Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения

Изобретение относится к способам добычи газа из буровых скважин и может применяться при разработке месторождений на поздних стадиях эксплуатации. Способ включает выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев, а затем после пяти месяцев его эксплуатации. При проведении реконструкции второго промысла, предусматривающего его остановку, выполняют измерения восстановления пластового давления в скважинах второго промысла, измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор. С помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют величину восстановления пластового и устьевого давлений, позволяющих запустить фонд скважин второго газового промысла после его реконструкции в эксплуатацию без дополнительного компримирования газа. Снижается количество технологических операций, упрощается добыча, уменьшаются эксплуатационные затраты. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к способам добычи газа из буровых скважин и может применяться при разработке месторождений на поздних стадиях их эксплуатации без компримирования.

Из уровня техники известен способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии [RU 2346148 C1, МПК Е21В 43/00, опубликовано 10.02.2009], который включает в себя отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, каротажные исследования скважин, анализы керна и пластовых флюидов, анализ данных по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, построение геолого-гидродинамической модели разработки продуктивных отложений, выявление участков с остаточной насыщенностью продуктивных отложений, составление мероприятий по их доизвлечению и прогноз показателей добычи продукции на геолого-гидродинамической модели, последующую разработку месторождения в соответствии с данными геолого-гидродинамической модели.

Недостатком известного способа является необходимость в уже обустроенном газовом промысле бурение новых скважин и проведением термогидродинамических исследований скважин с охватом не менее 60% действующего фонда.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ добычи природного газа [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо - конденсатных месторождений / С.Н. Закиров; М.: «Струна», 1998. 628 с.], в котором при снижении пластового давления вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) для компримирования добытого газа до давлений, необходимых для его подготовки к последующему транспортированию через сеть магистральных газопроводов.

Недостатком известного способа является необходимость дополнительного включения в работу дожимной компрессорной станции, с соответствующими значительными эксплуатационными затратами на ее обслуживание. Кроме того для функционирования компрессорной станции потребуется топливный газ, что в целом снизит рентабельность месторождения.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание экономного способа добычи газа на поздней стадии разработки месторождения без компримирования, и без дополнительных технологических операций и эксплуатационных затрат на топливный газ и обслуживание дожимной компрессорной станции.

Указанная задача решена тем, что заявленный способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения включает в себя выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла месторождения, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев его эксплуатации, а затем после пяти месяцев его эксплуатации. Далее, при проведении реконструкции второго газового промысла месторождения, предварительно выполняют измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а затем с помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют длительность работы второго газового промысла при его запуске после реконструкции без дополнительного компримирования газа.

Выполнение измерений величин снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла выполняют с помощью глубинных манометров, а потери давления на установке комплексной подготовки газа и величину давления на входе в межпромысловый коллектор измеряют с помощью пунктов контроля.

Гидродинамическая модель участка месторождения может представлять собой аппаратно-программный комплекс, обеспечивающий моделирование гидродинамических характеристик системы «пласт-скважины-газосборная сеть», построенный на основе микропроцессорной системы, снабженный средствами ввода данных и отображения информации, а также аппаратными генераторами случайных чисел, необходимых для качественного моделирования случайных процессов, протекающих в пласте.

Положительный технический результат, обеспечиваемый раскрытой выше совокупностью признаков способа, состоит в возможности определения длительности работы газового промысла, при его запуске после реконструкции, без дополнительного компримирования газа, за счет выполнения предварительных измерений величин снижения пластового давления в скважинах газового промысла месторождения, реконструкция которого проводилась ранее, измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а также применения гидродинамической модели участка месторождения.

Способ поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена карта изобар, характеризующая распределение пластового давления в Сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения, где ГП 1, 3, 4, 6, 8, 9 - соответствующие газовые промыслы; на фиг. 2 - приведена таблица с результатами численного моделирования давления газа на входе узла шлейфов (УВШ).

Позициями на фиг. 2 обозначены: 1 - гидродинамическая характеристика системы «пласт-скважина-газосборная сеть» при плановом давлении Р_ПЛ; 2 - гидродинамическая характеристика системы после месяца эксплуатации; 3 - гидродинамическая характеристика системы после трех месяцев эксплуатации; 4 - гидродинамическая характеристика системы после пяти месяцев эксплуатации; 5 - диапазон давлений на входе установки комплексной подготовки газа, делающей добычу рентабельной.

Осуществление способа поясняется следующим примером.

Медвежье месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации, характеризующейся аномально низким пластовым давлением в Сеноманской газовой залежи. С целью поддержания проектных отборов газа на газовых промыслах проводится плановая реконструкция газопромыслового оборудования и дожимных компрессорных станций.

Газовый промысел ГП-4 (фиг. 1) был остановлен на реконструкцию. После модернизации газоперекачивающих агрегатов на дожимной компрессорной станции был осуществлен запуск газового промысла ГП-4.

Анализ полученного опыта эксплуатации фонда скважин другого промысла (ГП-9) после длительной остановки на реконструкцию показал, что за время простоя происходит восстановление пластового давления за счет перетока газа с периферийных участков залежи в зону отбора газа.

На ГП-9 за 5 месяцев простоя пластовое давление выросло на 0,25 МПа, а после запуска ГП-9 накопленный объем газа позволял поддерживать более высокие давления при добыче в течение 5 месяцев. Во время эксплуатации промысла ГП-9 регулярно проводились измерения величин пластового давления в скважинах, которые показали, что за первый месяц снижение пластового давления составило 0,07 МПа, за первые три - 0,17 МПа, а за первые пять месяцев - 0,25 МПа.

В период остановки ГП-4 на реконструкцию были проведены замеры восстановления пластового давления в скважинах промысла. Увеличение пластового давления по эксплуатационному полю составило также 0,25 МПа в течение первых 2-3 месяцев после остановки промысла. В дальнейшем пластовое давление практически не увеличилось.

Предварительно были измерены потери на установке комплексной подготовки газа, которые по фактическим данным составили 0,2 МПа, также было измерено давление на входе в межпромысловый коллектор, которое составило 1,2÷1,3 МПа, откуда давление на выходе промысла в сумме составляет 1,4÷1,5 МПа.

Далее с помощью гидродинамической модели участка месторождения составлен прогноз, показывающий, что величина восстановления пластового давления и связанное с ним увеличение устьевого давления позволит запустить фонд скважин ГП-4 в эксплуатацию без проведения дополнительного компримирования.

Как видно из фиг. 2, режим работы ГП-4 без дожимной компрессорной станции возможен в течение от 1 (поз. 2) до 3 (поз. 3) месяцев в зависимости от давления на входе в межпромысловый коллектор. Максимально возможная валовая добыча газа будет постепенно снижаться от 3,15 млн.м³/сут до 2,2 млн.м³/сут.

Кроме того, установлено, что в случае запуска установки комплексной подготовки газа ГП-4 совместно с дожимной компрессорной станцией потребуется снизить давление в газосборной сети примерно до 0,7 МПа, что приведет к необходимости дросселирования газа на устьях скважин в среднем примерно на 0,7-0,9 МПа. Такой вариант запуска ГП-4 в эксплуатацию после реконструкции приведет к нерациональному расходованию пластовой энергии.

Повышенное пластовое давление позволило обеспечить запуск скважин и газового промысла ГП-4 Медвежьего месторождения и подать подготовленный товарный газ в межпромысловый коллектор без компримирования.

Применение предлагаемого способа, в период остановки газового промысла, позволяет исключить эксплуатационные затраты на компримирование газа на период снижения пластового давления до критических величин, при которых потребуется работа дожимной компрессорной станции за счет дополнительных притоков газа из периферийной части залежи.

1. Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения, включающий выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла месторождения, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев его эксплуатации, а затем после пяти месяцев его эксплуатации, отличающийся тем, что при проведении реконструкции второго газового промысла месторождения, предусматривающего его остановку, выполняют измерения восстановления пластового давления в скважинах второго газового промысла, выполняют измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а затем с помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют величину восстановления пластового и устьевого давлений, позволяющих запустить фонд скважин второго газового промысла после его реконструкции в эксплуатацию без дополнительного компримирования газа.

2. Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения по п. 1, отличающийся тем, что измерение величин снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла выполняют с помощью глубинных манометров.