СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА Российский патент 2014 года по МПК E21B43/14 E21B37/06 

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых залежей газа, представленных неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью, например туронских залежей.

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 (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с.312). Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.

Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (РФ №2377396 E21B 43/14), включающий строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, подключение скважин, эксплуатирующих разные объекты разработки, к единой трубопроводной сети. 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.

Однако вышеуказанный способ не позволяет вести работы по освоению, исследованию и эксплуатации отдельно по каждому стволу скважины, вести учет продукции отдельно по разным объектам добычи.

Известен способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (Патент РФ 2295632, кл. E21B 43/14, E21B 7/04, 13.03.2006). Способ применим, когда над основным эксплуатационным объектом в виде высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномальным высоким пластовым давлением. Способ включает бурение скважин на нижний пласт, предварительный, регулируемый по давлению перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с водой, при закрытых скважинах на устье, и последующую эксплуатацию месторождения. Разработку месторождения осуществляют кустами скважин. Бурение перепускных скважин осуществляют с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта, а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например, в виде цементного моста. Далее выше него осуществляют бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела.

Недостаток способа - его узкая область применения вследствие того, что он применим только при достаточно редком в геологической практике сочетании нижнего высокопроницаемого пласта и верхнего низкопроницаемого пласта с аномальным высоким пластовым давлением. Кроме того, данный способ не позволяет вести одновременно-раздельную добычу газа, при которой работы по освоению, исследованию и эксплуатации можно производить отдельно по каждому стволу скважины, без полной остановки процесса добычи.

Кроме того, все указанные способы применимы только для сеноманских коллекторов, где проницаемость насыщенных газом пластов очень высока. Сосредоточенные же в туроне запасы газа оказались трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане, поэтому притоки газа незначительны. И его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тыс. куб.м в сутки, а это ниже уровня рентабельности.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых залегают согласованно по площади и гидродинамически не связаны между собой, сокращение капитальных затрат на бурение скважин с пологими окончаниями, снижение неблагоприятного воздействия на окружающую среду.

Технический результат от применения предлагаемого способа заключается в возможности вести раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб, производить работы по освоению, исследованиям и геолого-техническим мероприятиям по каждому стволу скважины, свести к минимуму размеры кустовых площадок, повысить технико-экономические показатели добычи газа, уменьшить потребности в устьевом оборудовании.

Для достижения этого технического результата в известном способе разработки многопластового месторождения газа, включающем:

- бурение основного ствола,

- спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований,

- бурение горизонтального участка в продуктивном пласте,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ,

- основной ствол бурят с заданным зенитным углом,

- обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра,

- продуктивные участки стволов бурят пологими субгоризонтальными в двух различных гидродинамически не связанных пластах и оснащают их фильтрами соответствующих диаметров,

- производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой выше кровли нижнего продуктивного горизонта пакером,

- и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб,

- при этом осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола.

Способ поясняется чертежами, где на фиг.1 показана двухзабойная скважина, на фиг.2 - подача метанола в процессе эксплуатации скважины.

Скважина состоит из двух стволов, основного 1 на горизонт Т₂ и бокового 2 на горизонт T₁. Основной ствол 1 обсаживают эксплуатационной колонной 3, в состав которой входит фильтр 4. Для бурения бокового ствола 2 на горизонт T₁ используют специальную трубу 5 с предварительно вырезанным окном 6. В боковой ствол 2 опускают хвостовик-фильтр 7. Горизонты T₁ и Т₂ изолируют друг от друга пакером 8. В основной 1 и боковой 2 стволы скважины производят одновременный спуск лифтовых колонн насосно-компрессорных труб 9 и 10. К каждому из стволов скважины подведены метанолопроводы для подачи ингибитора в трубное и в затрубное пространство скважины: к боковому стволу 2 - метанолопровод 11. К основному стволу 1 подведен метанолопровод 12, для подачи ингибитора от емкости - метанольницы 13. На устье скважины смонтирована двойная фонтанная арматура 14 для герметизации устья скважины, подвески лифтовых колонн насосно-компрессорных труб 9 и 10, контроля и регулирования режима работы скважины, перекрытия и направления добываемой продукции в газосборный шлейф, а также проведения различных технологических операций.

Заявляемый способ осуществляется следующим образом на примере двухзабойной скважины №174 Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Основной ствол 1 на горизонт Т₂ двухзабойной скважины №174 бурят через коллектор с зенитным углом 84,2 градуса и обсаживают эксплуатационной колонной 3, в состав которой входит фильтр 4. Проводят комплекс геофизических исследований. В эксплуатационной колонне 3, в интервале 1010-1470 м, вырезано окно 6 для проведения работ по бурению и заканчиванию бокового ствола 2. Заранее вырезанное окно 6 гарантирует более точную установку последнего, без разворота металлоемкой эксплуатационной колоны 3 по азимуту. В боковой ствол 2 на горизонт T₁ опускают хвостовик-фильтр 7. Изоляцию горизонтов T₁ и Т₂ между собой на глубине 1509 м (кровля горизонта Т₂) осуществляют пакером 8. В основном стволе 1 скважины располагают систему заканчивания скважин, предназначенную для раздельной эксплуатации горизонтов T₁ и Т₂ по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб 9 и 10, которые одновременно спущены в оба ствола 1 и 2 скважины до расположения фильтров 4 и 7. Указанная система заканчивания скважин позволяет производить работы по освоению и исследованию отдельно в каждом стволе 1 и 2 многозабойной скважины, а также допускает раздельный доступ через насосно-компрессорные трубы 9 и 10 в основной 1 и боковой 2 стволы скважины в процессе последующей эксплуатации. Добыча газа по обоим стволам 1 и 2 идет независимо друг от друга. Газ горизонтов T₁ и Т₂ через двойную фонтанную арматуру 14 раздельно по насосно-компрессорным трубам 9 и 10 поступает через соответствующие арматурные блоки в кустовой газосборный коллектор (не показано), где происходит смешивание потоков газа из туронских стволов 1 и 2 скважины №174 и сеноманских скважин Южно-Русского нефтегазового месторождения. Термобарические условия туронских залежей предполагают образование гидратов в процессе добычи газа, как в стволе скважин, так и непосредственно в призабойной зоне пласта, что значительно усложняет процесс добычи газа. Для предупреждения процесса гидратообразования в схеме обвязки устья скважины осуществляется подача метанола в трубное пространство основного ствола 1 (в колонну НКТ) и затрубное пространство бокового ствола 2 скважины. В обвязке скважины 174 предусмотрена также подача метанола в трубное пространство бокового ствола 2.

Ингибирование основного ствола 1 скважины осуществляется подачей в необходимом объеме метанола непосредственно в насосно-компрессорные трубы с остановкой ствола 1 на 1 час. Ингибитор подается из емкости - метанольницы 13 с объемом 5 м³ под собственным гидростатическим давлением по метанолопроводу 12. Операции по открытию и закрытию задвижек фонтанной арматуры, контролю закачки требуемого объема производятся в автоматическом режиме в соответствии с заданными на главном щите управления (не показано) параметрами. Ингибирование происходит один раз в сутки. Продолжительность остановки основного ствола 1 установлена, исходя из условий достаточности времени на гравитационное снижение закачанного метанола по стволу до призабойной зоны, и определена на основе опытных данных при выполнении аналогичных работ по сеноманским скважинам.

Ингибирование бокового ствола 2 осуществляется через затрубное пространство скважины также в автоматическом режиме. Закачка метанола происходит в непрерывном циклическом режиме в соответствии с заданной установкой поддержания требуемого расхода подачи метанола без остановки добычи газа боковым стволом 2.

Использование способа добычи газа двухзабойной эксплуатационной скважиной в сравнении со способом добычи однозабойной скважиной позволяет получить ряд преимуществ.

1. Двухзабойная скважина позволяет существенно увеличить отбор газа одной скважиной. При строительстве экспериментальной двухзабойной скважины №174 Южно-Русского месторождения дебит увеличился в 3,5 раза по сравнению с однозабойной скважиной №170Н, находящейся на том же кусту газовых скважин.

2. Зона дренирования пласта двухзабойной скважиной существенно больше, при этом депрессия, создаваемая на пласт при добыче газа, гораздо ниже, что повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов газовых залежей.

3. Применение двухзабойных скважин позволяет оборудовать каждый из стволов скважины своими насосно-компрессорными трубами и вести раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов с различными характеристиками (температурой, давлением). А также позволяет вести учет продукции отдельно по разным объектам добычи.

4. Работы по освоению, исследованию и эксплуатации можно производить отдельно по каждому стволу скважины, без полной остановки процесса добычи.

5. Использование способа добычи газа двухзабойной эксплуатационной скважиной сокращает количество скважин, необходимых для эффективного дренирования залежи, что приводит к экономии времени и средств. Уменьшение площади наземной части приводит к улучшению экологической обстановки. Устраняя необходимость бурения скважин в нескольких местах, данная технология может уменьшить влияние буровых работ на окружающую среду как минимум на 50%. Это особенно важно в таких экологически чувствительных областях, как Западносибирская равнина.

6. К преимуществам также относится сокращение сроков выполнения работ и, как следствие, сокращение расходов на нагрев жидкостей и оборудования и снижение затрат на утилизацию шлама.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Способ разработки многопластового месторождения газа, включающий бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра, продуктивные участки стволов бурят пологими субгоризонтальными в двух различных гидродинамически не связанных пластах и оснащают фильтрами соответствующих диаметров, производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой выше кровли нижнего продуктивного горизонта пакером, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб, при этом осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола.