способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов

Формула изобретения

Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента (критерия сравнения), последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений, отличающийся тем, что в качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают условно стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации, при этом оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после его полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов. Предназначено для оценки текущего состояния разработки месторождения и потребности в корректировке проектных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Не останавливаясь на нюансах ГТМ по оптимизации отработки месторождения, залежи, пласта и/или их отдельных блоков, зон и участков и в тонкостях существующих способов (методов) интенсификации добычи, следует отметить, что наиболее экономически интересна, но и сложна в реализации, отработка двух (и более) продуктивных пластов посредством одной сетки эксплуатационных скважин с одновременным отбором продукции из них; раздельная отработка пластов, каждого по отдельной сетке скважин, требует больших объемов и обустройства и буровых работ, последовательная отработка сначала одного пласта, а затем другого, одной и той же сеткой скважин значительно затягивает срок отработки месторождения в целом и требует значительных затрат на перевод скважин с одного пласта на другой. Одновременная отработка двух пластов месторождения одной сеткой скважин, то есть параллельный отбор продукции из обоих пластов в каждую из эксплуатационных скважин при всех его очевидных преимуществах (минимизируются затраты на обустройство, сокращается срок отработки месторождения, существенно упрощается техника и технология промысловых работ), требует качественного учета и контроля отбора продукции, иначе хозяйствующий субъект рискует существенно увеличить долю «неизвлекаемых» запасов с очень дальней перспективой их извлечения. К отмеченному следует добавить, что отбор флюида (продукции) из породы-коллектора требует при оптимальной отработке месторождения, как минимум, восполнения пластовой энергии, тем более это восполнение необходимо, если требуется интенсификация фильтрационно-миграционных процессов в пласте; поэтому так важен покомпонентный (по нефти, по пластовой воде, по попутному газу) учет извлеченной продукции для объективной оценки энергетического состояния объекта эксплуатации в процессе его отработки и соблюдение баланса отбора продукции с подачей (закачкой) в пласт замещающего агента. Объемы закачки в пласт замещающего продукцию агента, как правило, превышают в разы объемы его добычи.

Современный уровень технологии учета совместно добываемых по одному стволу скважины продукций двух пластов характеризуются информацией в следующих патентных документах: SU 715781 А, 15.02.1980; SU 1122815 А, 07.11.1984; SU 1422983 А, 27.05.2000; SU 1730440 А, 30.04.1992; RU 2090912 С1, 20.09.1997; RU 2151279 С1, 03.04.1998; RU 2172403 С2, 20.08.2001; RU 2181882 С1, 27.04.2002; RU 2449118 С2, 13.07.2010; RU 2461709 С1, 20.04.2011; US 2009044617 А1, 19.02.2001; US 2010193187 А1, 05.08.2010.

Основой известных способов являются, как правило, сведения о физико-химических характеристиках пластовых флюидов в их изначальном (глубинном) состоянии, полученные путем отбора представительных проб, выбор в составе этих флюидов наиболее характерных (для каждого из пластов), так называемых реперных, составляющих, отслеживание содержания этих составляющих в общей добыче и вычисление количества продукции каждого пласта в долевом, процентном, объемном, весовом, массовом исчислении к общему количеству извлеченной продукции. Такими реперными составляющими в известной информации отмечены ванадий, сероводород, характерные ионы солей общей минерализации пластовых вод нефтяных месторождений и т.п.

К существенным недостаткам известных способов пообъектного (по пластам) учета продукции можно (и нужно) отнести необходимость специализированных лабораторий и квалифицированного персонала, то есть значительных материальных и трудовых затрат, при этом достоверность результатов, оперативность геолого-технического анализа этих результатов и коррекция параметров отработки пластов месторождения носит весьма условный характер. Эта ситуация отмечена, кстати, в существующих методических указаниях РД-153-39.0-110-01, М., Минэнерго РФ, 2002, раздел 5.2.2. В документе для контроля за текущим состоянием разработки месторождения предусматривается шесть, как минимум, вариантов решения задачи распределения отборов продукции по пластам при их совместной эксплуатации, при этом прямо указывается на допустимость « новых методических решений, если они повышают обоснованность выводов для корректировки геолого-технических условий (ГТУ) объекта разработки».

Наиболее близким к предлагаемому способу дифференциации добычи скважины при одновременной работе двух пластов и смешении ее в процессе извлечения на поверхность (иначе - прототипом) является способ [RU 2461709 С1 20.01.2011], включающий лабораторное определение содержания реперного компонента (сероводорода) в продукции (флюиде) каждого из двух пластов путем отбора и исследования глубинных представительных проб на стадии начала разработки месторождения, а затем по периодически отбираемой устьевой пробе отслеживают содержание этого компонента в смеси продукции обоих пластов; определение количества продукции каждого из пластов сводится, при этом к несложному вычислению их по общеизвестным формулам (смешения, разведения, разбавления) двух сред. Существенными отличиями известного способа является использование конкретного реперного компонента (сероводорода) и то, что его содержание в устьевой пробе продукции двух пластов осуществляют портативным газоанализатором согласно «формуле» изобретения.

К недостаткам известного способа-прототипа следует отнести его узкую специализацию, то есть применение только для сероводородсодержащих нефтяных месторождений. Кроме того, это техническое решение позволяет учитывать продукцию скважины весьма приблизительно, тем более, что современные портативные газоанализаторы сероводорода работают с погрешностью ± %, а контроль и учет добытой пластовой воды также весьма условен без поправок на ее минерализацию и содержание мехпримесей.

Требуемый технический регламент (иначе - цель изобретения) заключается в придании известному решению большей универсальности, точности при минимизации трудовых затрат на его реализацию.

Решение задачи (цель) предлагаемого изобретения достигается тем, что в известном способе дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента (критерия сравнения), последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений, в качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации, при этом оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после ее полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды.

Сопоставительный анализ предлагаемого способа дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов, как совокупности существенных признаков (в том числе и отличительных), с решениями, известными из нормативно-технической и патентной документации позволяет утверждать, что объект соответствует всем критериям изобретения, в том числе критериям «новизна» и «неочевидность».

Реализация предлагаемого способа может быть проиллюстрирована графически (см. фиг.1), где «зависимость содержания реперного компонента в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=0,0866 и c=0,0372, а «зависимость общей минерализации попутнодобываемой воды в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=1,92 и c=6,14.

Для того чтобы определить долю нефти каждого из пластов в общем дебите скважины с ОРЭ двух объектов, в числе прочих сведений необходимо знать показания счетчика-расходомера с замерной установки о дебите скважины; мгновенные значения, часовые, суточные и т.п. показания по любой из скважин на промысле находятся в распоряжении так называемых ЦИТС (центральных инженерно-технологических служб) нефтедобывающего предприятия. Кроме того, необходимо регулярно (периодически) квалифицированно отбирать и анализировать устьевую пробу продукции, что также не представляет сложности при наличии устройства [RU, патент на полезную модель № 100806, 27.08.2010], надежного в эксплуатации и обеспечивающего пробам максимальную представительность при их отборе, а хроматография углеводородов пробы на содержание в ней реперного компонента (С1+ С5) может быть произведена как в стационарных условиях, так и в условиях передвижной лаборатории.

Исходя из того, что изначально известны: интервал перфорации пласта, состав и степень минерализации пластовой воды, компонентный состав нефти, наличие (или отсутствие) в воде и нефти иных (не углеводородных) газов и/или элементов (веществ), пластовое давление и гидродинамические характеристики системы «пласт-флюид», а также пространственная ориентация, взаиморасположение и геометрическая форма всех характерных элементов месторождения, размещения продукции в пластах и ориентация ствола конкретной скважины относительно каждого из них при существующих (известных) средствах и методах контроля (и учета) проблемы по дифференциации добычи не должно быть, однако систематический непрерывный и высокоточный контроль и учет требует колоссальных материальных затрат, а периодический выборочный (по месту и времени) контроль и учет с привлечением минимально необходимых средств не дает качественной (объективной) оценки состояния месторождения (тем более по пластам).

В связи с вышеизложенным в качестве поясняющего суть изобретения материала предлагаем конкретный пример его реализации. Так, например, одно из нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется следующим образом. Промышленные запасы нефти заключены (сосредоточены) в двух объектах, находящихся в эксплуатации уже более двадцати лет. Нефть пласта А (глубина залегания 1400 1450 метров) по неоднократным анализам глубинных проб характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 106 нм³/т, плотность - 0,835 т/м³, компоненты (% масс.) C ₁ - 4,70, С₂ - 4,42, С₃ - 1,59, С4 - 2,85, С₅ - 2,79, СO₂ - 0,03, N₂ - 0,13, C_{6+ вышекипящие} (условный компонент - остаток) - 83,49), нефть пласта Б (глубина залегания 1200 1220 метров) характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 51 нм³/т, плотность - 0,855 т/м³ , компоненты (% масс) d - 3,09, С₂ - 0,06, С₃ - 0,13, С₄ - 0,23, С₅ - 0,20, СO₂ - 0,02, N₂ - 0,05, C_{6+ вышекипящие} (условный компонент - остаток) - 96,22). Минерализация пластовых (подстилающих) вод составляет для пласта А 8,06 г/л, а для пласта Б 6,14 г/л, при этом в добывающих скважинах отбор продукции осуществляется (по результатам геолого-промысловых и геофизических исследований) только из верхней части пласта А (порядка двадцати метров по стволу скважины) и пласта Б (пятнадцать метров) соответственно. В связи с решением о нецелесообразности проведения изоляционных работ по отсечению обводнившихся интервалов перфорации стволов скважин продукция одной из них по пласту А характеризуется обводненностью в 20%, а продукция другой, соседней, скважины (по пласту Б) характеризуется обводненностью в 60%, при этом дебиты этих скважин по жидкости составляют соответственно 30 и 40 т/сутки. Одна из скважин, по которой осуществляют так называемую одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), характеризуется дебитом по жидкости 50 т/сутки (по состоянию на 01.07.2012) при обводненности смеси продукции пластов в 70%. Отобрав очередную представительную устьевую пробу на этой скважине, установили, что реперный компонент (С1+ С5) составил 0,09% масс. в общем количестве добываемого пластового флюида, при этом общая минерализация отделенной пластовой воды составила 7,87 г/л, а содержание мехпримесей составляет 0,41 г/л. Анализ частиц мехпримесей после удаления водорастворимых фрагментов показал, что вынос материала породы-коллектора практически отсутствует (следы), а основная масса мехпримесей - это продукт коррозии металла труб и интенсивность процесса коррозии в пересчете составляет 0,41 г/л·Q_воды (35 м³/сутки или 35000 л/сутки)=14350 г/сутки или 14,35 кг/сутки или 5,238 т/год, что чревато (при локальной интенсивной коррозии) нарушением герметичности колонны остановкой скважины и проведением ремонтно-изолировочных работ в стволе или капитальным ремонтом. Возвращаясь к дифференциации добычи по анализу устьевой отобранной пробы, изначальным параметрам нефтей и пластовых вод обоих объектов (А и Б) устанавливаем по общеизвестным формулам из общей химии (см. точку G на фиг.1), что скважина выдает на поверхность 9 т/сутки нефти пласта А, 6 тонн/сутки нефти пласта Б, воды пласта А 3,5 тонн/сутки, воды пласта Б 31,5 тонн/сутки, что соответствует обводнености по пласту А 28% масс., по пласту Б 84% масс., доля добычи воды пласта А в смеси попутнодобываемой воды 0,9% масс. (см. точку М на фиг.2).

С достаточной для промысловой практики точностью контроль отработки месторождения с ОРЭ пластов вышеизложенным способом достаточно проводить не чаще раза в месяц, способ не сложен в реализации, промышленно применим и подлежит охране патентом на изобретение согласно заявлению автора.