Результат интеллектуальной деятельности: Способ сокращения отборов попутно с нефтью добываемой жидкости

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)

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.

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.

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.