Патент на изобретение №2178820
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ВАРИАНТЫ)
(57) Реферат: Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных, обеспечивает повышение текущей добычи конденсата и конечную конденсатоотдачу месторождения путем использования локальных особенностей зонального строения разрабатываемого месторождения. Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает упрощение способа и повышение его эффективности. Сущность изобретения: способ включает отбор газа из зоны высокого пластового давления, сепарацию отобранного газа и закачку отсепарированного газа в зону низкого пластового давления. По первому варианту в зоне высокого пластового давления выделяют подзону с пониженным давлением начала конденсации и отбор газа на сепарацию ведут из выделенной подзоны. По второму варианту в зоне низкого пластового давления выделяют скважину или скважины с высоким водопроявлением, газодинамически связанные с эксплуатационной скважиной этой зоны. Закачку отсепарированного газа ведут в выделенную скважину или скважины. По третьему варианту в зоне низкого пластового давления периодически контролируют текущее пластовое давление и давление начала конденсации и оптимизируют текущую разницу контролируемых давлений путем регулирования расхода закачиваемого газа. 3 с. и 1 з. п. ф-лы, 2 ил. Область техники Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. Уровень техники Разработка газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений экономически наиболее эффективна до тех пор, пока текущее пластовое давление превышает давление начала конденсации углеводородных компонентов природного газа. По мере извлечения природного газа текущее пластовое давление в зоне интенсивной разработки месторождения уменьшается и при снижении пластового давления до давления начала конденсации углеводородных компонентов (давления точки росы по углеводородам) они выпадают из добываемого газа в пласте. Кроме того, в случае наличия вод, подстилающих месторождение, при снижении пластового давления в залежи вода начинает поступать к забоям скважин. Причем в зависимости от геологического строения месторождения ряд скважин могут работать с высокими дебитами и без воды, другие, газодинамически связанные с первыми, при небольших дебитах могут иметь в своей продукции большое содержание воды. Это связано с избирательным поступлением воды в залежь. В такой ситуации скважины с высоким водопроявлением либо закрывают, либо эксплуатируют с небольшими дебитами газа. Известен способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений природного газа, включающий поддержание пластового давления путем закачки предварительно добытого и отсепарированного газа в пласт с помощью компрессоров [1] . Недостатки способа [1] – необходимость применения дорогостоящих компрессоров высокого давления и ограничение его применения по таким неблагоприятным геологическим факторам как низкая проницаемость и приемистость пласта при большой глубине залежи, резкая неоднородность литологического строения пласта, неравномерная трещиноватость, тектоническая разобщенность залежи на отдельные, изолированные блоки. Наиболее близким к заявленному способу является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений природного газа, включающий отбор газа из зоны высокого пластового давления, сепарацию отобранного газа и закачку отсепарированного газа в зону низкого пластового давления [2] . Способ предусматривает варианты с подогревом газа перед сепарацией и/или впрыскивание в него углеводородного сорбента. Способ-прототип позволяет повысить текущую добычу конденсата и конечную конденсатоотдачу месторождения при относительно несложном оборудовании. Недостаток прототипа – недоиспользование природных особенностей зонального строения разрабатываемого месторождения для повышения его конечной конденсатоотдачи и текущей добычи газа. Этот недостаток связан с тем, что способ-прототип не учитывает локальных (индивидуальных) различий в характеристиках участков месторождения. Задача изобретения – повысить текущую добычу конденсата и конечную конденсатоотдачу месторождения путем использования локальных особенностей зонального строения разрабатываемого месторождения. Сущность изобретения Предметом изобретения является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений природного газа, включающий отбор газа из зоны высокого пластового давления, сепарацию отобранного газа и закачку отсепарированного газа в зону низкого пластового давления, отличающийся согласно первому варианту изобретения тем, что в зоне высокого пластового давления выделяют подзону с пониженным давлением начала конденсации и отбор газа на сепарацию ведут из выделенной подзоны. Предметом изобретения также является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений природного газа, включающий отбор газа из зоны высокого пластового давления, сепарацию отобранного газа и закачку отсепарированного газа в зону низкого пластового давления, отличающийся согласно второму варианту изобретения тем, что в зоне низкого пластового давления выделяют, по меньшей мере, одну скважину с высоким водопроявлением, газодинамически связанную с эксплуатационной скважиной этой зоны, и закачку отсепарированного газа ведут в выделенную скважину. Предметом изобретения также является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений природного газа, включающий отбор газа из зоны высокого пластового давления, сепарацию отобранного газа, закачку отсепарированного газа в зону низкого пластового давления, отличающийся согласно третьему варианту изобретения тем, что в зоне низкого пластового давления периодически контролируют текущее пластовое давление и давление начала конденсации и оптимизируют текущую разницу контролируемых давлений путем регулирования расхода закачиваемого газа. Этот вариант имеет развитие, которое состоит в том, что в зоне низкого пластового давления выделяют, по меньшей мере, две подзоны газодинамически связанных скважин, при этом контроль давлений и регулирование расхода ведут по выделенным подзонам. Совокупность признаков каждого из указанных вариантов изобретения позволяет повысить текущую добычу конденсата и конечную конденсатоотдачу месторождения путем использования внутризоновых локальных особенностей разрабатываемого месторождения. Перечень и краткое описание фигур Фиг. 1 иллюстрирует исходное состояние залежи до начала реализации способа. Фиг. 2 иллюстрирует осуществление всех вариантов способа, а также изменения в распределении по продуктивному пласту уровней пластового давления и давления начала конденсации, возникшие в результате осуществления предлагаемого способа. На чертежах обозначено: 1 – продуктивный пласт, 2 – воды, подстилающие месторождение, 3 – зона низкого пластового давления, 4 – зона высокого пластового давления, 5 – сепараторы, 6 – регуляторы расхода, 7 – подзона с пониженным давлением начала конденсации, 8 – скважина с высоким водопроявлением, 9 – подзоны газодинамически связанных скважин, 10 – геологические нарушения (неоднородности литологического строения) в пласте, приводящие к ухудшению газодинамической связи скважин, 11 – отделяемый от природного газа конденсат. Осуществление способа Для предотвращения образования глубоких депрессионных воронок отбор газа по площади месторождения должен распределяться равномерно (точнее пропорционально удельным запасам газа), однако это может привести к увеличению затрат на бурение дополнительных скважин и прокладывание коммуникаций. Поэтому на практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Например, при значительных размерах месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации газ отбирают из небольшой зоны месторождения. На остальной части месторождения в это время идет разведочное бурение. Часть месторождения может находиться в природоохранной зоне, где нежелательно располагать скважины. Скважины могут быть сгруппированы в силу технологических причин – для поддержания температурного режима в сборном газопроводе и др. Неравномерный отбор газа по площади газоносности приводит к образованию зональных депрессионных воронок, где уровень пластового давления приблизился к давлению начала конденсации углеводородов. Наличие зональных депрессионных воронок снижает текущую добычу конденсата и конечную конденсатоотдачу месторождения. На фиг. 1 показано распределение по продуктивному пласту уровней давления начала конденсации, исходного пластового давления до начала разработки залежи и текущего пластового давления в конце начального периода разработки, предшествующего осуществлению способа. В результате интенсивного отбора природного газа в начальный период разработки в зоне 3 образовалась депрессионная воронка: текущее пластовое давление в этой зоне приблизилось к давлению начала конденсации. В зоне 4 текущее пластовое давление еще существенно превышает давление начала конденсации углеводородов. При осуществлении предлагаемого способа (фиг. 2), продолжая добычу природного газа из зоны 3, в нее закачивают газ из зоны 4 высокого пластового давления, предварительно отсепарированный в сепараторе 5. Это замедляет падение текущего пластового давления в зоне 3. Осуществляя первый вариант изобретения, газ для сепарации отбирают из подзоны 7 пониженного давления начала конденсации, которую предварительно выделяют в зоне 4. Для этого газ, отбираемый из скважин зоны 4, анализируют на содержание в нем компонентов, влияющих на уровень давления начала конденсации, либо непосредственно определяют давление газа, соответствующее началу конденсации. Закачка в зону 3 отсепарированного газа, полученного из природного газа подзоны 7, обогащенного компонентами, снижающими давление начала конденсации, понижает уровень этого давления в зоне 3 (см. фиг. 2), позволяя вести интенсивную добычу природного газа при более низком текущем пластовом давлении. Осуществляя второй вариант изобретения, выделяют в зоне 3 низкого пластового давления скважину или скважины 8 с высоким водопроявлением, к забою которых поступает вода, газодинамически связанные с эксплуатационной скважиной в той же зоне, и используют выделенную скважину или скважины 8 для закачки в зону 3 отсепарированного газа. Способ-прототип не предусматривает такого использования скважин с высоким водопроявлением, которые либо закрывают, либо эксплуатируют с небольшими дебитами газа. При осуществлении второго варианта предложенного способа текущая добыча конденсата и конечная конденсатоотдача месторождения может быть повышена без бурения новых скважин для закачки отсепарированного газа и без перевода эксплуатационных скважин с низкими водопроявлениями в нагнетательные. Это обеспечивается за счет увеличения отбора газа из скважин в зоне 3, газодинамически связанных с выделенной скважиной 8, которые из-за локальных особенностей геологического строения часто работают практически без воды. При осуществлении третьего варианта изобретения в зоне 3 низкого пластового давления периодически контролируют текущее пластовое давление и давление начала конденсации. В зависимости от разницы контролируемых давлений регулируют расход закачиваемого в зону 3 газа, оптимизируя эту разницу. Например, если текущее пластовое давление выше давления начала конденсации, увеличивают расход при малой разнице давлений и уменьшают его, если эта разница велика, а если текущее пластовое давление ниже давления начала конденсации, увеличивают расход для уменьшения разницы в давлениях. При недостаточной газодинамической связи между скважинами развитие третьего варианта предусматривает выделение подзон 9, объединяющих газодинамически связанные скважины. Объединение скважин в подзону 9 может быть произведено, например, по результатам замеров текущего пластового давления путем анализа карты изобар или по результатам сейсморазведки месторождения. Подзоны 9 могут быть разделены геологическими нарушениями (неоднородностями литологического строения) 10. При этом контроль давлений и регулирование расхода ведут по выделенным подзонам, например, если текущее пластовое давление выше давления начала конденсации, увеличивают расход в подзону 9 с малой разницей давлений и уменьшают его в подзону 9, где эта разница велика. Если текущее пластовое давление ниже давления начала конденсации, увеличивают расход в подзону с наибольшей разницей давлений. Таким образом, закачиваемый газ рационально расходуется на оптимизацию текущей разницы контролируемых давлений. В результате реализации третьего варианта и его развития оптимизируются затраты на повышение текущей добычи конденсата и конечной конденсатоотдачи месторождения. Источники информации 1. Г. Р. Гуревич, В. А. Соколов, П. Т. Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М. : Недра, 1976, с. 17. 2. Патент РФ 2131021, МПК 6 Е 21 В 43/18, 1998. Формула изобретения
РИСУНКИ
MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 18.04.2005
Извещение опубликовано: 20.02.2006 БИ: 05/2006
Изменения:
Номер и год публикации бюллетеня: 5-2006
Извещение опубликовано: 10.06.2006 БИ: 16/2006
HE4A – Изменение адреса для переписки с обладателем патента Российской Федерации на изобретение
Новый адрес для переписки с патентообладателем:
Извещение опубликовано: 20.06.2006 БИ: 17/2006
MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 18.04.2008
Извещение опубликовано: 20.06.2010 БИ: 17/2010
|
||||||||||||||||||||||||||
