Способ разработки многопластовых месторождений природных газов

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых газовых месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности разработки месторождения. Способ включает выделение эксплуатационных объектов, наличие раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, общую трубопроводную сеть. При этом разработку различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов осуществляют изначально одновременно, регулирование технологических режимов работы скважины осуществляется подачей продукции на установленную на устье скважины мобильную компрессорную установку, при этом соотношение входного давления на установке Р_вх к давлению общей трубопроводной сети Р_лин увеличивают до значения дебита скважины Q_г(P_вх), обеспечивающего скорость на забое не менее 2 м/с, расчет скорости на забое производится по математической формуле. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, особенно в случаях, наличия в геологическом разрезе различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам объектов.

Известен способ разработки, согласно которому все эксплуатационные объекты разрабатываются раздельными сетками скважин. Для каждого объекта разработки строится своя система обустройства (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с. 311).

Недостатком данного способа является необходимость строительства ряда самостоятельных трубопроводных сетей для сбора газа и газового конденсата из нескольких эксплуатационных объектов месторождения, что приводит к значительным капитальным и временным затратам. В большинстве случаев небольшие по запасам залежи не вводятся в разработку данным способом ввиду низкой экономической эффективности.

Известен также способ одновременной эксплуатации газоносных пластов [Патент UZ №4413], согласно которому потоки газа скважин вскрывших различные разобщенные объекты смешиваются через устьевой эжектор. При этом происходит передача энергии потока газа от скважин высокого давления, потоку скважин с низким давлением. На выходе из эжектора смешанный поток имеет давление выше, чем давление входящего в эжектор потока от скважин с низким давлением, что позволяет, создать дополнительную депрессию на пласт и совместно эксплуатировать разнопотенциальные объекты в условиях общей трубопроводной сети. Недостатком данного способа является наличие в конструкции эжектора сужающего устройства (сопла) для создания области разряжения давления, ограничивающего производительность высоконапорных скважин. Необходимое соотношение давлений высоконапорного и низконапорного смешиваемых потоков равно 2 или более, соотношение дебитов равное 3 или более. Таким образом, способ ограничивает технологический режим высоконапорных скважин, что не позволяет обеспечивать потенциально возможные уровни добычи по данным эксплуатационным объектам. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки многопластовых газовых месторождений, согласно которому разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи [Патент РФ №2377396 C1]. Недостатком данного способа является необходимость реализации стратегии поочередного ввода в разработку объектов, что приводит к увеличению времени затрачиваемого на обеспечение выработки запасов, снижению добычи газа и газового конденсата и, как следствие, ухудшению эффективности разработки месторождения в целом. Кроме того, после ввода в разработку вышезалегающих залежей, при небольших запасах одного из объектов в процессе разработки на режиме истощения, снижение пластового давления по данному объекту будет более быстрым. В дальнейшем это вновь приведет к невозможности эксплуатации скважин данного объекта, так как при общей газосборной трубопроводной сети минимальное устьевое давление скважины определяется противодавлением общей трубопроводной сети. Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание способа одновременной разработки различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов многопластового месторождения природного газа, при общей трубопроводной сети с обеспечением устойчивых технологических режимов работы скважин, исключая вариант ограничения добычи из высокопотенциальных объектов и поочередного ввода в разработку объектов.

Техническим результатом предлагаемого решения является повышение эффективности разработки месторождения за счет увеличения уровней добычи газа и газового конденсата, а также сокращения срока разработки месторождения в результате опережающего ввода в разработку объектов разработки многопластового месторождения с общей трубопроводной сетью. Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки многопластовых газовых месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, формирование раздельных сеток добывающих скважин на каждый эксплуатационный объект, подключение скважин, эксплуатирующих разные объекты к общей трубопроводной сети, выработка запасов газа месторождения осуществляется одновременно. Обычно при разработке месторождений с несколькими эксплуатационными объектами с различными ресурсно-энергетическими потенциалами и общей трубопроводной сетью применяется стратегия поэтапного ввода в разработку объектов, что значительно увеличивает продолжительность периода разработки месторождения. В предлагаемом способе новым является то, что разработку различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов осуществляют изначально одновременно, регулирование технологических режимов работы скважины осуществляется подачей газожидкостной смеси с примесями на установленную на устье скважин мобильную компрессорную установку (МКУ). Предельно возможные технологические условия работы скважины, подключенной к МКУ, определяются минимально необходимой скоростью потока газа на забое, обеспечивающей полный и непрерывный вынос пластовой жидкости. Согласно проводимым исследованиям минимальная скорость потока газа на забое, достаточная для выноса пластовой жидкости составляет 2 м/с. Проверку выполнения условия осуществляют сравнением с фактической скоростью, рассчитываемой из выражения:

где - скорость на забое в м/с;

Т_пл - пластовая температура, °С;

Z - коэффициент сверхсжимаемости, д.ед.;

Q_г - дебит газа, тыс.м³/сут;

Р_заб - забойное давление, МПа;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, мм.

С другой стороны, максимально допустимый технологический режим работы скважины, подключенной к МКУ, обосновывается по результатам газодинамических/газоконденсатных исследований на установившихся режимах, с учетом существующих геологических, технических и технологических ограничений дебита.

Данный способ возможно использовать на любой стадии разработки многопластового месторождения.

Предложенный способ поясняется графическими материалами, где на Фиг. 1 изображена принципиальная схема подключения скважин к единой трубопроводной сети, на Фиг. 2 - схема подключения скважин разных эксплуатационных объектов/пластов к единой трубопроводной сети Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения.

Способ реализуется следующим образом. На каждую залежь/эксплуатационный объект месторождения бурят раздельные сетки добывающих скважин 1, 2, 3 и обустраивают наземную общую трубопроводной сеть 4. Разработку объектов осуществляют одновременно. Регулирование технологических режимов скважин, вскрывших пласты с более низким ресурсно-энергетическим потенциалом осуществляют подачей пластового газа с примесями на установленную на устье скважин модульную компрессорную установку, где происходит отделение газа от механических примесей, газового конденсата и воды. Далее происходит компримирование газа до рабочего давления и его подача в общую трубопроводную сеть, где потоки смешиваются и газ по общему коллектору поступает на газовый промысел (ГП) для подготовки к дальнему транспорту. Отделенная ранее жидкость насосом вводится в поток газа для совместной транспортировки на ГП. Технологические режимы обосновываются по результатам газодинамических/газоконденсатных исследований скважин на установившихся режимах с учетом соблюдений граничных условий работы. Замер дебита скважины по газу необходимый для расчета скорости на забое осуществляется установленным на МКУ вихревым расходомером-счетчиком или, при наличии нескольких скважин, путем их периодических исследований мобильными замерными установками.

При реализации разработанного технического решения для достижения указанного технического результата предложено использовать известное устройство МКУ схематично изображенное на Фиг. 3, применяемое для регулирования технологических режимов работы группы скважин. Продукция скважины по трубопроводу 5 поступает в МКУ. Устройство включает входной сепаратор 7, блок поршневого компрессора с приводом компрессора 9, переключающую арматуру 6, вихревой расходомер 8. Сепарированная жидкость, перекачиваемая насосом 10, подается после сепаратора 7 для дальнейшей совместной транспортировки с газом на ГП.

Пример конкретной реализации 1.

Предлагаемый способ возможно использовать при проектировании технологической схемы разработки газовых объектов Харампурского месторождения (см. Фиг. 2) основные запасы газа которого сосредоточены в 3 газонасышенных пластах: ПК1, Т, K2 - выделенных в отдельные объекты разработки и различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и фильтрационно-емкостным свойствам. Основные запасы газа сосредоточены в объектах ПК1 и Т. Пласт ПК1 характеризуется высокой проницаемостью (около 750 мД) и эксплуатируется при минимальных депрессиях (0,1-0,2 МПА), необходимых для обеспечения установленного технологического режима. Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость мене 180 мД) для эксплуатации скважин, вскрывших пласт Т и К2, с рентабельными дебитами, требуется обеспечение более высоких депрессии (3-3,5 МПа). С целью снижения капитальных затрат на строительство инфраструктуры в качестве базового варианта разработки месторождения рассматривалась система поэтапного ввода в разработку объектов. В качестве альтернативного варианта, использование предлагаемого способа, позволит вести совместную выработку запасов при общей трубопроводной сети сбора газа, что позволит повысить эффективность разработки многопластового Харампурского месторождения за счет увеличения уровней добычи газа и сокращения продолжительности периода разработки месторождения в результате опережающего ввода в разработку пластов Т и К2 с общей трубопроводной сетью сбора газа.

Пример конкретной реализации 2.

Рассмотрим газовые и газоконденсатные объекты разрабатываемого Барсуковского нефтегазоконденсатного месторождения. В разрезе месторождения имеются газовый пласт ПК 16 и газоконденсатные БС8, БС9. Пласты не введены в разработку, в связи с тем, что их запуск ограничен давлением уже существующей общей трубопроводной сети, в которую работают скважины ряда других объектов месторождения. Согласно расчету, при вводе скважин новых объектов существующие скважины будут работать в нестабильном технологическом режиме с накоплением пластовой жидкости на забое, и в конечном итоге передут в бездействующий фонд до момента снижения давления общей трубопроводной сети, что негативно скажется на показателях эффективности разработки месторождения. Внедрение предлагаемого способа позволит ввести в разработку указанные объекты, при обеспечении устойчивых технологических режимов работы скважин ранее существующих скважин.

Пример конкретной реализации 3.

В таблице Фиг. 4 в качестве примера представлены уровни добычи скважины №1 разрабатываемого Губкинского многопластового месторождения, вскрывшей пласт с низким потенциалом, эксплуатируемой в условиях общей трубопроводной сети. Запуск, представленной скважины, был произведен в марте 2018 г. В мае 2018 г. скважина остановлена по причине прекращения фонтанирования. Дальнейшая эксплуатация скважины осуществляется за счет регулирования технологических режимов работы скважины с применением МКУ, что позволило вывести скважину из бездействующего фонда и обеспечить устойчивый технологический режим ее работы.

1. Способ разработки многопластовых месторождений природных газов, включающий выделение эксплуатационных объектов, наличие раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, общую трубопроводную сеть, отличающийся тем, что разработку различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов осуществляют изначально одновременно, регулирование технологических режимов работы скважины осуществляется подачей продукции на установленную на устье скважины мобильную компрессорную установку, при этом соотношение входного давления на установке Р_вх к давлению общей трубопроводной сети Р_лин увеличивают до значения дебита скважины Q_г(P_вх), обеспечивающего скорость на забое не менее 2 м/с, расчет скорости на забое производится по формуле:

где - скорость на забое в м/с;

Т_пл - пластовая температура, °С;

Z - коэффициент сверхсжимаемости, д.ед.;

Q_г - дебит газа, тыс.м³/сут;

Р_заб - забойное давление, МПа;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, мм.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношение входного давления Р_вх к давлению общей трубопроводной сети Р_лин подбирается таким образом, чтобы обеспечивать максимальный дебит газа Q_г(P_вх), укладываемый в допустимые по техническим, технологическим и геологическим причинам ограничения режима работы скважины.