СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/16 E21B43/00 E21B29/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением скважин-дублеров.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с бурением скважин-дублеров [1]. Однако, не приведена подробная методика расчета прогноза среднего срока эксплуатации скважин месторождения. Надо отметить, что для условий месторождений Республики Татарстан, на примере одного из которых написана работа [1], нет особой необходимости в таких расчетах, объясняется это тем, что сроки разработки этих месторождений вообще и Ромашкинского в частности достаточно велики, причем настолько, что имеющийся фактический материал о эксплуатации скважин позволяет определить фактический максимальный срок эксплуатации (срок с момента окончания бурения до наступления необратимой аварийной ситуации, связанной с необратимым нарушением технического состояния и несовместимой с нормальной работой скважин) среднестатистической скважины (данной конструкции) месторождения. Так, для условий Ромашкинского месторождения, срок разработки которого превышает 45 лет, добывающие скважины в среднем не могут эксплуатироваться более 40 лет, а нагнетательные более 35 лет. Сибирские же месторождения разрабатываются не более 30 лет, причем разбурены они скважинами более совершенной конструкции, и, очевидно, с большими сроками безаварийной эксплуатации. Сроки разработки месторождений явно недостаточны для оценки фактических максимальных сроков службы скважин. Из вышеизложенного следует, что "простым" анализом фактического материала о разработке относительно нового месторождения достоверно определить средний срок эксплуатации скважин данного месторождения невозможно, а использование фактических данных о сроках службы скважин по более старым месторождениям, расположенным в других климатических и геологических условиях и разбуренным с использованием других, часто устаревших технологий, не оправдано.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий статистическую обработку данных об аварийных ситуациях на скважинах, а именно прогнозирование динамики нарушений обсадных колонн скважин [2] для проектирования электрохимической защиты, который по мнению авторов, может быть взят за прототип предлагаемого изобретения, т.к. может быть использован в принципе и для проектирования разработки с бурением скважин-дублеров и наиболее близок к заявляемому изобретению по технической сущности. Причем при прогнозировании используют результаты статистического анализа фактических данных о ежегодных нарушениях обсадных колонн по причине наружной коррозии обсадной колонны. Для прогноза ежегодных количеств нарушений обсадных колонн скважин, пробуренных в некоторый i-й год, из-за коррозии используется аппроксимация фактических данных формулой:
N = a • t^b, (1)
где N - количество нарушений обсадных колонн скважин;
t - количество лет с момента появления первых нарушений;
a и b определяют методом наименьших квадратов.

Экстраполируя на перспективу фактические данные, можно прогнозировать динамику нарушений обсадных колонн из-за коррозии для всех групп скважин, разделенных по годам бурения, затем, сложив данные о прогнозной динамике по всем группам скважин, можно рассчитать прогноз динамики нарушений для всего фонда скважин месторождения.

Однако подобный прогноз имеет ряд существенных недостатков:
в работе [2] анализируются только нарушения, связанные с коррозионным разрушением обсадной колонны, хотя скважина попадает в ситуацию, несовместимую с нормальной эксплуатацией, не только по этой причине, но и, например, из-за заколонных перетоков.

в данной работе [2] анализируются и прогнозируются все случаи коррозионных разрушений, включая и обратимые, т.е. подлежащие ремонту.

прогнозируемое количество нарушений носит абсолютный характер и не учитывает относительного изменения общего фонда скважин, необходимого для правильного проектирования разработки с бурением скважин-дублеров.

полученные по описанной методике [2] прогнозные значения количеств нарушений не позволяют непосредственно определить средний срок эксплуатации скважин, также необходимый для правильного проектирования разработки, т.к. необходим некоторый промежуточный расчет, который связал бы между собой прогнозные ежегодные значения количеств нарушений обсадных колонн, приходящихся на одну скважину, и минимальное количество этих нарушений на одну скважину, приводящих к ситуации, несовместимой с нормальной работой.

процесс расчета по методике [2] достаточно сложен и трудоемок.

Таким образом, известный способ [2] недостаточно эффективен из-за сложности и ненадежности прогнозирования срока эксплуатации скважин.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки нефтяных месторождений, в том числе "молодых", за счет надежного прогнозирования среднего срока эксплуатации скважин месторождения и упрощения. Появляется возможность с учетом остаточных запасов нефти определить, взамен каких именно "старых" скважин необходимо бурить скважины-дублеры. Кроме того, предварительный расчет-прогноз среднего срока эксплуатации скважин месторождения позволяет уже на этапе составления уточненного проекта доразработки данного месторождения достаточно точно спланировать по годам объемы бурения скважин-дублеров и, следовательно, запланировать расходы на бурение этих скважин.

Поставленная задача решается тем, что эксплуатацию месторождения осуществляют в течение не менее 20-25 лет, после чего проводят статистическую обработку данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения в течение предыдущих 20-25 лет, по результатам которой прогнозируют средний срок эксплуатации скважин месторождения, и бурение скважин-дублеров осуществляют по мере приближения к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения с учетом остаточных запасов нефти, причем для определения последовательности бурения скважин-дублеров скважины ранжируют по степени приближения их к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения, проводят дефектоскопические исследования скважин, начиная с наиболее старых, но рентабельных, т.е. тех, срок эксплуатации которых с момента бурения превысил прогнозируемый средний срок эксплуатации скважин, при условии их текущей и прогнозируемой рентабельности, определяемой на основе текущих геолого-промысловых исследований призабойной зоны пласта в районе скважины, и проводят бурение скважин-дублеров взамен старых, но рентабельных, начиная с наиболее подверженных, по результатам дефектоскопии, необратимому нарушению технического состояния.

Необходимость эксплуатации месторождения в течение не менее 20-25 лет для накопления данных о фактических сроках эксплуатации всех скважин месторождения (без учета случайных аварий) установлена авторами на основе обширного анализа данных эксплуатации ряда месторождений с более короткой историей разработки, когда аппроксимация фактических данных оказалась невозможной. В то же время установлено, что статистическая обработка фактических данных эксплуатации месторождения за 20-30 лет достаточна для надежного прогнозирования среднего срока службы скважин месторождения.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Эксплуатация месторождения в течение 20...25 лет.

2. По истечении 20-25 лет - статистическая обработка данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения в предыдущие 20-25 лет для расчета среднего срока эксплуатации скважин месторождения.

3. Ранжирование скважин по приближению к рассчитанному по п.2 критическому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения и дефектоскопические исследования скважин, начиная с наиболее "старых".

4. Текущие геолого-промысловые исследования призабойных зон пласта (замеры дебита жидкости и обводненности продукции скважин).

5. Ранжирование скважин, отобранных по п. 3, по степени их приближения к состоянию, несовместимому с возможностью нормальной эксплуатации скважины (с учетом технического состояния по данным дефектоскопии и прогнозной рентабельности) и бурение скважин- дублеров взамен наиболее подверженных необратимому нарушению технического состояния.

Пример конкретного осуществления способа разработки Мамонтовского месторождения
1. Сбор исходной информации
По данным, предоставленным НГДУ "Мамонтовнефть", составляют список скважин Мамонтовского месторождения, ликвидированных в течение всей истории разработки месторождения по причине негерметичности обсадной колонны, заколонной циркуляции или другим объективным, неизбежным и не зависящим от человека техническим причинам. Не были включены в список скважины, ликвидированные в связи:
с высокой обводненностью продукции из-за заводнения продуктивного пласта в зоне дренирования
с низкими дебитами из-за истощения продуктивного пласта
с авариями, имеющими случайный, предотвратимый характер, например, падение на забой насоса, колонны насосно-компрессорных труб, кабеля, инструмента и т.д.

Не включают в список также скважины, ликвидированные сразу после бурения, т.е. не проработавшие ни одного месяца (например, по причине отсутствия пласта-коллектора в районе данной скважины).

2. Предварительная обработка фактической информации
Производят заполнение табл.1 (табл. 1-4 см. в конце описания). Таблица имеет размер m • n, где m - количество лет разработки месторождения на год расчета, n - максимальный срок службы скважин, ликвидированных за всю историю разработки месторождения.

Для случая Мамонтовского месторождения количество лет разработки равно 28 годам, а максимальный срок службы скважин, ликвидированных на месторождении, равен 24 годам. В каждую ячейку таблицы заносят по два значения:
числитель X_i,t- количество скважин, ликвидированных в текущем году (i) в данном возрасте (t)
знаменатель Y_i,t - общее количество скважин (добывающих и нагнетательных), которое числилось в текущем году (i) в данном возрасте (t), включая те, которые были ликвидированы в текущем году, но за исключением тех, которые были ликвидированы в предыдущие годы.

За дату ликвидации принимают дату остановки скважины по причине необратимой аварии, сделавшей невозможной дальнейшую нормальную эксплуатацию этой скважины.

За возраст, в котором некоторая k-я скважина была ликвидирована, принимают срок, прошедший с момента окончания бурения этой скважины до остановки скважины по причине необратимой аварии, сделавшей невозможной дальнейшую нормальную эксплуатацию этой скважины.

За возраст, в котором k-я скважина числилась в i-м году, принимают срок, прошедший с момента окончания бурения этой скважины до начала i-го года.

Всю исходную информацию по общему и ликвидированному фондам скважин используют в электронном виде для использования в процессе расчета ПЭВМ. В исходной электронной базе данных вся хронологическая информация, например, даты окончания бурения, ликвидации и т.д., была представлена в численном виде форматом: "год; месяц" (например: "1991;1", что означает январь 1991 года), т.е. база имела вид совокупности значений:
Z1_k,1; Z2_k,1,
где Z1_k,1- год свершения в истории k-й скважины некоторого 1-го события;
Z2_k,1 - месяц свершения в истории k-й скважины некоторого 1-го события.

Такая форма представления исходной информации позволяет представить возраст в месяцах (t'_k) k-й скважины при ликвидации или при вступлении в текущий i-й год, рассчитав его по формуле:
t'_k=(Z1_k1-Z1_k2) • 12 - (Z2_k1-1) - Z2_k2, (2)
где Z1_k1, Z2_k1 - соответственно год и месяц окончания бурения k-й скважины;
Z1_k2, Z2_k2 - соответственно год и месяц ликвидации скважины или вступления ее в текущий i-й год (во втором случае всегда Z2_k2=1, что соответствует январю).

Однако для упрощения дальнейших расчетов, за единицу измерения возраста k-й скважины принимают хронологическую величину год, использовав формулу:
t_k = round(t'_k/12), (3)
где t_k - возраст скважины в годах, t'_k - то же в месяцах.

Отметим, что если k-я скважина проработала до своей ликвидации хотя бы один месяц, но при округлении по формуле (3) t_k = 0, то возраст, в котором она была ликвидирована (t_k), принимают за 1 год. Кроме того, если с момента окончания бурения k-й скважины до вступления ее в текущий i-й год прошел хотя бы один месяц, но при округлении по формуле (3) t_k = 0, то возраст вступления этой скважины в i-й год также принимают за 1 год. Данное пояснение касается первой строки таблицы 1.

3. Обработка исходной информации
Производят сложение отдельно числителей и знаменателей всех ячеек строки по данному возрасту t (см. табл. 1 и 2).

(4)
(5)
Находят для всех t отношения
(6)
На фиг. 1 приведена графическая зависимость λ = f(t) или динамика коэффициента необратимой аварийности для условий Мамонтовского месторождения.

4. Поиск средств анализа фактического материала для прогноза аварийности
Для дальнейшего анализа динамики коэффициента необратимой аварийности авторами предложен подход, аналогичный [3], где приводится пример анализа динамики коэффициента смертности людей по возрастам и коэффициента аварийности машин и оборудования по срокам службы. Авторы предположили возможность использования подхода, аналогичного [3].

Для анализа применялась одна из составляющих так называемого распределения Вейбулла:
λ(t) = α•λ₀•t^α-1, (7)
где λ(t) - коэффициент смертности (аварийности);
λ₀ - коэффициент "нормальной" смертности (аварийности);
t - возраст наступления смерти (аварии);
α - некоторый непостоянный коэффициент, анализ которого приводится ниже.

Предполагалось, что описанная выше формула применима для прогноза вероятности аварийности скважин в дальнейшей истории разработки месторождения.

5. Применение составляющей распределения (формулы) Вейбулла для прогноза аварийности скважин
Расчет прогнозной аварийности скважин, как и любой статистический анализ, можно распределить на три этапа [4]: обучение, экзамен и прогноз.

5.1. Обучение
Из фиг. 1 видно, что динамику распределения коэффициента необратимой аварийности можно разделить на два этапа:
период нормальной эксплуатации (фиг. 1, сплошная линия), когда значения коэффициента аварийности не имеют устойчивой тенденции к росту с увеличением возраста скважин. Все значения коэффициента аварийности за этот период можно усреднить и получить некоторое среднее значение λ₀ (см. фиг. 2, где сплошная ломаная линия касается фактических данных, пунктирная прямая-аппроксимация фактических данных линией усреднения).

период роста необратимой аварийности (фиг. 1, пунктирная линия), когда значения коэффициента аварийности имеют устойчивую тенденцию к росту с увеличением возраста скважин.

Как было сказано выше, коэффициент α имеет непостоянный характер:
в критической точке t₀ (фиг. 1) - на границе двух периодов - этот коэффициент однозначно равен 1:
α₀= α(t₀) = 1, (8)
в период нормальной эксплуатации чаще всего он также равен 1 или очень незначительно монотонно уменьшается с уменьшением возраста ликвидации скважин:
α(t) = 1-Δα₀•(t₀-t), (9)
в период роста необратимой аварийности этот коэффициент однозначно монотонно растет:
α(t) = 1+Δα•(t-t₀), (10)
где Δα₀ и Δα - некоторые постоянные коэффициенты.

Далее аппроксимируют фактическую зависимость коэффициента необратимой аварийности скважин от возраста наступления аварии формулой (кривой) Вейбулла.

5.2. Обучающий экзамен
Путем последовательного приближения значений коэффициента аварийности, рассчитанных по формуле (7), к фактическим значениям за счет изменения коэффициента α по формулам (9) и (10) вне критической точки находим шаг изменения этого коэффициента в период нормальной эксплуатации Δα₀ и в период роста необратимой аварийности Δα. Для случая Мамонтовского месторождения оказалось, что Δα₀= 0; Δα = 0.048575. На фиг. 3 и в табл. 3 представлены фактические и расчетные коэффициенты необратимой аварийности скважин для обоих периодов эксплуатации фонда скважин.

5.3. Прогноз
Экстраполированные на перспективу значения коэффициентов необратимой аварийности позволяют прогнозировать максимальный срок эксплуатации:
скважин с наибольшей "продолжительностью жизни", т.е. определить в каком возрасте абсолютно весь эксплуатационный фонд скважин попадет в аварийную ситуацию, несовместимую с дальнейшей
нормальной работой этого фонда, или другими словами, какой возраст ни одна скважина "не перешагнет", не попав в аварийную ситуацию, не совместимую с дальнейшей нормальной работой этой скважины, с вероятностью равной 100% (табл. 4 и фиг. 4, где линия с маркером касается фактических данных, сплошная - линия экстраполяции фактических данных формулой 4).

среднестатистической скважины месторождения, или другими словами, средний срок эксплуатации скважин месторождения.

Для Мамонтовского месторождения прогнозируемый максимальный срок эксплуатации <скважин-долгожителей> составил 46 лет.

Для прогноза среднего срока эксплуатации скважин месторождения (максимального срока эксплуатации среднестатистической скважины) необходимо усреднение аппроксимированных фактических и прогнозных значений максимальных сроков эксплуатации (<продолжительностей жизни>) всех скважин данного месторождения из таблицы 4 по формуле, аналогичной [4, стр.49]:

где Т_ликв - средневзвешенное значение максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения, т. е. максимальный срок эксплуатации среднестатистической скважины или средний срок эксплуатации всего фонда скважин;
λ_t - коэффициент необратимой аварийности в t-м возрасте, или другими словами, относительное количество скважин, ликвидированных после t лет эксплуатации.

Вычисленное (для случая Мамонтовского месторождения) по предлагаемому способу значение среднего срока эксплуатации фонда скважин равно 42 годам (более высокое по сравнению с приведенными, например, в работе [1] значение срока службы скважины объясняется тем, что основной эксплуатационный фонд на Мамонтовском месторождении составляют скважины, пробуренные с подъемом цемента за колонной до устья, что значительно увеличивает срок службы скважин).

Определив прогнозируемый средний срок эксплуатации скважин месторождения, оптимально организовывают работу службы дефектоскопии нефте-газодобывающих управлений, исследуя в первую очередь скважины, наиболее приближенные по срокам эксплуатации к критическому "возрасту". Вблизи старых скважин, дальнейшая эксплуатация которых по техническим причинам невозможна, но находящихся, по данным детального геолого-промыслового анализа, в "рентабельной" зоне, бурят новые скважины-дублеры в первую очередь.

Приведенный пример конкретного осуществления способа разработки подтверждает его эффективность при предварительной эксплуатации месторождения в течение не менее 20-25 лет и его промышленную применимость.

Источники информации:
1. Р. Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. - М., ВНИИОЭНГ, 1995.- 1 том,- 490 с. - С.440-444)
2. Ф.И. Даутов, М.М. Закиров, В.П. Толстов Прогнозирование динамики нарушений обсадных колонн скважин с катодной защитой// Тр. ТатНИПИнефть.- 1975.- Вып. XXXII- Бугульма, 1975 г.

3. В.Л. Барсуков, А.А. Беляев, B.C. Серебренников Вестники беды (о поиске средств геохимического прогноза землетрясений) -М., Наука, 1989.- -136 с. (С. 25-26)
4. А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С.Степанова Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа - М., Недра, 1977 г.- 228 с.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением скважин-дублеров. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет надежного прогнозирования среднего срока эксплуатации скважин и упрощения способа. Сущность изобретения: по способу эксплуатацию месторождения осуществляют в течение не менее 20-25 лет. После этого проводят статистическую обработку данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения в течение предыдущих 20-25 лет. По результатам прогнозируют средний срок эксплуатации скважин месторождения. Бурение скважин-дублеров осуществляют по мере приближения к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения и учетом остаточных запасов нефти. Для определения последовательности бурения скважин-дублеров скважины ранжируют по степени приближения их к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения. Проводят дефектоскопические исследования скважин. Начинают со старых, но рентабельных скважин. Начинают со скважин, срок эксплуатации которых с момента бурения превысил прогнозируемый средний срок эксплуатации скважин. Учитывают условие текущей и прогнозируемой рентабельности скважин. Это определяют на основе текущих геолого-промысловых исследований призабойной зоны пласта в районе скважины. Проводят бурение скважин-дублеров взамен старых, но рентабельных. Начинают с наиболее подверженных, по результатам дефектоскопии, необратимому нарушению технического состояния. 4 ил., 4 табл.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий статистическую обработку данных об аварийных ситуациях на скважинах месторождения и бурение скважин-дублеров, отличающийся тем, что эксплуатацию месторождения осуществляют в течение не менее 20 - 25 лет, после чего проводят статистическую обработку данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения в течение предыдущих 20 - 25 лет, по результатам которой прогнозируют средний срок эксплуатации скважин месторождения, и бурение скважин-дублеров осуществляют по мере приближения к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения с учетом остаточных запасов нефти, причем для определения последовательности бурения скважин-дублеров скважины ранжируют по степени приближения их к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения, проводят дефектоскопические исследования скважин, начиная с наиболее старых, но рентабельных, т.е. тех, срок эксплуатации которых с момента бурения превысил прогнозируемый средний срок эксплуатации скважин, при условии их текущей и прогнозируемой рентабельности, определяемой на основе текущих геолого-промысловых исследований призабойной зоны пласта в районе скважины, и проводят бурение скважин-дублеров взамен старых, но рентабельных, начиная с наиболее подверженных, по результатам дефектоскопии, необратимому нарушению технического состояния.