СПОСОБ СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Российский патент 2007 года по МПК E21F17/16 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано при создании и эксплуатации подземных хранилищ природного газа в истощенных нефтегазовых месторождениях.

Известен способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в многопластовых неоднородных низкопроницаемых слабосцементированных терригенных коллекторах с подстилающим водяным горизонтом, включающий бурение нагнетательно-эксплуатационных скважин, оборудование их эксплуатационными колоннами, закачку в продуктивный пласт газа и его отбор. Нагнетательно-эксплуатационные скважины бурят с горизонтальным окончанием ствола и располагают их кустами с вертикальной скважиной. Вначале вскрывают вертикальной скважиной продуктивный пласт и частично подстилающий водяной горизонт. Определяют локальные характеристики пласта. По полученным данным уточняют профиль и конструкцию нагнетательно-эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола. Затем бурят 3-8 нагнетательно-эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола. Горизонтальные окончания располагают по радиусам от центра куста и обсаживают фильтрами. Точку входа каждого горизонтального окончания ствола в кровлю продуктивного пласта размещают на расстоянии не менее 100 м от ствола вертикальной скважины. Ее используют в качестве нагнетательной (патент РФ №2136566, опубл. 10.09.1999.).

Недостатком известного способа является необходимость бурения, кроме эксплуатационных, нагнетательных скважин, что значительно усложняет и удорожает процесс создания подземного хранилища газа.

Известен также способ эксплуатации подземных хранилищ газа в многопластовых неоднородных коллекторах, которые вскрывают скважинами, оборудованными обсадными и центральными колоннами труб. Межтрубное пространство на уровне между пластами перекрывают пакером. Определяют проницаемость каждого пласта и закачивают газ в каждый пласт через центральные колонны и межтрубное пространство раздельно. При этом вначале закачивают газ в пласт с меньшей проницаемостью и контролируют производительность закачки. По достижении производительности, равной начальной производительности более проницаемого пласта, закачку газа производят в оба пласта. При этом повышается насыщенность малопроницаемых объектов, тем самым увеличивается объем хранимого газа на 10-12% (авт. свидетельство СССР №1512874, опубл. в БИ №37, 07.10.89).

Недостатком описанного способа является сложность и высокая стоимость осуществления процесса в связи с необходимостью вскрытия неоднородных, многопластовых коллекторов скважинами, оборудованными обсадными и центральными колоннами труб.

Кроме того, известен способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, при котором нефть отбирают из нефтяной толщи через фонтанные скважины, а газ - из газовой шапки с одновременным извлечением конденсата. Давление в пласте в начале разработки равно давлению насыщения. При понижении пластового давления в поровом пространстве пласта будет скапливаться конденсат, частично или полностью теряемый при добыче газа. Для поддержания пластового давления используют закачку рабочего агента - сухого (отсепарированного) газа. Месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами, через которые отбирают сырой газ, и нагнетательными, через которые ведут закачку сухого газа (А.И.Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979, с.204-205, 226-227).

Однако все сооружения для эксплуатации газоконденсатного месторождения с поддержанием давления весьма дороги, требуют поддержания высокого давления (давление максимальной конденсации) и сложны конструктивно.

За прототип предлагаемого изобретения принят способ создания подземного хранилища в истощенных многопластовых месторождениях, включающий бурение скважин, циклическую закачку газа в пласт-коллектор месторождения повышенными темпами при одновременном увеличении активного объема с постепенным повышением пластового давления до установленной величины максимального давления, и оценку герметичности хранилища по техническому состоянию скважин. Оценку герметичности хранилища производят перед закачкой газа в пласт-коллектор путем закачки газа в вышележащий маломощный пласт до достижения максимального давления, а закачку газа в пласт-коллектор производят в течение одного сезона до максимального давления, достигнутого в маломощном пласте (патент РФ №1475097, опубл. 15.03.1994.).

Недостатком известного способа является сложность и высокая стоимость процессов проведения оценки герметичности хранилища по техническому состоянию скважин и необходимость постепенного повышения пластового давления до установленной величины максимального давления при закачке газа в пласт-коллектор месторождения повышенными темпами.

Задачей предлагаемого способа является сокращение затрат на создание подземного хранилища природного газа на завершающем этапе разработки нефтегазовой залежи и сохранение промышленной ценности залежи для ее последующей доразработки (с получением нефти и газа).

Поставленная задача достигается тем, что разбуривают нефтегазовое месторождение эксплуатационными (добывающими) скважинами и ведут разработку путем частичного возврата отсепарированного добываемого газа, причем согласно изобретению возврат природного отсепарированного газа, отбираемого из залежи (с высоким содержанием легких метановых фракций), производят через эксплуатационные скважины в сводовую часть глубокопогруженной залежи в стадии завершения ее разработки при давлениях ниже давления насыщения и формируют газовую шапку, в которой создают подземное хранилище природного газа.

После завершения разработки нефтегазовой залежи углеводородов (при заданных параметрах углеводородоотдачи) залежь можно сохранять на этапе подземного хранилища газа на несколько лет. За этот период произойдет естественное восстановление промышленной ценности нефтегазовой залежи для ее последующей доразработки и получения как газа, так и нефти из остаточных запасов залежи.

По данным группового углеводородного состава нефти меловых отложений относятся к типу парафино-нафтеновых с преобладанием парафиновых углеводородов (температура кристаллизации парафина +52°С).

Характеристика газа, растворенного в нефти:

- плотность (по воздуху) - 0,730-0,840;

- состав газа (%% мольные): метана 70-78; этана 10-13; пропана 4,25-6,72; бутана 1,2-3,5; изобутана 1,0-1,4; гептана 0,2-1,2; гексана 0,6-1,4; двуокись углерода 2,5-2,9; азот + редкие 0,15-0,5.

Приведенные выше характеристики нефти и растворенного в ней газа относятся к углеводородам верхнего и нижнего мела, залегающих на глубинах 3500-5500 м.

Способ осуществляют следующим образом.

Глубокопогруженные нефтегазовые залежи углеводородов имеют существенное превышение начального пластового давления над давлением насыщения нефти газом (от 34,0 до 40,0 МПа), как показатель весьма высокого запаса упругой энергии, обеспечивающего жидкофазную фильтрацию пластовых флюидов. Таким образом, природные режимы пластовых систем таких объектов могут быть отнесены к четко выраженным упруговодонапорным режимным состояниям.

Способ разработки глубокопогруженных залежей углеводородного сырья включает разбуривание залежи вертикальными и/или горизонтальными добывающими (эксплуатационными) скважинами и отбор нефти через них до снижения пластового давления ниже давления насыщения. Залежь разделяют по запасам на две равные доли (верхнюю и нижнюю) и ведут разработку путем реализации трех основных режимных состояний в каждой из выделенных частей залежи (верхней и нижней):

- упруго-водонапорного режима с расходом запаса упругой энергии пластовых систем и насыщающих их жидкостей до давления насыщения нефти газом;

- смешанного режима фильтрации флюидов - нефти, газа и воды с постепенным наращиванием охвата нефтенасыщенных коллекторов режимом растворенного газа в условиях снижения пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения и вторжения вод водонапорного бассейна;

- глубокого развития режима растворенного газа с вторжением воды водонапорного бассейна с трехфазной фильтрацией пластовых флюидов - газа, нефти и воды.

Конструкции скважин должны обеспечивать полную изолированность ствола эксплуатационной колонны от вскрытых пластов всего пройденного разреза и полное предотвращение фильтрации пластовых флюидов вдоль крепи скважин (предотвращение перетоков флюидов вдоль цементного камня).

В выделенных частях залежи (верхней и нижней) проводят индивидуальное развитие трех основных режимных состояний. В верхней части залежи реализуют развитие упругого режима пластовых систем со снижением пластового давления до давления насыщения с однофазной фильтрацией нефти, затем переходят к развитию глубокого режима растворенного газа с двухфазной фильтрацией нефти и выделяющегося из нефти газа (этап основного периода разработки залежи) и на завершающем этапе разработки залежи не исключен переход к трехфазной фильтрации (+ вода) по мере вторжения вод водонапорного бассейна в коллекторы верхней части залежи. В нижней части залежи на этапе основного периода разработки залежи реализуют упруго-водонапорный режим выработки запасов углеводородов при однофазной фильтрации нефти с постепенным наращиванием двухфазной фильтрации нефти и воды по мере вторжения вод водонапорного бассейна, а затем переходят к смешанному режиму дренирования (до конца разработки) - упруго-водонапорному с частичным развитием режима растворенного газа в объеме нижней части залежи с формированием двух- и трехфазной фильтрации пластовых флюидов.

При реализации предлагаемых новых режимных состояний дренирования запасов углеводородов глубокопогруженных массивных залежей с истощением пластовой энергии ниже давления насыщения сильно активизируются процессы гравитационной сегрегации нефти и выделяющегося из нефти газа с образованием динамичной газовой шапки в сводовой части разрабатываемого объекта.

Таким образом, при завершении разработки глубокологруженной залежи углеводородов создаются предпосылки формирования подземных природных хранилищ углеводородного газа высоких энергетических кондиций с ранее подготовленной технической базой для их эксплуатации.

Так как при описанном способе разработки залежи достигается большая углеводородоотдача (нефть и газ, особенно это касается газа), часть добываемого газа (50-80% от газового фактора, в зависимости от нужд потребления) после сепарации закачивают обратно через эксплуатационные скважины в сводовую часть залежи, формируют газовую шапку и создают подземное хранилище природного газа. При длительном подземном хранении газа в нефтегазовой залежи продолжают протекать процессы внутрипластовой сегрегации нефти и газа, которые будут сохранять остаточные запасы газа, тем самым сохраняя промышленную ценность залежи для ее последующей доразработки и получения как газа, так и нефти из остаточных запасов залежи.

Предлагаемое изобретение обеспечивает значительное снижение затрат на создание хранилища, сокращение сроков его создания, повышение коэффициента конечной углеводородоотдачи (в частности, газоотдачи) на обустроенных месторождениях, разрабатываемых в режиме истощения, без снижения объемов выработки товарного газа и других ценных углеводородов при обычном оборудовании нефтегазодобывающей скважины (без нагнетательных скважин).

Используется при создании и эксплуатации подземных хранилищ природного газа в истощенных нефтегазовых месторождениях. Обеспечивает снижение затрат на создание хранилища, сокращение сроков его создания, повышение коэффициента конечной углеводородоотдачи на месторождениях, разрабатываемых в режиме истощения, без снижения объемов выработки товарного газа и других ценных углеводородов при обычном оборудовании. Разбуривают месторождение эксплуатационными скважинами и ведут разработку путем частичного возврата отсепарированного добываемого газа. Возврат газа, отбираемого из залежи с высоким содержанием легких метановых фракций, производят через добывающие скважины в сводовую часть глубокопогруженной залежи в стадии завершения ее разработки при давлениях ниже давления насыщения и формируют газовую шапку, в которой создают подземное хранилище природного газа. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ создания подземного хранилища газа в истощенных нефтегазовых месторождениях путем разбуривания их эксплуатационными скважинами и частичной обратной подачи добываемого отсепарированного газа, отличающийся тем, что возврат природного отсепарированного газа, отбираемого из залежи с высоким содержанием легких метановых фракций, производят в сводовую часть глубокопогруженной залежи в стадии завершения ее разработки при давлениях ниже давления насыщения и формируют газовую шапку, в которой создают подземное хранилище природного газа.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возврат природного отсепарированного газа в сводовую часть залежи производят через добывающие скважины.