СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1994 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при системной эксплуатации газлифтных скважин.

Известен способ эксплуатации системы газлифтных скважин, основанный на взаимодействии скважин и осуществляющий оптимизацию режимов работы системы газлифтных скважин, включающий замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода газа на каждой скважине, разделение скважин на группы, построение характеристической кривой для каждой группы взаимодействующих скважин, определение оптимального расхода газа, определение дискриминант уравнения темпа роста отбора нефти и воды, ограничение дебита жидкости до значений, соответствующих минимальному удельному расходу газа [1]. Недостатком способа является высокий расход компремированного газа на лифтирование жидкости, невысокий темп разработки залежи, неполнота и неравномерность выработки запасов нефти, невысокая нефтеотдача пласта.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации системы скважин, включающий замеры дебитов жидкости, нефти, воды, расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности, дискриминанты по отбору воды из скважин меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде мешьше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериода, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой [2].

Известный способ позволяет производить равномерную выработку залежи, однако не обеспечивает высокий темп разработки, минимальный расход компремированного газа на лифтирование жидкости. Кроме того, способ приводит к неполной выработке запасов нефти, т.е. к невысокой нефтеотдаче пластов.

Целью изобретения является повышение текущей и конечной нефтеотдачи, увеличение темпа разработки и сокращения расхода компремированного газа за счет более интенсивной и полной выработки залежи.

Достигается это тем, что в способе эксплуатации системы газлифтных скважин, включающем замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих газлифтных скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности скважин, дискриминанты по отбору воды из скважины меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде меньше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, а на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериоа, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, согласно изобретения дополнительно производят замеры приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закаченной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, накопленного отбора воды, времени наработки скважин с начала разработки, рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости залежи, строят карту дренируемости залежи, производят остановку нагнетательных скважин при условии, что приведенный коэффициент дренируемости больше единицы, и производят форсирование закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы, при этом приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле
П_i= где П_i - приведенный коэффициент дренируемости, P_i - коэффициент дренируемости, П_c - среднее значение коэффициента дренируемости, причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле
P_i= , где Q_i - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин; T_i - наработка скважин с начала разработки; h_i - мощность залежи, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле
П_o= , где N - число скважин.

Существенными признаками способа эксплуатации системы газлифтных скважин являются:
замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти;
определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам;
отбор скважин в группы из числа взаимодействующих;
установление периода автоколебаний пластовой системы;
на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих газлифтных скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности скважин, дискриминанты по отбору воды из скважины меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде меньше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля;
установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой;
на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериода;
установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой;
дополнительное произведение замеров приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закаченной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, накопленного отбора воды, времени наработки скважин с начала разработки;
расчет приведенного коэффициента дренируемости залежи;
построение карты дренируемости залежи и по ней определение зоны воздействия на залежь;
произведение остановки нагнетательных скважин при условии, что коэффициент дренируемости больше единицы и произведение форсирования закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы;
расчет приведенного коэффициента дренируемости по формуле
П_i= , где П_i - приведенный коэффициент дренируемости; P_i - коэффициент дренируемости; П_о - среднее значение коэффициента дренируемости, расчет коэффициента дренируемости по формуле
P_i= , где Q_i - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин; Т_i - наработка скважин с начала разработки; h_i - мощность залежи, расчет среднего значения коэффициента дренируемости по формуле
П_o= , где N - число скважин.

Способ осуществляется следующим образом. По выбранному участку, блоку или всему пласту создают массив промысловых данных по замерам дебитов жидкости, нефти, воды, обводненности, расходу компремированного газа, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективная мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенная мощность по добывающим скважинам, время наработки нагнетательных и добывающих скважин с начала разработки.

На основе подготовленных исходных данных рассчитывают:
матрицу коэффициентов ранговой корреляции (R), с помощью которого производится отбор скважин в группы по взаимодействию;
дискриминанты модели роста с целью определения темпов нефти и воды по участку (D) и по скважинам (d), эти коэффициенты позволяют провести первичное регулирование режимов работы скважин в зависимости от условий, определенных сочетанием знаков дискриминанта по нефти и по воде;
периоды автоколебаний (Т) пластовой системы с помощью модели Лотки-Вольтерра, по полупериодам назначаются мероприятия по воздействию на пласты;
приведенные коэффициенты дренируемости (П), на основе которых строится карта дренируемости пласта, по которой определяют зоны сильной и слабой выработки залежи, при этом приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле
П_i= , где П_i - приведенный коэффициент дренируемости; P_i - коэффициент дренируемости; П_о - среднее значение коэффициента дренируемости, причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле P_i= , где Q_i - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин; T_i - наработка скважин с начала разработки; h_i - мощность залежи, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле
П_o= , где N - число скважин.

В полупериоде T¹_1/2 при D_в < 0, D_н > 0 по пласту производят:
остановку нагнетательных скважин в зонах, где П > 1, и увеличивают закачку воды через нагнетательные скважины в зонах, где П ≅ 1;
остановку добывающих скважин при условии, что обводненность ( β ) больше критической ( β_к ), а дискриминанты по отбору воды из скважин (d_в) меньше нуля;
ограничение отбора жидкости по скважинам при β > β_к , d_в < 0, d_н> 0;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где β > β_к , d_в < 0, d_н > 0, причем для каждой группы взаимодействующих скважин компремированный газ перераспределяют в соответствии с характеристической кривой группы.

На втором полупериоде Т²_1/2 при D_н < 0, D_в > 0 по пласту производят:
запуск остановленных газлифтных скважин в соответствии с характеристиками по группам;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где d_в > 0, d_н < 0.

Унифицированный режим определяют с помощью касательной к характеристической кривой по группам взаимодействующих газлифтных скважин.

П р и м е р. Способ осуществлен на примере фонда скважин Самотлорского месторождения. Система скважин состоит из 34 нагнетательных и 75 добывающих газлифтных скважин. Средняя обводненность продукции скважин составляет 83-85%.

Способ осуществляют в следующем порядке. На выбранном участке пласта АВ_4-5 Самотлорского месторождения на базе замеров формируют файл исходной промысловой информации, содержащий: дебиты жидкости, нефти, воды, обводненности, расхода компремированного газа, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективную мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенную мощность пласта по добывающим скважинам с начала разработки.

На основе промысловой информации рассчитывают следующие параметры:
по формуле Спирмена рассчитывают коэффициент корреляции. Для скважин 53 и 2575 коэффициент корреляции составил:
R = 1 - = 1 - = 0,857
То же самое рассчитывают по остальным парам скважин. Составляют корреляционную матрицу. По данной матрице определяют взаимодействующие группы скважин, причем при R > R_кр скважины считаются взаимодействующими, R_кр - критический коэффициент корреляции, который рассчитывается по формуле
R_кр= 1- [Ψ²(1-α)-3] = 0,46
при n = 15, α = 0,05; где R - коэффициент корреляции Спирмена, V₁, W_i - ранги, n - число замеров, - уровень значимости, Ψ - обратная функция нормального распределения.

По модели роста рассчитывают дискриминанты роста темпа отбора нефти и воды (D_н и D_в) по участку и по скважинам (d_н, d_в).

Результаты расчетов представлены в таблице.

В качестве исходной информации использованы замеры дебитов нефти и воды за последние 20 месяцев. По скважинам представлены необходимые практические рекомендации по регулированию режима работы скважин.

Периоды автоколебаний рассчитывают по модели Лотки-Вольтерра. Расчеты показали, что для исследуемого участка период автоколебаний, рассчитываемый по формуле
T = = = 8мес , составил 8 мес. Следовательно, воздействие на пласт осуществляется за полупериод в 4 мес.

Затем рассчитывается приведенный коэффициент дренируемости для каждой из скважин. Для скважины 2575 коэффициент дренируемости составил по нефти:
P₂₅₇₅= = = 87,7 .

Величина среднего коэффициента дренируемости по всем скважинам участка равна
П_o= = = 184,3 .

Значение приведенного коэффициента дренируемости по нефти для скважины 2575 равно:
П₂₅₇₅= = = 0,48
по воде П₂₅₇₅ = 0,67.

Таким же образом определяются коэффициенты дренируемости для каждой из скважин. На основе этих расчетов строят карту дренируемости залежи (фиг.1). По этой карте определяют зоны сильной и слабой дренируемости залежи. В зонах сильной дренируемости, т.е. тех, где П > 1, по нагнетательным скважинам планируется ограничение закачки вплоть до остановки скважин по мере необходимости. В зонах слабой дренируемости при П ≅ 1 необходимо увеличить (форсировать) закачку воды в пласт.

По карте дренируемости видно, что нагнетательные скважины 3062, 2989, 2941 расположены в зоне слабой дренируемости, при этом есть необходимость интенсифицировать работу этих скважин. В этой зоне необходимо разбуривание еще одной нагнетательной скважины, а нагнетательные скважины 1642, 1541, 13046, 2576 расположены в зоне хорошей дренируемости. Следовательно, в этой зоне необходима остановка двух нагнетательных скважин и ограничение закачки по остальным скважинам не менее 200 м³/сут (в зимнее время до 300 м³/сут).

Далее в первом полупериоде Т¹_1/2 = 4 месяца производят:
остановку добывающих газлифтных скважин, у которых β > 97%, а дискриминанты d_в > 0;
ограничение отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют значения параметров β_к > 97, d_в < 0, d_н > 0;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют значения параметров β_к < 97, d_в > 0, d_н < 0;
для каждой группы взаимодействующих скважин компремированный газ перераспределяют в соответствии с характеристической кривой группы. На фиг.2 представлен фрагмент процедуры установления унифицированного режима работы групп взаимодействующих газлифтных скважин.

На втором полупериоде 4 мес при D_н < 0, D_в > 0 по пласту производят: в соответствии с пп. 4 и 5 запуск остановленных газлифтных скважин в соответствии с характеристической кривой по группам; форсирование отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют соотношение параметров d_в > 0, d_н < 0 (таблица);
Унифицированный режим определяют с помощью касательной к характеристической кривой группы взаимодействующих газлифтных скважин.

Предлагаемый способ эксплуатации системы газлифтных скважин позволяет предотвратить чрезмерный расход компремированного газа за счет остановок нерентабельных газлифтных скважин, а также за счет ограничения отбора и расхода газа по скважинам, у которых неограниченный рост темпа отбора воды сопровождается ограниченным ростом темпа отбора нефти. Кроме того, в отличие от известного за счет обоснованной остановки и запуска нагнетательных скважин по зонам определенной степени и характера дренируемости обеспечивается дополнительная добыча нефти. По сравнению с известным на примере пласта АВ_4-5 на 34 нагнетательных и 75 добывающих газлифтных скважин за счет осуществления способа за период Т = 4 мес. технологический эффект составил: по дополнительной добыча нефти - 35 тыс. тонн; по экономии расхода газа - 33 млн.м³.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при системной эксплуатации газлифтных скважин. В способе эксплуатации системы газлифтных скважин, включающем замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин во времени, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы и унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществляют остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что темп отбора нефти по залежи больше нуля, а темп отбора воды по залежи меньше нуля, а обводненность скважин больше их критической обводненности, производят ограничение отбора жидкости по скважинам при условии, что их обводненность меньше критической обводненности скважин, темп отбора воды меньше нуля, а темп отбора нефти больше нуля, осуществляют форсирование отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность скважин меньше критической, темп отбора воды больше нуля, а темп отбора нефти меньше нуля. На втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществляют на скважинах действия соответствующие установлению унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин на первом полупериоде автоколебаний. Одновременно с замерами делитов жидкости, нефти и воды дополнительно производят замеры приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закаченной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, определение накопленного отбора воды и времени наработки скважин с начала разработки. Затем рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости залежи, с последующим построением карты дренируемости залежи. После этого осуществляют остановку нагнетательных скважин при условии, что приведенный коэффициент тренируемости больше единицы и форсирование закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы. 2 фиг., 1 табл.

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН, включающий замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин во времени, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы и унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществляют остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что темп отбора нефти по залежи больше нуля, а темп отбора воды по залежи меньше нуля, а обводненность скважин больше их критической обводненности, производят ограничение отбора жидкости по скважинам при условии, что их обводненность меньше критической обводненности скважин, темп отбора воды меньше нуля, а темп отбора нефти больше нуля, осуществляют форсирование отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность скважин меньше критической, темп отбора воды больше нуля, а темп отбора нефти меньше нуля, при этом на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществляют на скважинах действия соответствующие установлению унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин на первом полупериоде автоколебаний, отличающийся тем, что одновременно с замерами дебитов жидкости, нефти и воды дополнительно производят замеры приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закачанной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, определение накопленного отбора воды и времени наработки скважин с начала разработки, затем рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости залежи, с последующим построением карты дренируемости залежи, после этого осуществляют остановку нагнетательных скважин при условии, что приведенный коэффициент дренируемости больше единицы, и форсирование закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы, при этом приведенный коэффициент дренируемости П₁ определяют в соответствии с выражением
П₁= ,
где P₁ - коэффициент дренируемости, м²/сут.;
П_с - среднее значение коэффициента дренируемости, м²/сут.,
причем коэффициент дренируемости определяют в соответствии с выражением
P₁= ,
где Q - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закачанной воды для нагнетательных скважин, м³;
Т₁ - наработка скважин с начала разработки, сут.;
h₁ - мощность залежи, м,
а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле
П_c= ,
где N - число скважин.