Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Приемистость нагнетательной скважины замеряют через 2-5 суток после полуцикла ограничения закачки и запуска нагнетательной скважины в работу. Подсчитывают среднемесячную приемистость скважины по аналитическому выражению. Подсчитанную среднемесячную приемистость назначают в качестве режима на следующий цикл работы нагнетательной скважины.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов (М.А.Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1970, с.307-309).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка (Патент РФ № 2303126, опубл. 2007.07.20 - прототип).

Недостатком способа является низкая нефтеотдача залежи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин, согласно изобретению приемистость нагнетательной скважины замеряют через 2-5 суток после полуцикла ограничения закачки и запуска нагнетательной скважины в работу, подсчитывают среднемесячную приемистость скважины по формуле:

,

где Q_ср.мес - среднемесячная приемистость, м³/сут;

V_мес - объем закачки за месяц, м³;

t_р.скв. - время работы скважины за месяц, час,

и подсчитанную среднемесячную приемистость назначают в качестве режима на следующий цикл работы нагнетательной скважины.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;

3) определение приемистости нагнетательных скважин;

4) учет приемистости при назначении режимов работы нагнетательных скважин;

5) замер приемистости нагнетательной скважины через 2-5 суток после полуцикла ограничения закачки и запуска нагнетательной скважины в работу;

6) формула для подсчета среднемесячной приемистости скважины;

7) назначение подсчитанной среднемесячной приемистости в качестве режима на следующий цикл работы нагнетательной скважины.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Неточный режим работы нагнетательной скважины приводит к перерасходу рабочего агента, прорывам рабочего агента к добывающим скважинам, заводнению залежи и захоронению запасов в пластах или к снижению пластового давления и к недоизвлечению запасов нефти. Все это отрицательным образом влияет на нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Обычно режим работы нагнетательных скважин на следующий месяц составляется по данным работы скважины в текущем месяце. Для расчета берутся данные переносного расходомера, так как погрешность стационарных расходомеров значительно выше и их калибровка осуществляется с помощью переносных расходомеров.

По существующим требованиям необходимо производить замеры переносным или стационарным расходомером не реже одного раза в месяц, контрольные замеры - не реже одного раза в три месяца, причем по скважинам, работающим по две и более на водоводе, расход воды должен замеряться на устьях скважин не менее 1 раза в месяц одновременно для определения их долей в общем расходе воды по водоводу, контрольные замеры расхода закачиваемой воды по всем стационарным расходомерам должны осуществляться не реже 1 раза в квартал с помощью переносных накладных расходомеров. Для составления режима берутся данные расходомера, полученные в любой день работы скважины, независимо от того, сколько дней, сколько часов скважина проработала.

Приемистость нагнетательных скважин никогда не бывает постоянной величиной и всегда меняется. Можно принять ее относительно постоянной, если скважина редко останавливается, и при этом останавливается на короткое время, если отбор на добывающих скважинах постоянен и соизмерим с закачкой, если существует хорошая гидродинамическая связь по пласту.

Если нагнетательная скважина или кустовая насосная станция (КНС) останавливается на длительное время, то после пуска скважины или КНС потребуется длительное время (5-10 дней) для того, чтобы гидродинамическая связь по пласту восстановилась и приемистость скважины стала относительно постоянной.

Были проведены исследования по изменению приемистости нагнетательных скважин и рабочего давления после пуска нагнетательных скважин.

Выяснилось, что время восстановления относительно постоянной приемистости зависит от многих факторов, главные среди которых: коллекторские свойства пласта, режим работы добывающих скважин, время простоя нагнетательной скважины.

Выяснилось также, что приемистость может как расти (если коллекторские свойства хорошие и режим отбора стабильный), так и снижаться (если присутствует один или несколько следующих факторов:

1) коллекторские свойства плохие,

2) обнаруживается наличие экранированных зон,

3) режим отбора нестабильный).

Фактор длительного восстановления относительно постоянной приемистости особенно важен для составления режима нагнетательных скважин, работающих по схеме циклической закачки. После 10-15-дневного периода остановки таких скважин приемистость будет сильно меняться, особенно в первые дни работы скважин.

При взятии за основу приемистости скважины, замеренной в один из дней работы скважины, она может отличаться от среднемесячной приемистости на 10-40%.

Может быть следующая картина: в режим по циклируемой скв. А была заложена приемистость Q₁, замеренная после 10 дней работы скважины. На следующий месяц замер Q₂ был произведен после 2 дней работы скважины. Q₂ больше Q₁ на 15%. Принимается решение для выполнения режима установить на скв. А штуцер диаметром n мм. После установки штуцера расход будет равен Q₇, но через несколько дней он станет меньше Q₇, так как полностью восстановится гидродинамическая связь по пласту и приемистость скважины станет относительно постоянной. Так как замер приемистости в этом месяце уже был сделан, изменений в режиме работы скважины больше никаких не будет. При закрытии режима будут взяты накопительные показания стационарного расходомера, и они окажутся ниже заложенной закачки по этой скважине. И скважина свой режим не выполнит. При этом возникнут дополнительные затраты по установке штуцера, равные сумме затрат времени работы операторского звена и транспортных затрат, связанных с доставкой операторского звена к устью скважины. Невыполнение режима по нагнетательным скважинам отрицательно скажется на работе добывающих скважин, на конечной добыче нефти, что приведет к дополнительным экономическим потерям. Неправильный режим работы скважины отрицательно отразится на нефтеотдаче залежи.

Был проведен анализ по нагнетательным скважинам. Сравнивались скважины, работающие без длительных остановок, и циклируемые скважины. Брались в расчет только объекты, работающие в постоянном режиме, т.е. постоянно циклируемые скважины, и скважины, работающие постоянно без остановок в то время, когда и режим других скважин постоянен. Когда на одном КНС в разное время работает разное количество скважин, режим работы всех скважин будет постоянно меняться, и для данного случая тяжело было бы подобрать какую-либо закономерность, и эти случаи не учитывались.

1. Скважина H1 (июль 2007 г.) работает по схеме циклической закачки. Приемистость Q₁ после 2 дней закачки - 199 м³/сут. Приемистость Q₂ после 12 дней закачки - 275 м³/сут.

При этом среднемесячная приемистость Q_cp.июль составила 288 м³/сут. От Q₁ она отличается на 38%.

Среднемесячная приемистость за следующий месяц (август 2007 г.) по этой скважине составила 268 м³/сут. От Q_{ср.июль} она отличается на 7%.

То есть при взятии за режимную приемистость Q₁ скважина не выполнила бы режим в августе, а при взятии за режимную приемистость Q_cp.июль скважина выполнила режим.

Такая же картина наблюдалась по прочим скважинам.

2. Водовод скважин Н2, Н3 (июль 2007 г.) работает по схеме циклической закачки. Расход по водоводу Q₁ скважин Н2, Н3 после 1 дня закачки - 696 м³/сут. Расход по водоводу Q₂ скважин Н2, Н3 после 14 дней закачки - 475 м³/сут. Среднемесячный расход воды Q_{ср.июль} по водоводу за июль месяц - 446 м³/сут. От Q₁ он отличается на 35%.

Среднемесячный расход по водоводу скважин Н2, Н3 за следующий месяц (август 2007 г.) по этой скважине составил 431 м³/сут. От Q_cp.июль он отличается на 4%.

При взятии за режимные данные приемистости скважин Н2, Н3, замеренные после 1 дня закачки, скважины не выполнили бы режим в августе, а при взятии за режимные данные приемистости с учетом среднемесячного расхода скважины выполнили режим.

Такая же картина наблюдалась по водоводам прочих скважин.

3. Было выяснено на примерах скважин Н5, Н6, Н7, Н8, что приемистость скважин, работающих без длительных остановок, в течение месяца меняется не более чем на 5-10%.

Предлагается следующая методика расчета режимных данных нагнетательных скважин, работающих по схеме циклической закачки:

1. После полуцикла ограничения закачки скважина запускается в работу.

2. Через 2-5 суток с помощью переносного расходомера производится калибровка стационарного счетчика. При невозможности калибровки считается процент отклонений показаний переносного и стационарного счетчиков.

3. По показаниям стационарного расходомера или с учетом процента отклонений показаний стационарного и переносного расходомеров считается среднемесячная приемистость скважины:

,

где Q_cp.мес - среднемесячная приемистость (м³/сут);

V_мес - объем закачки за месяц, м³;

t_р.скв. - время работы скважины за месяц, час.

В случае, если калибровка счетчика не производилась, но отклонение в показаниях счетчиков существует, среднемесячная приемистость умножается на коэффициент отклонения показаний переносного и стационарного расходомеров:

где k - коэффициент отклонения показаний переносного и стационарного расходомеров,

Q_{пер.расх.} - приемистость скважины, замеренная переносным расходомером,

Q_{стац.расх.} - приемистость скважины, замеренная стационарным расходомером,

Q_{cp.мес (стац.расх.)} - среднемесячная приемистость скважины по данным стационарного расходомера.

4. При выявлении отклонений в показаниях стационарного расходомера через 2-5 суток и калибровке стационарного расходомера объем закачки до калибровки считается с учетом отклонений в показаниях стационарного и калибровочного переносного расходомера, а объем закачки после калибровки считается по показаниям стационарного расходомера. В этом случае среднемесячная приемистость считается по формуле (4)

где V_{до калибр.} - объем закачки до калибровки счетчика,

V_{после калибр.} - объем закачки после калибровки счетчика.

5. Данная среднемесячная приемистость закладывается в режимные данные следующего месяца.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм², нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 1,8 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - поровый. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.

Закачивают рабочий агент - сточную воду через 250 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 600 добывающих скважин. Из 250 нагнетательных скважин 100 скважин работают в режиме циклической закачки (15 сут. закачка/ 15 сут. ограничение закачки). Эти 100 циклируемых скважин оказывают влияние на 240 добывающих скважин.

После полуцикла ограничения закачки на 100 скважинах эти скважины запускают в работу. В течение 5 суток на этих скважинах производят замеры приемистости переносным калибровочным расходомером и сравнивают с показаниями стационарных приборов.

По показаниям стационарного расходомера считают среднемесячную приемистость скважин.

В случае, если значения стационарного и переносного приборов совпадают, среднемесячная приемистость определяется по формуле (1).

В случае, если калибровка стационарных приборов не производилась, но существуют отклонения в показаниях, среднемесячная приемистость определяется по формуле (3).

В случае, если производилась калибровка стационарных приборов, среднемесячная приемистость определяется по формуле (4).

После 2 дней закачки на циклируемой скважине А была замерена приемистость с помощью переносного расходомера и произведена калибровка стационарного расходомера, установленного на блочной гребенке (БГ). Отклонение в показаниях счетчиков k до калибровки, определенное по формуле (2), составляло 1,5. По показаниям стационарного расходомера за месяц в скважину было закачано 3603 м³, скважина проработала 187 часов. До калибровки счетчика по показаниям стационарного расходомера было закачано 560 м³. После калибровки счетчика - 3043 м³. Таким образом среднемесячная приемистость скважины А составила 498 м³/сут:

Q_cp.мес=V_{до калибр.}·k+V_{после калибр.}/t_p.скв.·24=560·1,5+3043)187·24=498 м³/сут.

Эта приемистость была заложена в режим работы скважины А на следующий месяц.

После 4 дней работы на циклируемой скважине Б была замерена приемистость с помощью переносного расходомера. Отклонений в показаниях счетчиков выявлено не было. По показаниям стационарного расходомера за месяц в скважину было закачано 1505 м³, скважина проработала 162 часа. Таким образом среднемесячная приемистость скважины Б составила 223 м³/сут:

Эта приемистость была заложена в режим работы скважины Б на следующий месяц.

После 5 дней работы циклируемой скважины В на ней были сделаны замеры и выявлено отклонение стационарного расходомера k=0,7. Из-за невозможности калибровки по техническим причинам она не производилась. По показаниям стационарного расходомера за месяц в скважину было закачано 2458 м³, скважина проработала 212 часов. Таким образом среднемесячная приемистость скважины В составила 194 м³/сут:

Эта приемистость была заложена в режим работы скважины В на следующий месяц.

Аналогичные работы были проведены на прочих нагнетательных скважинах залежи.

Удалось сократить затраты путем снижения количества операций по установке/замене/снятию штуцеров на 3 операции в месяц. Время, необходимое на выполнение одной операции (с дорогой), - 3 часа. Количество работников - 2 оператора. Используемая техника - УА3 - 1 единица. Затраты до предложения - 4000 руб./мес. Экономический эффект от снижения операций по установке/замене/снятию штуцеров составил 48 тыс. руб./год.

За счет более точного назначения режима по 100 нагнетательным скважинам удалось добиться увеличения добычи нефти по 240 влияющим добывающим скважинам в среднем на 0,5 т/мес. Общее увеличение добычи составило 1440 т/год.

Общий экономический эффект превысил 2 млн. руб./год.

В результате назначения более точного режима работы нагнетательных скважин удается точно выполнить назначаемый режим разработки и повысить нефтеотдачу залежи на 0,1%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин, отличающийся тем, что приемистость нагнетательной скважины замеряют через 2-5 суток после полуцикла ограничения закачки и запуска нагнетательной скважины в работу, подсчитывают среднемесячную приемистость скважины по формуле:

где Q_ср.мес - среднемесячная приемистость, м³/сут;
V_мес - объем закачки за месяц, м³;
t_р.скв - время работы скважины за месяц, ч,
и подсчитанную среднемесячную приемистость назначают в качестве режима на следующий цикл работы нагнетательной скважины.