СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/16 E21B43/14 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых залежей газа.

Известен способ разработки газовых месторождений, включающий разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства и объединением потоков газа разных пластов [1].

Недостатками известного способа являются: ограничение запланированного отбора газа из месторождения и перенесение объемов добычи на вышележащий пласт, который в общем случае может быть и низконапорным, что приводит к раннему вводу ДКС (дожимной компрессорной станции); худшие условия эксплуатации залежей, т. к. сетки скважин на различные пласты являются статическими, разбуренными на основании начальных сведений о геологии пластов; необходимость подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы скважин, пробуренных на верхний низкотемпературный пласт.

Наиболее близким техническим решением к предложенному способу является "Способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения", включающий бурение добывающих скважин, перепуск газа из нижнего пласта с регулировкой давления [2].

Указанный способ заключается в том, что бурят эксплуатационную сетку скважин на верхний объект, принимая его за основной объект разработки. Для замедления обводнения эксплуатационных скважин верхнего пласта сооружаются перепускные скважины на нижний и верхний пласты. Затем с помощью этих перепускных скважин осуществляют перепуск газа из нижнего продуктивного пласта в интервал ГВК (газоводяной контакт) верхнего основного объекта. Для того чтобы пластовое давление в верхнем основном объекте в интервале перепуска в области ГВК не снижалось, необходимо поддерживать равенство объемов добываемого и перепускаемого газа. Исходя из этих соображений определяют количество перепускных скважин. Разработка месторождения начинается сразу с верхнего пласта.

Недостатками известного способа являются: 1) ограничение объемов добычи газа из верхнего объекта разработки, т.к. необходимо поддерживать равенство объемов добываемого и перепускаемого газа, а нижний пласт активно не разрабатывается; 2) возможные потери газа при перепуске в наиболее проницаемые пропластки верхнего объекта в области ГВК; 3) увеличение капитальных затрат за счет увеличения фонда скважин на верхний основной объект и раздельной их эксплуатация; 4) необходимость подачи ингибитора гидратообразования в скважины, пробуренные на верхний низконапорный и низкотемпературный пласт.

Техническим результатом изобретения является сокращение капитальных затрат на бурение.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки многопластовых газовых месторождений, включающем бурение добывающих скважин, перепуск газа из нижнего пласта в верхний низконапорный пласт с регулировкой давления, согласно изобретению добывающие скважины бурят на нижний высоконапорный пласт в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения, а перепуск газа из высоконапорного пласта осуществляют предварительно по единой разбуренной сетке скважин в кровлю пласта с наиболее низким пластовым давлением при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта, затем, после выравнивания давлений, осуществляют одновременно совместную эксплуатацию верхнего и нижнего пластов по единой лифтовой колонне, а при обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта.

На фиг.1 показана схема предложенного способа на первом этапе предварительного перепуска газа; на фиг.2 - схема предложенного способа на втором этапе эксплуатации месторождения.

Способ включает перепуск газа (см. фиг.1) в пласт 1, где давление P_1пл < P_1заб, из пласта 2, где R_2пл > P_2заб по единой лифтовой колонне 3, оснащенной регулятором давления 4, и одновременно - совместную разработку (см. фиг. 2) пласта 1, где P_1пл > P_1заб и пласта 2, где P_2пл > P_2заб единой лифтовой колонной 3, оснащенной регулятором давления 4.

На фиг. 3 показана динамика добычи газа при одновременно - совместной разработке двух пластов на примере Бованенковского месторождения, где кривая 1 - годовая добыча газа из низконапорного пласта, кривая 2 - суммарная годовая добыча газа из двух пластов.

На фиг. 4 показано изменение текущих запасов газа и порового объема низконапорного пласта в процессе перепуска газа и разработки, где кривая I - изменение текущих запасов, кривая II - обводнение залежи.

Способ осуществляют следующим образом. Бурят эксплуатационные скважины на нижний высоконапорный пласт в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения (т.е. с учетом одновременно - совместной эксплуатации пластов 1 и 2 (фиг.1) через одну и ту же лифтовую колонну). Затем осуществляют перепуск газа с использованием регулятора давления 4 (фиг. 1) из нижнего в верхний низконапорный пласт при закрытых скважинах на устье, т. е. добычу газа в период перепуска не производят вплоть до выравнивания пластового и забойного давлений в низконапорном пласте 1.

За время перепуска (от 2 до 5 лет) проводят обустройство промысла.

На втором этапе осуществляют одновременно - совместную разработку обоих пластов через одни и те же эксплуатационные скважины, пробуренные ранее на нижний горизонт по единой лифтовой колонне.

Суммарная годовая добыча газа из месторождения складывается из
q_сум = q_н + q_в,
где q_сум - суммарная добыча газа из месторождения, млрд. м³/год; q_н - добыча из нижнего пласта; q_в - добыча из верхнего низконапорного пласта, который после перепуска стал также высоконапорным.

В прототипе реализуется только добыча газа из ограниченного фонда перепускных скважин, а ресурсы верхнего пласта по существу временно консервируются, что приводит к ограниченной добычи газа из месторождения в целом.

Благодаря полному и стадийному перепуску газа увеличивается термодинамический потенциал низконапорного пласта 1 и наиболее полно реализуется синергетика многопластовой системы.

Пример. При разведке Бованенковского месторождения были вскрыты среди прочих две пластовые газовые залежи. Нижняя залежь: глубина залегания 1500 м, пластовое давление - 15.0 МПа, пластовая температура - плюс 42.5^oC. Основные запасы газа сосредоточены в нижнем пласте (залежи), которые составляют 2031 млрд.м³. Верхняя низконапорная залежь: глубина залегания 620 м, пластовое давление - 6.8 МПа, пластовая температура - плюс 16^oC. Запасы газа верхнего низконапорного пласта составляют 870 млрд.м³.

При разработке верхней залежи (сеноманская) самостоятельной сеткой необходимо сразу вводить дожимную компрессорную станцию (ДКС).

Для осуществления способа на нижний пласт пробурили 327 эксплуатационных скважин (см. таблицу). Согласно предлагаемому способу сначала в течение 5 лет осуществили перепуск газа из нижнего пласта в кровлю верхнего по уже пробуренному фонду скважин (см. фиг.3 - заштрихованная область). Суммарный перетекший объем газа составил 413.2 млрд.м³. В период перепуска добыча газа не осуществляется вплоть до выравнивания забойного и пластового давлений. При этом объем перепускного газа контролируется регулятором давления 4, установленном в лифтовой колонне 3. Помимо этого дополнительный контроль за перепуском газа осуществляется на устье скважин известным расчетным способом.

После окончания перепуска газа скважины вводятся в эксплуатацию, и осуществляется одновременно - совместная разработка обоих пластов по одной лифтовой колонне.

В результате перепуска газа улучшаются условия разработки верхнего (сеноманского) пласта, связанные с его обводнением, которые обеспечивают значительное увеличение периода вторжения воды в залежь (см. фиг.4 - начало вторжения воды на 18-19-й годы разработки).

В таблице представлены результаты расчетов технологических параметров разработки Бованенковского месторождения при реализации предлагаемого способа. 3апланированный объем добычи газа в размере 115 млрд.м³/год реализуется 327 эксплуатационными скважинами, в то время как для отбора этого же объема газа по прототипу потребуется эксплуатационных скважин почти в два раза больше.

ДКС вводится по предлагаемому способу на 9-й год от начала освоения месторождения.

Использование предлагаемого способа разработки многопластовых газовых месторождений имеет по сравнению с существующими в настоящее время способами следующие преимущества: 1) объединение пластов в одну гидродинамически связанную, саморегулируемую систему повышает ее синергетику; 2) в результате предварительного перепуска газа из высоконапорного пласта в пласт с меньшим пластовым давлением и последующей их совместной эксплуатацией единой лифтовой колонной сокращается эксплуатационный фонд скважин на 30-50% в зависимости от начальных запасов газа и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов; 3) в случае объединения пластов низконапорного (менее 7.4 МПа) и высоконапорного (более 7.4 МПа) увеличивается срок бескомпрессорной эксплуатации системы; 4) одновременно-совместная эксплуатация пластов с различными термобарическими характеристиками позволяет получить в ряде случаев безгидратные условия эксплуатации скважин за счет объединения потоков более "горячих" и "холодных" газов в единой лифтовой колонне; 5) улучшаются условия эксплуатации и обводнения пластовой системы, которые проявляются в первую очередь в том, что вначале обводняется нижележащий горизонт, в то время как продвижение ГВК вышележащего горизонта значительно отстает от продвижения ГВК нижележащего (за счет увеличения порового объема верхнего пласта вследствие перетока газа из нижнего). Таким образом, в случае критического обводнения нижележащего горизонта обводнившиеся скважины переводятся на эксплуатацию вышележащего.

Таким образом, способ позволяет эффективно вырабатывать ресурсы обоих эксплуатационных объектов со значительно меньшими затратами по сравнению с существующими способами разработки на настоящее время.

Источники информации
1. Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. -М.: Недра, 1974 г., с. 312.

2. Патент РФ, 2034131, кл. E 21 B 43/00, 30.04.95.

Использование: в газовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых залежей газа. Обеспечивает сокращение капитальных затрат на бурение месторождения и увеличение добычи газа. Сущность изобретения: по способу осуществляют перепуск газа из нижнего пласта в верхний низконапорный пласт с регулировкой давления. На нижний высоконапорный пласт бурят добывающие скважины. Их бурят в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения. Перепуск газа из высоконапорного пласта осуществляют предварительно по одной разбуренной сетке скважин в кровлю пласта с наиболее низким пластовым давлением при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта. После выравнивания давлений осуществляют одновременно совместную эксплуатацию верхнего и нижнего пластов по единой лифтовой колонне. При обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта, 4 ил., 1 табл.

Способ разработки многопластовых газовых месторождений, включающий бурение добывающих скважин, перепуск газа из нижнего пласта в верхний низконапорный пласт с регулировкой давления, отличающийся тем, что добывающие скважины бурят на нижний высоконапорный пласт и в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения, а перепуск газа из высоконапорного пласта осуществляют предварительно по единой разбуренной сетке скважин в кровлю пласта с наиболее низким пластовым давлением при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта, затем, после выравнивания давлений, осуществляют одновременно совместную эксплуатацию верхнего и нижнего пластов по единой лифтовой колонне, а при обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта.