способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (варианты)

Формула изобретения

1. 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 тем, что в зоне высокого пластового давления выделяют подзону с пониженным давлением начала конденсации и отбор газа на сепарацию ведут из выделенной подзоны.

2. 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 тем, что в зоне низкого пластового давления выделяют скважину или скважины с высоким водопроявлением, газодинамически связанные с эксплуатационной скважиной этой зоны, и закачку отсепарированного газа ведут в выделенную скважину или скважины.

3. 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 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.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в зоне низкого пластового давления выделяют, по меньшей мере, две подзоны газодинамически связанных скважин, при этом контроль давлений и регулирования расхода закачиваемого газа ведут по выделенным подзонам.

Описание изобретения к патенту

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.