СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено при прогнозировании разработки газовых и газоконденсатных залежей, определения дебитов скважин, решении вопроса об использовании компрессорных станций в системе добычи и транспортировки газа.

Известен способ расчета технологических параметров разработки газовых залежей на упруговодонапорном режиме [1] который предусматривает определение во времени изменения текущих отборов газа, пластового и устьевых давлений. В зависимости от текущих расхода и устьевого давления решается вопрос о времени ввода компрессорных станций для транспортировки газа. Недостатком данного способа является то, что в нем не учитываются особенности работы низкодебитных скважин, в стволе которых накапливается жидкость.

Известны способы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, согласно которым предусматривается удаление жидкости из скважин с применением различных устройств, ввода в скважину пенообразующих веществ и т.п. [2,3] Применение скважинных устройств, пенообразующих веществ требует дополнительных затрат энергии и материальных средств и при интенсивном поступлении в скважину воды не всегда эффективно. Это особенно сильно проявляется на поздней стадии разработки месторождения, когда затраты на удаление жидкости из скважин не окупаются дополнительно добытым газом. Кроме того возникают проблемы обеспечения экологичности процесса, так как необходимо решать вопросы утилизации отбираемой из скважин воды, захоронять отходы производства (жидкости, содержащие ПАВ и другие реагенты). Применяемое оборудование требует дополнительных затрат на его обслуживание, капремонт, замену деталей. А при наличии в газе сероводорода указанные проблемы становятся еще сложнее. При планировании работ по удалению жидкости из скважины, обустройству месторождения и установлению технологического режима газовых скважин обычно не учитываются особенности движения газа через столб жидкости в режиме барботажа. А это важно, так как наличие в стволе скважины столба жидкости, который находится в равновесии со сформировавшимся локальным давлением в пласте в зоне данной скважины, вносит изменение в традиционно применяемую зависимость дебита скважины от устьевого давления. Принимается обычно условие: чем меньше давление на устье скважины, тем больше дебит скважины при заданном постоянном пластовом давлении, что не всегда верно. Это обусловлено тем, что при снижении устьевого давления увеличивается высота столба жидкости, вследствие чего забойное давление практически не изменяется, а значит дебит газа не возрастает. В ряде случаев также не эффективно осуществлять периодическое удаление столба жидкости из скважины и эксплуатировать ее после этого при уменьшенном устьевом давлении, при этом усиливается приток жидкости в скважину, что влечет за собой увеличение затрат на ее извлечение. Поэтому разработка газовых и газокоденсатных месторождений с применением способов удаления жидкости не всегда приемлема.

Целью изобретения является снижение материальных и энергетических затрат на добычу и транспорт газа.

Цель достигается тем, что по результатам исследования добывающих скважин периодически анализируют изменение зависимости дебита газа от давления на устье, и после того, как давление на устье скважин снизится до значения, при котором дебит газа становится независим от устьевого давления, прекращают дальнейшее снижение давления на входе в головную (дожимную) компрессорную станцию и увеличение ступеней сжатия газа.

Существенным отличием предлагаемого способа является установление момента времени, когда дебит газа становится независим от давления на устье скважин (или давления на входе в головную компрессорную станцию (ГКС). Если предлагаемый способ начинают применять на этапе, когда еще осуществляется расширение ГКС с наращиванием очередных ступеней компримирования газа, то отказ от дальнейшего снижения давления на приеме ГКС позволит снизить капитальные и эксплуатационные затраты на добычу и транспорт газа. В случае, если данный способ начали применять на этапе, когда расширение ГКС с наращиванием ступеней компримирования газа уже завершено и на входе в ГКС поддерживается давление ниже, чем это обусловлено оптимальными условиями эксплуатации скважин, то весь объем или часть отбираемого из месторождения газа направляют на прием промежуточной ступени компримирования с более высоким входным давлением. Это позволит полностью или частично отказаться от компримирования газа на низконапорных ступенях ГКС, при этом сокращаются эксплуатационные расходы, снижаются затраты на ремонт компрессорных агрегатов и затраты дополнительной энергии на компримирование газа.

Если позволяют условия, часть газового потока от некоторых скважин (или групп скважин, отдельных участков) может быть направлена в обход ГКС без снижения добычи газа. При этом рабочее давление в системе от входа в ГКС до устья газовых скважин возрастет, а отбор газа не уменьшится.

Возможность повышения устьевого давления на скважинах без снижения производительности добывающих скважин объясняется гидрогазодинамическими условиями работы системы газоносный пласт скважина транспорт газа в условиях проявления упруговодонапорного режима в разрабатываемом пласте.

На фиг. 1 представлена модель предлагаемой системы; на фиг. 2 график зависимости давления на головке от высоты столба жидкости.

Работа газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима разработки залежей характеризуется вытеснением краевой или подстилающей водой газа к забою скважин и далее на поверхность. На определенной стадии разработки залежи при определенном приближении поверхности раздела газ-вода к фильтру скважины образуется конус воды в призабойной зоне. Высота конуса воды зависит от пластовой депрессии. При больших пластовых депрессиях может на поверхность выноситься значительное количество пластовой воды. По мере продвижения снизу-вверх раздела газ-вода и снижения пластовой депрессии вынос пластовой воды сокращается, а затем вообще прекращается. В этом случае в стволе скважины устанавливается столб воды определенной высоты. Высота столба воды может в значительной степени изменяться в зависимости от изменения устьевого давления скважины. При этом пластовая депрессия устанавливается максимально возможной, при которой отсутствует вынос пластовой воды на поверхность.

Связь между высотой столба воды в стволе (s_ж) и устьевым давлением скважины Р_гол можно установить из уравнения баланса давлений в скважине:
Р_пл= Р_гол+ΔР_с.скв+ΔР_пл= Р_гол+g(s_ж˙ρ_ж.ср+L_г˙ρ _г.ср)+s_кон.в˙gρ_в, (1) где Р_пл, Р_гол., Р_заб пластовое, устьевое и забойное давления (Р_пл Р_заб + ΔР_пл), Па; s_ж, s_г, s_кон.в. высота столба жидкости, газа и конуса воды, м; ρ_ж.ср., ρ_г.ср., ρ _в средняя по высоте скважины плотность жидкости, газа и воды в конусе; g 9,8 м/с² ускорение силы тяжести; ΔР_с.скв. и ΔР_пл. потери давления в стволе скважины и призабойной зоне пласта. Решая уравнения (1) относительно s_ж, получают искомую зависимость:
s_ж
(2)
Из уравнения (2) видна существенная связь между высотой столба воды и давлением на устье скважин, так как остальные параметры постоянны в текущий период времени разработки или изменяются незначительно.

Опыт разработки газовых залежей Нижнего Поволжья подтверждает вышеуказанные соображения (массивная и др. залежи Коробковского, Верховского, Ветютневского и др. месторождений): текущие отборы газа на определенной стадии разработки не зависят от изменения давления на устье скважин, при предельных (потенциальных) отборах газа из залежи и текущем пластовом давлении (которое практически не изменялось во времени в этот период) давление на головке самопроизвольно регулируется высотой столба воды в скважине (фиг.2): при увеличении высоты столба жидкости уменьшается, а при уменьшении высоты столба жидкости возрастает, при этом по группе данных месторождений минимальные значения Р_г составляют 1,5 МПа, а максимальные 2,8 МПа.

П р и м е р 1. В качестве примера приводятся данные по массивной залежи Коробковского месторождения, находящейся на поздней стадии разработки: пластовое, устьевое и забойное давления соответственно равны 5,0; 1,5 и 4,8 МПа; ρ _ж.ср., ρ _г.ср. и ρ_в 500, 10 и 1000 кг/м³s_кон.в. 15 м, s_скв. 1450 м. Изменение зависимости дебита газа от Р_гол по скважинам массивной залежи приведено на графике фиг.2, построенном по результатам исследований скважин. Давление на входе КС здесь определяют минимальные значения Р_гол. Высоту столба воды s_ж в скважине определяют методом последовательных приближений (итераций): задают s_г 0 и по формуле (2) определяют s_ж 720 м и s_г s_скв. s_ж 1450 720 730 м. Подставляют далее в формулу (2) новое (рассчитанное) значение s_г и вновь определяют s_ж и s_г. Расчет ведется при новых значениях s_г до тех пор, пока сумма рассчитанных значений s_ж и s_г не будут равны глубине скважины s_скв. Практически достаточно бывает 2-3 итераций, чтобы получить истинное значение s_ж. В примере 1 окончательное значение s_ж 718 м. При этом значении s_ж и Р_гол. 1,5 МПа для дальнейшей транспортировки газа требуется его компримирование (на ГКС) до 2,5 МПа, что осуществляется фактически Коробковскoй компрессорной станцией: для бескомпрессорной транспортировки газа требуется давление на входе в магистральный газопровод не менее 2,5 МПа.

Определяют по формуле (2) высоту столба жидкости при бескомпрессорной транспортировке газа массивной залежи, т.е. при Р_гол 2,5 МПа и других принятых исходных данных: s_ж 450 м, s_г 1000 м.

Как видно из результатов этих определений, при задании на устье скважин давления, равного 2,5 МПа, без снижения пластовой депрессии или производительности скважин (залежи) обеспечивается бескомпрессорная транспортировка газа за счет снижения уровня воды в скважине до 450 м и газа до 1000 м, так как давление на устье скважин (2,5 МПа) равно давлению на выходе из ГКС и соответствует давлению, требуемому для бескомпрессорной транспортировке (потерями на трение на участке от скважин до ГКС пренебрегается из малой их величины порядка 0,5 МПа).

П р и м е р 2. На месторождении имеются скважины с различными условиями эксплуатации: часть скважин высокопроизводительные, в которых жидкость выносится на поверхность, остальные скважины эксплуатируются с дебитом ниже выносного, газ в этих скважинах движется от забоя к устью в режиме барботажа. Первая группа скважин (высокодебитные) подключается на прием ГКС, а вторая группа скважин (низкодебитные) подключается на вход в магистральный (межпромысловый) газопровод или при увеличении давления на выходе из ДКС (в зимнее время) на промежуточную ступень ГКС.

Способ реализуется с использованием существующих технических средств: манометры, расходомеры. Для реализации необходимо периодически, не реже чем один раз в месяц, проводить замеры давления на устьях добывающих скважин, их дебит, а также давление на входе ГКС и ее производительность. Строятся графики зависимости изменения дебита и времени эксплуатации скважин от давления на устье (или давления на входе в ГКС). По графику Р_гол f(t) экстраполяцией фактической кривой определяется момент времени, когда дальнейшее снижение давления (на устье скважин или на входе в ГКС) не влияет на дебит скважин. Это давление является предельным минимальным значением, ниже которого система пласт-скважины ГКС будет работать неэффективно (т.е. с повышенными материальными, энергетическими затратами). В дальнейшем продолжают осуществлять контроль за давлениями на устье скважин, входе и ГКС, расходах газа и в случае необходимости вносятся соответствующие коррективы в технологическом режиме.

Способ позволяет снизить материальные и энергетические затраты на добычу и транспорт газа за счет установления оптимального значения минимального давления на устье газовых скважин или на входе головной компрессорной станции (ГКС). Это достигается тем, что по результатам исследования добывающих скважин периодически анализируют изменение во времени зависимости дебита газа от давления на устье скважин (или от давления на входе в ГКС). После того, как это давление снизится до значения, при котором дебит газа становится независим от давления на устье скважин или от давления на входе в ГКС, прекращают дальнейшее снижение давления на входе в ГКС, прекращают наращивание числа ступеней сжатия газа. Если на месторождении имеются скважины с различной продуктивной характеристикой, то скважины с близкой продуктивной характеристикой объединяют в отдельные группы, которые подключают в зависимости от влияния на их дебит устьевого давления или давления на входе в ГКС, либо в обход ГКС, либо на прием промежуточной ступени компримирования. 1 з. п. ф-лы, 2 ил.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий бурение добывающих скважин, прокладку газосборных коммуникаций, сооружение головной компрессорной станции и исследование скважин с замерами дебита и давления на устье, отличающийся тем, что, с целью снижения материальных и энергетических затрат на добычу и транспорт газа, по результатам исследования добывающих скважин периодически анализируют изменение зависимости дебита газа и высоты столба воды в стволе скважины от давления на устье скважин или на входе в головную компрессорную станцию и после того, как давление на устья скважин или на входе в головную компрессорную станцию снизится до значения, при котором дебит газа становится независимым от устьевого давления или давления на входе в головную компрессорную станцию, прекращают дальнейшее снижение давления на входе в головную компрессорную станцию и увеличение числа ступеней сжатия газа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на месторождении, имеющем скважины с различными условиями эксплуатации, выделяют группы скважин, близкие по продуктивной характеристике, и подключают их непосредственно на вход в магистральный газопровод либо на прием промежуточной ступени компримирования головной компрессорной станции.