RU2607005C1 - Способ разработки газового месторождения - Google Patents
Способ разработки газового месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607005C1 RU2607005C1 RU2015137661A RU2015137661A RU2607005C1 RU 2607005 C1 RU2607005 C1 RU 2607005C1 RU 2015137661 A RU2015137661 A RU 2015137661A RU 2015137661 A RU2015137661 A RU 2015137661A RU 2607005 C1 RU2607005 C1 RU 2607005C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- production
- zones
- inflow
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 76
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 abstract description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000012550 audit Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- TVKWRLSBRIRPDH-MOHJPFBDSA-N 1-[5-[4-[(z)-ethoxyiminomethyl]phenoxy]pentyl]-3-pyridin-4-ylimidazolidin-2-one Chemical compound C1=CC(\C=N/OCC)=CC=C1OCCCCCN1C(=O)N(C=2C=CN=CC=2)CC1 TVKWRLSBRIRPDH-MOHJPFBDSA-N 0.000 description 1
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки. Технический результат – повышение эффективности разработки месторождений природного газа. По способу осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки. Остановку осуществляют на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки. Учитывают точку пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин, и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. После остановки осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. При этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон. 1 пр., 1 табл., 5 ил.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки.
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (А.И. Гриценко, Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов, И.С. Немировский. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991 г., 222-234 с.).
Недостатком данного способа является то, что увеличение коэффициента газоотдачи месторождения достигается путем экономически не оправданных капитальных вложений на бурение новых скважин.
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с. 457-458).
Недостатком данного способа является отсутствие учета особенностей эксплуатации добывающих скважин на заключительной стадии разработки. В результате срок эксплуатации части месторождения определяется: либо временем обводнения последней добывающей скважины, либо, при разработке крупных газовых месторождений Севера Тюменской области, 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 и могут давать газ. В результате снижается коэффициент газоотдачи разрабатываемого месторождения.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (патент на изобретение РФ №2202690, опубликовано 20.04.2003).
Существенным недостатком известного способа является отсутствие регулирования процессами эксплуатации пласта для обеспечения потребительского спроса на газ при полном прекращении добычи, длительность периода простоя, обусловленная низким темпом внедрения пластовых вод, преждевременное выбытие скважин в бездействие по причине пропитки коллекторов в интервале перфорации жидкостью, накопившейся в скважине в процессе ее эксплуатации и осевшей на забое в период остановки, или жидкостью, поступающей в ствол скважины из эксплуатируемого обводненного интервала.
Предлагаемый способ разработки месторождения природного газа позволяет устранить указанные недостатки.
Заявляемый способ разработки газового месторождения включающий остановку добывающих скважин для компенсации потерь пластового давления, согласно изобретению, осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки, на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки, а именно, по точке пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин, и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла, и после остановки осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию, при этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон.
Заявляемый способ реализуют следующим образом. Проводят условное разделение площади залежи на эксплуатационные зоны газовых промыслов, в которых расположены эксплуатационные скважины того или иного промысла и прилегающие к ним периферийные зоны, в которых эксплуатационные скважины отсутствуют. В период сезонного снижения потребительского спроса на газ производят остановку газовых скважин и газовых промыслов в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры, с пониженным, относительно среднего, по залежи пластовым давлением, наиболее близких к центру депрессионной воронки, характеризующихся наименьшей степенью обводненности порового объема пласта-коллектора и наименьшим содержанием жидкости в добываемой. Рекомендуемую продолжительность остановки определяют, как точку пересечения первых производных по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин и функции интенсивности потенциальной добычи газа. Где интенсивность притока зависит от величины текущего пластового давления в зоне и за ее пределами, а интенсивность потенциальной добычи газа определяют как первую производную зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. Контролируют величину пластового давления в зонах во время остановки скважин и до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. В период, предшествующий резкому сезонному увеличению спроса на газ, уровни отбора газа по зонам, количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы газа, отбираемого в границах зоны, максимально компенсировались за счет его притока из периферийных и смежных эксплуатационных зон.
Пример реализации способа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ).
Характерной особенностью текущего состояния разработки центральной площади сеноманской залежи ЯНГКМ является то, что подавляющее количество скважин без признаков обводнения расположены в купольной части, в эксплуатационных зонах газовых промыслов (ГП)-2, 3, 5, начальные геологические запасы которых практически полностью выработаны. Эксплуатация осуществляется за счет перетока из смежных зон и периферии. Это дает возможность произвести полную остановку промыслов, которая позволяет частично восстановить энергетический потенциал, необходимый для прохождения периода пиковых нагрузок. Данное геолого-техническое мероприятие (ГТМ), направленное на обеспечение стабильности работы фонда скважин и аккумуляции запасов в зоне отбора, реализуется с 2011 года. С целью контроля динамики пластовых давлений в период остановки и после пуска скважин, для оценки эффекта реализуется «Программа по контролю, динамики пластового давления сеноманской залежи ЯНГКМ в период длительной остановки промыслов». Она включает регистрацию кривой восстановления давления (на устьях или на забоях опорных скважин), замер статических устьевых и пластовых давлений в контрольных вертикальных скважинах в течение всего периода остановки и после пуска промыслов. Для реализации программы исследовательских работ выбираются группы опорных вертикальных скважин, различающихся по характеру расположения и комплексу выполняемых работ по контролю динамики пластового давления в залежи, схема расположения которых показана на фиг. 1.
Выбранные скважины разделяют на три группы:
- скважины 1-й группы (выделены красным) расположены в купольной части залежи, в центральных частях зон отбора установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Программой предусматривается контроль динамики пластового давления Pпл посредством регистрации кривой восстановления пластового давления (КВД). Измерения начинают за сутки до остановки УКПГ и продолжают до истечения 3 суток после остановки УКПГ. Также проводится ежесуточный контроль устьевого статического давления Pуст, начиная с момента спуска и до момента извлечения глубинного прибора, а затем - через каждые 10 суток до момента пуска скважин в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 3 суток после пуска УКПГ;
- скважины 2-й группы (выделены синим) расположены в периферийных областях зон отбора. Замеры устьевого статического давления (Pуст) для определения Pпл проводятся за сутки до остановки УКПГ, и затем ежесуточно еще в течение 3 суток после остановки УКПГ, а далее - через каждые 10 суток до момента пуска скважин в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 10 суток после пуска УКПГ;
- скважины 3-й группы (выделены белым) - расположены в периферийных областях зон отбора. Программой предусмотрен контроль динамики Pуст и температуры Tуст в режиме реального времени (посредством установки устьевых манометров-термометров). Измерения начинают за сутки до момента остановки УКПГ и продолжают в течение 15 суток с момента остановки УКПГ, а далее - через каждые 10 суток до момента пуска промыслов в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 30 суток после пуска УКПГ).
Эффективность ГТМ определяется на основе постоянно действующей геолого-технологической модели сеноманской залежи с использованием пакета Eclipse компании Schlumberger путем оценки суммарного объема притока запасов в зоны отбора УКПГ-2, 3, 5 и сравнения динамики отборов газа после запуска скважин с интенсивностью снижения пластового давления. При расчете учитывают историю отборов газа по скважинам и подъем ГВК.
Так, накопленный объем притока в зону отбора УКПГ-2 за период остановки в 2011, 2012 гг. составил, соответственно, 218,7, 439,6 млн. м3. По зоне УКПГ-3: 306,0, 424,8 млн. м3. Приток в зону УКПГ-5: 2011 г. - 105,2, 2012 г. - 172,7 млн. м3. Это позволило обеспечить следующие уровни добычи газа в период пиковых отборов: 2011-2012 - 125 млн. м3/сут.; 2012-2013 - 101 млн. м3/сут., которые на 5-8 млн. м3/сут. выше расчетных в условиях работы без остановки. На фиг. 2 представлены диаграммы изменения притока запасов по зонам УКПГ-2, 3, 5 за 2011-2013 годы. Характерно общее снижение удельного объема притока в периоды остановки, обусловленное уменьшением градиента давления между зоной размещения скважин и периферией.
На фиг. 3 представлена динамика восстановления пластового давления в период остановок 2011-2013 гг. Сравнивая рисунки 2 и 3, видно, что наиболее интенсивное восстановление пластовой энергии происходит в начальный период остановки скважин. После 2-х месяцев с момента остановки изменение давления практически не наблюдается (лежит в пределах погрешности измерений). Кроме того, наблюдается ежегодное «выполаживание» кривых, что подтверждает ежегодное снижение объема притока, и уменьшение времени эффективной остановки промыслов. По коэффициенту «B» степенной функции y=AxB, аппроксимирующей замеры пластовых давлений, можно проследить снижение степени кривизны и уменьшение интенсивности притока газа к добывающим скважинам по годам.
Скорость потока газа в зону дренирования скважин зависит от пластового давления Pпл, носит нелинейный характер и, начиная с момента остановки плавно снижается. Поскольку на дренирование газа серьезное влияние оказывает проницаемость пластов в зоне питания каждой из скважин, то учесть их влияние можно, используя коэффициент проницаемости kпр для газа. При этом следует помнить, что этот коэффициент является неким усреднением даже для зоны питания одной скважины, не говоря уже о промысле или всем месторождении. Соответственно всему сказанному выше, эффект от остановки промыслов снижается во времени, от цикла к циклу.
Соответственно, проводится расчет времени, необходимого на эффективную остановку промысла, с точки зрения восстановления энергетического потенциала для работы в осенне-зимний период. Для этого осуществляется сравнение (см. фиг. 4) суточного притока газа VП(Pпл, gradPпл, kпр, t) в эксплуатационную зону с последующей после остановки дополнительной суточной добычей газа VД(Pпл, Pвх, kпр, t).
Поскольку ряд параметров, определяющих приток газа и суточную добычу в указанных соотношениях, измерить практически невозможно, использовались методы, позволяющие оценить их величины через контролируемые параметры. При этом суточная добыча газа определялась как функция разности начального (до остановки) и текущего пластового давления Pпл при постоянной величине давления в коллекторе сырого газа (на входе) УКПГ Pвх, и учитывала в неявной форме остальные характеристики, влияющие на восстановление энергетического потенциала.
Как видно из приведенных выше данных, минимально необходимая продолжительность остановки промыслов снижается вместе со снижением запасов по эксплуатационной зоне пласта. Однако стоит отметить, что подобным методом можно оценить только мгновенный дебит сразу после запуска газового промысла. На практике период остановки и запуска промысла не совпадает с периодом пиковых отборов, поэтому для сохранения накопленной пластовой энергии имеет смысл останавливать промысел на более длительный период для обеспечения пиковых отборов в осенне-зимний период. Определение рациональной продолжительности остановок (управление остановками промыслов) по графикам, представленным на фиг. 2, практически невозможно. Это связано с тем, что по этим графикам построить алгоритм управления остановками не удается. Тем не менее, задача создания такого алгоритма решается, если использовать первую производную по времени функции притока 
и первую производную по времени функции дополнительной добычи газа 
. Используя эти производные, можно определить относительную долю каждого временного интервала (количество суток) в общей динамике энергетического потенциала объекта. Как видно из фиг. 4, значения этих производных во времени стремятся к нулю (что характеризует приближение экстремума функций). В случае остановки промысла экстремум соответствует прекращению процесса перетока (связано с выравниванием давления в пласте), а в случае последующего запуска промысла экстремум соответствует квазистатическому состоянию с выходом на стабильный переток, соответствующий отбору всего накопленного при остановке газа. Анализ процесса достижения экстремумов указанных функций и обусловил рекомендуемую продолжительность данных остановок на уровне 70-90 суток. При этом характер поведения указанных производных одинаков во всех циклах «остановка промысла - запуск промысла». Именно поэтому данный алгоритм и позволяет производить управление указанными циклами.
В таблице представлена консолидированная информация по результатам анализа эффективности остановок за период 2011-2013 гг., основным показателем которых является отношение сформированного резерва пластового давления к среднегодовому темпу снижения давления. В 2013 году эта величина составляла порядка 40%, что с учетом сезонной неравномерности добычи соответствует работе в режиме повышенных суточных отборов в течение трех месяцев, обеспечивая устойчивость выполнения планового задания в осенне-зимний период. Характерно, что в 2012 году при сопоставимой продолжительности остановок этот показатель составлял 55%. Для оценки перспектив использования данного ГТМ были выполнены прогнозные расчеты на период до 2017 года, результаты которых представлены на фиг. 5. Анализ рассмотренных материалов позволяет сделать следующие выводы. Приток газа в эксплуатационную зону за период с 2011 по 2013 гг. снижался, что вызвано уменьшением градиента давления между эксплуатационной зоной и периферией. Минимальное расчетное время остановки промыслов, с точки зрения равенства приток/дополнительная добыча, составляет для УКПГ-2 36 дней, УКПГ-3 25 дней, УКПГ-5 34 дня. Различие этих временных интервалов остановки связанно с различиями систем ГСС и пластовых условий указанных промыслов. Согласно динамике снижения скорости притока/дополнительной добычи промысла, рациональный срок остановки по УКПГ-2, 3, 5 не менее 70 суток. Однако в целях сохранения эффекта от остановок для обеспечения максимальных отборов в период пиковых нагрузок имеет смысл продлить остановки. Эффективность остановок газовых промыслов, расположенных в купольной части месторождения, для поддержания пиковых отборов при расчете прогноза до 2017 года, регулярно снижается. Дополнительная суточная добыча газа по указанным промыслам с учетом остановок на 1 января 2015 года составит 1235 тыс. м3/сут, 1519 тыс. м3/сут, 1098 тыс. м3/сут; на 1 января 2017 года 979 тыс. м3/сут, 1103 тыс. м3/сут, 834 тыс. м3/сут по УКПГ-2, УКПГ-3 и УКПГ-5, соответственно. Снижение дополнительной добычи в период пиковых отборов за 3 года работы промыслов с остановками составит 20,72%, 27,38% и 24,04% соответственно. Дополнительная добыча от остановки промыслов после ПНР в 2016 году составит менее 1 млн. м3/сут по каждому промыслу. Таким образом, остановки промыслов для сохранения пластовой энергии на зимний период после 2016 года будут не так эффективны с этой позиции.
Однако, с другой позиции, остановки промыслов положительно влияют и на фонд скважин. По расчетам количество эксплуатационных скважин на 1.10.2019 году по УКПГ-2 составит 69 при работе промысла с остановками в летний период, и 55 скважин при работе без остановок. Сохранение в работе эксплуатационных скважин - существенный положительный эффект, гарантирующий увеличение срока эксплуатации месторождения на поздней стадии разработки месторождения.
В целом, для месторождений, находящихся в стадии падающей добычи, выборочная продолжительная остановка промыслов со значительной выработанностью запасов и высокой степенью износа оборудования будет способствовать:
- формированию резерва давления для обеспечения устойчивости уровней добычи при пиковых нагрузках;
- снижению сезонной нагрузки на месторождения-регуляторы;
- улучшению сбалансированности работы газотранспортной системы в осенне-зимний период, за счет более равномерного распределения отборов по объектам добычи.
Кроме того, продолжительные остановки позволяют не только выполнить планово-предупредительные ремонты, но и провести полномасштабное проведение работ:
- по ревизии, промывке и гидравлическому (пневматическому) испытанию технологических трубопроводов, оборудования, емкостного парка и устранению замечаний;
- по ревизии, промывке и гидравлическому испытанию оборудования и трубопроводов систем тепло-водоснабжения;
- по проверке аварийных источников электроснабжения и их испытания под нагрузкой (согласно требованиям нормативно-технической документации);
- по проверке систем противопожарной, противоаварийной защиты и экстренной остановки УКПГ и ДКС;
- по диагностическому обследованию промыслового оборудования и фонтанных арматур с устранением выявленных дефектов;
- по частичной ликвидации обвязок кустов газовых скважин.
Claims (1)
- Способ разработки газового месторождения, включающий остановку добывающих скважин для компенсации потерь пластового давления, отличающийся тем, что осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки, а именно, по точке пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла и, после остановки, осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию, при этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015137661A RU2607005C1 (ru) | 2015-09-03 | 2015-09-03 | Способ разработки газового месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015137661A RU2607005C1 (ru) | 2015-09-03 | 2015-09-03 | Способ разработки газового месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2607005C1 true RU2607005C1 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015137661A RU2607005C1 (ru) | 2015-09-03 | 2015-09-03 | Способ разработки газового месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607005C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090564A (en) * | 1976-05-24 | 1978-05-23 | Transco Energy Company | Method for increasing the recovery of oil and gas from a water invaded geo-pressured water drive oil reservoir |
| RU2067167C1 (ru) * | 1994-08-02 | 1996-09-27 | Игорь Юрьевич Зайцев | Способ добычи газа из газоконденсатного пласта |
| RU2107154C1 (ru) * | 1996-10-24 | 1998-03-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ разработки водоплавающих газовых или газоконденсатных месторождений |
| RU2109930C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1998-04-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки газовых месторождений континентального шельфа |
| RU2202690C2 (ru) * | 1999-11-22 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ разработки газового месторождения |
| RU2285787C1 (ru) * | 2005-04-11 | 2006-10-20 | Алексей Васильевич Сорокин | Способ разработки истощенной газовой залежи |
-
2015
- 2015-09-03 RU RU2015137661A patent/RU2607005C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090564A (en) * | 1976-05-24 | 1978-05-23 | Transco Energy Company | Method for increasing the recovery of oil and gas from a water invaded geo-pressured water drive oil reservoir |
| RU2067167C1 (ru) * | 1994-08-02 | 1996-09-27 | Игорь Юрьевич Зайцев | Способ добычи газа из газоконденсатного пласта |
| RU2109930C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1998-04-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки газовых месторождений континентального шельфа |
| RU2107154C1 (ru) * | 1996-10-24 | 1998-03-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ разработки водоплавающих газовых или газоконденсатных месторождений |
| RU2202690C2 (ru) * | 1999-11-22 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ разработки газового месторождения |
| RU2285787C1 (ru) * | 2005-04-11 | 2006-10-20 | Алексей Васильевич Сорокин | Способ разработки истощенной газовой залежи |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А. И. и др., Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири, Москва, Недра, 1991, с. 222-234. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Agarwal et al. | The importance of water influx in gas reservoirs | |
| US4442710A (en) | Method of determining optimum cost-effective free flowing or gas lift well production | |
| RU2013148583A (ru) | Способ динамической оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора и увеличения добычи и нефтеотдачи с помощью асимметричного анализа показателей работы | |
| WO2020063603A1 (zh) | 一种用于油田开发生产的动态数据处理方法 | |
| CN103912248A (zh) | 水驱油田预测含水率方法 | |
| CN106909757B (zh) | 一种低渗透油藏超前注水地层合理压力水平确定方法 | |
| RU2661502C1 (ru) | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера | |
| US20130032335A1 (en) | System and Method for Quantifying Stimulated Rock Quality in a Wellbore | |
| Novikova et al. | Scientific-technical developments that ensure the growth of the resource potential of the regional oil and gas complex | |
| Han et al. | Smart de-watering and production system through real-time water level surveillance for Coal-Bed Methane wells | |
| RU2607005C1 (ru) | Способ разработки газового месторождения | |
| RU2521245C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
| Ulyanov et al. | Implementation of the intellectual gas control system for gas lift optimization at Orenburgskoe oilfield | |
| US20190186237A1 (en) | Method and control system for allocating steam to multiple wells in steam assisted gravity drainage (sagd) resource production | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| RU2558093C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
| US11692415B2 (en) | Hydrocarbon well stimulation based on skin profiles | |
| RU2605216C1 (ru) | Способ разработки газового месторождения | |
| RU2528185C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
| RU2559247C1 (ru) | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая | |
| CN110410044B (zh) | 气驱co2、n2开发方式下区块产油量计算方法 | |
| RU2273728C1 (ru) | Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты) | |
| AU2016228242A1 (en) | Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well | |
| CN108593877B (zh) | 一种气藏逐级降压开采方式物理模拟实验方法 | |
| RU2381354C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей |