СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/16 

Описание патента на изобретение RU2328592C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин отдельного участка взаимовлияния скважин, объекта разработки и месторождения в целом. Предназначено для повышения эффективности выработки запасов.

Известны способы разработки нефтяной залежи, в которых интенсификацию добычи нефти или повышение нефтеотдачи пласта выполняют за счет регулирования и изменения забойного давления, приводящего к изменению дебитов добывающих и нагнетательных скважин [Гиматудинов Ш.К. Проектирование разработки: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983, с 446, Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. с.109-110, пат. РФ 2091569, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1997 № 27, пат. РФ 2044870, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1995 № 27, пат. РФ 2108450, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ - 1998. № 10, пат. РФ 2116436, МКИ Е21В 43/18, 43/20, опубл. БИ - 27.07.1998, пат. РФ 21168448, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1998. № 24] и др. Недостатком этих способов является то, что оптимизация технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин проводится индивидуально для каждой скважины без учета их взаимовлияния. При этом суперпозиция эффектов отдельно оптимизированных скважин может не привести к положительному эффекту в целом по залежи или ее участку. Например, вывод одной из скважин на оптимальный режим может ухудшить показатели работы соседних реагирующих скважин и уменьшить суммарный дебит нефти по объекту.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи [пат. РФ 2144133, МКИ Е21В 43/16, опубл. БИ 2000. - № 1]. Способ включает отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, определение по всем добывающим скважинам коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, причем все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих и добывающих, и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти.

Достоинством такого способа является учет взаимодействия скважин в ячейке.

К недостаткам способа относится то, что разделение залежи на самостоятельно работающие ячейки в пределах одного геологического тела не является эффективным из-за наличия гидродинамической связи между ними. Выделение ячеек с учетом местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости скважин содержит большую степень приближения. Интерференция скважин, расположенных в соседних ячейках, не учитывается. Все эти факторы приводят к тому, что рассматриваемый способ регулирования разработки нефтяной залежи является недостаточно эффективным.

Технической задачей данного предложения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности регулирования разработки нефтяной залежи при обоснованном выборе и поддержании оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин с учетом интерференции скважин и неоднородности пласта на базе использования постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения.

Поставленная задача достигается описываемым способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин.

С использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют, затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин, по каждому шагу прогонки дебита жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения, рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа. Корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин осуществляют в контуре участка взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабе месторождения - по каждому участку последовательно. Корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин за время разработки производят периодически.

В результате использования выбранного оптимального режима технологического воздействия на залежь, рассчитанного с использованием геолого-технологической модели месторождения по описанной схеме прогонки дебитов жидкости добывающих скважин, повышается эффективность регулирования разработки нефтяной залежи, что приводит к увеличению добычи нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Отбирают нефть из добывающих скважин и закачивают воду в нагнетательные скважины. Поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта. Производят замер технологических параметров работы скважины - дебита, обводненности, забойного давления. Для каждой из скважин с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, с начального минимального дебита с фиксированным шагом прироста по дебиту жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое данной добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. На каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин при условии обеспечения давления на забое, не превышающего давление гидроразрыва пласта. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин (УBi) каждого объекта разработки (OPj) данного месторождения (МР), рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин, то есть до достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти (КИН). Кроме того, для каждого УBi, OPj и месторождения (МР) в целом на каждом шаге прогонки определяют во времени следующие технико-экономические показатели:

1. Добыча нефти текущая, тыс.тQн;2. Добыча нефти накопленная, тыс.тQнΣ;3. Темп отбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %4. Темп отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ), %5. Степень выработанности (отбора) НИЗ,%6. Текущий КИН,%7. Добыча жидкости текущая, тыс.т.Qж;8. Добыча жидкости накопленная, тыс.т.QжΣ;9. Обводненность продукции, В, %10. Водонефтяной фактор, ВНР11. Количество прокачанных поровых объемов12. Закачка воды, тыс.м3Q3;13. Закачка воды накопленная, тыс.м3Q;14. Эксплутационные затраты, тыс.руб.3 т;15. Выручка от реализации, тыс.руб.Bt;16. Чистый доход, тыс.руб.ЧД;17. Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.ЧДД;18. Себестоимость добычи 1 т нефти, руб./тСс;19. Рентабельность, руб./руб.Pt.

Полученный массив расчетных данных анализируют в следующей последовательности.

1. Дано месторождение на поздней стадии (III-IV) разработки, в котором выделены несколько, например три, самостоятельных объектов разработки (ОР), расположенных на разных глубинах залегания и разбуренных каждый своей сеткой скважин.

В целом по месторождению имеем начальные балансовые запасы (QНБЗ), начальные извлекаемые запасы (QНИЗ), конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), суммарную накопленную добычу нефти (Q) и текущие извлекаемые запасы (QТИЗ). Распределение балансовых и текущих извлекаемых запасов по каждому объекту разработки на дату анализа имеем из постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения, настроенной на историю разработки поскважинно по текущим и накопленным показателям. Имеются фактические темпы отбора жидкости и нефти, а также закачки воды в системе ППД по скважинам, участкам влияния и объектам разработки. Имеется фактически сложившийся уровень степени и темпов выработки запасов по участкам взаимовлияния скважин и объектам разработки, экономические показатели фактические на дату анализа в среднем по месторождению. Распределение экономических показателей по УBi и OPj (эксплутационные затраты, себестоимость добычи 1 т нефти и т.д.) определяют по отдельной методике.

2. Границы участков взаимовлияния скважины (УBi) определяют на основе фильтрационной модели. На первом этапе строят поле скоростей фильтрации:

V=-С grad P,

где С - коэффициент фильтрации,

Р - давление в точке.

Затем определяется наличие притока (оттока) жидкости из некоторой области коллектора. Граница зоны взаимовлияние скважин определяется условием:

где Vk - нормальная составляющая скорости фильтрации в к-той точке искомого контура. В реальной расчетной схеме вместо точного равенства нулю используется кондиционное значение , определяющее существенные перетоки. Соблюдение данного условия позволяет считать УBi самостоятельной гидродинамически изолированной системой. Исследование динамики контуров УBi во времени представляет собой отдельную задачу, но сумма показателей каждого УBi дает показатели объекта разработки (OPj), сумма показателей по OPj дает текущие показатели разработки месторождения в целом (на дату анализа).

3. Для каждой скважины по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимость дебита скважины по нефти во времени, затем по объекту разработки в целом по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимости годовой и накопленной добычи нефти во времени. Временной интервал анализа задают достаточно большим, например 50 лет с шагом в 1 год.

4. С учетом фактических затрат предыдущего периода для объекта разработки по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимости чистого дисконтированного дохода и суммарного чистого дисконтированного дохода во времени, определяют время экономически оправданного срока разработки (при условии ЧДДi≥0) tРопт.

5. Для объекта разработки строят зависимости интегральных показателей: суммарная добыча нефти, конечный коэффициент извлечения нефти, суммарный чистый дисконтированный доход за время экономически целесообразного периода (tPo, tРопт) доразработки от шага прогонки дебита жидкости.

За оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин принимают распределение того шага прогонки, при котором суммарный чистый дисконтированный доход является максимальным (см. чертеж).

Практически корректировка дебитов добывающих и нагнетательных скважин всего фонда (по объекту разработки в целом) в короткий период времени затруднительна, так как требует значительного количества бригад подземного ремонта. Поэтому корректировка дебитов выполняется по участку взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабах всего месторождения - по каждому участку последовательно.

По мере выработки запасов возможно изменение внешней экономической ситуации (коньюктура цен на нефть на внутреннем и внешнем рынке) и технико-экономических показателей предприятия (эксплуатационные затраты на добычу и производство геолого-технологических мероприятий, выручка от реализации, себестоимость 1 т добычи нефти и т.д.), что приводит к отклонению фактических технико-экономических показателей разработки месторождения от расчетных. Вследствие этого возможно изменение времени экономически целесообразного периода доразработки месторождения и смещение максимума суммарного чистого дисконтированного дохода по шагу прогонки. Поэтому целесообразно корректировку дебетов по жидкости добывающих скважин за время разработки производить периодически.

Похожие патенты RU2328592C2

название год авторы номер документа
Способ регулирования разработки нефтяной залежи 2017
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Сотников Олег Сергеевич
  • Саттаров Равиль Зайтунович
  • Шутов Александр Анатольевич
  • Антонов Олег Геннадьевич
RU2672921C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2013
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Гумаров Нафис Фаритович
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Ганиев Булат Галиевич
  • Шутов Александр Анатольевич
  • Антонов Олег Геннадьевич
RU2521245C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2013
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Шутов Александр Анатольевич
  • Антонов Олег Геннадьевич
RU2528185C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2014
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Шутов Александр Анатольевич
  • Антонов Олег Геннадьевич
RU2558093C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2003
  • Дияшев Р.Н.
  • Иктисанов В.А.
  • Мирсаитов Р.Г.
RU2254455C1
Способ регулирования разработки нефтяной залежи 2021
  • Рахмаев Ленар Гамбарович
  • Одаев Вепа Джумамуратович
RU2753215C1
Способ повышения эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта 2020
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Завьялов Антон Сергеевич
  • Данько Михаил Юрьевич
  • Елишева Александра Олеговна
  • Андонов Кирилл Александров
  • Цинкевич Ольга Васильевна
RU2759143C1
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2011
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
  • Галкин Сергей Владиславович
  • Иванов Сергей Анатольевич
RU2480584C1
Способ оперативного управления заводнением пластов 2019
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Завьялов Антон Сергеевич
  • Данько Михаил Юрьевич
RU2715593C1
Способ локализации остаточных запасов на основе комплексной диагностики и адаптации ГГДМ 2020
  • Жданов Иван Александрович
  • Пахомов Евгений Сергеевич
RU2757848C1

Реферат патента 2008 года СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин участка, залежи или месторождения в целом. Обеспечивает повышение эффективности выработки запасов за счет увеличения добычи нефти при минимизации затрат. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 328 592 C2

1. Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин, отличающийся тем, что с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют, затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин, по каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения, рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин осуществляют в контуре участка взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабе месторождения - по каждому участку последовательно.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин за время разработки производят периодически.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2328592C2

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1999
  • Лысенко В.Д.
  • Грайфер В.И.
RU2144133C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ТЕКТОНИЧЕСКИ ОСЛОЖНЕННЫХ ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩАХ 1995
  • Торсунов Анатолий Вениаминович
  • Звягин Геннадий Афанасьевич
  • Опалев Владимир Андреевич
  • Фусс Владимир Адамович
RU2067166C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2003
  • Дыбленко В.П.
  • Кузнецов О.Л.
  • Хисамов Р.С.
  • Евченко В.С.
  • Солоницин С.Н.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Гарифуллин А.Ш.
  • Чиркин И.А.
  • Каптелинин О.В.
RU2247828C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2002
  • Дыбленко В.П.
  • Шарифуллин Р.Я.
  • Туфанов И.А.
  • Солоницин С.Н.
RU2231631C1
УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 2003
  • Маннанов Ф.Н.
  • Бакиров И.Ф.
  • Камильянов Т.С.
  • Гареев Р.М.
RU2244097C1
Способ разработки залежи углеводородов 2003
  • Федин А.К.
  • Артеменко Д.А.
  • Ревякина Е.В.
RU2223393C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Дыбленко В.П.
  • Туфанов И.А.
RU2193649C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1982
  • Гриценко А.И.
  • Леонтьев И.А.
  • Плугин А.И.
  • Белоненко В.Н.
SU1153612A1
US 5184678 А, 09.02.1993.

RU 2 328 592 C2

Авторы

Герасимов Анатолий Николаевич

Потрясов Андрей Александрович

Герасимов Василий Анатольевич

Даты

2008-07-10Публикация

2006-08-24Подача