Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют анализ по дебиту, закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины, определяют контуры взаимовлияния скважин и корректируют дебиты добывающих скважин. Упомянутый анализ проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных объектах разработки с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес. и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулирование дебитов добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. При этом выделяют участок с повышенной динамикой обводнения добывающих скважин - более 5% в год. Регулирование отборов производят после перераспределения объемов закачки в нагнетательных скважинах, с учетом взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в виде снижения уровней забойных давлений на добывающих скважинах с постоянной обводненностью до уровня не более 10% ниже уровня насыщения. Повышение уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин принимают до текущего уровня пластового давления. Каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5% в год перераспределение забойных давлений и закачек повторяют. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт и подбора уровней забойных давлений на добывающих скважинах для регулирования отбора продукции с целью снижения обводненности и увеличена добычи нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения в пласте монолитного строения (патент RU №2386798, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2010 г.). Данный способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при распределении энергетического состояния каждой скважины отсутствует учет взаимовлияния соседних нагнетательных и добывающих скважин, входящих в систему разработки эксплуатационного объекта, и возможных гидродинамических связей между ними. Также нет учета проводимых на участке геолого-технологических мероприятий, изменяющих гидродинамические взаимовлияния между скважинами.

Известен также способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU №2328592, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2008 г.). Известный способ обеспечивает повышение эффективности выработки запасов нефти. 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. С использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют оценку 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. Распределяют во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин для достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

Недостатком данного способа является то, что не учитываются проводимые на залежи различные технические мероприятия по ремонту и обслуживанию системы ППД и добыче, изменяющие гидродинамические взаимовлияния между скважинами. Подбор объемов закачки воды для нагнетательных скважин проводится на участках с одинаковыми режимами добычи и нагнетания, что существенно снижает область применения, при этом для реализации способа необходимо значительное увеличение объемов закачки воды, что требует дополнительных затрат, для закачки дополнительных объемов воды.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU №2528185, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.09.2014 Бюл. №25), включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, отличающийся тем, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, включающее повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.

Недостатком данного способа является то, что регулирование дебитов на добывающих скважинах не учитывает изменение уровней забойных давлений в добывающих скважинах во время эксплуатации, которые должны находиться в пределах технологически допустимых интервалов, что приводит к снижению суммарной добыче нефти, увеличению обводненности добываемой продукции, в совокупности к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и дополнительной нагрузке на насосное оборудование.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение КИН за счет регулирования режимов работы на добывающих скважинах путем изменения уровней забойных давлений в пределах технологически допустимых интервалов, что приводит в результате к снижению материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование.

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, при этом анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках - объектах разработки с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес.и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин.

Новым является то, что выделяют участок с повышенной динамикой обводнения добывающих скважин - более 5% в год, регулирование отборов производят после перераспределения объемов закачки в нагнетательных скважинах с учетом взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в виде снижения уровней забойных давлений на добывающих скважинах с постоянной обводненностью до уровня не более 10% ниже уровня насыщения и повышения уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин до текущего уровня пластового давления, каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5% в год перераспределение забойных давлений и закачек повторяют.

На фиг. 1 (а, б) изображены добывающие скважины №№1, 2, 3 и нагнетательные скважины №№4, 5, 6, 7 со схематичным отображением линий тока между ними. На гистограммах представлены коэффициенты взаимовлияния этих скважин. На фиг. 1 изображены два временных участка: а) - до проведения мероприятий, б) - после проведения мероприятий.

На фиг. 2 приведен график рекомендаций по изменению забойных давлений (фиг. 2а) и объемов закачки (фиг. 2б) от текущих значений режимов работы скважин в процентах.

На фиг. 3 приведен график суммарного дебита нефти на добывающих скважинах №№1, 2, 3. В результате проведенных мероприятий удалось увеличить добычу нефти и снизить обводненность продукции (график фиг. 4).

Способ регулирования разработки нефтяной залежи осуществляется путем выделения участка - объекта разработки с повышенной динамикой обводнения скважин (более 5% в год), отбора продукции из добывающих скважин, закачкой вытесняющего агента в нагнетательные скважины, перераспределения объемов закачки агента в нагнетательных скважинах и корректировкой дебитов добывающих скважин за счет регулирования уровней забойных давлений. Объемы вытесняющего агента для закачки в нагнетательные скважины определяются путем анализа исторических и текущих данных работы системы заводнения. При этом проводится анализ текущих и исторических данным по дебитам добывающих скважин, объемам закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах с целью выявления зависимостей динамики изменения суммарного дебита от закачки за время эксплуатации выбранного объекта разработки. Для этого используются базы данных по истории эксплуатации скважин за период от одного года до 20 лет с шагом 1-3 мес.Определяются временные интервалы и объемы закачки для каждой нагнетательной скважины при которых динамика суммарного дебита нефти по выбранному объекту была положительной. После перераспределения объемов закачиваемого агента между нагнетательными скважинами, проводят корректировку дебитов на добывающих скважинах путем снижения уровней забойных давлений на скважинах с постоянной обводненностью (с допустимым колебанием значений в пределах 5% в месяц), до уровня не более 10% ниже уровня насыщения нефти газом, с целью повышения отбора продукции, и повышения уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин (более 5% в месяц) до уровня текущего пластового давления, установившееся на момент проведения эксперимента, с целью снижения/прекращения отбора продукции.

Перераспределение объемов закачки для нагнетательных скважин и регулирование забойных давлений на добывающих скважинах ведет к изменению направлений движения потоков жидкости в пласте, что позволяет вовлечь в разработку зоны продуктивных пластов с невыработанными остаточными запасами нефти, тем самым снизить или поддерживать на текущем уровне обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти. Причем учитываются технологические ограничения насосного оборудования на добывающих скважинах, которые указаны в паспортных данных этих насосов.

При этом суммарный объем закачки в пласт агента остается постоянным с допустимыми пределами отклонения не более 10%.

Каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5% в год исходя из накопленных данных эксперимент по перераспределению забойных давлений на добывающих скважинах и объемов закачки агента на нагнетательных скважинах на выбранном объекте разработки повторяется для возобновления положительной динамики дебита нефти и снижения ее обводненности.

Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть различным.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи применен на экспериментальном участке 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На фиг. 1 изображена схема заводнения объекта разработки: участка 3 блока Березовской площади с быстро обводняющимися добывающими скважинами (а - до оптимизации системы заводнения, б - после оптимизации системы заводнения). На данном экспериментальном участке находятся добывающие скважины №№1, 2, 3. Для поддержания пластового давления на данном участке осуществляют закачку воды нагнетательные скважины №№5, 6, 7, с суммарным объемом закачки 190 м3/сут. Добывающие скважины №№1, 2 и 3 на момент проведения мероприятия имели суммарный дебит нефти 65,4 т/сут при обводненности продукции по участку 61%. Для проведения мероприятия по увеличению добычи нефти был проведен анализ взаимовлияния скважин за 12 лет с шагом в один месяц (с 01.01.2005 г. по 01.01.2017 г.). В результате определены коэффициенты взаимовлияния между каждыми скважинами №№1-3 и №№4-7 и подобраны необходимые объемы закачки воды на нагнетательных скважинах №№4-7. Коэффициенты взаимовлияния скважин №№1-3 и №№4-7 определяли методами (Лисин А.С. Расчет коэффициентов взаимовлияния скважин методом сеток на ЭВМ. НТО ТатНИПИнефть, вып. XXXIV, Бугульма, 1976, с. 250-253) на основе статистической информации (режимы работы скважин, объемы добычи, закачки, забойные и пластовые давления по скважинам, время реагирования) с учетом существующей адаптированной по истории разработки и давлениям геолого-гидродинамической модели объекта разработки. В результате время реагирования составило в среднем для скважин: №1-24 дня, №2-56 дней, №3-38 дней (фиг 1). На основании анализа статистической информации были определены зависимости добычи нефти и обводненности продукции от режимов работы добывающих и объемов закачки нагнетательных скважин.

Перед закачкой полученных объемов на объекте разработки мероприятие было смоделировано и оценено с помощью прогнозных расчетов на геолого-гидродинамической модели. Также прогнозные данные результатов гидродинамического моделирования использовались в качестве входных данных для уточнения режимов скважин с целью увеличения суммарных дебитов нефти и снижения обводненности.

В результате были перераспределены объемы закачки воды между нагнетательными скважинами №№4, 5, 6, 7. и установлены режимы забойных давлений на добывающих скважинах №№1, 2, 3 (фиг. 1б). На скважине №4 объем закачки увеличен на 20% с 20 до 24 м3/сут (фиг. 2б). На скважине №5 объем закачки уменьшен на 13% с 46 до 40 м3/сут (фиг. 2б). Объем закачки на скважине №6 остался без изменений - на уровне 67 м3/мес. (фиг. 2б), а на скважине №7 увеличена закачка на 13% с 53 до 60 м3/сут (фиг 2б). При этом общий суммарный объем закачиваемой и добываемой жидкости остается в пределах заданных ограничений 180-200 м3/сут.

Расчеты показали, что исходя из определенных на предыдущем этапе объемов закачки на нагнетательных скважинах, наблюдается более быстрое обводнение скважины №1 (фиг. 1а) по сравнению со скважиной №2. Для более равномерной выработки запасов были перераспределены отборы продукции между скважинами. Для этого на скважине №1 (фиг. 1б) увеличили забойное давление на 11% (фиг. 2а) с целью снижения отбора продукции (с 26 до 18 м3/сут), а на скважине №2 (фиг. 1б) компенсировали снижение добычи на скважине №1 (фиг. 1а) снижением забойного давления на 9% (фиг. 2а) с целью увеличения отбора продукции с 8 до 17 м3/сут. При данных условиях выработка запасов осуществлялась более равномерно с постепенным увеличением обводненности на выбранных скважинах. Для скважины №3 (фиг. 1б) было решено оставить прежние режимы без изменения (фиг. 2а).

Регулирование объемов закачки агента в пласт на нагнетательных скважинах проводилось за счет подбора типоразмеров штуцеров и положением задвижек.

Регулирование забойных давлений осуществлялось с помощью изменения мощности установленных на добывающих скважинах насосов или изменением режимов работы в пределах технологических ограничений этого насосного оборудования.

В результате после проведения мероприятий фактический суммарный дебит нефти по участку увеличился с 65,4 до 72,5 м3/сут (график IV на фиг. 2), суммарная обводненность уменьшилась с 61 до 60,6% (график IV на фиг. 3), что соответствует расчетным показателям.

На фиг. 3 представлена динамика изменения дебитов нефти по вариантам. Без проведения рекомендуемых мероприятий по повышению добычи нефти, базовый дебит нефти снижается и в течение пяти месяцев уменьшится с 70 до 63 м3/сут (график I, фиг. 3), по первому способу дебит нефти поддерживаться на уровне 70 м3/сут (график II, фиг. 3). При использовании предлагаемого способа, расчетный дебит увеличивается до 72 м3/сут. (график III, фиг. 3). Фактический дебит нефти первоначально повторяет динамику падения базового варианта, а после проведения мероприятия дебит нефти увеличивается с 66,2 до 73,1 м3/сут (график IV, фиг. 3).

На фиг. 4 представлена динамика изменения обводненности продукции по вариантам. Базовый вариант показал максимальный рост обводненности скважин с 60 до 63% за пять месяцев (график I). При моделировании мероприятий только по перераспределению объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами, рост обводненности замедляется, по сравнению с базовым, до 61,5% (график II). Мероприятия по перераспределению объемов закачки на нагнетательных скважинах №№4, 5, 6, 7 и регулированием забойных давлений на добывающих скважинах №№1, 2, 3 позволили уменьшить расчетные значения обводненности до 61,2% (график III). По фактическим данным динамики обводненности после проведения предложенных мероприятий, стабилизируется на уровне 61% и затем показывает динамику падения до 60,6%.

После снижения полученного эффекта дополнительной добычи нефти от проведенного мероприятия и снижении объемов добычи ниже 3-5% в год, эксперимент по перераспределению забойных давлений и объемов закачки на скважинах объекта разработки, с учетом новых данных, можно повторить до возобновления положительной динамики дебита нефти и снижения ее обводненности.

Использование способа регулирования разработки нефтяной залежи эффективно и на участках с различными условиями эксплуатации.

Предлагаемый способ является физическим методом увеличения нефтеизвлечения и позволяет снизить обводненность продукции на добывающих скважинах на 2-5%, а дебит нефти скважин увеличить на 3-10% без дополнительных затрат на переоборудование скважин и увеличение объемов закачки. При этом учитываются технологические ограничения на насосное оборудование при установке уровней забойных давлений на добывающих скважинах, что позволяет, как показала практика, снизить затраты электроэнергии на 1-3% и увеличить межремонтный период на 15-20%.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, при этом анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках - объектах разработки с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес. и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют участок с повышенной динамикой обводнения добывающих скважин - более 5% в год, регулирование отборов производят после перераспределения объемов закачки в нагнетательных скважинах, с учетом взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в виде снижения уровней забойных давлений на добывающих скважинах с постоянной обводненностью до уровня не более 10% ниже уровня насыщения и повышения уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин до текущего уровня пластового давления, каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5% в год перераспределение забойных давлений и закачек повторяют.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является снижение уровня обводненности и увеличение добычи нефти за счет предупреждения процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины.

Группа изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. При этом один из вариантов способа включает введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Данные соли дифенилиодония можно эффективно использовать в качестве ингибиторов образования сероводорода и в качестве биоцидов во флюидах нефтяных месторождений. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют анализ по дебиту, закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины, определяют контуры взаимовлияния скважин и корректируют дебиты добывающих скважин. Упомянутый анализ проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных объектах разработки с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес. и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулирование дебитов добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10. При этом выделяют участок с повышенной динамикой обводнения добывающих скважин - более 5 в год. Регулирование отборов производят после перераспределения объемов закачки в нагнетательных скважинах, с учетом взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в виде снижения уровней забойных давлений на добывающих скважинах с постоянной обводненностью до уровня не более 10 ниже уровня насыщения. Повышение уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин принимают до текущего уровня пластового давления. Каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5 в год перераспределение забойных давлений и закачек повторяют. 4 ил.

Наверх