способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин, отличающийся тем, 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 ( ) по формуле:



где

x_i - 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 <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 >10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.

Описание изобретения к патенту

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 ( ) по формуле:

где

x_i - 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 <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 >10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.

На фиг.1 представлено изменение нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В.

На фиг.2 представлена динамика роста коэффициента (q_зак 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 - нагнетательные скважины; - добывающие скважины; - источник закачиваемой теплой воды.

На фиг.5 представлен прогноз изменения нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак 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	qн
Среднесуточный дебит жидкости за месяц, м3/сут	qж
Обводненность продукции, %	B
Среднесуточный дебит жидкости в пластовых условиях за месяц, м3/сут	q жпл
Среднесуточный объем закачиваемой воды за месяц, м3/сут	qзак
Обеспечение отбора жидкости закачкой, м3/сут	qзак/qжпл

Все используемые переменные при вычислениях коэффициента флуктуации и формулы представлены в таблице 2.

На графиках фигуры 1 приведено изменение нормированных показателей от объема закачиваемой воды q_зак 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 для всех эксплуатационных характеристик, они приведены в таблице 3.

Таблица 3
Коэффициент флуктуации по основным эксплуатационным характеристикам на примере 4-летней разработки
Коэффициент флуктуации	qн	qж	B	qжпл	qзак	qзак/qжпл
	7,90	4,53	1,57	5,03	1,69	1,95

Низкие значения коэффициента флуктуации ( <10) для q_зак 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 <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.

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 для двух эксплуатационных характеристик q_зак и В начнет расти. Аналогичным образом проводят оптимизацию на других участках нефтяного месторождения, где поддерживается циклическая закачка.

Прогнозируемая динамика изменения коэффициента 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.

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 м³ /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, м3/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, м3/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, м3/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, м3/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, м3/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.

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·м²·°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.

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 для q_зак составил 305,4/180,3=1,69. Ниже приведен полный расчет для q_зак:

* ^до - коэффициент флуктуации до проведения мероприятий.

Цифры в числителе - объемы суточной закачки воды в м³/сут; 305,4167 - эмпирическое среднее; 180,28038 - стандартное отклонение.

Коэффициент флуктуации по обводненности добываемой продукции (и ) рассчитывается аналогично. По значениям среднесуточных показателей по обводненности продукции и стандартному отклонению коэффициент флуктуации для В составил 1,57:

.

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 _зак увеличился от 1,69 до 2,23, _В от 1,57 до 4,85 (фиг.2) и через 4 года достиг величины 10,15 для q_зак 10,13 для В соответственно, что говорит о минимальной изменчивости процесса, то есть о стабильной работе скважин. При >10 продолжают поддерживать круглогодичную циклическую закачку вытесняющего агента.

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 для двух эксплуатационных характеристик: q_зак 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).

Рассмотрим графики фигуры 5, на которых аналогично показаны прогнозируемые нормированные показатели по q_зак 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 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.