RU2202690C2

RU2202690C2 - Способ разработки газового месторождения

Info

Publication number: RU2202690C2
Application number: RU99125064/03A
Authority: RU
Inventors: В.И. Кононов; Г.И. Облеков; ков А.И. Березн; А.И. Березняков; В.Н. Гордеев; А.С. Гацолаев; А.Н. Харитонов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром"
Priority date: 1999-11-22
Filing date: 1999-11-22
Publication date: 2003-04-20

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Обеспечивает повышение газоотдачи месторождений. Сущность изобретения: способ включает снижение пластового давления в газовом месторождении до величины давления забрасывания - давления эффективной работы компрессорных станций. При упруговодонапорном режиме газового месторождения его эксплуатацию на завершающей стадии ведут в прерывистом режиме. Для этого все добывающие скважины останавливают на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления. За счет продолжающегося поступления в газовое месторождение пластовой воды повышают пластовое давление до величины выше давления забрасывания. 1 табл.

Description

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

Известен способ разработки газовых месторождений при упруговодонапорном режиме посредством регулирования движения границы раздела газ - вода, в котором распределением отбора газа из залежи по отдельным скважинам воздействуют на динамику обводнения скважин и конфигурацию границы раздела газ - вода и коэффициент безводной газоотдачи [Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат P. M. , Турниер В.Н., Шмыгля Т.П. Теория водонапорного режима. -М.: Недра, 1976 г., 65-66 с.].

Недостатком указанного способа является то, что для рекомендаций по разработке конкретных месторождений с известной неоднородностью по коллекторским свойствам пласта и сложившейся системой размещения скважин по площади газоносности используются результаты исследований кусочно-неоднородного по коллекторским свойствам сектора пласта с двумя добывающими скважинами.

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 увеличение капитальных вложений на бурение новых скважин.

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания посредством оптимального распределения дебитов скважин, обеспечивающих плановый отбор газа и максимальный коэффициент газоотдачи [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с.457-458].

Недостатком данного способа является неучет особенностей эксплуатации добывающих скважин на заключительной стадии разработки, поскольку срок эксплуатации месторождения определялся временем обводнения последней добывающей скважины. При разработке крупных газовых месторождений Севера Тюменской области время окончания эксплуатации определяется моментом достижения определенного давления на входе в дожимную компрессорную станцию, например 1 МПа, при этом значительное количество скважин, расположенных в купольной части месторождения, являются необводненными.

Задачей изобретения является создание способа разработки газового месторождения на завершающей стадии эксплуатации.

Технический результат достигается путем повышения газоотдачи без дополнительных затрат.

Цель изобретения - повышение газоотдачи при разработке газовых месторождений за счет регулирования отборов газа из месторождения.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе разработки газового месторождения, включающем снижение пластового давления в газовом месторождении до величины давления забрасывания - давления эффективной работы компрессорных станций и заключающемся в том, что при упруговодонапорном режиме газового месторождения его эксплуатацию на завершающей стадии ведут в прерывистом режиме, для чего все добывающие скважины останавливают на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления, и за счет продолжающегося поступления в газовое месторождение пластовой воды повышают пластовое давление до величины выше давления забрасывания.

Газовое месторождение эксплуатируется до достижения величины пластового давления равного давлению забрасывания, то есть 0,8-2,4 МПа. При этом достигается коэффициент газоотдачи, необходимый для эффективной работы дожимных компрессорных станций. Обычно при достижении величины пластового давления, равного давлению забрасывания, эксплуатацию газового месторождения прекращают. Дальнейшая эксплуатация газового месторождения возможна только после реконструкции дожимных компрессорных станций, что потребует значительных капитальных вложений. Предлагаемый способ разработки газового месторождения решает проблему дальнейшей эффективной эксплуатации газового месторождения на той стадии эксплуатации, когда в результате отбора газа из газового месторождения пластовое давление снизилось до величины давления забрасывания, и дальнейшая эксплуатация газового месторождения становится нерентабельной из-за необходимости реконструкции дожимных компрессорных станций.

Способ реализуется следующим образом.

Останавливают добывающие скважины на период от одного до нескольких месяцев, то есть на срок, 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.

Пример конкретной реализации.

Газовое месторождение Медвежье эксплуатируется девятью установками комплексной подготовки газа в компрессорном режиме и находится на завершающей стадии разработки. На 1.10.99 г. из месторождения Медвежье отобрано 73,4% от начальных запасов, пластовое давление снизилось на 64% от начального, обводнение месторождения Медвежье составило 22,2% от начального газонасыщенного объема, среднее давление на входе в дожимную компрессорную станцию - 3,15 МПа. При отборе 90,3% от начальных запасов среднее давление на входе в дожимную компрессорную станцию составит 1,55 МПа, и потребуется замена сменной проточной части либо газоперекачивающих агрегатов на некоторых дожимных компрессорных станциях, то есть дополнительные капитальные вложения [Проблемы разработки месторождений углеводородов на заключительной стадии. Облеков Г. И., Гордеев В.Н., Фесенко С.С. 3 научно-техническая конференция, посвященная 70-летию РГУНГ им. И.М. Губкина: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Тезисы докладов. -М., 1999 г., 118-119 с.].

Газовое месторождение Медвежье эксплуатируется в условиях упруговодонапорного режима. Доказано, что остановки добывающих скважин на срок более 6 месяцев не влияют на темп продвижения газоводяного контакта, так как вода продолжает поступать по ранее сложившимся направлениям за счет перепада давления между водонапорной системой и газонасыщенной частью пласта газового месторождения Медвежье [К вопросу о повышении газоотдачи на заключительной стадии разработки при водонапорном режиме (на примере месторождения Медвежье). В.В. Ремизов, Л.С. Чугунов, О.М. Ермилов и др. Научно-технический сборник, серия: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. ИРЦ Газпром. -М., 1997, 12, с. 3-14].

Требуется определить величину отбора газа из месторождения, позволяющего эксплуатацию, практически при постоянном пластовом давлении (среднее давление на входе в дожимную компрессорную станцию поддерживается на уровне 1,65-1,75 МПа) посредством остановок добывающих скважин на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления, которое компенсируется за счет внедрения подошвенных вод в газовое месторождение Медвежье.

Для решения задачи использовалась геолого-математическая модель месторождения, что дает возможность учесть максимальное количество факторов, влияющих на разработку: реальные отборы и замеры пластового и устьевого давлений, положение газоводяного контакта, уточненные фильтрационно-емкостные свойства пласта.

Расчеты показывают возможность эксплуатации Медвежьего месторождения, практически, при постоянном пластовом давлении без капитальных вложений, требуемых на реконструкцию дожимных компрессорных станций, на завершающей стадии разработки с постоянной добычей 3,4 млрд. м³ в год в течение 13 лет.

В таблице представлены показатели разработки. В графе 1 - годы разработки без капитальных вложений, каждый год разделен на четыре равных временных шага (четыре квартала), чтобы показать, что месторождение эксплуатируется только в первом и четверном кварталах, а во втором и третьем добычи газа из месторождения не происходит (графа 3). В графе 7 - пластовое давление, которое в течение дополнительных 13 лет эксплуатации изменяется незначительно.

Таким образом, в предлагаемом способе максимально эффективно используется упругий запас водоносного бассейна за счет эксплуатации газового месторождения в прерывисто-эксплуатационном режиме, что позволяет продлить срок эксплуатации месторождения и, как следствие, повысить коэффициент газоотдачи с 90,4 до 92,4%, что обеспечивает добычу дополнительно 39,6 млрд. м³ газа без капитальных затрат. Те

Claims

Способ разработки газового месторождения, включающий снижение пластового давления в газовом месторождении до величины давления забрасывания - давления эффективной работы компрессорных станций, отличающийся тем, что при упруговодонапорном режиме газового месторождения его эксплуатацию на завершающей стадии ведут в прерывистом режиме, для чего все добывающие скважины останавливают на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления, и за счет продолжающегося поступления в газовое месторождение пластовой воды повышают пластовое давление до величины выше давления забрасывания.