Способ добычи углеводородного сырья многопластовых месторождений
Владельцы патента RU 2760313:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (RU)
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов. Способ разработки многопластовых газовых месторождений включает строительство кустов скважин из нескольких вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на разные пласты месторождения. При этом скважины, эксплуатирующие разные пласты разработки, имеют различный пространственный профиль, на устьях скважин устанавливают регулирующие расход газа устройства, скважины подключают к единой трубопроводной сети и разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление. Вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, и при необходимости, путем увеличения проходного сечения в регулирующих устройствах, увеличивают расход газа в скважинах пластов с более высоким пластовым давлением без длительного ожидания снижения пластового давления в этих пластах. Изобретение позволяет повысить коэффициент извлечения запасов и увеличивать добычу газа при одновременной эксплуатации скважин с более низким пластовым давлением пластов. 2 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов.
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.
Известен способ эксплуатации многопластовых газовых месторождений (патент RU 2377396, опубликовано 27.12.2009) включающем строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, подключают к единой трубопроводной сети при котором 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.
Недостатком данного способа является длительное ожидание снижения пластового давления нижележащих пластов для выравнивания с вышележащими, и он предусматривает использование только вертикальных скважин. Отсутствует возможность увеличить добычу сырья в первые годы эксплуатации нижележащих пластов, так как скважины на разные продуктивные пласты подключаются при условии снижения давления на устьях до равных величин с вышележащими пластами. Также очевидно, что при относительно малых эффективных перфорированных мощностях и низких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора это не позволит достичь высоких продуктивных характеристик скважин и для достижения высоких уровней добычи потребует строительства большого числа скважин, равномерно расположенных по площади месторождения, что приведет к существенным затратам на обустройство месторождения - строительство подъездных дорог и системы сбора газа к каждой скважине. При этом для равномерного дренирования всего вскрытого пласта требуется перфорировать практически всю его мощность, что при проведении водоизоляционных работ в нижней части перфорации приведет к кольматации верхней части разреза и, как следствие, к необходимости длительного освоения скважины после ремонтных работ. Кроме того, на поздней стадии разработки, когда пластовое давление существенно снизилось, а большая часть продуктивного пласта обводнится, малая перфорированная мощность не обеспечивает стабильной работы скважины и приведет к ее выбытию из эксплуатации еще до извлечения всех дренируемых запасов газа. Следовательно, при такой конструкции скважины наблюдаются более низкие дебиты по сравнению с горизонтальными стволами, быстрое обводнение скважин при внедрении подошвенных вод и относительно невысокий коэффициент конечного извлечения продукции.
Целью предлагаемого изобретения является увеличение добычи углеводородного сырья при разработке многопластового месторождения в начальный период эксплуатации за счет регулирования дебитов газа из скважин, эксплуатирующих пласты с различным давлением в пласте, а также улучшение системы разработки месторождения за счет строительства скважин различного профиля, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных (пологих).
Технический результат предлагаемого решения достигается путем установки на устьях скважин регулирующих устройств для уменьшения или увеличения проходного сечения регулирующего устройства в устьевой обвязке скважин на пласты с относительно высоким давлением в пласте при неизменных параметрах скважин с относительно низким давлением в пласте, а также за счет строительства единой трубопроводной сети сбора продукции и скважин с различным профилем: вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных, пологих.
Способ разработки многопластовых газовых месторождений включает строительство кустов скважин из нескольких вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на разные пласты месторождения и единой трубопроводной сети новым в изобретении является то, что скважины, эксплуатирующие разные пласты разработки, имеют различный пространственный профиль, на устьях скважин устанавливают регулирующие расход газа устройства, скважины 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, и при необходимости, путем увеличения проходного сечения в регулирующих устройствах, увеличивают расход газа в скважинах пластов с более высоким пластовым давлением без длительного ожидания снижения пластового давления в этих пластах.
Способ позволяет повысить коэффициент извлечения запасов и сократить материальные затраты при обустройстве газоконденсатного месторождения с несколькими объектами разработки за счет строительства высокопроизводительных кустов эксплуатационных скважин и единой трубопроводной сети сбора продукции.
Способ поясняется чертежом и графиком добычи на примере четырехдневного цикла. На фигуре 1 обозначены: 1 - скважины; 2 - единая газосборная сеть; 3 - нижележащий пласт; 4 - вышележащие пласты.
На графике (фиг. 2) обозначены: 5 - добыча газа по двум пластам; 6 - добыча газа по пласту с относительно низким пластовым давлением; 7 - давление на устьях скважин пласта с относительно низким пластовым давлением; 8 -добыча газа по пласту с относительно высоким пластовым давлением; 9 -давление на устьях скважин пласта с относительно высоким пластовым давлением; 10 - давление на входе в газовый промысел.
Способ реализуется следующим образом
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки месторождений углеводородов, включающем строительство на каждый объект эксплуатации раздельных сеток вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных добывающих скважин 1 (фиг. 1) подключенных к единой трубопроводной сети 2 разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа 3, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи 4 включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи, либо до технологические реализуемого давления на устьях скважин вышележащих пластов при регулировании дебитов скважин и давлений с помощью регулирующих устройств на устьях скважин.
При этом, согласно изобретению, пласт вскрывают кустом из нескольких скважин, включая строительство вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных (пологих). Профиль скважины зависит от характеристик пластов.
Увеличение добычи газа достигается путем регулирования отборов газа по скважинам, эксплуатирующим разные продуктивные пласты. С помощью увеличения проходного сечения регулирующего устройства в устьевой обвязке скважин, осуществляющих добычу газа по пластам с относительно высоким давлением в пласте, увеличивая отбор газа (поз. 4 на фиг. 2) из пласта со второго дня. За счет увеличения добычи газа из пласта с относительно высоким пластовым давлением увеличивается давление на входе в газовый промысел 10. При этом, при неизменном проходном сечении регулирующего устройства в устьевой обвязке скважин на пласты с относительно низким давлением в пласте, незначительно снижается добыча газа из этого пласта (поз. 6 на фиг. 2) и незначительно увеличивается давление на устьях скважин на пласты с относительно низким пластовым давлением (поз. 7 на фиг. 2). За счет такого регулирования возрастает общая добыча газа, что позволяет эксплуатировать пласты с различным пластовым давлением и увеличивать добычу газа в начальный период эксплуатации многопластового месторождения без длительного ожидания снижения пластового давления в нижелажащих пластах.
Пример реализации способа.
Предлагаемый способ разработки многопластовых
нефтегазоконденсатных месторождений был реализован на Бованенковском месторождении. Скважины Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) эксплуатируют различными по свойствам объектами разработки сеноман-аптских залежей. Давление в нижнем пласте выше, чем в вышележащих пластах. Согласно проектных решений в первый год эксплуатации вводились нижние залежи с использованием наклонно-направленных скважин, далее после выравнивания давления вводились в разработку залежи вышележащих с использованием наклонно-направленных скважин, и залежи с использованием наклонно-направленных скважин с субгоризонтальным окончанием и далее - залежь с использованием наклонно-направленных скважин.
Установка регулирующих устройств на устьях скважин позволяет увеличивать добычу газа из скважин пластов при одновременной эксплуатации скважин с более низким пластовым давлением пластов.
В летний период на Бованенковском НГКМ потребовалось увеличить давление в системе подготовки газа на 0,5-0,7 МПа для обеспечения требуемого качества газа из-за изменений давления в системе магистрального транспорта газа. Для увеличения давления увеличили добычу газа по пластам на 60-70% до допустимых значений и увеличили давление на входе в промысел на 0,7 МПа. При этом общая добыча газа также увеличилась за счет увеличения дебитов газа из скважин пластов.
Способ разработки многопластовых газовых месторождений, включающий строительство кустов скважин из нескольких вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на разные пласты месторождения и единой трубопроводной сети, отличающийся тем, что скважины, эксплуатирующие разные пласты разработки, имеют различный пространственный профиль, на устьях скважин устанавливают регулирующие расход газа устройства, скважины 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, и при необходимости, путем увеличения проходного сечения в регулирующих устройствах, увеличивают расход газа в скважинах пластов с более высоким пластовым давлением без длительного ожидания снижения пластового давления в этих пластах.
