СПОСОБ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ Российский патент 1997 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию скважин с целью обоснованного выбора для их отключения.

Известен способ определения скважин, подлежащих отключению [1] по достижению обводненности продукции, при которой себестоимость добычи нефти превышает ее отпускную цену, взятый нами в качестве прототипа. Его недостатком является то, что при принятии решения об остановке скважины не учитывается весь комплекс технико-экономических показателей эксплуатации данной скважины. В частности, не оценивается возможность проведения геолого-технических мероприятий, позволяющих повысить рентабельность добычи нефти из данной скважины. Не учитываются также добывные возможности скважины (т.е. количество нефти, которое может быть из нее еще добыто при данной системе эксплуатации), а также влияние отключения скважины на работу соседних, гидродинамически с ней связанных скважин.

Решаемая предлагаемым изобретением задача увеличение обоснованности принятия решения об отключении скважин за счет более полного учета промысловой информации.

Техническим результатом изобретения явится возможность автоматизированного принятия решений об остановке скважин на основе расчета критерия, выражающего желательность их отключения.

Поставленная задача решается тем, что определяют остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на скважину и водонефтяной фактор, после чего вычисляют обобщенный критерий целесообразности отключения скважины и рекомендуют скважину отключить, если значение критерия превышает 0,5, причем названный критерий определяют по формуле

где μ_L(L), μ_в(B), μ_v(ΔV), μ_w(W) функции принадлежности к понятиям "большие убытки L C Ц", "высокая обводненность продукции В", "малые извлекаемые запасы ΔV " и "большие значения водонефтяного фактора W" соответственно, D₀ З_В Ц доход от отключения скважины, З_В затраты, высвобождаемые при этом, Ц отпускная цена нефти, С себестоимость добычи нефти из данной скважины, W V_B/V_н, V_B и V_н - объемы воды и нефти, добытые из скважины,

L₁, ΔV₁ и W₁ уровни убытков, остаточных извлекаемых запасов и водонефтяного фактора, признаваемые безусловно высокими, В₁ - критический уровень высоких обводненностей, μ_o(х; х₁; y₁; x₂; y₂; m) вспомогательная функция от аргумента х, определяемая аналитическим выражением

t (x -x₁) / (x₂-x₁), (5)
при вычислении которой аргументу х и параметрам х₁, у₁, х₂, у₂, m придают значения, указанные в формулах (1) (4), а промежуточную переменную t вычисляют по формуле (5). (Например, при вычислении μ_L(L) по формуле (1) принимают х L, х₁ 0, у₁ 0, х₂ L₁, у₂ 1, m 0,25 и t L/L₁).

Указанный вид критерия обусловлен тем, что проведение геолого-технических мероприятий целесообразно только в том случае, когда обводненность продукции не слишком высока, а извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на скважину, достаточно велики. Соответствующая многокритериальная задача сформулирована на языке теории нечетких множеств [2] Критическое значение критерия (равное 0,5) рекомендуется авторами на основе анализа большого объема промысловых данных и учета мнения экспертов. Отметим, что значения характерных величин L₁, ΔV₁, W₁ и В₁ должны определяться экспертами на основе анализа конкретной промысловой информации. Подчеркнем, что порядок отключения скважин также определяется величиной критерия I_o: скважины с большими значениями 1_o следует отключать в первую очередь.

Изобретательский уровень предлагаемого технического решения подтверждается, кроме всего прочего, применением нового способа определения остаточных извлекаемых запасов нефти. До сих пор эта величина определялась по характеристикам вытеснения [3,4] Однако традиционно применяемые при этом методики не позволяют в явном виде учесть имеющуюся промысловую информацию о темпах обводнения продукции скважин. При реализации предлагаемого изобретения используется разработанный нами метод оценки извлекаемых запасов, заключающийся в совместной обработке кривых вытеснения и динамики обводненности. По этому методу определяют объем нефти, добытой в безводный период эксплуатации, и параметр, характеризующий темп обводненности продукции скважины, после чего объем извлекаемых запасов нефти рассчитывают из уравнения

где V∞н

Отметим, что формула (7), используемая для обработки динамики обводненности, впервые предложенная авторами, априорно учитывает поведение обводненности на начальной и конечной стадиях эксплуатации, что повышает устойчивость и обоснованность получаемых оценок.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Определяют обводненность продукции скважины.

2. Оценивают остаточные извлекаемые запасы нефти, для чего:
а) определяют объем добычи нефти в период безводной эксплуатации;
б) по динамике обводненности продукции и накопленным объемам добычи нефти и жидкости определяют параметр α. Для этого применяют метод наименьших квадратов к линеаризованному уравнению, полученному из (7):

в) по накопленным объемам добычи нефти и жидкости определяют извлекаемые запасы нефти. Для этого обрабатывают методом наименьших квадратов следующее уравнение, полученное из (6):

3. Определяют водонефтяной фактор.

4. Вычисляют себестоимость добычи нефти при данной обводненности продукции скважины.

5. Вычисляют обобщенный критерий желательности отключения скважины.

6. Если значение критерия превышает 0,5, то принимают решение об отключении скважины.

Для примера, на рис. 1 и 2, приведены результаты расчетов критерия I₀ для 189 скважин Мамонтовского месторождения в координатах (I₀-W) и (I₀-L) соответственно. В ходе вычислений было принято L₁ 25 млн. руб. (в год); Ц 37 тыс. руб./т; В₁ 0,9; ΔV₁ 15 тыс.т; W₁ 5.

Как видно из рисунков, точки, соответствующие повышенным значениям величин L и W, группируются, большей частью, в правой половине рисунка, что еще раз подтверждает обоснованность выбора критического значения I₀ 0,5.

Предлагаемый способ промышленно применим, поскольку требует использования доступной промысловой информации и не связан с проведением сложных вычислений.

Источники информации
1. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1987. 247 с.

2. Беллман P. Заде Л. Принятие решений в расплывчатых условиях / В сб. "Вопросы анализа и принятия решений": М. Мир, 1976. С. 172- 215.

3. Акульшин А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. - М. Недра, 1988. 240 с.

4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. / Амелин И.Д. Бадьянов В.А. Вендельштейн Б.Ю. и др. / Под ред. Стасенкова В.В. Гутмана И.С. М. Недра, 1989. 270 с.

Использование: в нефтяной промышленности, для исследования скважин и обоснования их отключения. Сущность изобретения: способ выбора скважин для отключения содержит контроль за обводненностью продукции скважин, себестоимостью добычи нефти при данной обводненности, определение остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину и водонефтяного фактора. После чего вычисляют обобщенный критерий целесообразности отключения скважины и рекомендуют отключить скважину, если значение критерия превышает 0,5, причем указанный критерий определяют с помощью математических выражений. 2 ил.

Способ выбора скважин для отключения, включающий контроль за обводненностью продукции скважин и себестоимостью добычи нефти при данной обводненности, отличающийся тем, что определяют остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на скважину, и водонефтяной фактор, после чего вычисляют обобщенный критерий целесообразности отключения скважины и рекомендуют скважину отключить, если значение критерия превышает 0,5, причем названный критерий определяют по формуле

где μ_L(L), μ_в(B), μ_v(ΔV), μ_w(W) - функции принадлежности к понятиям "большие убытки L C Ц", "высокая обводненность В", "малые остаточные извлекаемые запасы ΔV″ и "большие значения водонефтяного фактора W" соответственно;
D_o З_в Ц доход от отключения скважины;
З_в затраты, высвобождаемые при этом;
Ц отпускная цена нефти;
С себестоимость добычи нефти из данной скважины;
W V_в/V_н;
V_в и V_н объемы воды и нефти, добытые из скважины;
μ_L(L) = μ_o(L; 0; 0; L₁; 1; 0,25) (1);
μ_в(B) = μ_o(B; B₁; 0; 1; 1; 1) (2);
μ_v(ΔV) = μ_o(ΔV; 0; 1; ΔV₁; 0; 0,333) (3);
μ_w(W) = μ_o(W; 0; 0; W₁; 1; 1,3), (4);
L₁, ΔV₁ и W₁ - уровни убытков, остаточных извлекаемых запасов и водонефтяного фактора, признаваемые безусловно высокими;
B₁ критический уровень высоких обводненностей;
μ_o(x; x₁; y₁; x₂; y₂; m) - вспомогательная функция от аргумента x, определяемая аналитическим выражением

t (x x₁) / (x₂ x₁) (5),
при вычислении которой аргументу x и параметрам x₁, y₁, x₂, y₂, m придают значения, указанные в формулах 1 4, а промежуточную переменную t вычисляют по формуле 5.