RU2722190C1

RU2722190C1 - Method for development of multi-layer deposits of natural gases

Info

Publication number: RU2722190C1
Application number: RU2019137281A
Authority: RU
Inventors: Александр Иосифович Пономарёв; Рустам Фадисович Ситдиков; Артур Адикович Ибатулин
Original assignee: Александр Иосифович Пономарёв; Рустам Фадисович Ситдиков; Артур Адикович Ибатулин
Priority date: 2019-11-19
Filing date: 2019-11-19
Publication date: 2020-05-28

Abstract

FIELD: gas industry.SUBSTANCE: invention relates to gas industry and can be used in development of multi-layer gas fields. Proposed method comprises extraction of production facilities, availability of separate grids of production wells for each development facility and common pipeline network. At that development of operational objects different as to resource-energy potential and/or filtration-capacitance properties is carried out initially simultaneously, control of technological modes of well operation is performed by supplying product to installed on wellhead mobile compressor unit, wherein the ratio of inlet pressure to install Ppressure common piping system Pincreased to values well flow rate Q(P) providing speed downhole vnot less than 2 m/s, the calculation speed of the downhole vperformed on mathematical formula.EFFECT: technical result is an increase in the efficiency of field development.1 cl, 3 ex, 4 dwg

Description

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, особенно в случаях, наличия в геологическом разрезе различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам объектов.The invention relates to the gas industry and can be used in the development of multilayer gas and gas condensate fields, especially in cases where there are various objects in terms of resource and energy potential and / or filtration-capacitive properties in the geological section.

Известен способ разработки, согласно которому все эксплуатационные объекты разрабатываются раздельными сетками скважин. Для каждого объекта разработки строится своя система обустройства (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с. 311).There is a known development method, according to which all production facilities are developed by separate well networks. A separate arrangement system is being constructed for each development object (Zakirov S.N. et al. Design and development of gas fields. M: Nedra, 1974, p. 311).

Недостатком данного способа является необходимость строительства ряда самостоятельных трубопроводных сетей для сбора газа и газового конденсата из нескольких эксплуатационных объектов месторождения, что приводит к значительным капитальным и временным затратам. В большинстве случаев небольшие по запасам залежи не вводятся в разработку данным способом ввиду низкой экономической эффективности.The disadvantage of this method is the need to build a number of independent pipeline networks for collecting gas and gas condensate from several production facilities of the field, which leads to significant capital and time costs. In most cases, small reserves are not put into development by this method due to low economic efficiency.

Известен также способ одновременной эксплуатации газоносных пластов [Патент UZ №4413], согласно которому потоки газа скважин вскрывших различные разобщенные объекты смешиваются через устьевой эжектор. При этом происходит передача энергии потока газа от скважин высокого давления, потоку скважин с низким давлением. На выходе из эжектора смешанный поток имеет давление выше, чем давление входящего в эжектор потока от скважин с низким давлением, что позволяет, создать дополнительную депрессию на пласт и совместно эксплуатировать разнопотенциальные объекты в условиях общей трубопроводной сети. Недостатком данного способа является наличие в конструкции эжектора сужающего устройства (сопла) для создания области разряжения давления, ограничивающего производительность высоконапорных скважин. Необходимое соотношение давлений высоконапорного и низконапорного смешиваемых потоков равно 2 или более, соотношение дебитов равное 3 или более. Таким образом, способ ограничивает технологический режим высоконапорных скважин, что не позволяет обеспечивать потенциально возможные уровни добычи по данным эксплуатационным объектам. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки многопластовых газовых месторождений, согласно которому 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 [Патент РФ №2377396 C1]. Недостатком данного способа является необходимость реализации стратегии поочередного ввода в разработку объектов, что приводит к увеличению времени затрачиваемого на обеспечение выработки запасов, снижению добычи газа и газового конденсата и, как следствие, ухудшению эффективности разработки месторождения в целом. Кроме того, после ввода в разработку вышезалегающих залежей, при небольших запасах одного из объектов в процессе разработки на режиме истощения, снижение пластового давления по данному объекту будет более быстрым. В дальнейшем это вновь приведет к невозможности эксплуатации скважин данного объекта, так как при общей газосборной трубопроводной сети минимальное устьевое давление скважины определяется противодавлением общей трубопроводной сети. Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание способа одновременной разработки различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов многопластового месторождения природного газа, при общей трубопроводной сети с обеспечением устойчивых технологических режимов работы скважин, исключая вариант ограничения добычи из высокопотенциальных объектов и поочередного ввода в разработку объектов.There is also known a method for the simultaneous operation of gas-bearing strata [Patent UZ No. 4413], according to which the gas flows of wells that open various disconnected objects are mixed through a wellhead ejector. In this case, the energy of the gas flow from the high pressure wells is transferred to the flow of the wells with low pressure. At the outlet of the ejector, the mixed stream has a pressure higher than the pressure of the stream entering the ejector from low-pressure wells, which allows creating an additional depression on the formation and jointly operating different potential objects in a common pipeline network. The disadvantage of this method is the presence in the design of the ejector of a narrowing device (nozzle) to create a pressure discharge region that limits the productivity of high-pressure wells. The required pressure ratio of high-pressure and low-pressure mixed flows is 2 or more, the flow rate is 3 or more. Thus, the method limits the technological mode of high-pressure wells, which does not allow to provide potentially possible production levels for these production facilities. The closest in technical essence to the claimed one is the method of developing multi-layer gas fields selected as a prototype, according to which field development begins with the exploitation of lower gas deposits having a higher initial reservoir pressure, and the overlying deposits are included in the development when the current wellhead pressure of wells draining lower deposits, will decrease to the initial wellhead pressure of wells draining overlying deposits [RF Patent No. 2377396 C1]. The disadvantage of this method is the need to implement a strategy of sequential commissioning of facilities, which leads to an increase in the time spent on ensuring the development of reserves, a decrease in gas and gas condensate production and, as a consequence, a deterioration in the efficiency of field development as a whole. In addition, after the introduction of overlying deposits, with small reserves of one of the objects in the development process under the depletion mode, the decrease in reservoir pressure at this object will be faster. In the future, this will again lead to the impossibility of operating the wells of this facility, since with a common gas gathering pipeline network, the minimum wellhead pressure of a well is determined by the back pressure of the common pipeline network. The problem to which the invention is directed is to create a method for the simultaneous development of various resource-energy potential and / or filtration-capacitive properties of production facilities of a multilayer natural gas field, with a common pipeline network providing stable technological modes of operation of wells, excluding the option of limiting production from high-potential objects and alternate input into the development of objects.

Техническим результатом предлагаемого решения является повышение эффективности разработки месторождения за счет увеличения уровней добычи газа и газового конденсата, а также сокращения срока разработки месторождения в результате опережающего ввода в разработку объектов разработки многопластового месторождения с общей трубопроводной сетью. Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки многопластовых газовых месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, формирование раздельных сеток добывающих скважин на каждый эксплуатационный объект, подключение скважин, эксплуатирующих разные объекты к общей трубопроводной сети, выработка запасов газа месторождения осуществляется одновременно. Обычно при разработке месторождений с несколькими эксплуатационными объектами с различными ресурсно-энергетическими потенциалами и общей трубопроводной сетью применяется стратегия поэтапного ввода в разработку объектов, что значительно увеличивает продолжительность периода разработки месторождения. В предлагаемом способе новым является то, что разработку различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и/или фильтрационно-емкостным свойствам эксплуатационных объектов осуществляют изначально одновременно, регулирование технологических режимов работы скважины осуществляется подачей газожидкостной смеси с примесями на установленную на устье скважин мобильную компрессорную установку (МКУ). Предельно возможные технологические условия работы скважины, подключенной к МКУ, определяются минимально необходимой скоростью потока газа на забое, обеспечивающей полный и непрерывный вынос пластовой жидкости. Согласно проводимым исследованиям минимальная скорость потока газа на забое, достаточная для выноса пластовой жидкости составляет 2 м/с. Проверку выполнения условия осуществляют сравнением с фактической скоростью, рассчитываемой из выражения:The technical result of the proposed solution is to increase the efficiency of field development by increasing the levels of gas and gas condensate production, as well as reducing the term of field development as a result of the early commissioning of multi-layer field development facilities with a common pipeline network. The specified technical result is achieved by the fact that in the method of developing multi-layer gas fields, including the allocation of production facilities, the formation of separate grids of production wells for each production facility, the connection of wells operating different facilities to a common pipeline network, the development of gas reserves of the field is carried out simultaneously. Usually, when developing fields with several production facilities with different resource and energy potentials and a common pipeline network, a strategy of phased introduction of the development of facilities is used, which significantly increases the length of the field development period. In the proposed method, it is new that the development of production facilities of various resource-energy potential and / or filtration-capacitive properties is carried out initially simultaneously, the technological modes of the well are regulated by supplying a gas-liquid mixture with impurities to the mobile compressor unit (MKU) installed at the wellhead . The maximum possible technological conditions for the operation of a well connected to an MCU are determined by the minimum necessary gas flow rate at the bottom, which ensures complete and continuous removal of formation fluid. According to ongoing research, the minimum gas flow rate at the bottom, sufficient for the removal of formation fluid is 2 m / s. Verification of the fulfillment of the condition is carried out by comparison with the actual speed calculated from the expression:

где

- скорость на забое в м/с;Where

- speed at the bottom in m / s;

Т_пл - пластовая температура, °С;T _PL - reservoir temperature, ° C;

Z - коэффициент сверхсжимаемости, д.ед.;Z is the coefficient of supercompressibility, d.ed .;

Q_г - дебит газа, тыс.м³/сут;Q _g - gas flow rate, thousand m ³ / day;

Р_заб - забойное давление, МПа;P _zab - bottomhole pressure, MPa;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, мм.d _vn - inner diameter of tubing, mm.

С другой стороны, максимально допустимый технологический режим работы скважины, подключенной к МКУ, обосновывается по результатам газодинамических/газоконденсатных исследований на установившихся режимах, с учетом существующих геологических, технических и технологических ограничений дебита.On the other hand, the maximum allowable technological mode of operation of the well connected to the MKU is justified by the results of gasdynamic / gas condensate studies at established modes, taking into account the existing geological, technical and technological limitations of the flow rate.

Данный способ возможно использовать на любой стадии разработки многопластового месторождения.This method can be used at any stage of the development of a multilayer field.

Предложенный способ поясняется графическими материалами, где на Фиг. 1 изображена принципиальная схема подключения скважин к единой трубопроводной сети, на Фиг. 2 - схема подключения скважин разных эксплуатационных объектов/пластов к единой трубопроводной сети Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения.The proposed method is illustrated by graphic materials, where in FIG. 1 shows a schematic diagram of connecting wells to a single pipeline network; FIG. 2 is a diagram of connecting wells of different production facilities / formations to a single pipeline network of the Kharampur oil and gas condensate field.

Способ реализуется следующим образом. На каждую залежь/эксплуатационный объект месторождения бурят раздельные сетки добывающих скважин 1, 2, 3 и обустраивают наземную общую трубопроводной сеть 4. Разработку объектов осуществляют одновременно. Регулирование технологических режимов скважин, вскрывших пласты с более низким ресурсно-энергетическим потенциалом осуществляют подачей пластового газа с примесями на установленную на устье скважин модульную компрессорную установку, где происходит отделение газа от механических примесей, газового конденсата и воды. Далее происходит компримирование газа до рабочего давления и его подача в общую трубопроводную сеть, где потоки смешиваются и газ по общему коллектору поступает на газовый промысел (ГП) для подготовки к дальнему транспорту. Отделенная ранее жидкость насосом вводится в поток газа для совместной транспортировки на ГП. Технологические режимы обосновываются по результатам газодинамических/газоконденсатных исследований скважин на установившихся режимах с учетом соблюдений граничных условий работы. Замер дебита скважины по газу необходимый для расчета скорости на забое осуществляется установленным на МКУ вихревым расходомером-счетчиком или, при наличии нескольких скважин, путем их периодических исследований мобильными замерными установками.The method is implemented as follows. Separate grids of producing wells 1, 2, 3 are drilled for each deposit / production facility of the field and a ground-based common pipeline network 4 is developed. The development of the facilities is carried out simultaneously. The technological regimes of wells that have discovered formations with a lower resource and energy potential are regulated by supplying formation gas with impurities to a modular compressor unit installed at the wellhead where gas is separated from mechanical impurities, gas condensate, and water. Then, gas is compressed to operating pressure and supplied to a common pipeline network, where the flows are mixed and gas is supplied to the gas field (GP) through a common collector to prepare for long-distance transport. The liquid previously separated by a pump is introduced into the gas stream for joint transportation to the GP. Technological regimes are based on the results of gasdynamic / gas condensate studies of wells in steady conditions taking into account compliance with the boundary operating conditions. The gas production rate required for calculating the bottomhole velocity is measured by a vortex flowmeter-counter installed on the MCU or, if there are several wells, by periodic surveys of mobile metering units.

При реализации разработанного технического решения для достижения указанного технического результата предложено использовать известное устройство МКУ схематично изображенное на Фиг. 3, применяемое для регулирования технологических режимов работы группы скважин. Продукция скважины по трубопроводу 5 поступает в МКУ. Устройство включает входной сепаратор 7, блок поршневого компрессора с приводом компрессора 9, переключающую арматуру 6, вихревой расходомер 8. Сепарированная жидкость, перекачиваемая насосом 10, подается после сепаратора 7 для дальнейшей совместной транспортировки с газом на ГП.When implementing the developed technical solution to achieve the specified technical result, it is proposed to use the known MKU device schematically depicted in FIG. 3, used to regulate the technological regimes of a group of wells. Well production via pipeline 5 enters the MCU. The device includes an inlet separator 7, a piston compressor unit with a compressor drive 9, switching valves 6, a vortex flowmeter 8. The separated liquid pumped by the pump 10 is supplied after the separator 7 for further joint transportation with gas to the GP.

Пример конкретной реализации 1.An example of a specific implementation 1.

Предлагаемый способ возможно использовать при проектировании технологической схемы разработки газовых объектов Харампурского месторождения (см. Фиг. 2) основные запасы газа которого сосредоточены в 3 газонасышенных пластах: ПК1, Т, K2 - выделенных в отдельные объекты разработки и различных по ресурсно-энергетическому потенциалу и фильтрационно-емкостным свойствам. Основные запасы газа сосредоточены в объектах ПК1 и Т. Пласт ПК1 характеризуется высокой проницаемостью (около 750 мД) и эксплуатируется при минимальных депрессиях (0,1-0,2 МПА), необходимых для обеспечения установленного технологического режима. Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость мене 180 мД) для эксплуатации скважин, вскрывших пласт Т и К2, с рентабельными дебитами, требуется обеспечение более высоких депрессии (3-3,5 МПа). С целью снижения капитальных затрат на строительство инфраструктуры в качестве базового варианта разработки месторождения рассматривалась система поэтапного ввода в разработку объектов. В качестве альтернативного варианта, использование предлагаемого способа, позволит вести совместную выработку запасов при общей трубопроводной сети сбора газа, что позволит повысить эффективность разработки многопластового Харампурского месторождения за счет увеличения уровней добычи газа и сокращения продолжительности периода разработки месторождения в результате опережающего ввода в разработку пластов Т и К2 с общей трубопроводной сетью сбора газа.The proposed method can be used in the design of the technological scheme for the development of gas facilities of the Kharampur field (see Fig. 2), the main gas reserves of which are concentrated in 3 gas-saturated formations: PK1, T, K2 - separated into separate development objects and different in resource and energy potential and filtration capacitive properties. The main gas reserves are concentrated in objects PK1 and T. Plast PK1 is characterized by high permeability (about 750 mD) and is exploited with the minimum depressions (0.1-0.2 MPA) necessary to ensure the established technological regime. Due to the low filtration and capacitive properties (permeability less than 180 mD) for the operation of wells that have opened the T and K2 formation with cost-effective production rates, higher depressions (3-3.5 MPa) are required. In order to reduce capital costs for the construction of infrastructure, a phased input system for the development of facilities was considered as a basic option for developing the field. As an alternative, the use of the proposed method will allow for joint development of reserves with a common pipeline network for gas collection, which will increase the efficiency of the development of the multi-layer Kharampur field by increasing gas production levels and shortening the duration of the field development as a result of the early commissioning of T and K2 with a common pipeline network for gas collection.

Пример конкретной реализации 2.An example of a specific implementation 2.

Рассмотрим газовые и газоконденсатные объекты разрабатываемого Барсуковского нефтегазоконденсатного месторождения. В разрезе месторождения имеются газовый пласт ПК 16 и газоконденсатные БС8, БС9. Пласты не введены в разработку, в связи с тем, что их запуск ограничен давлением уже существующей общей трубопроводной сети, в которую работают скважины ряда других объектов месторождения. Согласно расчету, при вводе скважин новых объектов существующие скважины будут работать в нестабильном технологическом режиме с накоплением пластовой жидкости на забое, и в конечном итоге передут в бездействующий фонд до момента снижения давления общей трубопроводной сети, что негативно скажется на показателях эффективности разработки месторождения. Внедрение предлагаемого способа позволит ввести в разработку указанные объекты, при обеспечении устойчивых технологических режимов работы скважин ранее существующих скважин.Consider gas and gas condensate facilities under development at the Barsukovsky oil and gas condensate field. In the context of the field there are gas reservoir PK 16 and gas condensate BS8, BS9. The strata have not been put into development, due to the fact that their launch is limited by the pressure of the already existing common pipeline network, into which the wells of a number of other objects of the field work. According to the calculation, when wells are commissioned for new facilities, existing wells will operate in an unstable technological mode with accumulation of formation fluid at the bottom, and ultimately will be transferred to an inactive fund until the pressure of the general pipeline network decreases, which will negatively affect the efficiency of field development. Implementation of the proposed method will allow to introduce the specified objects into development, while ensuring stable technological modes of operation of wells of previously existing wells.

Пример конкретной реализации 3.An example of a specific implementation 3.

В таблице Фиг. 4 в качестве примера представлены уровни добычи скважины №1 разрабатываемого Губкинского многопластового месторождения, вскрывшей пласт с низким потенциалом, эксплуатируемой в условиях общей трубопроводной сети. Запуск, представленной скважины, был произведен в марте 2018 г. В мае 2018 г. скважина остановлена по причине прекращения фонтанирования. Дальнейшая эксплуатация скважины осуществляется за счет регулирования технологических режимов работы скважины с применением МКУ, что позволило вывести скважину из бездействующего фонда и обеспечить устойчивый технологический режим ее работы.In the table of FIG. Figure 4 shows, as an example, the production levels of well No. 1 of the developed Gubkinsky multilayer field, which uncovered a low-potential formation, operated in a common pipeline network. The launch of the presented well was carried out in March 2018. In May 2018, the well was shut down due to the cessation of flowing. Further operation of the well is carried out by regulating the technological modes of operation of the well using MCU, which made it possible to withdraw the well from an inactive fund and ensure a stable technological mode of its operation.

Claims

1. The method of development of multi-layer deposits of natural gases, including the allocation of production facilities, the presence of separate grids of production wells for each development site, a common pipeline network, characterized in that the development of various resource-energy potential and / or filtration-capacitive properties of production facilities is carried out initially at the same time, the control of technological modes of the well’s operation is carried out by supplying products to a mobile compressor installation installed at the wellhead, while the ratio of the input pressure at the installation P _in to the pressure of the common pipeline network P _{lin is} increased to the well flow rate Q _g (P _in ), which ensures a speed of slaughter

not less than 2 m / s, speed calculation at the bottom

produced by the formula:

Where

- speed at the bottom in m / s;

T _PL - reservoir temperature, ° C;

Z is the coefficient of supercompressibility, d.ed .;

Q _g - gas flow rate, thousand m ³ / day;

P _zab - bottomhole pressure, MPa;

d _vn - inner diameter of tubing, mm.

2. The method according to p. 1, characterized in that the ratio of the input pressure P _in to the pressure of the common pipeline network P _{lin is} selected in such a way as to ensure the maximum gas flow rate Q _g (P _in ), which is within acceptable limits for technical, technological and geological reasons limitations of the well operation mode.