Способ пошагового регулирования добычи газа

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи. Технический результат - исключение преждевременного поступления пластовой воды в продукцию скважины, минимизация обводнения продукции, увеличение коэффициента извлечения газа в целом, а также увеличение зоны отбора газа эксплуатационных скважин. Способ включает оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная. Выделяют скважины, подлежащие пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по аналитическому выражению. Пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий. При получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа. В качестве инструмента пошагового регулирования принимают дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов. Регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа. 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа через пошаговое регулирование режимов добычи.

Известен способ разработки водоплавающих или газоконденсатных месторождений, включающий бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором газа из добывающих скважин [RU 2107154 С1, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/00 (1995.01), опубл. 1999]. Предварительно отбор газа из скважин осуществляют с дебитом выше начального критического безводного дебита. В результате фиксируют прорыв водяного конуса в скважину и допускают изменение дебита скважины по газу до достижения заданного газоводяного фактора, после чего отбор газа производят с поддержанием величины установленного уровня добычи посредством изменения депрессии на пласт. Способ позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи, интенсифицировать дебиты скважин по газу и растянуть период рентабельной добычи газа.

Недостатком является смачивание коллекторов с последующим их разрушением. Отсюда маловероятно увеличение периода рентабельной добычи газа, а вероятность выхода данной скважины в равновесие (остановка) значительно увеличивается.

Известен способ извлечения защемленного водой газа, согласно которому на газовой залежи или газоконденсатном месторождении осуществляют отбор воды, преимущественно из скважин, расположенных вблизи начального контура газоносности [RU 2107154 С1, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/00 (1995.01), опубл. 1999]. Одновременно с водой производят извлечение защемленного (водой) газа путем снижения пластового давления, осуществляемого за счет периодических интенсивных отборов пластовой воды и циклических депрессионных воздействий на призабойную зону пласта на каждой ступени пластового давления, при этом величину депрессии создают, исходя из условия, при котором градиент гидродинамического давления на участке проявления капиллярного концевого эффекта, в призабойной зоне, был бы выше градиента капиллярного давления на этом участке, а продолжительность создаваемой, в каждом цикле, депрессии должна удовлетворять условию, определяемому из аналитического выражения.

Недостатком является значительное увеличение возможности прорыва дополнительной воды и блокирования пластового газа по причине непропорционального снижения пластового давления на разных участках залежи.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является оптимизация технологического режима эксплуатации скважин на текущей стадии разработки месторождения с целью недопущения преждевременного поступления пластовой воды и защемления запасов газа в пласте.

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в исключении преждевременного поступления пластовой воды в продукцию скважины, минимизации обводнения продукции, увеличении коэффициента извлечения газа в целом, а также увеличении зоны отбора газа эксплуатационных скважин, в частности сеноманской залежи.

Указанный технический результат достигается тем, что способ пошагового регулирования добычи газа включает оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная, выделение скважин, подлежащих пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по формуле (W_0.6=А/Р+В), где А - коэффициент, равный содержанию идеального газа, В - поправка на неидеальность газа, Р - давление, мПа, при этом пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий, при получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа, инструментом пошагового регулирования является дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов, причем регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа.

Путем подбора депрессии (в пределах 5-20% пиковых отборов) производят регулирование режимов в несколько этапов (шагов) на основании оценки измерений, по каждой скважине, паровой фазы газового потока, его динамических характеристик (скорости и дебита), отбора капельной воды и определения ее химического состава. Выделение скважин, подлежащих пошаговому регулированию, определяют при оценочном значении паровой фазы больше расчетной - W_0.6=А/Р+В (формула Бюкачека). «Пошаговое» регулирование режимов проводят в 3-4 этапа во время летних отборов с осуществлением мониторинга скважин с обязательной оценкой паровой фазы газового потока, его динамических характеристик и отбора капельной воды после каждого этапа.

Причинно-следственная связь между техническим результатом и существенными признаками заявляемого технического решения следующая.

Для оптимизации технологического режима работы эксплуатационных газовых скважин, с целью предупреждения минимизации обводнения продукции и увеличения зоны отбора газа, разработан способ «пошагового» регулирования с постоянным влагометрическим контролем. При его реализации осуществляется контроль газового потока (наличие паровой, капельной фаз), темпа изменения его динамических характеристик. По результатам анализа измерений определяют наличие или отсутствие дополнительной воды в газовом потоке в зоне отбора. Пошаговое регулирование режимов основано на изменении нагрузок (депрессий) на скважины (объекты добычи) не более 5-20% от предыдущего значения. Изменение режимов контролируют влагометрическими измерениями и замерами динамических характеристик (скорости и дебита) газового потока. Количество шагов (этапов) может быть от трех до пяти в зависимости от величины паровой фазы, которая должна соответствовать текущим пластовым термобарическим условиям. Указанные регулировки проводят в период летних отборов.

Получив значение паровой фазы, соответствующее расчетным пластовым термобарическим условиям, скважина остается в подобранном режиме до первых зимних отборов. 1.5-2.0 месяца работы скважины, в облегченном режиме, достаточно для увеличения зоны отборов и оттеснения воды пропорционально увеличению давления газа.

Способ пошагового регулирования добычи газа иллюстрируется фиг. 1-3 и таблицей 1, где отражены результаты изменения паровой фазы в процессе добычи, пошагового регулирования режимов и пиковых отборов, после пошагового регулирования режимов (на примере эксплуатационных скважин 1, 2, 3, 4 куста №). На фиг. 1 (а, б) и фиг. 2 (а, б) на примере эксплуатационных скважин залежи ПК-1 рассмотрены схемы изменения паровой фазы по зонам (Северной, Южной) до (04.07.2013 г.) и после (17.07.2014 г.) пошагового регулирования режимов. На фиг. 3 - типовая динамика изменения паровой фазы в процессе добычи газа и пошагового регулирования режимов в период пиковых отборов, на примере одной из эксплуатационных скважин показана типовая динамика мониторинговых измерений 2013-2014 гг. (до и после пошагового регулирования режимов).

Способ пошагового регулирования добычи газа включает: фоновые оценочные измерения влагометрии (паровой фазы), скорости и дебита газового потока на поверхности; выделение скважин, подлежащих пошаговому регулированию; «пошаговое» регулирование; мониторинг скважин после каждого «пошагового» регулирования с обязательным контролем соседних скважин; в случае необходимости - проведение ГИС-спектрального нейтронного гамма-каротаж-широкодиапазонного (СНГК-Ш) для выявления интервалов суперколлекторов, наличие которых в скважинах выявлено влагометрией.

Предварительно для оценки продукции скважины проводят фоновые оценочные измерения влагометрии, скорости, дебита газового потока на поверхности на устье скважины, через манометрическое отверстие, за короткий срок и без выпуска газа в атмосферу, например в соответствии со способом экспрессного определения влагосодержания в продукции газовых скважин (RU 2255218 С1) с помощью термогигрометра ИВА-6 Б (утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в руководстве по эксплуатации (ЦАРЯ 7.772.001РЭ): ГОСТ12997-84; ГОСТ 8.547-86ГСИ; ГОСТ 8.558-93 ГСИ; ТУ 4311-011-77511225-2005).

Паровая фаза характеризует текущие пластовые термобарические условия, является индикатором обводнения объекта добычи. Паровая фаза добываемого газа зависит от степени отбора и близости воды в зоне отбора и находится с ними в линейной зависимости, характерной для залежи. Зависимость от степени отбора подтверждается нарастанием паровой фазы во времени. Паровая фаза несет информацию о наличии воды в пластовых термобарических условиях.

По результатам фоновых измерений оценивают по каждой скважине:

паровую фазу;

химический состав, тип выносимой капельной жидкости (пластовая, конденсационная, техногенная);

скорость и дебит.

Критерием отбора скважин для пошагового регулирования режимов является превышение замеренного значения паровой фазы над расчетным значением для соответствующих термобарических условий на любой стадии разработки. Расчетное значение паровой фазы (алгоритмический критерий наличия или отсутствия дополнительной воды), соответствующее термобарическим условиям, рассчитывают по формуле Бюкачека (А.И. Гриценко, З.С.Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин.- Москва, "Наука", 1995. - С. 64-71):

где:

W_0.6 - расчетное значение паровой фазы (г/м³) при плотности газа 0.6 кг/м³ _;

А - коэффициент, равный содержанию идеального газа;

Р - давление, мПа;

В - поправка на неидеальность природного газа.

Изменение паровой фазы, не соответствующее термобарическим условиям, дает возможность прогнозирования дополнительной воды в зоне отбора до момента блокирования газоотдающих интервалов дополнительной водой. Наличие дополнительной воды оценивается разницей расчетной и измеренной паровой фаз.

Затем осуществляют разбивку действующего фонда скважин, которая включает в себя выделение из всего действующего фонда скважин, работающих:

без подтягивания дополнительной воды, в которых оценочное значение паровой фазы равно или меньше расчетной, то есть значение паровой фазы соответствует текущим термобарическим условиям; не подлежат пошаговому регулированию;

с подтягиванием дополнительной воды, в которых замеренное значение паровой фазы больше расчетной, то есть значение паровой фазы не соответствует термобарическим условиям; подлежат «пошаговому» регулированию.

С учетом разбивки скважин подбирают оптимальный режим работы эксплуатационных скважин, минимизирующий или полностью исключающий преждевременное обводнение скважин и защемление запасов газа за счет форсированного продвижения пластовой воды.

Инструментом «пошагового» регулирования режимов является дискретное изменение нагрузки (депрессии) на скважину (объект добычи). Величина дискретности зависит от особенностей залежей, оценочных значений паровой фазы и лежит в пределах 5-20% режима зимних (пиковых) отборов. Режим - это та или иная нагрузка (депрессия) на пласт с целью оптимизации добычи. Депрессия - это разница давлений между пластовым и забойным давлениями, обеспечивающая приток газа в перфорационные отверстия (в колонну).

«Пошаговое» регулирование режимов производится в 3-5 этапа, в режиме летних отборов, с обязательным мониторингом паровой фазы, скорости, дебита газового потока и отбора капельной воды после каждого этапа.

По результатам мониторинговых исследований, после «пошагового» регулирования, выявляют скважины:

- в которых произошло отсечение воды за счет повышения давления газа в зоне отбора;

- имеющие в своем разрезе «суперколлектора» (текущие или будущие интервалы обводнения), в которых надо устанавливать свой технологический режим, отличный от других, для исключения лавинообразного подтягивания дополнительной воды.

- интенсивно работающие дополнительной водой, с содержанием пластовой, не подлежат «пошаговому» регулированию, а только другим - геолого-техническим мероприятиям по водоизоляции.

В таблице 1 приведены следующие показатели. Измерения проводили прибором ПИР-RG-601 - ультразвуковой расходомер газов, предназначен для измерения объемного (массового) расхода жидкостей и газов, протекающих по трубопроводу.

Qг - дебит газа, т.м³/сут (графа 4);

Qг - (ПИР) оценочные измерения дебита газа в процессе производства влагометрических исследований т.м³/сут (графа 5);

V - скорость газового потока, м/сек (графа 6);

Q/V - масса газа на единицу скорости - оценочная величина извлекаемого газа; показатель разработки на текущий момент (графа 7);

Рбуф. - давление на устье, атм. (графа 8);

Wг - оценочная паровая фаза, г/м³ (графа 9), измерения проводили термогигрометром ИВА-6Б.

По исследованиям от 04.07.2013 г, высоким значениям паровой фазы, не соответствующим термобарическим условиям, выделяют скважины: №1 (1.7 г/м³); выносом капельной жидкости минерализацией 8.1 г/л с содержанием пластовой до 35.5% и конденсационной до 64.5% (см. фиг. 2а) - скв. №3.

Исследования от 08.07.2014 г. - 17.07.2014 г. проведены после "пошагового" снижения нагрузки в скважинах с высокими текущими значениями паровой фазы (скв. №1-1.7 г/м³) и выносом воды смешанного типа с содержанием пластовой (скв. №3-до 35.5%) с целью отсечения пластовой воды.

В результате пошагового регулирования депресии в скважинах (с фоновым значением паровой фазы более 0.5 гм³) в этих скважинах, а также в соседних значение паровой фазы снижено до 0.5 г/м³ (№1); отсутствие признаков пластовой воды в скважине №3.

В результате мониторинговых измерений (17.07.2014) во всех скважинах куста № и южной зоны отмечено соответствие значений паровой фазы текущим термобарическим условиям (см. фиг. 2б). Значение паровой фазы в южной зоне находится в пределах 0.46-0.55 г/м³.

Скважины, интенсивно работающие дополнительной водой, - это скважины, в которых разница между расчетным и замеренным значениями паровой фазы достигает 50% и более. В примере, изложенном в таблице №1, таким значением паровой фазы (1.7 г/м³) отмечена скважина №251 (замер от 04.07.2013 г.), относительно соседних скважин и фоновых измерений (фиг. 2а). Длительная работа скважины с таким значением паровой фазы приводит к разрушению скелета породы, созданию песчаных пробок в стволе скважины, обводнению газоотдающего интервала, распространению фронта воды в соседние скважины в зоны с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Отбор капельной жидкости из газового потока прибором УГМК-4 (графы 9, 10) производят с целью определения химического состава и типа воды. Химический состав воды определяется, в полевых условиях, анализатором жидкости кондуктометрическим лабораторным мультитестом КСЛ, предназначенным для измерения удельной электрической проводимости жидкостей (ТУ 4215-102-45444533-05). Результаты измерений представлены в величинах удельной электрической проводимости (УЭП) и общего солесодержания в пересчете на хлористый натрий NaCl. Определение минерализации производится по NaCl (%). По содержанию NaCl определяют тип воды: конденсационный тип (К) - NaCl≤1.0 г/л; пластовый тип (П) - NaCl≤18.0 г/л; техногенный тип (Т) - NaCl>24.0 г/л.

Составом других элементов, в условиях Крайнего Севера, можно пренебречь из-за их мизерного содержания

Пример 1: в графе 11 табл. №1 отмечен тип воды - 100К. Это означает, что в пробе воды содержится 100% конденсационной жидкости при общей минерализации (по NaCl) 0.35 г/л графа 10.

Пример 2: в графе 11 отмечен тип воды 35.5П+64.5К - это означает, что в пробе воды содержится 35.5% пластовой воды и 64.5% конденсационной воды при общей минерализации (по NaCl) 8.1 г/л (графа 10).

Все измерения проводят с помощью передвижной лаборатории, без остановки скважин и выпуска газа в атмосферу. Отбор проб осуществляют на поверхности через гнездо для установки манометра (ВИ 15) в системе устьевой обвязки. Проводятся замеры при долговременном стабильном режиме эксплуатации скважины.

Оценку качества газового потока (влагосодержание потока газа эксплуатационной скважины на предмет наличия воды в разных фазовых состояниях: паровой фазы и капельной фазы) проводят через пробоотборники при помощи индикаторных методов.

Осуществляют измерения термогигрометром ИВА-6Б для осуществления оценки содержания текущего значения паровой фазы, несущей в себе информацию о наличии воды (в этом устойчивом физическом состоянии), в зоне отбора и на устье, в отобранной пробе газа, получая при этом значение, близкое к достоверному.

Затем в изменившихся условиях добычи проводят повторные исследования этой скважины через 0.5-1 год тем же комплектом оборудования. Получают значение паровой фазы в отобранной пробе газа, близкое к достоверному значению.

Для получения оценочного значения паровой фазы, близкого к достоверному значению, используют методику получения площадки, т.е. 4-5 повторяющихся замеров с изменяемой тысячной долей. Затем, оставляя неизменную сотую цифру, приписывают полученному значению - "величина значения паровой фазы в режиме "онлайн"" (до изменения четвертого знака, оставляют стабильным третий знак).

Все неустойчивые состояния воды, в результате перепада давлений (ΔР=Рпл-Рзаб), выносятся из скважины газовым потоком в виде капли, которую мы отбираем на поверхности УГМК-4 для определения минерализации и типа воды, которые определяются на уровне оценки. Имея результат, оператор по добыче сам уже, выборочно, отбирает воду тем же способом и определяет химический состав в своей лаборатории.

В табл.1 по результатам влагометрии от 04.07.2013 г. в эксплуатационных скважинах №1, 2, 3, 4 куста №, расположенного в Южной части залежи ПК-1 (фиг. 2а), при фоновых значениях паровой фазы в этой зоне 0.45-0.5 г/м³, выделяются 2 скважины:

№1 - высоким значением паровой фазы - 1.7 г/м³, не соответствующим текущим термобарическим условиям пласта ПК-1, по сравнению со скважинами других кустов, в которых при текущих термобарических условиях значение паровой фазы (за пределами выделенной зоны) изменяется от 0.45-0.5 г/м³.

№3 - при незначительном превышении фонового значения паровой фазы (0.57 г/м³) отмечается наличие в составе капельной фазы пластовой воды до 35.5%, при минерализации по NaCl - 8.1 г/л.

Подбор оптимального режима, с целью снижения паровой фазы в скв. №1 и ликвидации водопритока пластовой воды в скв. №3, проводят в 4 этапа с последующим мониторингом качества газового потока и его динамических характеристик. В результате было достигнуто снижение паровой фазы в скв.№ 1; 3 до значений 0.47-0.49 г/м³ (фиг. 2б, табл. 1, замеры от 17.07.2014 г.) и отсечение пластовой воды в скв. №3, подтверждаемое отбором проб прибором УГМК-4. Правильно подобранный режим позволил увеличить отбор газа в период пиковых (зимних) отборов, при еще более низких значениях паровой фазы (0.41-0.46 г/м³ мониторинг от 12.10.2014 г.). При определении величины депрессии (и количества этапов) исходили из оценочных значений паровой фазы, ее изменения (уменьшения или увеличения) относительно предыдущего замера. Изменение депрессий было в пределах 5-20% режима пиковых отборов. Аналогичные результаты показаны на примере эксплуатационных скважин Северной зоны залежи ПК-1, в которой замеренные значения паровой фазы до пошагового регулирования, изменялись от 0.7 до 1.2 г/м³, при фоновых значениях паровой фазы 0.44-0.52 г/м³ (фиг. 1а - фоновые измерения от 04.07.2013 г.). После регулирования режимов в скважинах было достигнуто снижение паровой фазы до значений 0.42-0.52 г/м³ (фиг. 1б - мониторинг от 17.07.2014 г.).

На фиг. 3 показана типовая динамика изменения паровой фазы в процессе добычи газа, пошагового регулирования режимов и в период пиковых отборов в виде графиков за период эксплуатации залежи ПК-1 с 22.09.2009 г. по 12.10.2014 г., по результатам периодических фоновых измерений всего фонда скважин по залежи ПК-1 и мониторинга скважин, выделенных для пошагового регулирования режимов, по результатам фоновых. Из графика (на примере одной из скважин) видно, что на начальном этапе работы, при текущих термобарических условиях, отмечено минимальное значение паровой фазы (0.18 г/м³). Появление дополнительной воды в зоне отбора скважины зафиксировано увеличением паровой фазы до значений 0.7 г/м³ 15.06.2013 г. относительно фоновых значений 0.4-0.5 г/м³. Пошаговое регулирование режима в этой скважине проведено в 4 этапа в 2013 г., при мониторинговых исследованиях после каждого этапа. В период пиковых отборов (28.09.2013 г., 19.06.2014 г., 12.10.2014 г.) отмечалось (при увеличении дебита) неизмененное значение паровой фазы - 0.46 г/м³. В итоге достигнуто увеличение дебита, при оттеснении дополнительной воды. В результате пошагового регулирования был достигнут уровень добычи 557-564 т.м³/сут при значении паровой фазы 0.46 г/м³, несколько превышающий предыдущий (420 т.м³/сут от 15.06.2013 г.) при значении паровой фазы 0.7 г/м³.

Таким образом, с помощью пошагового регулирования режимов по результатам влагометрии достигнуто оттеснение дополнительной воды из зон отборов эксплуатационных скважин, ликвидирован водоприток пластовой воды, оптимизирован технологический режим с некоторым приростом добычи.

Способ пошагового регулирования добычи газа, включающий оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная, выделение скважин, подлежащих пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по формуле
W_0.6 = А/Р+В,
где А - коэффициент, равный содержанию идеального газа;
В - поправка на неидеальность газа;
P - давление, МПа,
при этом пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий, при получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа, инструментом пошагового регулирования принимают дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов, причем регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа.