Способ обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины

Способ обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано с целью рачительной нефтедобычи при максимально возможном коэффициенте извлечения нефти (КИН) из скважины путем обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти (МЭНО).

Как известно, нефтеотдача большинства залежей напрямую зависит от дебита скважины [1]. Для каждого коллектора существует максимальная скорость добычи, обеспечивающая эффективную нефтеотдачу. Увеличение добычи свыше этого максимума обычно ведет к растрате движущей силы и снижает конечную нефтеотдачу. При этом количество нефти, которое можно извлечь из коллектора, колеблется в широких пределах и зависит от природных условий в подземной структуре, от свойств жидкости, от выбранного метода разработки месторождения. Одним из наиболее существенных факторов для эффективной нефтеотдачи является управление скоростью отбора. Избыточная скорость отбора приводит к быстрому падению давления в коллекторе, преждевременному выделению растворенного газа, запиранию нефти в ловушках или ее обтеканию и пр. Каждый из этих факторов, вызванных избыточным отбором, снижает конечную нефтеотдачу. Исследования показывают, что для каждого коллектора существует максимальная скорость добычи, обеспечивающая наиболее эффективную нефтеотдачу. В то же время добыча со скоростью ниже максимальной эффективной не увеличивает конечную нефтеотдачу. Из этих соображений сложилось понятие максимальной эффективной нормы отбора (МЭНО), определяемой как самая высокая скорость отбора, которая может поддерживаться в течение длительного времени без повреждения коллектора и при превышении которой снижается конечная нефтеотдача. Значение МЭНО изменяется в зависимости от многих причин: от механизма нефтедобычи, физической природы коллектора, его окружения и содержащихся в ней жидкостей. В одном и том же коллекторе она различна для разных процессов добычи. Однако, располагая достаточными геологическими и эксплуатационными сведениями, и на основе отслеживания поведения коллектора имеется возможность поддерживать норму отбора максимально эффективной на протяжении всего процесса нефтедобычи.

Известен способ добычи нефти, заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают глубинный штанговый насос (ШГН) плунжерного типа, передают ему непрерывное возвратно-поступательное движение от станка-качалки и обеспечивают таким образом подъем на поверхность через систему всасывающего и нагнетательного клапанов скважинной жидкости, заполняющей объем подъемных труб [2].

Недостатком этого способа является несоответствие между скоростью откачки нефти и дебитом скважины. В начале процесса нефтеизвлечения, когда слой нефти достаточно велик, насос работает в режиме интенсивной откачки. По мере уменьшения нефти в скважине накапливается вода, нефть поднимается выше приема насоса, на поверхность подается высокообводненная нефть (до 90% воды). Это приводит к перерасходу энергии, повышению металлоемкости оборудования за счет большой глубины погружения насоса, уменьшению межремонтного периода оборудования, повышению себестоимости.

Наиболее близким к изобретению является способ нефтедобычи с нормой отбора жидкости из скважины, равной дебиту по критерию ограничения отбора, когда дебит обеспечивается продуктивной характеристикой пласта при рациональном использовании пластовой энергии в течение длительной безаварийной работы скважины [3].

К основным критериям ограничения отбора относятся:

- предотвращение выделения свободного газа в значительной части дренируемого скважиной объема пласта

P_заб≥0,75 P_нас;

- предотвращение формирования в залежи конусов воды и газа;

- механическая прочность коллектора, ограничивающая градиенты давления;

- исключение условий смятия обсадной колонны при сохранении целостности ее и цементного кольца;

- недопущение разрушения призабойной зоны;

- предотвращение выделения в призабойной зоне парафина и солей.

Недостатком этого способа является привязка к начальному коэффициенту продуктивности и текущим значениям дебита без учета текущего изменения коэффициента продуктивности скважины.

Одним из наиболее достоверных методов установления производственной способности скважины является определение притока в скважину, который рассчитывают с помощью коэффициента продуктивности и удельного коэффициента продуктивности скважины. Эти сведения, в свою очередь, позволяют определить суммарное падение давления и падение давления на единицу сечения пласта, имеющего выход в скважину во время притока при данной скорости добычи. Таким образом, этот тест оценивает максимальную скорость добычи из скважины, при которой исключается чрезмерное локальное падение давления вблизи скважины для поддержания высокой степени насыщения нефтью и предотвращения проскока или просачивания в скважину газа или воды. Проверка производственного потенциала скважин через регулярные промежутки времени и постоянная запись истории эксплуатации скважин также являются источниками сведений, ценных для назначения метода отбора из каждой конкретной скважины.

В известных способах с целью отслеживания процесса добычи и корректировки нормы отбора по критерию МЭНО перед запуском скважины в эксплуатацию снимают ее индикаторную линию, которая представляет собой графическую зависимость дебита скважины от депрессии на пласт и которая в зависимости от свойств коллектора может быть как прямолинейной при линейном законе фильтрации в призабойной зоне, так и криволинейной при нелинейном законе фильтрации в призабойной зоне. Именно этих индикаторных линий придерживаются разработчики на всем протяжении эксплуатации скважины, обращая внимание лишь на падение со временем дебита, под который и подбираются дальнейшие режимы эксплуатации. В то же время с течением времени по мере выработки залежи большинство характеристик коллектора изменяется, что неминуемо ведет к изменению и индикаторных линий. Так, в учебниках по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений отмечается, что коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания, причем он может изменяться во времени при изменении коэффициента проницаемости коллектора, коэффициента подвижности флюида, гидропроводности системы и радиуса контура питания [4]. При этом констатируется, что одной из существенных причин изменения коэффициента продуктивности является и обводнение продукции. Физически это связано с изменением относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды в пористой среде (пласте).

Тем не менее, текущий суточный объем добычи отслеживают и корректируют по-прежнему только с учетом начального коэффициента продуктивности и текущих значений дебита по формуле:

где Q_тек - текущее значение дебита, м³/сутки;

Q_max - максимальное значение дебита, м³/сутки;

ΔР_опт - оптимальное значение депрессии на пласт, МПа;

К_{пр max} - начальный коэффициент продуктивности, м³/(сутки·МПа);

К_{пр тек} - текущее значение коэффициента продуктивности, м³/(сутки·МПа).

Недостатком известного способа является привязка к начальному коэффициенту продуктивности и текущим значениям дебита без учета текущего изменения коэффициента продуктивности К_пр скважины.

Задача изобретения - практическое обеспечение максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является возможность непрерывного, оперативного отслеживания и корректировки текущего объема добычи с учетом текущего изменения коэффициента продуктивности К_пр скважины и, как следствие, обеспечение рачительной нефтедобычи при достижении максимального КИН.

В то же время с течением времени по мере выработки залежи большинство характеристик коллектора изменяется, что отражается на индикаторных линиях. Так, в случае с прямолинейными индикаторными линиями (фиг.1), уменьшается угол их наклона φ к оси депрессии (ΔР), начиная от начального значения угла φ₀ через текущие значения угла φ_тек до минимального значения угла φ_min перед полной остановкой скважины. В случае же с криволинейными индикаторными линиями (фиг.2) уменьшается угол наклона φ касательных к индикаторным кривым в рассматриваемой точке к оси депрессии ΔР, начиная от начального значения φ₀ угла наклона касательной до его минимального значения φ_min перед полной остановкой скважины при наличии текущих значений φ_тек.

Таким образом, по мере падения дебита Q скважины от его максимального значения Q_max до минимального значения Q_min изменяется целый ряд характеристик, в частности, происходит изменение по времени в сторону снижения коэффициента продуктивности К_пр скважины от максимального значения К_{пр max} до минимального значения К_{пр min} (фиг.3). Учет указанных изменений имеет существенное значение для корректировки процесса добычи.

Как известно, количество нефти, которое можно извлечь из коллектора, колеблется в широких пределах и зависит от природных условий в подземной структуре и от свойств жидкости, а также от разработчика и от выбранного метода разработки месторождения [1]. Среди факторов, влияющих на нефтеотдачу, назовем следующие:

- характеристики продуктивного пласта, например пористость, проницаемость, содержание межпластовой и захваченной воды, однородность, непрерывность и структурная конфигурация;

- свойства нефти в коллекторе, например вязкость, сжимаемость, количество газа в растворе;

- средства регулирования, например природные выталкивающие силы, скорость добычи, изменение давления;

- состояние скважины и расположение относительно структуры.

При этом нефтеотдача не бывает эффективной случайно; она требует осторожных и тщательных действий разработчика [1]. Одним из наиболее существенных факторов для эффективной нефтеотдачи является управление скоростью отбора. Исследования показывают, что избыточный отбор приводит к быстрому падению давления в коллекторе, преждевременному выделению растворенного газа, неравномерному продвижению фронтов вытеснения, непродуктивным утечкам газа и воды, запиранию нефти в ловушках или ее обтеканию, а в худших случаях - к неэффективному режиму растворенного газа. Каждый из этих факторов, вызванных избыточным отбором, снижает конечную нефтеотдачу.

Итак, для обеспечения рачительной нефтедобычи необходимо не превышать МЭНО. Еще раз уточним, что максимальная эффективная норма отбора - это наибольший темп добычи, при котором добыча нефти или газа из скважины либо с месторождения в целом будет производиться без потери энергии коллектора и без оставления в коллекторе неразработанных нефтяных карманов [5]. По данным доктора Нормана Дж.Хайна - профессора геологии нефти, дипломированного геолога-нефтяника, президента компании NJH Energy, которая владеет и управляет нефтяными и газовыми скважинами, этот показатель при существующих технологиях составляет 3-8% от промышленных запасов нефти в год. Такая норма обеспечивает равномерный подъем водонефтяного контакта вдоль дна коллектора, а также позволяет сохранить минимальный газовый фактор. Доктор Хайн считает, что максимальную эффективную норму отбора месторождения можно точно определить, если идентифицировать режим коллектора и провести испытания скважин на продуктивность. Наиболее эффективный способ решения этой задачи и представляет заявляемое изобретение.

Технический результат достигается тем, что в способе нефтедобычи, в котором текущий суточный объем добычи нефти корректируют с учетом критериев ограничения отбора, при которых дебит обеспечивается продуктивной характеристикой пласта при рациональном использовании пластовой энергии в течение длительной безаварийной работы скважины, согласно предложенному текущий суточный объем добычи нефти корректируют с учетом средней скорости изменения коэффициента продуктивности за период с начала эксплуатации скважины и ускорения изменения коэффициента продуктивности за период с начала текущего года или иной отчетный период и определяют по следующей зависимости:

где Т - полное время эксплуатации скважины, сутки;

ω_ср - средняя скорость изменения коэффициента продуктивности за время Т, м³/((сутки)²· МПа);

α - ускорение изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины, м³/((сутки)³·МПа);

где Δω - приращение скорости изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины, м³/((сутки)²·МПа);

t - определенный последний период эксплуатации скважины, например период с начала текущего года или иной отчетный период, сутки.

Дополнение известной зависимости (1), используемой для определения текущего суточного объема нефти, двумя предложенными характеристиками, а именно средней скоростью изменения коэффициента продуктивности скважины за весь период эксплуатации ω_ср, определяемой по зависимости (3), и ускорением изменения коэффициента продуктивности скважины за последний период эксплуатации α, определяемым по зависимости (4), позволяет с повышенной степенью точности корректировать текущий объем добычи, обеспечивая вышеописанную максимально эффективную норму отбора (МЭНО). При этом средняя скорость изменения коэффициента продуктивности за время эксплуатации (ω_ср) характеризует общую закономерность снижения продуктивности, а ускорение изменения коэффициента продуктивности за последний период времени (α) характеризует тенденцию этого снижения, или же повышения в случае проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Совместное влияние двух предложенных параметров учитывается в формуле (2) через корень квадратный их произведения.

Введение понятий «средняя скорость изменения коэффициента продуктивности скважины за весь период эксплуатации» и «ускорение изменения коэффициента продуктивности скважины за последний период эксплуатации» графически обусловлено тем, что коэффициент продуктивности скважины представляет собой (см. фиг.1 и фиг.2) тангенс угла наклона прямолинейной индикаторной линии к оси депрессии (ΔР=Р_пл-Р_заб) относительно оси дебита (Q) или тангенс угла наклона касательной к криволинейной индикаторной линии в той же системе осей. Это позволяет корректировать текущий объем добычи, обеспечивая вышеописанную максимально эффективную норму отбора (МЭНО).

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Перед запуском скважины в эксплуатацию строят графическую зависимость дебита Q данной скважины от депрессии ΔР на пласт, т.е. индикаторную линию (см. фиг.1 или фиг.2).

Именно этих индикаторных линий придерживаются разработчики на всем протяжении эксплуатации скважины, обращая лишь внимание на падение со временем дебита, под который и подбираются дальнейшие режимы эксплуатации. В случае с прямолинейными индикаторными линиями (см. фиг.1) уменьшается угол их наклона к оси депрессии (ΔР), начиная от его начального значения (φ₀) до своего минимального значения перед полной остановкой скважины (φ_min) при наличии текущих значений (φ_тек). В случае же с криволинейными индикаторными линиями (см. фиг.2) уменьшается угол наклона касательной к измененной индикаторной кривой в рассматриваемой точке к оси депрессии (ΔР), начиная от его начального значения (φ₀) до своего минимального значения перед полной остановкой скважины (φ_min) при наличии текущих значений (φ_тек). Таким образом, по мере падения дебита скважины от его максимального значения (Q_max) до его минимального значения (Q_min) снижается и коэффициент продуктивности ее также от его максимального (К_{пр max}) до минимального (K_{пр min}) значения (см. фиг.3).

Далее, в процессе добычи подбирают режимы эксплуатации, придерживаясь построенной индикаторной линии. При этом, в отличие от известных способов, отслеживают и учитывают, кроме падения со временем дебита Q, также среднюю скорость изменения коэффициента продуктивности ω_ср за время с начала эксплуатации скважины и ускорение изменения коэффициента продуктивности скважины α за последний период эксплуатации, например с начала календарного плана. Указанные параметры рассчитывают по зависимостям (3) и (4) соответственно.

Расчетные значения ω_ср и α подставляют в формулу (2) и определяют текущее значение дебита Q_тек, которое и обеспечивает достижение наиболее эффективной нефтедобычи (МЭНО) на данном этапе, характеризуемом набором текущих характеристик коллектора.

В качестве конкретного примера реализации предлагаемого способа примем, что начальный дебит скважины составляет Q_max=140 м³/сутки при пластовом давлении Р_пл=20 МПа с депрессией ΔР_опт=8 МПа.

Тогда при линейной индикаторной линии скважины начальный коэффициент ее продуктивности составит:

К_{пр max}=Q_max/ΔР_опт=140/8=17,5 м³/((сутки)·МПа).

За 10 лет эксплуатации (Т) коэффициент продуктивности скважины упал, к примеру, до значения К_{пр тек}=9,5 м³/((сутки)·МПа), что соответствует средней скорости изменения коэффициента продуктивности:

ω_ср=(К_{пр max}-К_{пр тек})/Т=(17,5-9,5)/(10·365)=2,3·10^-3 м³/((сутки))·МПа).

За последний же период эксплуатации, т.е. с начала календарного года, произошло ускорение изменения коэффициента продуктивности скважины при приращении скорости изменения коэффициента продуктивности Δω=0,011 м³/((сутки)²·МПа):

α=Δω/t=0,003/365=0,82·10^-5 м³/((сутки)³·МПа).

Без учета параметров ω_ср и α текущее значение дебита, рассчитанное по формуле (1), составило бы:

Q_тек=Q_max-ΔР_опт·(К_{пр mах}-К_{пр тек})=140-8·(17,5-9,5)=76 м³/сутки.

С учетом же указанных параметров текущее значение дебита, рассчитываемое по формуле (2), составляет:

Как видно, корректировка текущего значения дебита весьма значительна и составляет порядка 17%. Отбор нефти с рассчитанной по формуле (2) скоростью обеспечит наиболее рачительный режим нефтедобычи. Превышение же этой величины приведет к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и преждевременному выходу скважины из эксплуатации.

Использование предлагаемого способа позволяет:

- осуществить на практике рачительную нефтедобычу с обеспечением максимально эффективной нормы отбора (МЭНО) нефти при достижении максимального коэффициента извлечения нефти (КИН);

- отслеживать и учитывать на регулярной основе скорость и закономерность изменения коэффициента продуктивности за весь период эксплуатации скважины;

- отслеживать и учитывать в текущем режиме ускорение изменения коэффициента продуктивности за последний период эксплуатации скважины.

Использованные источники информации

1. Грей Форест. Добыча нефти / Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001.

2. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра, 1989.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова / Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др. М.: Недра, 1983.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., испр. - М.: Изд-во «Недра и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.

5. Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / [Пер. с англ. З.Свитанько]. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008.

Способ обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины, включающий нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной дебиту по критерию ограничения отбора, когда дебит обеспечивается продуктивной характеристикой пласта при рациональном использовании пластовой энергии в течение длительной безаварийной работы скважины, отличающийся тем, что текущий суточный объем добычи нефти корректируют с учетом средней скорости изменения коэффициента продуктивности за период с начала эксплуатации скважины и ускорения изменения коэффициента продуктивности за период с начала текущего года или иной отчетный период и определяют по следующей зависимости: ,где Q_тек - текущее значение дебита, м³/сут;Q_max - максимальное значение дебита, м³/сут;ΔP_опт - оптимальное значение депрессии на пласт, МПа;К_{пр max} - начальный коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа);Т - полное время эксплуатации скважины, сут;ω_ср - средняя скорость изменения коэффициента продуктивности за время Т, м³/((сут)²·МПа): ,где К_{пр тек} - текущее значение коэффициента продуктивности, м³/(сут·МПа);α - ускорение изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины м³/((сут)³·МПа)): ,где Δω - приращение скорости изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины, м³/((сут)²·МПа);t - определенный последний период эксплуатации скважины период, например, с начала текущего года или иной отчетный период, сут.