RU2758278C1 - Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения - Google Patents
Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2758278C1 RU2758278C1 RU2020140364A RU2020140364A RU2758278C1 RU 2758278 C1 RU2758278 C1 RU 2758278C1 RU 2020140364 A RU2020140364 A RU 2020140364A RU 2020140364 A RU2020140364 A RU 2020140364A RU 2758278 C1 RU2758278 C1 RU 2758278C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- field
- gas
- pressure
- reservoir
- wells
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 56
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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 способам добычи газа из буровых скважин и может применяться при разработке месторождений на поздних стадиях эксплуатации. Способ включает выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев, а затем после пяти месяцев его эксплуатации. При проведении реконструкции второго промысла, предусматривающего его остановку, выполняют измерения восстановления пластового давления в скважинах второго промысла, измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор. С помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют величину восстановления пластового и устьевого давлений, позволяющих запустить фонд скважин второго газового промысла после его реконструкции в эксплуатацию без дополнительного компримирования газа. Снижается количество технологических операций, упрощается добыча, уменьшаются эксплуатационные затраты. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к способам добычи газа из буровых скважин и может применяться при разработке месторождений на поздних стадиях их эксплуатации без компримирования.
Из уровня техники известен способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии [RU 2346148 C1, МПК Е21В 43/00, опубликовано 10.02.2009], который включает в себя отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, каротажные исследования скважин, анализы керна и пластовых флюидов, анализ данных по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, построение геолого-гидродинамической модели разработки продуктивных отложений, выявление участков с остаточной насыщенностью продуктивных отложений, составление мероприятий по их доизвлечению и прогноз показателей добычи продукции на геолого-гидродинамической модели, последующую разработку месторождения в соответствии с данными геолого-гидродинамической модели.
Недостатком известного способа является необходимость в уже обустроенном газовом промысле бурение новых скважин и проведением термогидродинамических исследований скважин с охватом не менее 60% действующего фонда.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ добычи природного газа [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо - конденсатных месторождений / С.Н. Закиров; М.: «Струна», 1998. 628 с.], в котором при снижении пластового давления вводится в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (ДКС) для компримирования добытого газа до давлений, необходимых для его подготовки к последующему транспортированию через сеть магистральных газопроводов.
Недостатком известного способа является необходимость дополнительного включения в работу дожимной компрессорной станции, с соответствующими значительными эксплуатационными затратами на ее обслуживание. Кроме того для функционирования компрессорной станции потребуется топливный газ, что в целом снизит рентабельность месторождения.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание экономного способа добычи газа на поздней стадии разработки месторождения без компримирования, и без дополнительных технологических операций и эксплуатационных затрат на топливный газ и обслуживание дожимной компрессорной станции.
Указанная задача решена тем, что заявленный способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения включает в себя выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла месторождения, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев его эксплуатации, а затем после пяти месяцев его эксплуатации. Далее, при проведении реконструкции второго газового промысла месторождения, предварительно выполняют измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а затем с помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют длительность работы второго газового промысла при его запуске после реконструкции без дополнительного компримирования газа.
Выполнение измерений величин снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла выполняют с помощью глубинных манометров, а потери давления на установке комплексной подготовки газа и величину давления на входе в межпромысловый коллектор измеряют с помощью пунктов контроля.
Гидродинамическая модель участка месторождения может представлять собой аппаратно-программный комплекс, обеспечивающий моделирование гидродинамических характеристик системы «пласт-скважины-газосборная сеть», построенный на основе микропроцессорной системы, снабженный средствами ввода данных и отображения информации, а также аппаратными генераторами случайных чисел, необходимых для качественного моделирования случайных процессов, протекающих в пласте.
Положительный технический результат, обеспечиваемый раскрытой выше совокупностью признаков способа, состоит в возможности определения длительности работы газового промысла, при его запуске после реконструкции, без дополнительного компримирования газа, за счет выполнения предварительных измерений величин снижения пластового давления в скважинах газового промысла месторождения, реконструкция которого проводилась ранее, измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а также применения гидродинамической модели участка месторождения.
Способ поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена карта изобар, характеризующая распределение пластового давления в Сеноманской залежи Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения, где ГП 1, 3, 4, 6, 8, 9 - соответствующие газовые промыслы; на фиг. 2 - приведена таблица с результатами численного моделирования давления газа на входе узла шлейфов (УВШ).
Позициями на фиг. 2 обозначены: 1 - гидродинамическая характеристика системы «пласт-скважина-газосборная сеть» при плановом давлении РПЛ; 2 - гидродинамическая характеристика системы после месяца эксплуатации; 3 - гидродинамическая характеристика системы после трех месяцев эксплуатации; 4 - гидродинамическая характеристика системы после пяти месяцев эксплуатации; 5 - диапазон давлений на входе установки комплексной подготовки газа, делающей добычу рентабельной.
Осуществление способа поясняется следующим примером.
Медвежье месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации, характеризующейся аномально низким пластовым давлением в Сеноманской газовой залежи. С целью поддержания проектных отборов газа на газовых промыслах проводится плановая реконструкция газопромыслового оборудования и дожимных компрессорных станций.
Газовый промысел ГП-4 (фиг. 1) был остановлен на реконструкцию. После модернизации газоперекачивающих агрегатов на дожимной компрессорной станции был осуществлен запуск газового промысла ГП-4.
Анализ полученного опыта эксплуатации фонда скважин другого промысла (ГП-9) после длительной остановки на реконструкцию показал, что за время простоя происходит восстановление пластового давления за счет перетока газа с периферийных участков залежи в зону отбора газа.
На ГП-9 за 5 месяцев простоя пластовое давление выросло на 0,25 МПа, а после запуска ГП-9 накопленный объем газа позволял поддерживать более высокие давления при добыче в течение 5 месяцев. Во время эксплуатации промысла ГП-9 регулярно проводились измерения величин пластового давления в скважинах, которые показали, что за первый месяц снижение пластового давления составило 0,07 МПа, за первые три - 0,17 МПа, а за первые пять месяцев - 0,25 МПа.
В период остановки ГП-4 на реконструкцию были проведены замеры восстановления пластового давления в скважинах промысла. Увеличение пластового давления по эксплуатационному полю составило также 0,25 МПа в течение первых 2-3 месяцев после остановки промысла. В дальнейшем пластовое давление практически не увеличилось.
Предварительно были измерены потери на установке комплексной подготовки газа, которые по фактическим данным составили 0,2 МПа, также было измерено давление на входе в межпромысловый коллектор, которое составило 1,2÷1,3 МПа, откуда давление на выходе промысла в сумме составляет 1,4÷1,5 МПа.
Далее с помощью гидродинамической модели участка месторождения составлен прогноз, показывающий, что величина восстановления пластового давления и связанное с ним увеличение устьевого давления позволит запустить фонд скважин ГП-4 в эксплуатацию без проведения дополнительного компримирования.
Как видно из фиг. 2, режим работы ГП-4 без дожимной компрессорной станции возможен в течение от 1 (поз. 2) до 3 (поз. 3) месяцев в зависимости от давления на входе в межпромысловый коллектор. Максимально возможная валовая добыча газа будет постепенно снижаться от 3,15 млн.м3/сут до 2,2 млн.м3/сут.
Кроме того, установлено, что в случае запуска установки комплексной подготовки газа ГП-4 совместно с дожимной компрессорной станцией потребуется снизить давление в газосборной сети примерно до 0,7 МПа, что приведет к необходимости дросселирования газа на устьях скважин в среднем примерно на 0,7-0,9 МПа. Такой вариант запуска ГП-4 в эксплуатацию после реконструкции приведет к нерациональному расходованию пластовой энергии.
Повышенное пластовое давление позволило обеспечить запуск скважин и газового промысла ГП-4 Медвежьего месторождения и подать подготовленный товарный газ в межпромысловый коллектор без компримирования.
Применение предлагаемого способа, в период остановки газового промысла, позволяет исключить эксплуатационные затраты на компримирование газа на период снижения пластового давления до критических величин, при которых потребуется работа дожимной компрессорной станции за счет дополнительных притоков газа из периферийной части залежи.
Claims (2)
1. Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения, включающий выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла месторождения, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев его эксплуатации, а затем после пяти месяцев его эксплуатации, отличающийся тем, что при проведении реконструкции второго газового промысла месторождения, предусматривающего его остановку, выполняют измерения восстановления пластового давления в скважинах второго газового промысла, выполняют измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор, а затем с помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют величину восстановления пластового и устьевого давлений, позволяющих запустить фонд скважин второго газового промысла после его реконструкции в эксплуатацию без дополнительного компримирования газа.
2. Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения по п. 1, отличающийся тем, что измерение величин снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла выполняют с помощью глубинных манометров.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140364A RU2758278C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140364A RU2758278C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2758278C1 true RU2758278C1 (ru) | 2021-10-28 |
Family
ID=78466374
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020140364A RU2758278C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2758278C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3916993A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-04 | Atlantic Richfield Co | Method of producing natural gas from a subterranean formation |
| US5764515A (en) * | 1995-05-12 | 1998-06-09 | Institute Francais Du Petrole | Method for predicting, by means of an inversion technique, the evolution of the production of an underground reservoir |
| RU2281384C2 (ru) * | 2000-02-22 | 2006-08-10 | Шлумбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара |
| RU2346148C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-02-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии |
| RU2657917C1 (ru) * | 2017-03-21 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации |
-
2020
- 2020-12-07 RU RU2020140364A patent/RU2758278C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3916993A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-04 | Atlantic Richfield Co | Method of producing natural gas from a subterranean formation |
| US5764515A (en) * | 1995-05-12 | 1998-06-09 | Institute Francais Du Petrole | Method for predicting, by means of an inversion technique, the evolution of the production of an underground reservoir |
| RU2281384C2 (ru) * | 2000-02-22 | 2006-08-10 | Шлумбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара |
| RU2346148C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-02-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии |
| RU2657917C1 (ru) * | 2017-03-21 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110608024A (zh) | 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| CN107578342A (zh) | 一种基于模型耦合穷举法实现低渗透油藏间开工作制度优选方法 | |
| CN107965305A (zh) | 一种分层重复压裂方法 | |
| CN107630686B (zh) | 水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法 | |
| CN103089224A (zh) | 一种综合控制裂缝高度的压裂方法 | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| CN107060704B (zh) | 超临界co2雾化深穿透酸压方法 | |
| CN116894572A (zh) | 一种超深井考虑岩崩后出砂的合理配产方法 | |
| RU2758278C1 (ru) | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения | |
| CN109492290B (zh) | 一种一体化油藏数值模拟方法 | |
| CN110390154A (zh) | 一种提高复杂断块油气田油藏数值模拟效率的方法 | |
| CN114592840B (zh) | 暂堵压裂方法及其应用 | |
| RU2594496C1 (ru) | Способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа | |
| CN114562245B (zh) | 一种精细缝控暂堵转向压裂方法 | |
| CN116738871A (zh) | 一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法 | |
| Tinker | Equilibrium acid fracturing: a new fracture acidizing technique for carbonate formations | |
| CN109057770A (zh) | 利用本井回收气进行气举采油的系统 | |
| CN111271054A (zh) | 裂缝型碳酸盐岩储层压裂效果的评估分析方法及装置 | |
| CN112392456A (zh) | 一种井网布局合理性判断方法及井网布局优化方法 | |
| CN109736795B (zh) | 一种判断油藏性质变化的方法 | |
| RU2278958C1 (ru) | Способ добычи низконапорного газа | |
| CN115110935B (zh) | 压裂水平井簇间距的处理方法和装置 | |
| RU2301326C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
| CN112709547A (zh) | 一种产水气井堵水时机的判别方法 | |
| Batycky et al. | Reservoir Pattern Surveillance of Mature Floods Using Streamlines |