Результат интеллектуальной деятельности: Способ оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам добычи нефти, может найти применение при разработке неоднородной многопластовой залежи, и конкретно предназначено для оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Предпосылки для создания изобретения

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Нефтяные месторождения характеризуются многопластовой структурой. Для добычи нефти из нефтяных пластов могут использоваться как раздельные, так и совместные (одновременный (совместный) и одновременно-раздельный) методы.

Раздельный метод - в добывающих скважинах в качестве эксплуатационного объекта выделяется один пласт и в этом случае вся добываемая продукция однозначно относится к этому пласту (однопластовый эксплуатационный объект) и каждый пласт месторождения разрабатывается самостоятельной сеткой эксплуатационных скважин.

Одновременный (совместный) метод - скважина оборудуется единым фильтром, объединяющим в объект разработки несколько пластов (многопластовый эксплуатационный объект). В процессе такой совместной добычи из пластов не учитываются значительные различия в их литологии, особенностях структуры и емкостно-фильтрационных характеристиках, а для разделения продукции по пластам (определения относительного дебита по каждому из пластов в отдельности) потребуются длительные периодические остановки скважин для гидродинамических исследований.

Одновременно-раздельный метод (одновременно-раздельная добыча ОРД) - в добывающих скважинах используются схемы верхнего заканчивания - обвязки глубинно-насосного оборудования, позволяющие не только совместно эксплуатировать в скважине пласты, но и учитывать при разработке существенные различия в их геолого-промысловых характеристиках. Известны различные схемы обвязки ОРД (двухлифтовая и однолифтовая). При двухлифтовой обвязке продукция скважин разделяется на устье, что позволяет производить замеры текущих значений дебитов по пластам. Однако в скважинах с ОРД при однолифтовой обвязке остается проблема надежного и достоверного разделения продукции по пластам.

Распространенной разновидностью многопластового эксплуатационного объекта является двухпластовый объект. При использовании для разработки двухпластового объекта систем ОРД или единого фильтра, для раздельного количественного учета продукции по пластам, потребуется проведение дорогостоящих, длительных и сложных технологических операций. Но даже их проведение в конечном итоге не гарантирует от получения искаженных данных добычи по пластам, что в свою очередь исказит представления о ходе и степени выработки каждого из пластов в отдельности.

Известен способ эксплуатации скважин, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного объекта и из совместно эксплуатируемых объектов, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн, статистическую обработку полученных данных и определение относительных дебитов нефти (Патент РФ №2304701, кл. Е21В 43/00 «Способ эксплуатации скважины»).

Недостатки указанного способа заключаются в том, что данный способ эффективен для многопластовых залежей с близкими по свойствам нефтями.

Существует способ дифференциации добычи путем отбора глубинных проб продукции из каждого пласта с определением содержания в них реперного компонента, последующего отбора устьевой пробы и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений (Патент РФ №2524728, кл. Е31В 47/00 «Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов»).

К существенным недостаткам данного способа можно отнести сложность отбора глубинных проб, малую применимость способа при гидродинамической связи пластов между собой, и в том случае, когда они относятся к одному этажу нефтеносности, так как различия между ними будут минимальны.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является принятый нами в качестве прототипа способ определения дебитов нефти совместно эксплуатируемых объектов, включающий отбор проб из каждого объекта, определение оптической плотности проб, отбор проб из совместно эксплуатируемых объектов и определение относительных дебитов нефти, при этом определяется и ряд других параметров: плотность, вязкость, рассчитывают производные от оптической плотности параметры, производят статистическую обработку полученных данных и производят определение относительных дебитов совместно эксплуатируемых объектов. (Патент РФ №2172403, кл. Е21В 47/10 «Способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов»).

Недостатки данного способа состоят в том, что этот способ не учитывает значительную изменчивость параметров нефти в пластах. Способ базируется на предположении о линейном характере зависимости между содержанием нефти отдельных пластов в отобранных пробах и определяемыми параметрами нефти.

Технической задачей, стоящей перед предлагаемым изобретением, является повышение эффективности и оптимизации добычи и работы скважины путем обеспечения раздельного учета добываемой продукции при совместной эксплуатации двух продуктивных пластов.

Поставленная задача решается предлагаемым способом оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Способ включает отбор устьевых проб продукции, то есть природной углеводородной смеси из каждого эксплуатационного однопластового объекта, последующий отбор устьевых проб продукции из двухпластового эксплуатационного объекта и статистическую обработку полученных данных.

Новым является то, что предложена методика оперативного раздельного учета продукции скважин, в которых ведется совместная выработка двух пластов. Для этого проводятся исследования динамической вязкости природных углеводородных смесей (нефти) скважин, в которых ведется раздельный учет продукции по пластам, например первого пласта в первой скважине и второго пласта во второй скважине. Затем осуществляют подготовку проб природных углеводородных смесей путем их обезвоживания, перемешивание проб однопластовых объектов в заданных пропорциях и далее проводят исследования динамической вязкости полученных модельных рекомбинированных искусственно созданных углеводородных смесей (в дальнейшем модельных смесей). По результатам исследования модельных смесей разрабатываются эталонные характеристики количественной оценки работы совместно эксплуатируемых пластов в третьей скважине. Уточненные данные могут быть использованы для оценки темпов и эффективности разработки, обоснования оптимальных дебитов и технологических режимов, планирования геолого-технологических мероприятий (ГТМ) по каждому из пластов в отдельности.

Сущность патентуемого способа оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта поясняется графическими материалами, где:

- на фиг. 1 представлена схема размещения скважин на опытно-экспериментальном участке месторождения;

- на фиг. 2 представлена схема выделения эксплуатационных объектов;

- на фиг. 3 представлена корреляционная схема по линии скважин 11077-4963;

- на фиг. 4 представлена таблица с рекомендуемыми соотношениями нефти пласта 1 и пласта 2 в модельной смеси;

- на фиг. 5 представлена таблица пропорций, в которых перемешивались нефти и значения их динамической вязкости;

- на фиг. 6 представлены графики влияния доли турнейской и тульской нефти на динамическую вязкость модельной смеси.

Раздельный учет продукции по пластам двухпластового эксплуатационного объекта следует производить в строгой последовательности.

1. Осуществляется подбор скважин или группы скважин, в которых выделены двухпластовые эксплуатационные объекты, продукцию которых необходимо разделить по пластам (фиг. 1). Скважины подбираются таким образом, чтобы они принадлежали единой структурно-фациальной зоне (участку), например, располагаться в границах купола или крыльев локального поднятия так, чтобы различия в свойствах нефти и условия разработки пластов были схожи. Продукция таких скважин представляет собой природные углеводородные смеси, состоящие из нефти обоих пластов, причем доля нефти каждого из пластов в смесях достоверно не известны (фиг. 2 и фиг. 3).

2. Подбирается пара скважин в пределах этого же структурно-фациального участка. Причем в одной из скважин пары в качестве самостоятельного однопластового объекта должен быть выделен один из пластов и в этом случае добываемая нефть достоверно относится к этому пласту. В другой скважине пары выделяют второй пласт в качестве самостоятельного объекта, продукция скважины в этом случае достоверно состоит из нефти второго пласта.

3. Производится отбор и подготовка до полного обезвоживания устьевых проб природных углеводородных смесей каждой из скважин, составляющих пару.

4. Исследуется динамическая вязкость природных углеводородных смесей этих скважин μ при 20°C с помощью ротационного вискозиметра.

5. Производится подготовка и тщательное перемешивание модельных смесей, представляющих собой смеси в различных пропорциях нефти из скважин, в которых пласты выделены в качестве однопластовых объектов (фиг. 4). Для создания модельных смесей и определения соотношения в смеси нефти пласта 1 и пласта 2 используются высокоточные электронные весы в режиме непрерывного взвешивания (в этом случае модельные смеси с заданными пропорциями создаются непосредственно на платформе весов).

6. Производятся исследования динамической вязкости μ при 20°С модельных смесей (фиг. 5).

7. Производится построение зависимости и модельных смесей от доли нефти пласта 1 и пласта 2 в модельной смеси, определяются характер, вид и численные характеристики этих зависимостей (фиг. 6).

8. Производится отбор, подготовка до полного обезвоживания и исследования динамической вязкости μ при 20°С устьевых проб (природных углеводородных смесей) скважин, в которых двухпластовый объект разрабатывается с применением единого фильтра или ОРД (однолифтовая обвязка) и продукцию которых требуется разделить по пластам.

9. Используя зависимости (п. 7) и измеренные значения динамической вязкости μ природных углеводородных смесей скважин с ОРД (п. 8) определяют долю в этих смесях нефти каждого из двух пластов.

10. Уточненные данные учитываются при подсчете накопленной добычи и остаточных запасов по пластам.

Реализация предлагаемого способа оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта была проведена на примере Ерсубайкинского месторождения.

Ерсубайкинское месторождение является одним из крупнейших многопластовых месторождений высоковязкой нефти в Республике Татарстан. Тульский терригенный и турнейский карбонатный пласты месторождения разрабатываются как раздельно, так и одновременно (совместно) с применением единого фильтра и ОРД (однолифтовая обвязка). На Фиг. 1 приводится схема размещения скважин на одном из опытно-экспериментальных участков месторождения. Выделены скважины, в которых разрабатывается только тульский (например, скв. 4963) и только турнейский пласты (например, скв. 4935), а также скважины, в которых ведется их одновременно-раздельная добыча. Скважины с ОРД расположены на южном куполе структуры, например скважина 4950, в продукции которой неизвестны доли тульской и турнейской нефти (фиг. 3).

Во время работы нефтяных скважин на технологическом режиме, заданным проектом разработки месторождения были проведены исследования динамической вязкости нефти скв. 4963 и 4935. Получены и исследованы модельные смеси путем перемешивания тульской (скв. 4963) и турнейской (скв. 4935) нефти. В таблице на (фиг. 5) приводятся пропорции, в которых перемешивались нефти и значения их динамической вязкости. Изучено влияние доли тульской и турнейской нефти на динамическую вязкость модельной смеси и на (фиг. 6) иллюстрируется влияние на динамическую вязкость модельной смеси доли турнейской и тульской нефти. С увеличением доли турнейской нефти до 25% вязкость модельной смеси достаточно резко увеличивается до 83 мПа⋅с, затем сглаживается в области соотношений 25-60% и затем вновь увеличивается до 90 мПа⋅с с дальнейшим увеличением в модельной смеси доли турнейской нефти до 100%.

где: μ - динамическая вязкость модельной смеси, мПа⋅с;

Тр - доля турнейской нефти в модельной смеси, %.

Характер увеличения представлен в виде полиноминальной зависимости 4 степени.

Влияние тульской нефти на динамическую вязкость модельной смеси имеет обратный вид. С увеличением доли тульской нефти вязкость модельной смеси уменьшается, характер этого уменьшения также определен в виде полиноминальной зависимости 4 степени.

где: μ - динамическая вязкость модельной смеси, мПа⋅с;

Тл - доля тульской нефти в модельной смеси, %.

Затем исследовалась вязкость природной углеводородной смеси скв. 4950, которая составила 85,3 мПа⋅с. Зависимости 1 и 2 и соответствующие им графики на фиг. 6 были использованы для определения предполагаемого относительного содержания в природной углеводородной смеси скважины 4950 тульской и турнейской нефти. По значению динамической вязкости природной углеводородной смеси с помощью формулы 1 была определена относительная доля в ней турнейской нефти, которая составила 65%.

Формула 2 использовалась для определения относительной доли тульской нефти, которая составила 35%. Полученные относительные значения сопоставлялись с промысловыми данными, полученными по результатам гидродинамических исследований скважин, и показали высокую сходимость с фактическими показателями на месторождении. По данным гидродинамических исследований доля турнейской нефти - 62,1, доля тульской нефти - 37,9%. Незначительные расхождения в данных связаны с несовпадением исследований по времени.

Экономическая эффективность при этом может быть достигнута за счет эффективных технологических решений и ГТМ, предложенных на основе более достоверных сведений о работе отдельных пластов в скважинах с ОРД (однолифтовая схема обвязки) и в скважинах с единым фильтром, отбор проб и исследования проводятся при работе нефтяных скважин, без их остановки, так как отбор проб происходил на устье эксплуатационных объектов.

Заявляемый способ оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта отличается существенно меньшей трудоемкостью проводимых работ, обеспечивает уменьшение погрешности определения дебита продукции нефтяных скважин и, как следствие, позволяет значительно повысить рентабельность нефтяных скважин за счет повышения точности определения относительного дебита по пластам, а также позволяет сократить сроки исследования и тем самым снизить себестоимость и затраты на осуществление способа.