RU2594496C1 - Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves - Google Patents
Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2594496C1 RU2594496C1 RU2015126934/03A RU2015126934A RU2594496C1 RU 2594496 C1 RU2594496 C1 RU 2594496C1 RU 2015126934/03 A RU2015126934/03 A RU 2015126934/03A RU 2015126934 A RU2015126934 A RU 2015126934A RU 2594496 C1 RU2594496 C1 RU 2594496C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- water
- production
- drilled
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к газовой отрасли промышленности, а именно к обеспечению эффективной доразработки водоплавающей залежи с остаточными запасами низконапорного газа.The present invention relates to the gas industry, namely, to ensure the effective further development of the waterfowl deposits with residual reserves of low-pressure gas.
Проблема низконапорного газа возникает в связи с низкой рентабельностью добычи, сбора и компримирования добываемого газа с целью подачи его на прием магистрального газопровода. К такой ситуации приблизились крупнейшие газовые залежи в отложениях сеномана на месторождениях Севера Западной Сибири. Запасы низконапорного газа оцениваются величиной вплоть до 6 триллионов м3, что соответствует добыче газа в России в течение более 10 лет.The problem of low-pressure gas arises in connection with the low profitability of production, collection and compression of produced gas in order to supply it to the main gas pipeline. The largest gas deposits in the Cenomanian deposits in the fields of the North of Western Siberia approached this situation. Reserves of low-pressure gas are estimated up to 6 trillion m 3 , which corresponds to gas production in Russia for more than 10 years.
Известны следующие пути решения проблемы низконапорного газа.The following solutions are known for solving the low-pressure gas problem.
- Переход на создание местной инфраструктуры в пределах месторождения для производства электроэнергии, полиэтиленовой продукции, метанола (Концепция вовлечения низконапорного природного газа в топливный баланс России, 2010, с. 15).- The transition to the creation of local infrastructure within the field for the production of electricity, polyethylene products, methanol (The concept of involving low-pressure natural gas in the fuel balance of Russia, 2010, p. 15).
- Подключение к устью практически каждой скважины малогабаритного компрессора (Кононов А.В., Тимошкин С.Ю. Добыча низконапорного газа на Вынгапуровском месторождении с применением технологии распределенного компримирования // Газовая промышленность №2, 2015).- Connection of a small-sized compressor to the mouth of almost every well (Kononov A.V., Timoshkin S.Yu. Production of low-pressure gas at the Vyngapurovskoye field using distributed compression technology // Gas Industry No. 2, 2015).
- Эксплуатации скважин за счет спуска дополнительной колонны НКТ меньшего диаметра (Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Донченко М.А. Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность, №5, 2015, с. 29-33).- Operation of wells due to lowering an additional string of tubing of smaller diameter (Minlikayev V.Z., Dikamov D.V., Mazanov S.V., Koryakin A.Yu., Donchenko M.A. Experience in operating well 514 of the Senoman reservoir of the Urengoy oil and gas condensate field equipped with concentric lift columns // Gas industry, No. 5, 2015, pp. 29-33).
Недостатками данных технологических решений являются следующие.The disadvantages of these technological solutions are as follows.
Во-первых, они не учитывают факт того, что в сеноманских залежах газа имеет место довольно активный водонапорный режим. В результате уже сейчас в ряде скважин происходит приток пластовой воды. На Оренбургском, например, месторождении это приводило к самозадавливанию скважин. Во-вторых, опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показал, что продуктивный песчаник при поступлении в скважины пластовой воды начинает «плыть». На ряде сеноманских скважин также отмечаются подобные случаи. Вместе с тем, затруднительно говорить, что рассматриваемые технологии не могут участвовать в решении проблемы низконапорного газа. Ибо они справедливы с точки зрения ситуации сегодняшнего дня. Что касается завтрашнего дня, то неучет особенностей и следствий масштабного проявления водонапорного режима на сеноманских залежах практически исключает применимость указанных технологических решений.Firstly, they do not take into account the fact that in the Cenomanian gas deposits there is a fairly active water pressure regime. As a result, the flow of formation water is already occurring in a number of wells. In the Orenburg field, for example, this led to self-capping of wells. Secondly, the experience in the development of gas condensate fields in the Krasnodar Territory showed that productive sandstone begins to “float” when reservoir water enters the wells. In a number of Cenomanian wells, similar cases are also noted. However, it is difficult to say that the technologies under consideration cannot be involved in solving the problem of low-pressure gas. For they are fair in terms of today's situation. As for tomorrow, ignoring the features and consequences of the large-scale manifestation of the water regime in the Cenomanian deposits practically excludes the applicability of these technological solutions.
Наиболее близким к предлагаемому является «Способ добычи низконапорного газа» (патент РФ 2278958, опубликован 27.06.2006, бюлл. №18 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Ким Е.А.). Данный способ по пункту 1 предусматривает продолжение разработки залежи газа на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод. Согласно изобретению применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири увеличивают активность проявления водонапорного бассейна - степень проявления водонапорного режима. На приеме головной компрессорной станции создают такое давление, которое обеспечивает магистральный транспорт газа и такую объемную (3D) динамику подъема газоводяного контакта, при которой существует возможность периодического заблаговременного отсечения, уменьшения обводняющихся интервалов перфорации цементными заливками. Для этого темпы выработки запасов залежи газа регулируют с применением 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта.Closest to the proposed one is the "Method for the production of low pressure gas" (RF patent 2278958, published 06/27/2006, bull. No. 18 / Zakirov S.N., Zakirov E.S., Kim E.A.). This method according to
В формуле изобретения присутствует также «способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае увеличения пластового давления в районе отдельных установок комплексной подготовки газа осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин вблизи кровли продуктивного пласта в количестве, обеспечивающем неизменность пластового давления в районе таких установок комплексной подготовки газа, и, соответственно, увеличение отбора низконапорного газа». Недостатками данного способа являются следующие.In the claims, there is also a “method according to
- Рассматриваемый способ, предусматривающий забуривание горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин, не оказывает влияние на темп продвижения воды в районе УКПГ (установки комплексной подготовки газа к транспорту), а следовательно, и на темпы обводнения эксплуатируемых на УКПГ вертикальных скважин, что влияет на сроки их обводнения и выбытия из эксплуатации.- The method under consideration, involving the drilling of horizontal shafts and / or horizontal wells, does not affect the rate of water advancement in the area of the gas treatment facility (complex gas preparation for transport), and therefore the rate of watering of the vertical wells operated at the gas treatment facility, which affects the timing their irrigation and disposal.
- Способ частично учитывает, что вследствие группового размещения добывающих скважин и УКПГ в центральной, сводовой части залежи, слабо дренируемыми оказываются запасы низконапорного газа в периферийных зонах залежи. В результате согласно рассматриваемому способу какая-либо дополнительная активизация добычи из периферийных зон не предусматривается.- The method partially takes into account that due to the group placement of production wells and gas treatment facilities in the central, vaulted part of the reservoir, the reserves of low-pressure gas in the peripheral zones of the reservoir are poorly drained. As a result, according to the considered method, any additional activation of production from peripheral zones is not provided.
В основу настоящего изобретения положена задача обоснования эффективного способа доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа, в частности, добычи низконапорного газа применительно к сеноманским водоплавающим залежам газа Западной Сибири, основанного на учете особенностей проявления водонапорного режима и возможности воздействия на него.The present invention is based on the task of substantiating an effective method for the development of a water-bearing reservoir with reserves of low-pressure gas, in particular, the production of low-pressure gas as applied to the Cenomanian water-bearing gas deposits of Western Siberia, based on the characteristics of the manifestation of the water-pressure regime and the possibility of impact on it.
Выполнение указанной задачи достигают тем, что способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа включает продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод и отличается тем, что в пределах зоны УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта (ГВК) и выше его начального уровня, а в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК. Для поддержания уровня добычи газа за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле. В случае, если продолжается продвижение подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин, в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части.The achievement of this task is achieved by the fact that the method of further development of the floating reservoir with low-pressure gas reserves includes the continuation of its development on the basis of drilled vertical production wells and compression of gas for supplying it to the main gas pipeline and differs in that within the gas treatment zone, where congestion occurs formation water to producing vertical wells, drilling one or more horizontal wells to produce water from intervals below the current level gas-water contact (HVA) and above its initial level and in peripheral areas outside the zones GPP drilling, drilling is carried out by one or several horizontal injection wells for injecting water into the spaces below the current level of HVA. To maintain the level of gas production outside the drilling zones, the gas treatment plants drill one or more horizontal production wells with a trunk in the upper part of the reservoir closer to the roof. If bottom water continues to move to the bottom of vertical production wells, in the priority candidate wells for flooding, perforation intervals are reduced by 5-10 meters due to cementation of their lower part.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
- На основе результатов трехмерной (3D) сейсмики, керновых данных, результатов газодинамических и геофизических исследований скважин строят 3D геологическую модель газовой залежи и окружающего водонапорного бассейна.- Based on the results of three-dimensional (3D) seismic data, core data, the results of gas-dynamic and geophysical studies of wells, a 3D geological model of the gas reservoir and the surrounding water basin is built.
- С использованием лабораторных данных по определению относительных фазовых проницаемостей для газа и воды, построенной 3D геологической модели, процедуры ремасштабирования осуществляют построение 3D газогидродинамической модели залежи газа и водонапорного бассейна.- Using laboratory data for determining the relative phase permeabilities for gas and water, the constructed 3D geological model, the rescaling procedures construct a 3D gas-hydrodynamic model of the gas reservoir and the water pressure basin.
- С привлечением фактических данных разработки месторождения и эксплуатации добывающих скважин и результатов контроля по наблюдательным и пьезометрическим скважинам производят адаптацию параметров 3D газогидродинамической модели пласта, предпочтительно на основе методов теории оптимального управления (Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. - М.: Грааль, 2001, 302 с. )- Using the actual data of field development and production of production wells and monitoring results for observation and piezometric wells, the parameters of the 3D gas-hydrodynamic model of the formation are adapted, preferably based on the methods of optimal control theory (E. Zakirov. Three-dimensional multiphase problems of forecasting, analyzing and regulating field development oil and gas. - M.: Grail, 2001, 302 p.)
- На основе садаптированной 3D газогидродинамической модели, вместе с моделью обустройства промысла и головной компрессорной станции, осуществляют прогнозные расчеты применительно к сложившимся системам разработки рассматриваемой залежи газа и обустройства промысла. С использованием результатов газогидродинамических расчетов определяют технико-экономические показатели разработки залежи, которые затем используют в качестве базового варианта.- Based on the adjusted 3D gas-hydrodynamic model, together with the model for equipping the field and the head compressor station, they carry out predictive calculations in relation to the existing systems for developing the gas reservoir under consideration and equipping the field. Using the results of gas-hydrodynamic calculations determine the technical and economic indicators of the development of deposits, which are then used as a base case.
- Затем исследованию подвергают вариант II доразработки залежи согласно технологическому решению предлагаемого изобретения.- Then the subject is subjected to research option II further development of the deposits according to the technological solution of the invention.
Для простоты изложения допускаем, что на момент начала прогнозных расчетов поступление в скважины пластовой воды имеет место лишь на одном УКПГ. В случае нескольких УКПГ особенность расчетов не претерпевает изменений. Прогнозным расчетам должна подвергаться серия подвариантов по числу горизонтальных скважин для добычи воды - разгрузочных скважин и горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды. Для простоты далее будем принимать, что в эксплуатацию вводятся одна горизонтальная (разгрузочная) скважина для добычи воды и одна горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды. Прогнозные расчеты с большим числом скважин, как и в обычной практике проектирования разработки, принципиальных проблем не представляют.For simplicity of presentation, we assume that at the beginning of the predictive calculations, the inflow of produced water into the wells takes place at only one gas treatment facility. In the case of several gas treatment plants, the design feature does not undergo changes. A series of sub-options for the number of horizontal wells for water production — discharge wells and horizontal injection wells for water injection — should be predicted. For simplicity, we will further assume that one horizontal (discharge) well for water production and one horizontal injection well for water injection are put into operation. Predictive calculations with a large number of wells, as in the usual practice of development design, do not represent fundamental problems.
Это означает, что в первом подварианте варианта II ниже текущей отметки ГВК в скважинах рассматриваемого УКПГ забуривают одну разгрузочную горизонтальную скважину. Отметим, что даже в первом подварианте возможны подподварианты, различающиеся длинами горизонтальных стволов разгрузочной скважины.This means that in the first sub-option of option II, below the current GWC mark, one horizontal horizontal well is drilled in the wells of the gas treatment facility under consideration. Note that even in the first sub-option, sub-sub-options are possible, differing in the lengths of the horizontal shafts of the discharge well.
Пробуренную разгрузочную скважину используют для добычи пластовой воды с использованием электроцентробежного или иного насоса. Отбор воды из-под зоны УКПГ, естественно, способствует предотвращению дальнейшего продвижения конусов пластовой воды к забоям добывающих вертикальных скважин.A drilled unloading well is used to produce produced water using an electric centrifugal pump or another pump. Water withdrawal from the gas treatment zone, of course, helps to prevent further advancement of formation water cones to the faces of producing vertical wells.
- Наличие источника пластовой воды теперь позволяет использовать ее в качестве рабочего агента.- The presence of a source of produced water now allows you to use it as a working agent.
Для этого бурят горизонтальную нагнетательную скважину на периферии залежи ниже текущей отметки ГВК. Закачиваемая в скважину добываемая вода выполняет задачу вытеснения малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин.For this, a horizontal injection well is drilled at the periphery of the deposit below the current GWC mark. The produced water injected into the well performs the task of displacing the inactive peripheral low-pressure gas in the direction of the producing vertical wells.
Для повышения уровня добычи газа и сокращения сроков выработки низконапорного газа дополнительно осуществляют бурение горизонтальной добывающей скважины в периферийной зоне вблизи кровли пласта. Здесь также возникают подварианты по числу скважин, положению и протяженности горизонтального участка.To increase the level of gas production and reduce the production time of low-pressure gas, a horizontal production well is additionally drilled in the peripheral zone near the formation roof. Sub-options also arise here according to the number of wells, the position and length of the horizontal section.
- В случае продолжающегося, хоть и замедленного согласно предлагаемому изобретению поступления пластовой воды в вертикальные добывающие скважины, осуществляют сокращение интервалов перфорации на 5-10 метров за счет цементирования нижней их части или установки цементных мостов. В случае продолжающегося продвижения конусов воды к забоям добывающих вертикальных скважин эти операции повторяют. Естественно, что сокращение интервалов перфорации в добывающих вертикальных скважинах приводит к снижению уровней добычи газа по УКПГ. Однако эта вынужденная мера решает проблему недопущения поступления песка в добывающие вертикальные скважины.- In the case of continued, albeit slowed down according to the invention, the formation water flow into vertical production wells, the perforation intervals are reduced by 5-10 meters by cementing their lower part or installing cement bridges. In the case of continued movement of the water cones to the faces of the producing vertical wells, these operations are repeated. Naturally, the reduction of perforation intervals in vertical production wells leads to a decrease in gas production levels at the gas treatment facility. However, this forced measure solves the problem of preventing sand from entering production vertical wells.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 представлен план месторождения в плоскости. Для упрощения на фиг. 1 показана одна УКПГ. Оно расположено в центре месторождения. На фиг. 1 цифрами обозначены: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды; 2 - горизонтальная разгрузочная скважина для добычи воды; 3 - горизонтальная добывающая скважина для добычи газа; 4 - текущий ГВК; 5 - начальный контур ГВК; 6 - изогипсы; 7 - зона размещения УКПГ; 8 - вертикальные добывающие скважины УКПГ;In FIG. 1 shows a plan of the field in the plane. For simplicity, FIG. 1 shows one GPP. It is located in the center of the field. In FIG. 1 numbers indicate: 1 - horizontal injection well for water injection; 2 - horizontal discharge well for water production; 3 - horizontal production well for gas production; 4 - current GVK; 5 - the initial circuit of the GVK; 6 - isohypses; 7 - the location of the gas treatment facility; 8 - vertical production wells of UKPG;
На фиг. 2 представлен поперечный разрез месторождения, проходящий через УКПГ. Цифрой 8, как и ранее, отмечены вертикальные добывающие скважины УКПГ, цифрой 9 - кровля продуктивного пласта, 10 - профиль давления на фиксированной глубине.In FIG. Figure 2 shows a cross section of a field passing through a gas treatment facility. The
На фиг. 3 представлена часть (купол с УКПГ и крылья соседних куполов) разреза вдоль длинной оси месторождения. Новыми являются следующие обозначения: 11 - газонасыщенная область пласта; 12 - разгрузочный боковой горизонтальный ствол из вертикальной добывающей скважины; 13 - текущее положение ГВК.In FIG. Figure 3 shows a part (a dome with a gas treatment facility and wings of neighboring domes) of a section along the long axis of the field. The following designations are new: 11 - gas-saturated region of the reservoir; 12 - unloading lateral horizontal well from a vertical production well; 13 - the current position of the GVK.
Пример возможной реализации предлагаемого способа.An example of a possible implementation of the proposed method.
Согласно публикации (Резуненко В.И. и др. Проблемы и перспективы утилизации низконапорного газа // Газовая промышленность, №5, 2002, с. 44-49) в Ямало-Ненецком автономном округе, основном газодобывающем регионе страны, запасы низконапорного газа по разным оценкам составляют несколько триллионов м3.According to the publication (Rezunenko V.I. et al. Problems and Prospects for Utilization of Low-Pressure Gas // Gas Industry, No. 5, 2002, pp. 44-49) in the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug, the main gas producing region of the country, the reserves of low-pressure gas are different estimated at several trillion m 3 .
Необходимость принятия эффективных решений по извлечению низконапорного газа касается всех месторождений за исключением сравнительно недавно введенного в разработку Заполярного месторождения. Так, эта задача актуальна для Уренгойского, Медвежьего, Ямбурского, Вынгапуровсого и других месторождений.The need to make effective decisions on the extraction of low-pressure gas applies to all fields, with the exception of the relatively recently introduced Zapolyarnoye field. So, this task is relevant for Urengoy, Medvezhy, Yambur, Vyngapuros and other fields.
В качестве примера рассмотрим первенца - разрабатываемое с 1972 г. месторождение Медвежье. На этом, как и на других месторождениях, в разработке находится сеноманская залежь. На фиг. 1 приведена схема разбуривания сеноманской залежи данного месторождения системой вертикальных добывающих скважин в пределах зон трех УКПГ (на самом деле их больше).As an example, consider the first-born - the Medvezhye field, developed since 1972. On this, as in other fields, the Cenomanian deposit is under development. In FIG. Figure 1 shows the drilling of the Cenomanian deposits of this field by a system of vertical producing wells within the zones of three gas treatment plants (in fact, there are more of them).
Сеноманская залежь Медвежьего месторождения по всей площади подстилается подошвенной водой. Сеноманский водоносный бассейн регионально распространен, а толщина его составляет сотни метров. Соответственно, сеноманская залежь Медвежьего месторождения разрабатывается при водонапорном режиме. Как обычно, по мере отбора газа из залежи происходит падение пластового давления. Вследствие возрастающей разности между давлением в водоносном бассейне и давлением в залежи газа подошвенная вода внедряется в продуктивный пласт с разной интенсивностью в разных зонах пласта. Естественно, что наибольшее продвижение имеет место в зонах отбора газа, то есть в зоне каждого УКПГ.The Cenomanian deposit of the Medvezhy deposit throughout the entire area is lined with bottom water. The Cenomanian aquifer is regionally distributed, and its thickness is hundreds of meters. Accordingly, the Cenomanian deposit of the Medvezhye field is developed under water pressure conditions. As usual, as gas is taken from the reservoir, formation pressure drops. Due to the increasing difference between the pressure in the aquifer and the pressure in the gas reservoir, bottom water is introduced into the reservoir with different intensities in different zones of the reservoir. Naturally, the greatest advancement takes place in the gas extraction zones, that is, in the zone of each gas treatment facility.
На фиг. 2 схематично представлена эпюра распределения текущего пластового давления вдоль поперечного профильного разреза залежи, проходящего через центральный УКПГ (цифра 7 на фиг. 1). Данная эпюра давления, с одной стороны, поясняет, почему значительны остаточные запасы низконапорного газа в периферийных зонах пласта. С другой стороны, она показывает, что из-за наличия зон пониженных давлений пластовая вода стремится поступать к забоям добывающих вертикальных скважин.In FIG. 2 is a schematic diagram of the distribution of current reservoir pressure along a transverse profile section of a reservoir passing through a central reservoir (figure 7 in FIG. 1). This pressure diagram, on the one hand, explains why the residual reserves of low-pressure gas in the peripheral zones of the formation are significant. On the other hand, it shows that, due to the presence of zones of reduced pressure, produced water tends to flow to the faces of producing vertical wells.
Пока вода находилась ниже забоев добывающих скважин, никаких осложнений с их эксплуатацией не было. Сегодня пластовая вода уже присутствует в продукции многих скважин. В результате снижается их продуктивность, коллектор призабойной зоны при взаимодействии с водой разрушается. На забоях скважин формируются песчано-водяные пробки. На ремонтные работы тратятся значительные средства, 100 и более тысяч долларов на одну скважино-операцию. Эффект от ремонтных работ кратковременный.While the water was below the bottom of the producing wells, there were no complications with their operation. Today, produced water is already present in the production of many wells. As a result, their productivity decreases, the collector of the bottom-hole zone is destroyed when interacting with water. Sand-water plugs form at the bottom of the wells. Significant funds are spent on repair work, 100 or more thousand dollars per well operation. The effect of repair work is short-lived.
Таким образом, наряду с проблемой эксплуатации добывающих скважин реальной стала проблема извлечения низконапорного газа. В этой связи отраслевые НИИ прорабатывают различные варианты добычи и утилизации низконапорного газа (производство электроэнергии, метилового спирта, синтез полимеров и т.д.). Все такие варианты означают прекращение подачи газа в магистральный газопровод. Вместе с тем, рассматриваемые варианты требуют значительных вложений в инфраструктуру для их реализации, а также затраты на обеспечение функционирования новых производств. Но главное состоит в том, что при этом подразумевается, что сама добыча низконапорного газа будет лишена ранее отмеченных проблем.Thus, along with the problem of operating production wells, the problem of extracting low-pressure gas has become real. In this regard, industry research institutes are exploring various options for the production and utilization of low-pressure gas (electricity production, methyl alcohol, polymer synthesis, etc.). All such options mean stopping gas supply to the main gas pipeline. At the same time, the options under consideration require significant investments in infrastructure for their implementation, as well as the costs of ensuring the functioning of new industries. But the main thing is that it implies that the production of low-pressure gas itself will be deprived of the previously noted problems.
Следовательно, проблема доразработки сеноманской залежи включает в себя две взаимосвязанные проблемы:Consequently, the problem of further development of the Cenomanian deposit includes two interrelated problems:
- учет и преодоление природных сложностей в текущей добыче газа, включая низконапорный газ;- accounting and overcoming natural difficulties in the current gas production, including low-pressure gas;
- повышение уровня добычи формирующихся объемов низконапорного газа, то есть общего коэффициента извлечения газа (КИГ).- increasing the level of production of emerging volumes of low-pressure gas, that is, the total gas recovery coefficient (CIG).
Именно решение данных проблем и составляет суть предлагаемого изобретения.It is the solution of these problems that makes up the essence of the invention.
1. Бурение разгрузочных горизонтальных скважин для добычи пластовой воды в зоне проблемных УКПГ (УКПГ с обводняющимися скважинами) ниже отметки текущего уровня ГВК (но выше уровня начального ГВК) решает проблему предотвращения дальнейшего продвижения ГВК в зоне УКПГ и, соответственно, обводнения скважин и пескопроявлений. Не исключается, что вместо указанной горизонтальной скважины будет осуществлено бурение бокового горизонтального ствола из одной из вертикальных скважин, выбывающей из эксплуатации.1. Drilling horizontal unloading wells for producing produced water in the zone of problematic gas treatment plants (water treatment wells with flooded wells) below the current level of GWC (but above the initial level of GWC) solves the problem of preventing further advancement of GWC in the UKPG area and, accordingly, watering wells and sand occurrences. It is possible that instead of the indicated horizontal well, a horizontal lateral well will be drilled from one of the vertical wells that is being decommissioned.
Добыча воды из зоны выше начального ГВК частично решает проблему извлечения защемленного газа. Так как часть запасов защемленного газа при добыче воды приобретает подвижность и будет извлечена на поверхность.Extraction of water from the zone above the initial GWC partially solves the problem of trapped gas recovery. Since part of the reserves of trapped gas during water production acquires mobility and will be extracted to the surface.
2. Казалось бы, решая одну проблему, сталкиваемся с другой - что делать с добываемой водой?2. It would seem, when solving one problem, we are faced with another - what to do with the produced water?
Поэтому на периферии от рассматриваемого УКПГ (см. фиг. 1) бурят несколько (на фиг. 1 - две) горизонтальные нагнетательные скважины для закачки воды. Количество, местоположение и длина горизонтальных стволов являются предметом многовариантного исследования на 3D газогидродинамической модели пласта.Therefore, at the periphery of the considered gas treatment facility (see Fig. 1) several (in Fig. 1 - two) horizontal injection wells are drilled for water injection. The number, location and length of horizontal trunks are the subject of multivariate research on a 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir.
Эти скважины, с одной стороны, утилизируют добываемую пластовую воду. С другой стороны, закачиваемая вода вытесняет периферийный низконапорный газ к забоям добывающих вертикальных скважин.These wells, on the one hand, utilize produced formation water. On the other hand, the injected water displaces the peripheral low-pressure gas to the faces of the producing vertical wells.
Целесообразность такого технологического решения поясняется фиг. 1 и 2. Ибо именно в периферийных зонах (учитывая систему разбуривания залежи) сосредоточены основные запасы низконапорного газа.The feasibility of such a technological solution is illustrated in FIG. 1 and 2. For it is in the peripheral zones (taking into account the drilling system of the deposit) that the main reserves of low-pressure gas are concentrated.
3. Реализация рассмотренных технологических решений может оказаться недостаточной для рентабельной доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа. Ибо в значительной мере степень рентабельности разработки залежи предопределяется уровнями отбора газа и, соответственно, - темпом и сроком доразработки.3. The implementation of the considered technological solutions may not be sufficient for cost-effective additional development of a waterfowl reservoir with low-pressure gas reserves. For to a large extent, the degree of profitability of the development of the deposit is determined by the levels of gas extraction and, accordingly, by the pace and time of further development.
Поэтому предлагаемое изобретение предусматривает бурение горизонтальных добывающих скважин для добычи газа, ближе к кровле пласта, в периферийных, слабо дренируемых зонах пласта (на фиг. 1 - одна скважина). Они, интенсифицируя добычу слабодренируемых низконапорных запасов газа, способствуют сокращению сроков доразработки залежи.Therefore, the present invention provides for the drilling of horizontal production wells for gas production, closer to the roof of the formation, in peripheral, weakly drained zones of the formation (in Fig. 1 - one well). By intensifying the production of low-drainage low-pressure gas reserves, they contribute to a reduction in the time of additional development of the reservoir.
Окончательная схема размещения фактических, а также проектных горизонтальных разгрузочной, нагнетательной и добывающей скважин приведена на фиг. 1 и 3. На фиг. 3 приведен профильный разрез пласта через зону УКПГ в направлении длинной оси структуры залежи. При этом следует иметь в виду, что траектория скважины 1 при прохождении продуктивного горизонта параллельна начальному контуру ГВК.The final layout of the actual and design horizontal discharge, injection and production wells is shown in FIG. 1 and 3. In FIG. Figure 3 shows a profile section of the formation through the gas treatment zone in the direction of the long axis of the reservoir structure. It should be borne in mind that the trajectory of well 1 during the passage of the productive horizon is parallel to the initial contour of the GWC.
4. Оптимальное количество, месторасположение добывающих и нагнетательных скважин, сроки ввода их в эксплуатацию, длины горизонтальных стволов определяются на основе 3D компьютерного моделирования и технико-экономических расчетов.4. The optimal number, location of production and injection wells, the timing of their commissioning, the length of horizontal wells are determined on the basis of 3D computer simulation and technical and economic calculations.
Другими словами, окончательный оптимальный вариант доразработки залежи с запасами низконапорного газа устанавливают из анализа результатов технико-экономических расчетов по всем исследуемым вариантам и подвариантам.In other words, the final optimal option for the additional development of the reservoir with low-pressure gas reserves is established from the analysis of the results of feasibility studies for all the investigated options and sub-options.
Вследствие конфиденциальности информации о состоянии разработки залежи и недоступности соответствующей 3D газогидродинамической модели не представляется возможным выполнить прогнозные и поисковые 3D газогидродинамические расчеты и провести соответствующие технико-экономические расчеты по конкретным вариантам предлагаемого способа доразработки. Поэтому приводимый пример ограничивается вышеизложенным описанием.Due to the confidentiality of information on the development status of the reservoir and the inaccessibility of the corresponding 3D gas-hydrodynamic model, it is not possible to perform predictive and search 3D gas-hydrodynamic calculations and to carry out the appropriate technical and economic calculations for specific options of the proposed method of further development. Therefore, the example given is limited to the foregoing description.
Таким образом, предлагаемый способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа основывается на апробированных научных (с точки зрения 3D компьютерного моделирования), технических и технологических решениях, что позволяет рекомендовать его к реализации, например, на сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Начиная, как обычно, с проекта опытно-промышленных работ.Thus, the proposed method of additional development of a waterfowl reservoir with reserves of low-pressure gas is based on proven scientific (from the point of view of 3D computer modeling), technical and technological solutions, which allows us to recommend it for sale, for example, on the Cenomanian deposits of the Medvezhye field. Starting, as usual, with a pilot project.
Отличительная черта предлагаемого способа доразработки заключается в том, что соответствующая технология доразработки является многофункциональной (решающей более одной задачи).A distinctive feature of the proposed method of additional development is that the corresponding technology of additional development is multifunctional (solving more than one problem).
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015126934/03A RU2594496C1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015126934/03A RU2594496C1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2594496C1 true RU2594496C1 (en) | 2016-08-20 |
Family
ID=56697220
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015126934/03A RU2594496C1 (en) | 2015-07-07 | 2015-07-07 | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2594496C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109184640A (en) * | 2018-10-25 | 2019-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | The experimental provision of heterogeneous water drive oil seepage flow in multitube simulation layer |
| RU2688719C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-05-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2748792C1 (en) * | 2020-09-07 | 2021-05-31 | Владимир Александрович Чигряй | Method for production of low-pressure gas |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3720263A (en) * | 1970-10-13 | 1973-03-13 | Cities Service Oil Co | Gas well stimulation |
| RU2126883C1 (en) * | 1998-04-14 | 1999-02-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for development of natural gas deposits with non-uniform reservoirs |
| RU2134773C1 (en) * | 1997-07-15 | 1999-08-20 | Акционерное общество закрытого типа фирма "Инэкотех" | Method of gas recovery from water-bearing bed |
| RU2177537C1 (en) * | 2001-03-06 | 2001-12-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Method of oil pool development |
| RU2278958C1 (en) * | 2004-10-18 | 2006-06-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Low-pressure gas production method |
| RU2278965C1 (en) * | 2005-06-15 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit with clay reservoir |
-
2015
- 2015-07-07 RU RU2015126934/03A patent/RU2594496C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3720263A (en) * | 1970-10-13 | 1973-03-13 | Cities Service Oil Co | Gas well stimulation |
| RU2134773C1 (en) * | 1997-07-15 | 1999-08-20 | Акционерное общество закрытого типа фирма "Инэкотех" | Method of gas recovery from water-bearing bed |
| RU2126883C1 (en) * | 1998-04-14 | 1999-02-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for development of natural gas deposits with non-uniform reservoirs |
| RU2177537C1 (en) * | 2001-03-06 | 2001-12-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Method of oil pool development |
| RU2278958C1 (en) * | 2004-10-18 | 2006-06-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Low-pressure gas production method |
| RU2278965C1 (en) * | 2005-06-15 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit with clay reservoir |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2688719C1 (en) * | 2018-07-25 | 2019-05-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| CN109184640A (en) * | 2018-10-25 | 2019-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | The experimental provision of heterogeneous water drive oil seepage flow in multitube simulation layer |
| RU2748792C1 (en) * | 2020-09-07 | 2021-05-31 | Владимир Александрович Чигряй | Method for production of low-pressure gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10801307B2 (en) | Engineered stress state with multi-well completions | |
| US20180274349A1 (en) | Hydraulic fracturing system and method | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| RU2594496C1 (en) | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves | |
| RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
| CN109477375A (en) | Fracturing system and method | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
| RU2431740C1 (en) | Procedure for development of oil deposit complicated with vertical rupture | |
| RU2438010C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with low thickness | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2627336C1 (en) | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas | |
| CN110761754A (en) | Water injection method for fracture-cave type carbonate reservoir well group unit | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| Rodionova et al. | Choosing strategy of development of hard-to-recovery oil reserves at early stage of exploration (Russian) | |
| Zhang et al. | Exploration and Practice of Integrated Re-fracturing Technology for Horizontal Wells in Ultra-low Permeability Reservoirs in Huaqing Oilfield | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2215129C1 (en) | Method of development of water-oil field | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200708 |