Способ сокращения отборов попутно с нефтью добываемой жидкости Российский патент 2023 года по МПК E21B47/10 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сокращению непроизводительных отборов жидкости.

Сокращение отборов жидкости осуществляется обычно путем остановки добывающих скважин по трем критериям: проектному минимальному дебиту нефти, проектной максимальной обводненности, проектному максимальному газовому фактору 2500 м³/сут. [Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. Утверждены приказом Минприроды России от 20.09.2019 №639].

Известен способ сокращения непроизводительных отборов жидкости путем остановки скважин по результатам экономических расчетов [Гамилова Д.A. Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации /Д.A. Гамилова, И.В. Буренина // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2007. - № 1. - С. 1-11. http://www.ogbus.ru/authors/].

Однако такие методы не позволяют оценить возможность снижения обводненности или увеличения дебита нефти в результате применения методов увеличения нефтеотдачи, в том числе гидродинамических.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является минимизации потерь добычи нефти и минимизации сокращения потенциала по добыче нефти.

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в сокращении заданного объема непроизводительных отборов попутно с нефтью добываемой жидкости путем остановки добывающих скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения сокращения непроизводительных отборов жидкости, заключающимся в том, что производят расчет оптимальных режимов флюида, закачиваемого в нагнетательные скважины, и работы добывающих скважин, для чего сначала осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, затем создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти, адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин, получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели, задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин и определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом, новым является то, что задают целевое сокращение отборов жидкости, в качестве которого применяют текущий дебит жидкости, на который необходимо сократить отборы жидкости, задают «максимально допустимый текущий дебит нефти», в качестве которого принимают текущий дебит нефти, выше которого скважины не предлагают к остановке, определяют потенциал скважины по дебиту нефти, в качестве которого принимают разность между оптимальным дебитом нефти и текущим дебитом нефти, при этом текущий дебит жидкости, текущий дебит нефти, текущую обводненность, потенциал по дебиту нефти, время работы скважины, которые получают путем осреднения суточных замеров за месяц, сортируют скважины в следующем порядке: текущие показатели обводненности - по убыванию, текущие показатели дебита жидкости - по возрастанию, потенциал скважины по дебиту нефти - по возрастанию, по результатам сортировки указанных данных получают упорядоченный список скважин-кандидатов для остановки, после чего рассматривают каждую скважину в порядке на соответствие условиям: время работы скважины больше одного дня, текущий дебит нефти больше нуля и текущий дебит жидкости больше нуля, скважины, отвечающие данным условиям формируют список скважин-кандитатов для остановки.

Заявляемые действия способа: нахождение оптимальных режимов закачки воды и режимов работы добывающих скважин, сортировку списка скважин на основе текущих и оптимальных режимов работы добывающих скважин обеспечивают достижение заявленного технического результата - сокращение заданного объема непроизводительных отборов попутно с нефтью добываемой жидкости путем остановки добывающих скважин.

Способ поясняется иллюстративным материалом, где на фиг. 1 показана зависимость накопленных дебитов нефти от накопленных дебитов жидкости, с выделением красной линией участка, который характеризуют скважины, рекомендуемые к остановке. На фиг 2 приведена блок-схема работы алгоритма по сокращению непроизводительных отборов жидкости.

Непроизводительными считают отборы жидкости, которые приводят к убыточной деятельности компании, либо являются избыточными ввиду технологических причин. Величину непроизводительных отборов пользователь определяет согласно любому доступному алгоритму. В рассматриваемом способе непроизводительные отборы жидкости - входной параметр для определения скважин-кандидатов на остановку.

Способ осуществляют путем выполнения следующих последовательных действий.

Осуществляют разработки нефтяного месторождения путем закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Производят расчет оптимальных режимов закачки воды и работы добывающих скважин согласно RU 2614338 C1: осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти, адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин (минимизация между фактическими и расчетными дебитами жидкостями/долями нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций), получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели, задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин (ограничение равенство - перераспределение объемов закачки, ограничения неравенства - на минимальные и максимальные значения закачки), определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом (максимизация добычи нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций).

Задают целевое сокращение отборов жидкости - это суммарный дебит жидкости на заданную дату, на который необходимо сократить отборы жидкости, задают «максимально допустимый текущий дебит нефти» - это текущий дебит нефти, выше которого скважины не предлагаются к остановке, определяют потенциал скважины по дебиту нефти - разность между оптимальным дебитом нефти и текущим дебитом нефти.

Данные: дебит жидкости на заданную дату, т/сут; дебит нефти на заданную дату, т/сут; обводненность на заданную дату, %; потенциал по дебиту нефти, т/сут; время работы скважины, сут, полученные путем осреднения суточных замеров за месяц, сортируют в следующем порядке: обводненность - по убыванию, в случае одинаковой обводненности более высокую позицию занимает скважина с меньшим дебитом жидкости, в случае равенства дебитов жидкости более высокую позицию занимает скважина с меньшим потенциалом.

По результатам сортировки получают упорядоченный список скважин, который характеризует порядок рассмотрения скважин-кандидатов для остановки.

Далее рассматривают каждую скважину в порядке, определенном сортировкой (фиг 2) проверяют условие: время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля. В случае выполнения условия переходят к проверке условия: "дебит нефти на заданную дату меньше заданного пользователем «максимально допустимого текущего дебита нефти» и потенциал по дебиту нефти меньше заданного пользователем «максимально-допустимого потенциала»", в случае невыполнения - проверяют по указанному условию следующую скважину в порядке сортировки. Затем проверяют условия: дебит нефти на заданную дату меньше заданного пользователем «максимально допустимого текущего дебита нефти» и потенциал по дебиту нефти меньше заданного пользователем «максимально допустимого потенциала». В случае выполнения данного условия предлагают рассматриваемую скважину к остановке, а в случае невыполнения - переходят к следующей скважине и возвращаются к проверке условия: "время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля". После этого предлагают рассматриваемую скважину к остановке, и проверяют условие - сумма дебитов всех скважин, предлагаемых к остановки, больше или равна целевому сокращению добычи, заданному пользователем. В случае выполнения условия алгоритм завершает работу. В случае невыполнения - переходят к следующей скважине и возвращаются к проверке условия: "время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля." И далее последовательно выполняют описанные действия. Блок-схема изложенного алгоритма представлена на фиг. 2.

Пример

1. Расчет оптимальных показателей скважин производят по известному алгоритму, изложенному в изобретении RU 2614338(13) C1:

- осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, во-вторых, создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти,

- адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин (минимизация между фактическими и расчетными дебитами жидкостями/долями нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций),

- получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели,

- задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин (ограничение равенство - перераспределение объемов закачки, ограничения неравенства - на минимальные и максимальные значения закачки),

- определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом (максимизация добычи нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций).

- рассчитывают оптимальные режимы работы добывающих скважин: дебиты жидкости, дебиты нефти, обводненности. (таблица 1)

Таблица 1. Скважина Текущие показатели Оптимальные показатели Дебит жидкости Дебит нефти Обводненность Дебит жидкости Дебит нефти Обводненность т/сут т/сут % т/сут т/сут % 133 77,8 11,9 84,7 66,7 6,0 91,0 131 79,7 7,5 90,6 103,9 1,9 98,2 28 683,7 10,9 98,4 625,0 6,3 99,0 88 1001,7 30,6 96,9 1065,9 26,4 97,5 13 1039,7 9,8 99,1 1027,4 6,0 99,4 67 306,7 8,2 97,3 324,1 4,4 98,6 51 418,6 9,6 97,7 337,2 6,0 98,2 32 627,7 10,5 98,3 644,9 7,2 98,9 35 286,8 5,3 98,2 193,4 2,1 98,9 36 1101,6 20,3 98,2 1162,7 17,3 98,5 82 732,1 22,3 97,0 748,1 19,3 97,4 15 467,4 4,7 99,0 433,9 2,2 99,5 57 961,3 22,9 97,6 950,0 20,4 97,9 9 914,0 4,4 99,3 895,9 2,3 99,5 66 88,0 2,4 97,3 86,4 0,5 99,4 12 521,7 4,6 99,1 521,5 2,8 99,5 111 206,8 8,8 95,7 193,7 7,1 96,3 41 862,4 17,5 98,0 887,6 15,8 98,2 120 311,8 18,0 94,2 274,3 16,4 94,0 23 288,8 3,9 98,6 285,5 2,3 99,2 101 421,1 15,0 96,4 461,9 13,4 97,1 132 17,1 2,3 86,5 14,0 0,8 94,3 79 456,2 13,1 97,1 489,9 11,7 97,6 123 111,9 6,9 93,8 110,3 5,5 95,0 37 179,9 3,4 98,1 149,0 2,2 98,5 129 29,8 2,3 92,3 24,3 1,1 95,5 69 213,8 6,0 97,2 217,8 4,9 97,8 75 210,1 6,0 97,1 183,5 5,0 97,3 63 550,5 13,5 97,5 537,8 12,6 97,7 81 307,3 9,3 97,0 335,3 8,4 97,5 94 384,4 12,5 96,7 420,9 11,6 97,2 118 114,4 6,4 94,4 116,2 5,5 95,3 92 60,7 2,0 96,7 53,3 1,1 97,9 141 10,7 4,5 57,9 8,6 3,7 57,0 5 318,5 2,0 99,4 318,9 1,4 99,6 19 1061,0 11,7 98,9 1179,2 11,1 99,1 27 434,0 6,5 98,5 441,4 5,9 98,7 53 169,6 4,1 97,6 168,1 3,5 97,9 54 242,4 5,8 97,6 296,4 5,3 98,2 60 172,3 4,3 97,5 174,7 3,8 97,8 71 234,4 6,5 97,2 189,5 6,0 96,8 102 452,0 16,3 96,4 500,7 15,8 96,8 105 64,0 2,5 96,1 54,3 2,0 96,3 115 114,5 5,8 94,9 100,7 5,3 94,7 48 391,6 8,5 97,8 435,8 8,1 98,1 85 135,1 4,2 96,9 124,5 3,9 96,9 50 109,2 2,5 97,7 117,3 2,2 98,1 117 182,1 9,4 94,8 162,9 9,2 94,4 90 93,0 3,0 96,8 97,4 2,8 97,1 140 2,6 0,9 65,4 1,5 0,7 53,3 31 488,0 8,1 98,3 507,8 7,9 98,4 33 71,7 1,3 98,2 71,5 1,2 98,3 112 79,9 3,5 95,6 78,8 3,4 95,7 143 0,3 0,2 33,3 0,2 0,1 50,0 34 77,4 1,4 98,2 79,7 1,3 98,4 128 135,2 9,4 93,0 125,4 9,3 92,6 114 20,5 1,0 95,1 24,5 1,0 95,9 138 1,1 0,3 72,7 1,0 0,3 70,0 98 127,2 4,4 96,5 131,6 4,5 96,6 136 5,0 1,3 74,0 5,4 1,4 74,1 2 101,0 0,4 99,6 129,4 0,5 99,6 29 52,4 0,9 98,3 71,3 1,0 98,6 22 177,7 2,4 98,6 205,9 2,5 98,8 125 10,8 0,7 93,5 13,3 0,8 94,0 126 49,6 3,4 93,1 61,6 3,5 94,3 110 208,7 8,7 95,8 236,4 8,8 96,3 122 71,7 4,4 93,9 70,5 4,6 93,5 40 164,1 3,2 98,0 165,7 3,4 97,9 135 9,4 1,7 81,9 10,6 1,9 82,1 139 1,8 0,6 66,7 2,4 0,8 66,7 58 91,4 2,3 97,5 87,2 2,5 97,1 108 183,5 7,5 95,9 180,6 7,7 95,7 134 36,4 6,2 83,0 33,2 6,4 80,7 25 26,0 0,4 98,5 33,5 0,7 97,9 1 72,1 0,2 99,7 83,4 0,5 99,4 14 20,3 0,2 99,0 21,6 0,5 97,7 93 109,6 3,6 96,7 99,9 4,0 96,0 72 266,7 7,5 97,2 270,9 7,9 97,1 99 1103,3 38,3 96,5 1093,9 38,7 96,5 89 28,5 0,9 96,8 30,0 1,4 95,3 6 722,4 4,4 99,4 725,2 4,9 99,3 47 179,5 4,0 97,8 183,9 4,5 97,6 87 511,6 15,7 96,9 406,7 16,2 96,0 76 350,1 10,0 97,1 410,0 10,6 97,4 142 4,0 1,8 55,0 5,4 2,4 55,6 7 443,7 2,9 99,3 459,6 3,5 99,2 52 143,1 3,4 97,6 144,1 4,0 97,2 77 375,0 10,7 97,1 353,7 11,3 96,8 80 1116,0 32,8 97,1 1114,7 33,4 97,0 109 75,8 3,2 95,8 86,7 3,9 95,5 127 50,1 3,5 93,0 47,8 4,2 91,2 43 150,4 3,1 97,9 160,8 3,9 97,6 38 50,5 1,0 98,0 72,8 1,8 97,5 39 130,6 2,6 98,0 147,7 3,5 97,6 24 946,5 13,6 98,6 918,2 14,5 98,4 137 19,4 5,1 73,7 24,3 6,0 75,3 16 857,5 8,9 99,0 902,4 9,9 98,9 64 211,6 5,5 97,4 175,1 6,5 96,3 107 97,5 4,0 95,9 105,4 5,0 95,3 113 139,7 6,7 95,2 129,4 7,7 94,0 61 230,8 5,7 97,5 230,2 6,8 97,0 3 110,2 0,6 99,5 108,3 1,7 98,4 49 589,8 12,9 97,8 621,9 14,1 97,7 46 22,8 0,5 97,8 25,4 1,7 93,3 96 190,0 6,5 96,6 202,8 7,7 96,2 30 196,4 3,4 98,3 208,2 4,8 97,7 44 212,8 4,5 97,9 221,0 5,9 97,3 62 234,2 5,8 97,5 234,5 7,2 96,9 104 350,1 13,4 96,2 349,7 15,0 95,7 20 993,7 11,5 98,8 884,9 13,2 98,5 4 540,6 2,8 99,5 464,1 4,5 99,0 68 698,4 18,6 97,3 707,4 20,4 97,1 17 1009,4 9,9 99,0 1026,6 11,7 98,9 83 87,2 2,7 96,9 100,1 4,7 95,3 70 216,6 6,1 97,2 216,0 8,2 96,2 84 116,5 3,6 96,9 141,8 5,7 96,0 106 157,7 6,3 96,0 143,0 8,4 94,1 10 82,0 0,7 99,1 90,7 3,0 96,7 11 384,1 3,5 99,1 375,2 5,8 98,5 124 237,7 15,3 93,6 228,9 17,7 92,3 26 180,9 2,8 98,5 238,2 5,3 97,8 86 273,8 8,4 96,9 266,4 10,9 95,9 116 516,1 26,1 94,9 532,5 28,8 94,6 8 660,0 4,6 99,3 662,6 7,3 98,9 78 384,8 11,3 97,1 364,7 14,3 96,1 73 383,7 10,8 97,2 400,8 14,1 96,5 95 605,6 20,0 96,7 684,8 23,4 96,6 45 230,4 4,9 97,9 225,6 8,4 96,3 100 393,9 14,3 96,4 371,8 17,9 95,2 97 218,2 7,5 96,6 212,4 11,2 94,7 74 1050,1 29,3 97,2 1086,0 33,2 96,9 59 153,6 3,8 97,5 151,1 7,8 94,8 55 627,5 14,9 97,6 610,8 19,6 96,8 119 163,8 9,2 94,4 207,6 14,1 93,2 121 45,6 2,8 93,9 105,1 7,9 92,5 91 576,0 18,5 96,8 584,5 24,6 95,8 42 1137,5 23,1 98,0 1086,9 29,4 97,3 21 832,0 11,1 98,7 855,1 17,5 98,0 130 330,6 30,9 90,7 332,6 37,4 88,8 65 884,1 22,9 97,4 913,7 30,3 96,7 103 953,1 34,0 96,4 953,8 42,2 95,6 56 664,1 15,8 97,6 699,0 24,6 96,5 18 641,3 6,8 98,9 627,9 17,8 97,2 133 77,8 11,9 84,7 66,7 6,0 91,0

2. Определяют потенциал по дебиту нефти и сортируют скважины с помощью многоуровневой сортировки

Определяют потенциал по дебиту нефти путем вычитания текущего дебита нефти из оптимального.

В таблице произведена сортировка скважин по текущим показателям: во-первых, по обводненности от большей к меньшей, далее, в случае равных обводненностей (например, скважины №№ 2 и 3) сортируются по дебиту жидкости от меньшего к большему.

Таблица 2. Скважина Текущие показатели Оптимальные показатели Потен-циал Дебит нефти Дебит жидкости Обводнен-ность Время работы Дебит нефти Дебит жидкости Обводнен-ность т/сут т/сут % сут т/сут т/сут % т/сут 1 0,2 72,1 99,7 16,0 0,5 83,4 99,4 0,3 2 0,4 101,0 99,6 23,0 0,5 129,4 99,6 0,1 3 0,6 110,2 99,5 22,0 1,7 108,3 98,4 1,1 4 2,8 540,6 99,5 22,0 4,5 464,1 99,0 1,7 5 2,0 318,5 99,4 29,0 1,4 318,9 99,6 -0,6 6 4,4 722,4 99,4 26,0 4,9 725,2 99,3 0,5 7 2,9 443,7 99,3 16,0 3,5 459,6 99,2 0,6 8 4,6 660,0 99,3 20,0 7,3 662,6 98,9 2,7 9 4,4 914,0 99,3 17,0 2,3 895,9 99,5 -2,1 10 0,7 82,0 99,1 25,0 3,0 90,7 96,7 2,3 11 3,5 384,1 99,1 25,0 5,8 375,2 98,5 2,3 12 4,6 521,7 99,1 16,0 2,8 521,5 99,5 -1,8 13 9,8 1039,7 99,1 19,0 6,0 1027,4 99,4 -3,8 14 0,2 20,3 99,0 19,0 0,5 21,6 97,7 0,3 15 4,7 467,4 99,0 18,0 2,2 433,9 99,5 -2,5 16 8,9 857,5 99,0 28,0 9,9 902,4 98,9 1,0 17 9,9 1009,4 99,0 22,0 11,7 1026,6 98,9 1,8 18 6,8 641,3 98,9 16,0 17,8 627,9 97,2 11,0 19 11,7 1061,0 98,9 19,0 11,1 1179,2 99,1 -0,6 20 11,5 993,7 98,8 26,0 13,2 884,9 98,5 1,7 21 11,1 832,0 98,7 29,0 17,5 855,1 98,0 6,4 22 2,4 177,7 98,6 25,0 2,5 205,9 98,8 0,1 23 3,9 288,8 98,6 25,0 2,3 285,5 99,2 -1,6 24 13,6 946,5 98,6 16,0 14,5 918,2 98,4 0,9 25 0,4 26,0 98,5 24,0 0,7 33,5 97,9 0,3 26 2,8 180,9 98,5 25,0 5,3 238,2 97,8 2,5 27 6,5 434,0 98,5 22,0 5,9 441,4 98,7 -0,6 28 10,9 683,7 98,4 27,0 6,3 625,0 99,0 -4,6 29 0,9 52,4 98,3 21,0 1,0 71,3 98,6 0,1 30 3,4 196,4 98,3 29,0 4,8 208,2 97,7 1,4 31 8,1 488,0 98,3 28,0 7,9 507,8 98,4 -0,2 32 10,5 627,7 98,3 25,0 7,2 644,9 98,9 -3,3 33 1,3 71,7 98,2 29,0 1,2 71,5 98,3 -0,1 34 1,4 77,4 98,2 24,0 1,3 79,7 98,4 -0,1 35 5,3 286,8 98,2 25,0 2,1 193,4 98,9 -3,2 36 20,3 1101,6 98,2 28,0 17,3 1162,7 98,5 -3,0 37 3,4 179,9 98,1 17,0 2,2 149,0 98,5 -1,2 38 1,0 50,5 98,0 16,0 1,8 72,8 97,5 0,8 39 2,6 130,6 98,0 29,0 3,5 147,7 97,6 0,9 40 3,2 164,1 98,0 27,0 3,4 165,7 97,9 0,2 41 17,5 862,4 98,0 26,0 15,8 887,6 98,2 -1,7 42 23,1 1137,5 98,0 18,0 29,4 1086,9 97,3 6,3 43 3,1 150,4 97,9 23,0 3,9 160,8 97,6 0,8 44 4,5 212,8 97,9 19,0 5,9 221,0 97,3 1,4 45 4,9 230,4 97,9 29,0 8,4 225,6 96,3 3,5 46 0,5 22,8 97,8 23,0 1,7 25,4 93,3 1,2 47 4,0 179,5 97,8 29,0 4,5 183,9 97,6 0,5 48 8,5 391,6 97,8 29,0 8,1 435,8 98,1 -0,4 49 12,9 589,8 97,8 20,0 14,1 621,9 97,7 1,2 50 2,5 109,2 97,7 27,0 2,2 117,3 98,1 -0,3 51 9,6 418,6 97,7 27,0 6,0 337,2 98,2 -3,6 52 3,4 143,1 97,6 19,0 4,0 144,1 97,2 0,6 53 4,1 169,6 97,6 22,0 3,5 168,1 97,9 -0,6 54 5,8 242,4 97,6 15,0 5,3 296,4 98,2 -0,5 55 14,9 627,5 97,6 19,0 19,6 610,8 96,8 4,7 56 15,8 664,1 97,6 27,0 24,6 699,0 96,5 8,8 57 22,9 961,3 97,6 23,0 20,4 950,0 97,9 -2,5 58 2,3 91,4 97,5 16,0 2,5 87,2 97,1 0,2 59 3,8 153,6 97,5 28,0 7,8 151,1 94,8 4,0 60 4,3 172,3 97,5 26,0 3,8 174,7 97,8 -0,5 61 5,7 230,8 97,5 16,0 6,8 230,2 97,0 1,1 62 5,8 234,2 97,5 26,0 7,2 234,5 96,9 1,4 63 13,5 550,5 97,5 24,0 12,6 537,8 97,7 -0,9 64 5,5 211,6 97,4 27,0 6,5 175,1 96,3 1,0 65 22,9 884,1 97,4 28,0 30,3 913,7 96,7 7,4 66 2,4 88,0 97,3 26,0 0,5 86,4 99,4 -1,9 67 8,2 306,7 97,3 29,0 4,4 324,1 98,6 -3,8 68 18,6 698,4 97,3 28,0 20,4 707,4 97,1 1,8 69 6,0 213,8 97,2 17,0 4,9 217,8 97,8 -1,1 70 6,1 216,6 97,2 18,0 8,2 216,0 96,2 2,1 71 6,5 234,4 97,2 26,0 6,0 189,5 96,8 -0,5 72 7,5 266,7 97,2 18,0 7,9 270,9 97,1 0,4 73 10,8 383,7 97,2 15,0 14,1 400,8 96,5 3,3 74 29,3 1050,1 97,2 27,0 33,2 1086,0 96,9 3,9 75 6,0 210,1 97,1 24,0 5,0 183,5 97,3 -1,0 76 10,0 350,1 97,1 19,0 10,6 410,0 97,4 0,6 77 10,7 375,0 97,1 23,0 11,3 353,7 96,8 0,6 78 11,3 384,8 97,1 16,0 14,3 364,7 96,1 3,0 79 13,1 456,2 97,1 18,0 11,7 489,9 97,6 -1,4 80 32,8 1116,0 97,1 23,0 33,4 1114,7 97,0 0,6 81 9,3 307,3 97,0 27,0 8,4 335,3 97,5 -0,9 82 22,3 732,1 97,0 29,0 19,3 748,1 97,4 -3,0 83 2,7 87,2 96,9 30,0 4,7 100,1 95,3 2,0 84 3,6 116,5 96,9 27,0 5,7 141,8 96,0 2,1 85 4,2 135,1 96,9 27,0 3,9 124,5 96,9 -0,3 86 8,4 273,8 96,9 28,0 10,9 266,4 95,9 2,5 87 15,7 511,6 96,9 21,0 16,2 406,7 96,0 0,5 88 30,6 1001,7 96,9 19,0 26,4 1065,9 97,5 -4,2 89 0,9 28,5 96,8 24,0 1,4 30,0 95,3 0,5 90 3,0 93,0 96,8 19,0 2,8 97,4 97,1 -0,2 91 18,5 576,0 96,8 24,0 24,6 584,5 95,8 6,1 92 2,0 60,7 96,7 17,0 1,1 53,3 97,9 -0,9 93 3,6 109,6 96,7 23,0 4,0 99,9 96,0 0,4 94 12,5 384,4 96,7 28,0 11,6 420,9 97,2 -0,9 95 20,0 605,6 96,7 17,0 23,4 684,8 96,6 3,4 96 6,5 190,0 96,6 26,0 7,7 202,8 96,2 1,2 97 7,5 218,2 96,6 27,0 11,2 212,4 94,7 3,7 98 4,4 127,2 96,5 30,0 4,5 131,6 96,6 0,1 99 38,3 1103,3 96,5 16,0 38,7 1093,9 96,5 0,4 100 14,3 393,9 96,4 26,0 17,9 371,8 95,2 3,6 101 15,0 421,1 96,4 18,0 13,4 461,9 97,1 -1,6 102 16,3 452,0 96,4 29,0 15,8 500,7 96,8 -0,5 103 34,0 953,1 96,4 28,0 42,2 953,8 95,6 8,2 104 13,4 350,1 96,2 18,0 15,0 349,7 95,7 1,6 105 2,5 64,0 96,1 15,0 2,0 54,3 96,3 -0,5 106 6,3 157,7 96,0 19,0 8,4 143,0 94,1 2,1 107 4,0 97,5 95,9 25,0 5,0 105,4 95,3 1,0 108 7,5 183,5 95,9 25,0 7,7 180,6 95,7 0,2 109 3,2 75,8 95,8 28,0 3,9 86,7 95,5 0,7 110 8,7 208,7 95,8 22,0 8,8 236,4 96,3 0,1 111 8,8 206,8 95,7 21,0 7,1 193,7 96,3 -1,7 112 3,5 79,9 95,6 30,0 3,4 78,8 95,7 -0,1 113 6,7 139,7 95,2 24,0 7,7 129,4 94,0 1,0 114 1,0 20,5 95,1 16,0 1,0 24,5 95,9 0,0 115 5,8 114,5 94,9 21,0 5,3 100,7 94,7 -0,5 116 26,1 516,1 94,9 29,0 28,8 532,5 94,6 2,7 117 9,4 182,1 94,8 30,0 9,2 162,9 94,4 -0,2 118 6,4 114,4 94,4 29,0 5,5 116,2 95,3 -0,9 119 9,2 163,8 94,4 15,0 14,1 207,6 93,2 4,9 120 18,0 311,8 94,2 20,0 16,4 274,3 94,0 -1,6 121 2,8 45,6 93,9 27,0 7,9 105,1 92,5 5,1 122 4,4 71,7 93,9 21,0 4,6 70,5 93,5 0,2 123 6,9 111,9 93,8 18,0 5,5 110,3 95,0 -1,4 124 15,3 237,7 93,6 25,0 17,7 228,9 92,3 2,4 125 0,7 10,8 93,5 19,0 0,8 13,3 94,0 0,1 126 3,4 49,6 93,1 21,0 3,5 61,6 94,3 0,1 127 3,5 50,1 93,0 26,0 4,2 47,8 91,2 0,7 128 9,4 135,2 93,0 16,0 9,3 125,4 92,6 -0,1 129 2,3 29,8 92,3 29,0 1,1 24,3 95,5 -1,2 130 30,9 330,6 90,7 29,0 37,4 332,6 88,8 6,5 131 7,5 79,7 90,6 30,0 1,9 103,9 98,2 -5,6 132 2,3 17,1 86,5 24,0 0,8 14,0 94,3 -1,5 133 11,9 77,8 84,7 20,0 6,0 66,7 91,0 -5,9 134 6,2 36,4 83,0 16,0 6,4 33,2 80,7 0,2 135 1,7 9,4 81,9 23,0 1,9 10,6 82,1 0,2 136 1,3 5,0 74,0 19,0 1,4 5,4 74,1 0,1 137 5,1 19,4 73,7 24,0 6,0 24,3 75,3 0,9 138 0,3 1,1 72,7 23,0 0,3 1,0 70,0 0,0 139 0,6 1,8 66,7 30,0 0,8 2,4 66,7 0,2 140 0,9 2,6 65,4 28,0 0,7 1,5 53,3 -0,2 141 4,5 10,7 57,9 24,0 3,7 8,6 57,0 -0,8 142 1,8 4,0 55,0 20,0 2,4 5,4 55,6 0,6 143 0,2 0,3 33,3 24,0 0,1 0,2 50,0 -0,1

3. Определяют группу скважин-кандидатов для остановки

Для примера рассмотрим случай, в котором необходимо сократить добычу жидкости на 2 600 т/сут. Зададим максимально допустимый дебит нефти 5 т/сут.

По скважинам из таблицы 2 складывают текущие дебиты жидкости (столбец 3) в порядке, указанном в таблице 2. Дебит жидкости скважин, потенциал по дебиту нефти которых больше или равен 1 т/сут (столбец 8 таблица 2), не добавляется к общей сумме, данные отражены в столбце 9 таблицы 3. Целевое сокращение непроизводительных отборов жидкости достигается при остановке 7 скважин №№ 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.

Таблица 3. Скважина Текущие показатели Оптимальные показатели Потенциал Суммарный дебит жидкости от 1 до n скв Дебит нефти Дебит жидкости Обводнен-ность Дебит нефти Дебит жидкости Обводнен-ность т/сут т/сут % т/сут т/сут % т/сут т/сут 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0,2 72,1 99,7 0,5 83,4 99,4 0,3 72,1 2 0,4 101,0 99,6 0,5 129,4 99,6 0,1 173,1 3 0,6 110,2 99,5 1,7 108,3 98,4 1,1 283,3 4 2,8 540,6 99,5 4,5 464,1 99,0 1,7 283,3 5 2,0 318,5 99,4 1,4 318,9 99,6 -0,6 601,8 6 4,4 722,4 99,4 4,9 725,2 99,3 0,5 1324,2 7 2,9 443,7 99,3 3,5 459,6 99,2 0,6 1767,9 8 4,6 660,0 99,3 7,3 662,6 98,9 2,7 1767,9 9 4,4 914,0 99,3 2,3 895,9 99,5 -2,1 2681,9 10 0,7 82,0 99,1 3,0 90,7 96,7 2,3 2681,9

Для сокращения непроизводительных отборов жидкости на 2600 т/сут предлагают остановку 7 скважин №№ 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает достижение поставленной задачи, так как рекомендуемые к остановке скважины являются самыми обводненными в текущих условиях, а также имеют минимальный потенциал по дебиту нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сокращению отборов попутно с нефтью добываемой жидкости. Для осуществления способа сокращения отборов попутно с нефтью добываемой жидкости определяют оптимальные режимы работы скважин. Для этого находят поскважинную зависимость величины добычи нефти и воды от забойного давления в этой скважине и величины закачки воды по соседним влияющим нагнетательным скважинам с последующим определением оптимальных величин забойного давления, величины закачки и отбора для каждой скважины. После определения оптимальных режимов работы скважин задают целевое сокращение отборов жидкости, в качестве которого применяют величину сокращения дебита жидкости по группе скважин на заданный момент времени. Задают допустимый текущий дебит нефти, в качестве которого принимают дебит нефти на заданную дату, выше которого скважины не предлагают к остановке. Определяют потенциал скважины по дебиту нефти, в качестве которого принимают разность между оптимальным и текущим дебитами нефти. Используют дебит жидкости и обводненность, полученные путем осреднения суточных замеров за месяц. Промысловые показатели сортируют в следующем порядке: обводненность – по убыванию, в случае одинаковой обводненности по дебиту жидкости – по возрастанию, в случае равенства дебитов жидкости по потенциалу – по возрастанию. Останавливают скважины с дебитом нефти и потенциалом меньше допустимого до достижения целевого значения сокращения отборов жидкости. Достигается технический результат – снижение потерь добычи нефти и снижение сокращения потенциала по добыче нефти. 2 ил., 3 табл.

Способ сокращения отборов попутно с нефтью добываемой жидкости, включающий определение оптимальных режимов работы скважин путем нахождения поскважинной зависимости величины добычи нефти и воды от забойного давления в этой скважине и величины закачки воды по соседним влияющим нагнетательным скважинам с последующим определением оптимальных величин забойного давления, величины закачки и отбора для каждой скважины, отличающийся тем, что после определения оптимальных режимов работы скважин задают целевое сокращение отборов жидкости, в качестве которого применяют величину сокращения дебита жидкости по группе скважин на заданный момент времени, задают допустимый текущий дебит нефти, в качестве которого принимают дебит нефти на заданную дату, выше которого скважины не предлагают к остановке, определяют потенциал скважины по дебиту нефти, в качестве которого принимают разность между оптимальным и текущим дебитами нефти, при этом используют дебит жидкости и обводненность, которые получают путем осреднения суточных замеров за месяц, промысловые показатели сортируют в следующем порядке: обводненность – по убыванию, в случае одинаковой обводненности по дебиту жидкости – по возрастанию, в случае равенства дебитов жидкости по потенциалу – по возрастанию, останавливают скважины с дебитом нефти и потенциалом меньше допустимого до достижения целевого значения сокращения отборов жидкости.