СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ
METHOD FOR GAS FIELD DEVELOPMENT AT THE FINAL STAGE

Изобретение относится к области разработки газовых месторождений, в частности к обеспечению стабильной работы эксплуатационных скважин, повышению конечного коэффициента извлечения газа (КИГ), обеспечении стабильной работы добычного комплекса на завершающей стадии разработки.
Известен способ разработки газовых и газоконденсатных месторождений, предусматривающий определение необходимости реализации и использования мощностей дожимной компрессорной станции (ДКС) с учетом индикаторных кривых эксплуатационных скважин (Патент РФ №2042794, МПК Е21В 43/00 (1995.01), опубл. 1995).
Недостатком данного способа являются технологические ограничения по давлению и расходу газа на входе в газоперекачивающие агрегаты (ГПА) ДКС с центробежным нагнетателем. При снижении до определенного значения давления газа на входе в ГПА ДКС не будет обеспечиваться необходимое давление на выходе ДКС, что потребует реконструкции оборудования ДКС, заключающееся в реализации дополнительных ступеней компримирования и/или замене текущих сменных проточных частей (СПЧ) ГПА на СПЧ с большей степенью сжатия. Кроме того, в случае достижения определенного значения давления газа на входе в ГПА ДКС с центробежным нагнетателем станет невозможным их эксплуатация ввиду снижения давления на выходе ДКС ниже граничного значения, требуемого для топливного газа, подаваемого в камеру сгорания двигателей ГПА. При снижении до определенного значения расхода газа на входе в ГПА ДКС не будет обеспечиваться минимально необходимая загрузка ГПА, обеспечивающая их работу, что потребует подачи части газа с выхода ГПА на его вход для дозагрузки. Это приводит к повышению расхода топливного газа на ГПА, повышению давления на входе в установку подготовки газа, что снижает возможный уровень добычи газа и стабильность работы скважин и трубопроводов системы сбора. В случае дальнейшего снижения расхода и давления газа на входе ГПА ДКС станет невозможным компримирование газа и его подача на выход ДКС, так как весь его объем в конечном итоге будет направляться на вход ГПА ДКС. Для исключения указанного перепуска газа потребуется реконструкция оборудования ДКС с заменой текущих СПЧ ГПА на СПЧ с более низкой производительностью по расходу. Кроме того, в случае снижения до определенных значений расхода газа на входе в ГПА ДКС станет невозможным проведение реконструкции, обеспечивающей эксплуатацию ДКС при данных значениях параметров на входе, с заменой СПЧ ввиду отсутствия соответствующих типов СПЧ с низкой производительностью по расходу среди продукции машиностроения. В данном случае потребуется реализация дополнительной ступени компримирования до указанных ГПА с иными типами нагнетателей ГПА. Использование центробежных ГПА обусловлено в случае высоких расходов перекачиваемого газа в начале компрессорного периода разработки газового месторождения. Граничные условия эксплуатации ДКС могут отличаться от анализируемых для данного способа в зависимости от типа привода и нагнетателя ГПА.
Известен способ разработки газовых месторождений, предусматривающий остановку эксплуатационных скважин одного или нескольких газовых промыслов месторождения, при этом указанные газовые промыслы выбираются относительно друг друга по наибольшему значению безразмерного критерия, определяемого аналитически, зависящего от количества нестабильно работающих скважин, потенциального объема газа, который может переместиться от неразбуренной периферийной зоны газовой залежи в примыкающую к ней зону дренирования каждого из газовых промыслов за одно и то же время остановки эксплуатационных скважин (Патент РФ №2605216, МПК Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 2016).
Недостатком данного способа является отсутствие учета перемещения объемов газа между зонами дренирования соседних газовых промыслов и зонами дренирования соседних газовых скважин. В зависимости от строения, параметров продуктивного пласта, принятой системы и фактического состояния разработки залежи перемещение объемов газа между зонами дренирования соседних газовых промыслов и эксплуатационных скважин могут значительно превышать количество объемов газа, поступивших от примыкающих к ним не разбуренным периферийным зонам залежи (см., например, Красовский А.В., Меркулов А.В., Сопнев Т.В., Кожухарь Р.Л., Лысов А.О., Бялик А.О. «Анализ эффективности летних остановок промыслов на сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения для оптимизации разработки на заключительной стадии» // Газовая промышленность, 2017, №12, с. 58-61). Кроме того, при расчете безразмерного критерия используются аналитические формулы, которые будут приводить к значительным погрешностям в расчетах по определению фактического объема и направления перемещающегося газа по сравнению с анализом разработки залежи с помощью адаптированных, постоянно действующих гидродинамических моделей, разработанных в специализированных программных комплексах. Согласно данного способа не приведены методы количественного определения эффекта от временной остановки эксплуатационных скважин, что не позволяет определить ожидаемый прирост добычи газа в зависимости от продолжительности остановки каждого из газовых промыслов. В то же время принятие решение об остановке одного или нескольких промыслов на определенный срок должно приниматься с учетом оценки данного мероприятия на разработку залежи в целом на весь период эксплуатации с учетом требований проекта разработки месторождения.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ разработки газового месторождения, включающий выборочную временную остановку эксплуатационных скважин с пониженным относительно других эксплуатационных скважин месторождения пластовым давлением в их зоне дренирования на срок, определяемый по зависимости изменения от продолжительности остановки максимального уровня потенциальной добычи газа при фиксированном давлении на входе в установку подготовки газа, обеспечивающий максимальное соответствие объема отбираемого после пуска скважины газа объему газа, который переместился в зону дренирования данной скважины в результате ее временной остановки. При этом объем газа, поступающего в зону дренирования скважины в результате ее остановки на определенный срок, и объем газа, который можно максимально отобрать в результате проведения мероприятий по остановке скважины, определяются по фактическим результатам прошлой остановки скважины и расчетным результатам моделирования добычи и сбора газа в специализированных программных комплексах системы «пласт - скважина - система сбора - установка подготовки газа» (Патент РФ №2607005, МПК Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 2017).
Недостатки данного способа проявляются при низком пластовом давлении (ниже 1,5 МПа) и отсутствии проведения значительной реконструкции дожимного комплекса системы подготовки газа газового месторождения:
- отсутствие возможности снижать отбор газа по каждой из скважин газового промысла (кустам газовых скважин) по причине нецелесообразности применения регулирующих расход устройств по цепочке «эксплуатационная скважина - система сбора - вход в установку подготовки газа». Низкие дебит и пластовое давление в зоне дренирования скважин в случае редуцирования газа по его ходу от пласта до установки подготовки газа приводят в подавляющем большинстве случаев к остановке скважин в результате перекрытия продуктивного интервала скважины песчано-жидкостными пробками. Учитывая неоднородность продуктивного пласта, наличие подошвенной воды, отсутствие возможности снижения отборов газа по скважине (кусту скважин) может приводить к неравномерной выработке залежи, локальному поднятию газо-водяного контакта залежи, изоляции газа в продуктивном пласте с потерей гидродинамической связи с остальным продуктивным коллектором в результате защемления пластовой водой, что приводит к преждевременному выбытию эксплуатационных скважин и снижению конечного КИГ;
- ограниченность регулирования объемов добываемого газа в целом по газовому промыслу месторождения по причине невозможности максимально возможного снижения давления до уровня близкому к атмосферному давлению на входе в установку подготовки газа, так как ГПА ДКС не смогут эксплуатироваться в отсутствие топливного газа необходимого давления при отсутствии замены СПЧ ГПА и реализации необходимого количества ступеней компримирования не будет обеспечиваться необходимое давление на выходе ДКС. В итоге фиксированное давление на входе в установку подготовки газа приводит к снижению возможных объемов добычи газа по газовому промыслу, снижению стабильности работы скважин и трубопроводов систем сбора газа по причине образования песчано-жидкостных пробок. Работа всего фонда скважин газового промысла необходима, как правило, для обеспечения минимально необходимого объема газа на входе ГПА ДКС при рабочих условиях потока. В противном случае придется проводить подачу части газа с выхода ГПА ДКС, на их вход, что приводит к перерасходу топливного газа, повышению давления на входе в установку подготовки газа, в результате которого снижаются уровни возможного объема добычи газа с данного газового промысла и стабильность работы скважин и газопроводов системы сбора газа.
Учитывая данные обстоятельства применение рассматриваемого способа для газовых промыслов с низким пластовым давлением (ниже 1,5 МПа) и отсутствием проведения значительной реконструкции дожимного комплекса возможно только с временной остановкой всего газового промысла в целом, а не отдельных скважин или кустов скважин данных газовых промыслов. В результате этого снижается гибкость управления разработкой месторождения, так как в данном случае перемещения объемов газа при остановке газового промысла между всеми задействованными участками залежи не регулируются. Это приводит к снижению степени равномерности дренирования залежи, которое приводит к снижению КИГ, стабильности работы скважин, повышению рисков их преждевременного выбытия в результате поднятия газо-водяного контакта и обводнения продуктивного интервала, отсутствия выноса песчано-жидкостных скважин с забоя.
Кроме того, согласно данного способа эффект от временных остановок газовых промыслов с каждой остановкой снижается по причине естественного снижения градиента давления в продуктивном пласте между периферийной зоной залежи и зонами дренирования скважин. При этом возможность повышения данного градиента отсутствует по причине фиксированного давления газа на входе в установку подготовки.
Принятый по данному способу подход по обеспечению максимального соответствия объемов газа, который переместился в зону дренирования газового промысла объему добываемого газа на данном газовом промысле не корректен с точки зрения разработки месторождения в целом, так как он не учитывает неоднородности залежи, взаимное влияние зон дренирования соседних газовых промыслов, которые обуславливают уровни отбора газа персонально для каждой скважины с условием обеспечения максимально равномерного дренирования залежи и повышения КИГ. Само по себе соответствие объема отбираемого газа объему газа, который поступает в зону дренирования, может не обеспечивать решение данных задач и даже привести к снижению КИГ, преждевременному выбытию скважин и защемлению газа в продуктивном коллекторе пластовой водой.
Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является разработка газовой залежи с регулированием объемов добываемого газа по каждому из кустов газовых скважин, направленным на максимально возможное равномерное дренирование газовой залежи на завершающей стадии разработки в условиях низких пластовых давлений.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является увеличение срока и повышение стабильности эксплуатации газовых скважин, системы сбора газа, оборудования компримирования и подготовки газа с повышением КИГ газового месторождения и одновременным исключением указанных недостатков.
Указанная задача решается, а технический результат достигается способом разработки газового месторождения, включающим добычу газа с помощью эксплуатационных скважин, одиночных или объединенных в кусты, транспортирование газа от скважин до установок подготовки по трубопроводам обвязки скважин и системы сбора газа, подготовку до товарного состояния и компримирование газа на установках подготовки газа с дожимными компрессорными станциями, работу перечисленного оборудования в соответствии с технологическим режимом, определяемым по результатам моделирования процесса добычи, сбора, компримирования и подготовки газа в специализированных программных комплексах с учетом технологических и технических ограничений, требований проекта разработки месторождения, текущих планов по добыче газа и фактически наблюдаемых и исследуемых параметров работы оборудования и эксплуатации залежи, при этом газ от эксплуатационных скважин подвергается сепарации от жидкости, компримированию и охлаждению на модульных компрессорных установках (МКУ), подключенных на их входе к обвязке скважин или к общему между несколькими скважинами газосборному коллектору и подключенных на их выходе к трубопроводу системы сбора газа, подачу газа от одних газовых промыслов на установки подготовки газа других газовых промыслов, определение объемов добычи газа, срока и периода остановки по каждому из кустов газовых скважин или группе отдельно расположенных скважин, газ от которых направляется в общий коллектор, согласно результатов моделирования процесса добычи, сбора, компримирования и подготовки газа с обеспечением максимального КИГ залежи, управление разработкой залежи за счет остановки кустов газовых скважин или группы скважин, подключенных к общему коллектору, на определенный срок, и регулирование объемов добываемого газа по кустам газовых скважин, оснащенных МКУ.
Сущность способа состоит в том, что МКУ применяется для повышения давления газа, поступающего со скважин, для его дальнейшей транспортировки по системе сбора и компримирования на ДКС установки подготовки газа. Это позволяет дополнительно снизить давление на устье эксплуатационных скважин от значения, если бы МКУ не применялось, что увеличивает потенциальный объем добываемого газа в результате увеличения перепада давления от границы зоны дренирования до устья скважин, повышает стабильность эксплуатации скважин в результате увеличения расхода газа и улучшения выноса возможных песчано-жидкостных пробок.
В случае если у скважин, находящихся в составе одного куста, или скважин, подключенных трубопроводами к общему коллектору, разные продуктивные характеристики, то отсутствие возможности дополнительного снижения давления на устье данных скважин может привести к работе скважин с лучшей продуктивной характеристикой. При этом скважины с меньшей продуктивной характеристикой не могут эксплуатироваться ввиду отсутствия необходимого перепада давления от их края зоны дренирования до устья. В данном случае при помощи МКУ возможно снизить давление до величины, обеспечивающей работу скважин с разными продуктивными характеристиками.
В результате сепарации на МКУ находящейся в продукции скважин жидкости возможно исключение ее подачи в трубопроводы обвязки скважин и системы сбора, что приводит к снижению потерь давления газового потока при его движении по указанным трубопроводам и степени образования жидкостных, ледяных и гидратных отложений.
Эксплуатация МКУ предусматривает возможность регулирования давления на ее входе, что позволяет устанавливать необходимые объемы добычи газа по каждому оснащенному МКУ кусту газовых скважин или группе скважин, подключенных к общему газосборному коллектору. Наряду с остановками скважин, регулирование уровней отбора позволяет осуществлять непосредственное управление разработкой газового месторождения.
Повышение давления газа на входе в трубопроводы системы сбора газа благодаря компримированию на МКУ позволяет поддерживать давление на входе в ГПА ДКС на необходимом уровне для достижения требуемого давления на выходе ДКС в условиях постоянно снижающегося в течение разработки газовой залежи пластового давления без проведения значительной реконструкции ДКС. При этом обеспечивается работа ГПА ДКС за счет обеспечения необходимого уровня давления топливного газа, направляемого на ГПА, с выхода ДКС.
С целью обеспечения минимально необходимого объема газа на входе в ГПА ДКС для исключения необходимости подачи газа с выхода ГПА на их вход и повторного компримирования, обеспечения работоспособности ДКС при значительном снижении объема газа на входе, когда не имеется возможность установки в ГПА СПЧ соответствующего типа с низкой производительностью по расходу ввиду отсутствия таковых среди продукции машиностроения, предусматривается подача газа от одних существующих газовых промыслов на другие существующие газовые промысла, выбранные в качестве центральных. При этом на первых газовых промыслах частично или полностью ликвидируется, или консервируется существующее оборудование подготовки и компримирования газа. Данное решение увеличивает срок возможного и эффективного применения существующего оборудования компримирования и подготовки газа, снижает общее количество эксплуатируемого оборудования, что приводит к снижению эксплуатационных и капитальных затрат. Увеличение загрузки ГПА ДКС за счет подачи газа с других газовых промыслов позволяет останавливать скважины или снижать отборы газа по кустам газовых скважин объединенных газовых промыслов для равномерного дренирования залежи, повышения КИГ с обеспечением работы ГПА ДКС по критерию минимального необходимого объема газа на входе.
Способ реализуется следующим образом. Разработка газового месторождения ведется эксплуатационными скважинами, расположенными одиночно или сгруппированными в кусты, подключенными трубопроводами обвязки к трубопроводам системы сбора газа, которая осуществляет функцию внутрипромысловой транспортировки газа до установок подготовки газа. Установки подготовки газа включают в себя оборудование, обеспечивающее достижение товарного состояния газа. Установки подготовки также включают в себя оборудование компримирования газа, включающее ДКС с ГПА. Проводится моделирование разработки залежи и эксплуатации оборудования сбора, компримирования и подготовки газа с учетом требований проекта разработки, текущих планов по добыче газа, фактически наблюдаемых параметров разработки месторождения и работы оборудования. По результатам моделирования устанавливается технологический режим, учитывающий технологические и технические ограничения, который предусматривает оптимальные и приемлемые параметры работы залежи и оборудования. При этом выход с куста газовых скважин подключается к МКУ, а МКУ подключается ко входу в трубопровод системы сбора. МКУ обеспечивает сепарацию продукции скважин от жидкости, компримирование газа и его охлаждение, т.е. поднятие давления газового потока от скважин до его транспортировки по системе сбора.
Подача газа от одних эксплуатационных скважин одних газовых промыслов на установки подготовки газа других газовых промыслов, осуществляется через подключение кустов газовых скважин, газопроводов-коллекторов от кустов газовых скважин или группы отдельно стоящих скважин к существующим или новым трубопроводам и подключение данных трубопроводов к входу на другие установки подготовки газа.
3
К примеру, на сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) давление газа на входе в установки подготовки газа на участках залежи с низким пластовым давлением до 1,5 МПа составляет от 0,3 до 0,6 МПа. Расходы газа, поступающего на установки подготовки снизились до 150÷200 тыс.м/ч, что предполагает открытие байпасного крана на ГПА ДКС и повторное компримирование до 15% от общего количества транспортируемого газа. Критическим давлением на выходе ГПА ДКС, так есть топливного газа ГПА, при достижении которого не будет обеспечен запуск ГПА является 2,55 МПа. Текущие давления на выходе ГПА составляют 3,2÷3,5 МПа. При текущей суммарной степени сжатия ДКС 9,0 и с учетом перехода на три ступени сжатия (в настоящий момент эксплуатируется 2 ступени) граничным давлением на входе ГПА, при котором не будет обеспечиваться работа ГПА ДКС является ~0,1 МПа с учетом потерь давления на гидравлические сопротивления трубопроводов и оборудования. При реализации МКУ и подаче газа одних газовых промыслов на другие газовые промысла ожидается увеличение конечного КИГ на 3,16%, чистого дисконтированного дохода (ЧДД) от разработки месторождения на 4,53%, что говорит о рентабельности реализации данных технических решений. Фактические величины изменения КИГ и ЧДД в результате реализации мероприятий могут отличаться от планируемых по причине изменения решений проекта по разработке месторождений, экономической ситуации, спроса на газ, уточнения характеристики геологического строения.
В соответствии с действующей технологической схемой объектов добычи, сбора и подготовки к магистральному транспорту сеноманской залежи Ямбургского НГКМ (фиг. 1) газожидкостная смесь (21), включающая в себя природный газ, пластовую и конденсационную воду, ингибитор льдообразования метанол, от эксплуатационных скважин, объединенных в кусты (17) по трубопроводам систем сбора газа (16), поступает (1) на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) (15). На УКПГ данный поток (1) поступает во входные сепараторы (2), где разделяется на газ и отсепарированную жидкость (3), представляющую собой водометанольный раствор (BMP). Газ поступает на ГПА (4) ДКС, где повышается его давление. После он поступает на аппараты воздушного охлаждения (АВО) (5) ДКС для снижения температуры, которая выросла в результате компримирования. ГПА (4) и АВО (5) составляют одну ступень компримирования ДКС. На рассматриваемых УКПГ (15) их две, при это они расположены друг за другом. После ДКС газ поступает в абсорбер (6), где проходит сепарацию от имеющейся в нем жидкости (7) в сепарационной секции, абсорбционную осушку от паров влаги с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля, подаваемого (9) в массообменную часть абсорбера (6). При этом насыщенный влагой диэтиленгликоль отводится (10) из массообменной части абсорбера (6) и направляется на извлечение поглощенной влаги на установке регенерации диэтиленгликоля. После массообменной секции абсорбера (6) газ поступает в фильтрующую секцию абсорбера (6), где он очищается от уносимого с массообменной части диэтиленгликоля. Потоки отсепарированной жидкости (3) от входных сепараторов (2) и жидкости (7) от сепарационной секции абсорбера (6) объединяются (8) и направляются на утилизацию или извлечение метанола на установке регенерации метанола.
После абсорбера (6) газ поступает при работе в холодный период года на АВО (12) с целью снижения температуры газа, подаваемого в подземный межпромысловый коллектор (МПК) (14), и исключения растепления окружающего МПК грунта. При работе в теплый период года осуществляется подача газа по следующей схеме: газ после абсорбера (6) поступает в компрессор (11) турбодетандерного агрегата (ТДА), где повышается его давление. После газ охлаждается на АВО (12) и поступает на турбину (13) ТДА, где в результате снижения давления в результате изоэнтропийного расширения газа происходит его охлаждение. В совокупности охлаждение газа на АВО (12) и турбине (13) ТДА в летний период обеспечивает температуру газа на входе в МПК, при котором исключается растепление окружающего его грунта.
Система, состоящая из кустов газовых скважин (17), трубопроводов системы сбора (16), которыми кусты газовых скважин подключаются к одной УКПГ (15), называется газовым промыслом (ГП). Газ от каждого из ГП (УКПГ) №1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает (14) в систему МПК, которые подключены на вход головной компрессорной станции магистрального газопровода (18), в целях дальнейшей транспортировки потребителям товарного, осушенного от паров влаги газа.
После реализации рассматриваемого способа (фиг. 2) часть УКПГ, а именно УКПГ-2,3,5,7, переводятся на работу в качестве установок предварительной подготовки газа (УППГ) (20). Газожидкостная смесь (1) от трубопроводов системы сбора газа (16) данных ГП-2,3,5,7 поступает во входные сепараторы (2) с отводом отсепарированной жидкости (3) на утилизацию или установку регенерации метанола. Далее отсепарированный газ поступает на АВО (5) с целью достижения температуры транспортировки по подземному МПК с исключением растепления окружающего грунта. После охлаждения газ подается (19) в МПК для его транспортировки на вход в УКПГ (15), выбранных в качестве центральных, для осуществления подготовки газа к транспортировке по магистральному газопроводу, а именно УКПГ-1,6. При этом технологическая схема по ГП-4 не меняется.
Одновременно с этим все кусты газовых скважин (17) ГП-2,3,5 и часть кустов газовых скважин (17) ГП-4,6 оснащаются МКУ (29), что обеспечивает транспортировку газа от зон дренирования газовой залежи по данным кустам газовых скважин (17) по принятой технологической схеме (фиг. 2).
На вход МКУ (29) поступает газожидкостная смесь (21) от скважин куста или группы кустов (17), к которым она подключена. Далее она попадает в сепаратор (22), где от газа отделяется жидкость, которая направляется на утилизацию или на вход в трубопровод системы сбора газа (16). После газ направляется в винтовой компрессор (23). При этом обеспечивается подача масла (24) для обеспечения охлаждения и смазки гидравлической части компрессора (23). Скомпримированный газ, содержащий масло, направляется в маслоотделитель (25). Отделившееся масло (26) повторно направляется в винтовой компрессор (24). Газ после маслоотделителя направляется на АВО (27), где снижается его температура. После этого газ попадает в фильтр-коалесцер (28), где он очищается от остатков масла. Очищенный газ (30) после этого подается в трубопровод системы сбора газа (16).
Представленный способ обеспечивает возможность регулирования уровня отбора газа по эксплуатационным скважинам газового месторождения с низким пластовым давлением, повышает срок разработки залежи, эксплуатации оборудования сбора, подготовки и компримирования газа со снижением эксплуатационных и капитальных затрат, увеличением КИГ залежи за счет повышения стабильности и срока эксплуатации скважин, равномерности дренирования залежи.