RU2605216C1

RU2605216C1 - Способ разработки газового месторождения

Info

Publication number: RU2605216C1
Application number: RU2015141257/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Николаевич Меньшиков; Игорь Васильевич Мельников; Сергей Анатольевич Варягов; Михаил Николаевич Киселёв; Юрий Александрович Архипов; Андрей Николаевич Харитонов; Владимир Николаевич Юмшанов; Михаил Игоревич Акимов
Original assignee: Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым"
Priority date: 2015-09-28
Filing date: 2015-09-28
Publication date: 2016-12-20

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. По способу останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин. Критерий остановки газовых промыслов, текущие запасы газа не разбуренной периферийной зоны этих промыслов, объемы притока газа из периферийных зон и прочие параметры, характеризующие способ, рассчитывают по аналитическим выражениям. При этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое. Способ обеспечивает возможность вовлечения в разработку запасов газа, расположенных в не разбуренной периферийной зоне, решить проблему эффективной эксплуатации газового месторождения на завершающей стадии разработки с повышением производительности скважин. 1 пр., 4 табл., 1 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.

Уровень техники

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме за счет дополнительного бурения новых скважин, в котором увеличение коэффициента газоотдачи достигается путем расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых участков [Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991 г., 222-234 с.].

Недостатком данного способа является значительное увеличение капитальных вложений на бурение новых скважин для повышения коэффициента газоотдачи месторождения. Также не решается задача эффективной эксплуатации скважин при пониженных отборах вследствие сезонного или другого снижения спроса на газ.

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с. 457-458].

Недостатком данного способа является неучет особенностей эксплуатации газовых залежей на заключительной стадии разработки, поскольку срок эксплуатации месторождения определяется моментом достижения давления забрасывания, которое зависит от давления в зонах размещения скважин, расположенных в основном в купольной части залежи.

Запасы газа в периферийной части залежи остаются недоизвлеченными.

Известен способ разработки газовых месторождений в прерывистом режиме при упруговодонапорном режиме [Патент на изобретение №2202690]. Способ заключается в повышении пластового давления в зоне расположения скважин. Способ реализуется следующим образом. Останавливают добывающие скважины на длительный период, необходимый для компенсации потерь пластового давления. Остановка добывающих скважин газового месторождения на завершающей стадии эксплуатации не оказывает существенного влияния на темп продвижения газоводяного контакта, так что пластовая вода продолжает поступать в газовую залежь по ранее сложившимся направлениям за счет большого упругого запаса водоносного бассейна. Внедрение пластовой воды в газовое месторождение обеспечивает повышение пластового давления, поскольку добыча газа в это время не ведется. Пластовое давление повышается до величины, достаточной для добычи газа в планируемых объемах и эффективной работы дожимных компрессорных станций. Далее газовое месторождение снова эксплуатируется до величины пластового давления, равного давлению забрасывания. Таким образом, продлевается срок эксплуатации добывающих скважин газового месторождения и повышается коэффициент газоотдачи. После этого цикл повторяется.

Недостатком данного способа является неучет влияния притоков газа из периферии залежи. При этом остановка скважин для восстановления пластового давления до заданной величины (выше давления забрасывания) может быть очень длительной (более одного года). Такие продолжительные простои оборудования создадут серьезные организационные проблемы при эксплуатации газового промысла. Кроме того, данный способ не предусматривает проведение мероприятий по повышению конечной газоотдачи на более ранних этапах эксплуатации месторождения до снижения пластового давления ниже величины давления забрасывания, в том числе в периоды значительного снижения спроса на газ, например, в теплое время года.

Раскрытие изобретения

Задачей изобретения является создание способа разработки газового месторождения, позволяющего увеличить конечный коэффициент газотдачи за счет вовлечения в разработку запасов газа сосредоточенных в не разбуренных зонах, а также повысить эффективность его эксплуатации. При этом способ должен быть применим на всех этапах разработки месторождения.

Технический результат достигается за счет выборочной остановки одного или нескольких газовых промыслов (далее ГП) на время низкого спроса на газ.

Цель изобретения - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе разработки газового или газоконденсатного месторождения в прерывистом режиме при сезонном или другом снижении отборов газа останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:

,

где i - номер газового промысла; К_i - критерий остановки i-го промысла; З_i - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; П_i - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; С_i - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Q_пi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м³; Q_∑ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м³; q_i - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м³/сут; t_ост - планируемое время остановки промыслов, сутки; n_i - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N_∑ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; k_i - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м²; µ_i - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; h_i - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; P_пi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; P_эi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Р_ат - давление при стандартных условиях, МПа; R_пi - приведенный радиус периферийной зоны, м; R_эi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.

Длительные остановки газовых промыслов позволяют выравнивать депрессионные воронки за счет притока газа из периферийных участков в купольную часть залежи, что повышает пластовое давление в эксплуатационной зоне и обеспечивает более равномерную отработку залежи. Кроме того, длительная остановка низкодебитных скважин, работавших нестабильно с накоплением жидкости на забое, способствует снижению в дальнейшем пескопроявления и других негативных факторов, связанных с накоплением жидкости на забое, что позволяет обеспечить стабильную эксплуатацию этих скважин с более высокими дебитами. В итоге, повышение пластового давления и производительности скважин дают возможность увеличить добычу газа на месторождении в периоды более высокого спроса на газ, как правило, в холодное время года.

Описание чертежей

Технический результат реализации заявляемого способа поясняется чертежом.

Осуществление изобретения

При сезонном или другом сокращении добычи газа на месторождении (обычно это летний период) выбираются газовые промыслы для остановки по наибольшему значению критерия остановки промысла. Для этого рассчитываются безразмерные параметры, зависящие от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:

где i - номер газового промысла; К_i - критерий остановки i-го промысла; З_i - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; П_i - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; C_i - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Q_пi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м³; Q_∑ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м³; q_i - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м³/сут; t_ocт - планируемое время остановки промыслов, сутки; n_i - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N_∑ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; k_i - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м²; µ_i - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; h_i - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; P_пi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; P_эi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Р_ат - давление при стандартных условиях, МПа; R_пi - приведенный радиус периферийной зоны, м; R_эi - приведенный радиус эксплуатационной зоны.

Затем рассчитывается критерий остановки для каждого промысла по формуле:

где i - номер газового промысла; К_i - критерий остановки i-го промысла.

К остановке рекомендуются промыслы с наибольшим значением критерия остановки К_i. Количество останавливаемых промыслов зависит от объемов снижения добычи по месторождению.

Если остановка газового промысла производится не полностью, а только части фонда скважин, то в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.

Пример конкретной реализации.

Месторождение Медвежье введено в разработку в 1972 году и на сегодняшний день отобрано более 80% запасов. В настоящий момент месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации характеризующейся падающей добычей и аномально-низким пластовым давлением. Разработка ведется семью газовыми промыслами.

В 2012 году планировалось существенное снижение добычи газа по месторождению, поэтому были проведены оценки критерия остановки для каждого газового промысла (ГП). В таблице 1 приведены запасы газа в периферийной зоне по ГП сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. С учетом текущих запасов газа по формуле (1) был рассчитан безразмерный параметр З_i характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла. Результаты представлены в таблице 1.

С учетом пластовых давлений в эксплуатационной и периферийной зонах газовых промыслов и средних значений проницаемости, эффективной мощности, вязкости, приведенных радиусов периферийной и эксплуатационной зон по формуле (3) был рассчитан переток газа из периферйной зоны за ожидаемое время остановки 6 месяцев, а затем по формуле (2) был рассчитан безразмерный параметр П_i, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны каждого промысла. Результаты представлены в таблице 2.

В таблице 3 для каждого промысла приведено количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, и рассчитанный по формуле (4) безразмерный параметр С_i, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое

По формуле (5) был рассчитан критерий остановки К_i для каждого промысла, результаты расчетов скважин представлены в таблице 5.

По результатам расчета было рекомендовано сократить добычу газа путем остановки ГП-9, где получена наибольшая величина критерия К_i. ГП-9 характеризуется наибольшим притоком газа из периферийной части залежи в эксплуатационную, наибольшей разницей запасов газа между периферийной и эксплуатационной зоной и наибольшим количеством скважин, работающих с накоплением жидкости на забое.

Данное мероприятие реализовано на практике в 2012 г., путем остановки ГП-9 примерно на 6 месяцев в период низкого спроса на газ. В период остановки ГП-9 производились замеры по определению динамики восстановления пластового давления в газовой залежи. Результаты показали, что среднее увеличение пластового давления во время остановки скважин составило 0,25 МПа. Оценка перетоков газа показала, что в результате остановки из периферии в эксплуатационную зону перетекло - 1,4 млрд м³. После длительной остановки ГП-9 снижение пластового давления в районе расположения скважин до прежних значений (до остановки) составило примерно 6 месяцев.

Приток дополнительного газа из периферийной части залежи в период остановки газового промысла позволил увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта в зоне ГП-9. Как показано на фиг. 1, кривая, описывающая зависимость пластового давления от относительного объема добытого газа, сместилась вверх, что увеличило конечный коэффициент газоотдачи на 0,5%.

Повышенное пластовое давление при запуске газового промысла после длительной остановки позволило увеличить дебиты скважин и скорости в шлейфах. Также отмечен еще один фактор, влияющий на эффективность разработки месторождения, - снижение пескопроявления в низкодебитных скважинах. До остановки на промысле было 42 самозадавливающеся скважины, из которых 20 были ограничены по выносу песка. После пуска промысла только 7 из 22 самозадавливающихся скважин ограничены по выносу песка. Следовательно, производительность 13 скважин была увеличена вследствие снижения интенсивности пескопроявления. На 11.02.2014 количество самозадавливающихся скважин - 18, из них только 5 ограничены по выносу песка.

Таким образом, применение предлагаемого способа возможно на всех этапах разработки месторождения и позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта за счет дополнительных притоков газа из периферийной части залежи при остановке газового промысла в период пониженных спросов на газ, а также увеличить добычу газа в период повышенных спросов на газ за счет повышения пластового давления и увеличения производительности низкодебитных скважин.

Claims

Способ разработки газового или газоконденсатного месторождения, разрабатываемого несколькими газовыми промыслами в прерывистом режиме, отличающийся тем, что при сезонном или другом снижении отборов газа останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:
K_i=(З_i·П_i)^0,5·C_i,
З_i=100·Q_пi/Q_Σ,
П_i=100·q_it_ост/Q_Σ,
C_i=(1+n_i/N_Σ),

,
где i - номер газового промысла;
K_i - критерий остановки i-го промысла;
З_i - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла;
П_i - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла;
C_i - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла;
Q_пi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м³;
Q_Σ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м³;
q_i - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м³/сут;
t_ост - планируемое время остановки промыслов, сут;
n_i - количество скважин на i-м промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое;
N_Σ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению;
k_i - средневзвешенная проницаемость на i-м промысле, м²;
µ_i - динамическая вязкость газа на i-м промысле, Па·с;
h_i - средневзвешенная мощность пласта на i-м промысле, м;
P_пi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-м промысле, МПа;
P_эi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-м промысле, МПа;
Р_ат - давление при стандартных условиях, МПа;
R_пi - приведенный радиус периферийной зоны, м;
R_эi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, м, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.