изменение дебита реагирующей скважины и получают модельную кривую изменения забойного давления реагирующей скважины с использованием исторических данных замера дебита на реагирующей скважине и проведенных исследований методом КВД или КСД, в процессе работы реагирующей скважины без ее остановки проводят гидропрослушивание пласта между взаимодействующими возмущающей и реагирующей скважинами с получением фактической кривой изменения забойного давления на реагирующей скважине, осуществляют дифференциацию отклика на работающей реагирующей скважине, при проведении гидропрослушивания, путем вычитания значений давления в точках модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой с получением очищенных от посторонних шумов кривой изменения откликов давления, осуществляют интерпретацию кривой изменения откликов давления с получением количественных характеристик межскважинного интервала пласта с учетом циклов возмущающей скважины.
Недостатком указанного способа является сложность осуществления, связанная с большим количеством математических определением давлений в точках модельной кривой и фактической кривой восстановления давления, а также наличие посторонних шумов в межскважинном пространстве, что искажает кривую восстановления давления. Также при построении модельной кривой используются исторические данные замеров дебита на реагирующей скважине, ценность использования которых снижается ввиду возможного снижения своей достоверности в истории разработки нефтяного месторождения. В результате существует риск получения недостоверной информации по фильтрационным характеристикам межскважинного пространства. На основе данной информации невозможно организовать эффективную систему заводнения и полноценно определить фронт движения вытесняющего агента и влияние системы поддержания пластового давления на реагирующие-добывающие скважины по участку разработку.
Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2549639, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.04.2015 в бюл. № 12), содержащий выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины, изменение объемов закачки вытесняющего агента в процессе разработки. Производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.
Недостатками способа являются неэффективность и низкая надежность работы системы поддержания пластового давления, вследствие рисков прорыва нагнетаемой воды к добывающим скважинам при интенсивном режиме закачки, что ведет к увеличению обводненности и к росту потерь нефти на разрабатываемом участке.
Технической задачей является повышение эффективности, надежности работы системы поддержания пластового давления за счет оперативного регулирования объемов закачки вытесняющего агента по участку, предотвращения снижения пластового давления без остановки реагирующего фонда добывающих скважин.
Техническая задача решается способом определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения, включающим выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины, изменение объемов закачки вытесняющего агента в процессе разработки.
3
Новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательных скважин, при приемистости от 30 м/сут и выше устанавливают периодический режим работы нагнетательной скважины исходя из суммарное время работы нагнетательной скважины должно обеспечивать плановый режим закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину, устанавливают устьевой манометр на устье работающей нагнетательной скважины, замеряют давление нагнетания вытесняющего агента 1 раз в 3 мин на протяжении 2 сут, строят модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины, анализируют динамику изменения значений давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины, при падении значений давления замеры давления нагнетания вытесняющего агента останавливают, при отсутствии падения значений давления устраняют неполадки, далее продолжают замеры давления нагнетания вытесняющего агента 1 раз в 3 мин на протяжении 2 сут, операции по устранению неполадок и замеры давлений повторяют до получения падения значений давления в период времени простоя нагнетательной скважины, накладывают на модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины линию тренда и строят горизонтальную прямую по максимальному значению давления на кривой падения давления, выявляют тенденцию изменения линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой и изменяют объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину, при горизонтальной линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину сохраняют, при снижении от 10 до 20 % линии тренда - объем закачки увеличивают на 5 %, при снижении от 21 до 30 % линии тренда - объем закачки увеличивают на 10 %, при снижении от 31 % и выше линии тренда - объем закачки увеличивают на 25%, при увеличении до 10 % линии тренда - объем закачки не меняют и обеспечивают дополнительный контроль обводненности по реагирующим добывающим скважинам, при увеличении от 11 до 20 % линии тренда - объем закачки уменьшают на 10 %, при увеличении от 21 до 30 % линии тренда - объем закачки уменьшают на 15 %, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину установленным объемом в течение 1 мес, повторяют операции с замера изменений давления нагнетания вытесняющего агента до изменения объема закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину до получения горизонтальной линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания вытесняющего агента.
Сущность изобретения заключается в следующем.
На фиг. 1 показана модельная кривая изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины с отсутствием падения значений давления в период времени простоя нагнетательной скважины.
На фиг. 2 показана модельная кривая изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины с горизонтальной линии тренда и горизонтальная прямая по максимальному значению давления.
На фиг. 3 показана модельная кривая изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины со снижающейся линией тренда (от 10 до 20 %) и горизонтальная прямая по максимальному значению давления.
На фиг. 4 показана модельная кривая изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины со увеличивающейся линией тренда (до 10 %) и горизонтальная прямая по максимальному значению давления.
Выделяют участок залежи с гидродинамически связанными скважинами.
3
На нагнетательных скважинах выполняют гидродинамические исследования. Определяют приемистость. Выбирают как минимум одну нагнетательную скважину с приемистостью от 30 м/сут и выше.
Устанавливают периодический режим работы нагнетательной скважины на кустовой насосной станции исходя из суммарное время работы нагнетательной скважины должно обеспечивать плановый режим закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину, например 3 часа в работе, 3 часа простоя.
Устанавливают устьевой манометр на устье работающей нагнетательной скважины, например манометр САФ, выпускаемый ООО ППЛ "САФ" г. Набережные Челны.
Замеряют давление нагнетания вытесняющего агента 1 раз в 3 мин на протяжении 2 сут по нагнетательной скважине устьевым манометром САФ. Установленная частота замеров способствует достижению технического результата с минимальными погрешностями и приводит к повышению надежности работы системы ППД, более частое количество замеров нецелесообразно.
Строят модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины методом кривой падения давления. Модельную кривую строят с использованием специального программного обеспечения, например, «Универсальный менеджер измерений». Такое построение модельной кривой позволяет получить взаимосвязь между изменением значений давления от режима работы скважины по приемистости, а также точно воспроизвести и спрогнозировать показатели работы нагнетательной скважины. За счет этого также повышается точность и достоверность результатов измерений.
Анализируют динамику изменения значений давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины.
При падении значений давления в период времени простоя нагнетательной скважины замеры давления нагнетания вытесняющего агента на нагнетательной скважине останавливают.
При отсутствии падения значений давления в период времени простоя нагнетательной скважины устраняют неполадки: проводят ревизию наземного оборудования нагнетательной скважины и проверяют выполнение режима работы нагнетательной скважины от кустовой насосной станции (фиг. 1). После устранения неполадок замеряют давление нагнетания вытесняющего агента 1 раз в 3 мин на протяжении 2 сут по нагнетательной скважине. Операции по устранению неполадок и замеры давлений повторяют до получения падения значений давления в период времени простоя нагнетательной скважины.
Накладывают на модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины линию тренда и строят горизонтальную прямую по максимальному значению давления на кривой падения давления. Линия тренда характеризует общую тенденцию изменения давления за период проведения исследования на нагнетательной скважине.
Выявляют тенденцию изменения линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой и изменяют объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину.
При горизонтальной линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину сохраняют. Горизонтальная линия тренда характеризует оптимальную компенсацию отбора вытесняющего агента на участке разработки нефтяного месторождения (фиг. 2).
При снижении от 10 до 20 % линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину увеличивают на 5 % (фиг. 3).
При снижении от 21 до 30 % линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину увеличивают на 10 %.
При снижении от 31 % и выше линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину увеличивают на 25%.
При увеличении до 10 % линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину не меняют, обеспечивают дополнительный контроль обводненности по реагирующим добывающим скважинам на исследуемом участке, а именно увеличивают количество отборов проб на определение обводненности продукции (фиг. 4).
При увеличении от 11 до 20 % линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину уменьшают на 10 %.
При увеличении от 21 до 30 % линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину уменьшают на 15 %.
Установление оптимального режима работы нагнетательной скважины за счет перераспределения потоков движения вытесняющего агента в пласте способствует снижению или поддержанию на текущем уровне обводненность добываемой продукции и предотвращает снижение пластового давления без остановки реагирующего фонда добывающих скважин и как следствие увеличение дебита нефти по отдельно взятому участку или в целом по залежи.
Производят закачку вытесняющего агента установленным объемом в нагнетательную скважину в течение 1 мес.
Повторяют операции с замера изменений давления нагнетания вытесняющего агента до изменения объема закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину до получения горизонтальной линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания вытесняющего агента.
После получения горизонтальной линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания вытесняющего агента способ повторяют с периодичностью 1 раз в 6 месяцев, или после изменения режима работы добывающих скважин на участке разработки.
Пример 1 осуществления способа.
3
Выбрали участок залежи с гидродинамически связанными скважинами: нагнетательной скважины №508а, работающей от КНС-176, и 4 добывающие скважины с отбором продукции 108 м/сут, нефти – 5 т/сут. Пластовое давление по участку составляет 15 МПа*с при обеспечении компенсации отборов продукции 114 %.
3
Провели гидродинамические исследования определив приемистость нагнетательной скважины 124 м/сут.
Установили режим работы КНС: 8 часов работы, 8 часов простоя.
Установили манометр САФ на устье нагнетательной скважины. Произвели замеры давление нагнетания вытесняющего агента с периодичностью 1 раз в 3 минуты на протяжении 2 сут. Построили модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины. На модельную кривую наложили линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному давлению 9 МПа*с.
Наложили на модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному значению давления на кривой падения давления 9 МПа*с.
3
3
3
Линия тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой снизилась на 22 %, объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину увеличили на 10 % с 124 м/сут до 148 м/сут. Закачивали в течение 30 сут вытесняющий агент объемом 148 м/сут.
Далее произвели замеры давление нагнетания вытесняющего агента с периодичностью 1 раз в 3 минуты на протяжении 2 сут.
Построили модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины. На модельную кривую наложили линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному давлению 9 МПа*с.
3
Выявили горизонтальную линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента 148 м/сут сохранили. Способ завершили.
3
Пластовое давление по 4-м реагирующим добывающим скважинам держалось на уровне 15 МПа*с. В результате обеспечили отборы продукции по участку 115 м/сут, нефти – 6,8 т/сут.
Пример 2 осуществления способа.
3
Выбрали участок залежи с гидродинамически связанными скважинами: нагнетательной скважины №1134, работающей от КНС-79, и 3-мя добывающие скважины с отбором продукции 91 м/сут, нефти – 6,8 т/сут. Пластовое давление по участку составляет 14,8 МПа*с при обеспечении компенсации отборов продукции 138 %.
3
Провели гидродинамические исследования определив приемистость нагнетательной скважины 126 м/сут.
Установили режим работы КНС: 8 часов работы, 8 часов простоя.
Установили манометр САФ на устье нагнетательной скважины. Произвели замеры давление нагнетания вытесняющего агента с периодичностью 1 раз в 3 минуты на протяжении 2 сут. Построили модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины. На модельную кривую наложили линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному давлению 9 МПа*с.
Наложили на модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы-простоя нагнетательной скважины линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному значению давления на кривой падения давления 9 МПа*с.
3
3
3
Линия тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой увеличалась на 11 %, объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину снизили на 10 % с 126 м/сут до 113 м/сут. Закачивали в течение 30 сут вытесняющий агент объемом 113 м/сут.
Далее произвели замеры давление нагнетания вытесняющего агента с периодичностью 1 раз в 3 минуты на протяжении 2 сут.
Построили модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента в зависимости от времени работы-простоя нагнетательной скважины. На модельную кривую наложили линию тренда и построили горизонтальную прямую по максимальному давлению 9 МПа*с.
3
Выявили горизонтальную линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой объем закачки вытесняющего агента 113 м/сут сохранили. Способ завершили.
3
Пластовое давление по 3-м реагирующим добывающим скважинам держалось на уровне 14,8 МПа*с. В результате обеспечили отборы продукции по участку 103 м/сут, нефти – 10,2 т/сут.
Способ определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения повышает эффективность, надежность работы системы поддержания пластового давления за счет оперативного регулирования объемов закачки вытесняющего агента по участку, предотвращения снижения пластового давления без остановки реагирующего фонда добывающих скважин.