Способ разработки многопластовых газовых месторождений
Владельцы патента RU 2377396:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") (RU)
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации многопластовых газовых месторождений. Обеспечивает снижение материальных затрат и сокращение времени на строительство при обустройстве газового месторождения с разными объектами разработки за счет строительства единой трубопроводной сети сбора продукции. Сущность изобретения: способ включает строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки и трубопроводной сети. При этом скважины, эксплуатирующие разные объекты разработки, подключают 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. 2 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации многопластовых газовых месторождений.
Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений, в котором осуществляют перепуск газа из нижних пластов в верхние низконапорные пласты с регулировкой давления и эксплуатацию продуктивных пластов ведут по единой разбуренной сетке скважин (патент РФ 2135748, опубл. 29.08.1999). Недостатком способа является значительное усложнение конструкции скважины и снижение ее надежности, что особенно актуально при разработке месторождений в удаленных труднодоступных регионах с суровыми климатическими условиями, например месторождений полуострова Ямал.
Известен способ сбора газа, в котором сбор газа по самостоятельным газосборным сетям осуществляется в следующих случаях: а) когда одна группа продуктивных горизонтов включает в себе «сухой» газ, а другая - газ с конденсатом, а также при наличии отдельных горизонтов, заключающих промышленное содержание гелия; б) когда газ одной группы продуктивных горизонтов содержит в себе высокий процент коррозионных элементов, как-то: сероводород, углекислоту и органические кислоты; в) когда газ продуктивных горизонтов имеет существенную разницу в величине пластовых давлений, обусловливающий возможность эффективного применения эжекторов или направления газа разного давления различным потребителям (Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981, стр.151).
Недостатком данного способа является необходимость строительства нескольких самостоятельных трубопроводных сетей для сбора газа из нескольких продуктивных горизонтов месторождения, что приводит к значительным затратам средств и времени.
В настоящее время проектируется система обустройства и разработки месторождений полуострова Ямал, где значительные запасы углеводородов сосредоточены в месторождениях, состоящих из нескольких продуктивных горизонтов. Поэтому возникает необходимость в определении рациональной схемы газосборной сети, в которую будет поступать продукция скважин из нескольких продуктивных горизонтов одновременно.
Техническим результатом предлагаемого решения является снижение материальных затрат и сокращение времени на строительство при обустройстве газового месторождения с разными объектами разработки за счет строительства единой трубопроводной сети сбора продукции.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки многопластовых газовых месторождений, включающем строительство раздельных сеток добывающих скважин, на каждый объект разработки и трубопроводной сети, скважины, эксплуатирующие разные объекты разработки, подключают к единой трубопроводной сети и 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.
Обычно для сбора газа из скважин разных объектов разработки газового месторождения используют самостоятельные газосборные сети. Поэтому при обустройстве месторождений с разными объектами разработки обычно требуется строительство большого числа трубопроводов, что значительно увеличивает затраты времени и материалов. В предлагаемом способе для сбора газа из разных объектов разработки одного месторождения используют единую газосборную сеть, что позволяет значительно уменьшить материальные затраты при обустройстве месторождений с разными объектами разработки.
Предложенный способ поясняется графическими материалами, где на фиг.1 изображена общая схема подключения скважин к единой трубопроводной сети, на фиг.2 - общая схема подключения скважин к единой трубопроводной сети Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.
Способ реализуется следующим образом.
На каждую залежь месторождения бурят раздельные сетки добывающих скважин 1, 2, 3 и обустраивают единую систему наземной трубопроводной сети 4. Разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин 3, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин 1, 2, дренирующих вышезалегающие залежи. Выравнивание устьевых давлений в скважинах куста, дренирующих различные залежи, осуществляется по давлению на устье скважин базовой, максимальной по запасам залежи. Затем продукция скважин из нескольких объектов разработки будет поступать в газосборную сеть одновременно.
Пример конкретной реализации:
Предлагаемый способ разработки многопластовых газовых месторождений реализован в проектах разработки и обустройства Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. На первый год эксплуатации вводятся нижние залежи ТП7-11 и ТП1-6, на седьмой год после выравнивания давления вводятся в разработку залежи ХМ1-2, на 9 год - залежи ПК9-10 и на 12 год - залежь ПК1.
Применение предлагаемого способа имеет следующие преимущества: сокращается количество труб и вспомогательных материалов при строительстве газосборной сети за счет использования типовых конструкций и, соответственно, уменьшаются материальные затраты; сокращается время на строительство трубопроводов и технологической отсыпки площадок кустов скважин при обустройстве газовых месторождений с разными объектами разработки. Способ обеспечивает эффективную добычу природных ресурсов в удаленных труднодоступных регионах с суровыми климатическими условиями со значительно меньшими затратами.
Способ разработки многопластовых газовых месторождений, включающий строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки и трубопроводной сети, отличающийся тем, что скважины, эксплуатирующие разные объекты разработки, подключают к единой трубопроводной сети и 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.
