RU2107157C1

RU2107157C1 - Method for stimulation of wells by pressure-treatment

Info

Publication number: RU2107157C1
Application number: RU93039717A
Authority: RU
Inventors: А.М. Свечников; В.В. Говдун; В.М. Кучеровский; В.В. Бухтияров; Г.П. Ставкин
Original assignee: Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" Российского акционерного общества "Газпром"
Priority date: 1993-08-03
Filing date: 1993-08-03
Publication date: 1998-03-20

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: this is aimed at increasing oil and gas recovery. According to method for stimulation of gas or gas-condensate well by pressure-treatment, gas or gas-condensate well is stopped for period predetermined by duration of restoring pressure at well head. Injected into bottom-hole zone of well after its stopping until restoring pressure at well head are portions of liquid in operating mode which prevents plugging of well. Then, well is started for torching until injected liquid appears at well head. After that, well is stopped again and aforesaid operating cycle is repeated. EFFECT: higher efficiency.

Description

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для возбуждения газовых и газоконденсатных скважин путем барообработки призабойной зоны. The invention relates to the gas industry and can be used to stimulate gas and gas condensate wells by barotreating the bottom-hole zone.

Известны методы возбуждения скважин, предусматривающие создание в пористой среде пласта циклических гидродинамических и тепловых возбуждений, представляющих периодическое отклонение с определенной частотой потенциала поля от некоторого, например, среднестатического его значения (см Технология и техника добычи нефти. Под редакцией А.Х.Мирзаджанзаде. М.: Недра 1986). Well-known methods of well stimulation are those involving the creation of cyclic hydrodynamic and thermal excitations in a porous reservoir environment, which represent a periodic deviation with a certain frequency of the field potential from a certain, for example, average statistical value (see Technology and Technique of Oil Production. Edited by A.Kh. Mirzadzhanzade. M .: Subsoil 1986).

Такие циклические обработки эффективны только для нефтяных скважин, когда в призабойной зоне находится нефть, которая оказывает значительное влияние на фильтрационную характеристику пластовой жидкости. Such cyclic treatments are effective only for oil wells when there is oil in the bottomhole zone, which has a significant effect on the filtration characteristics of the reservoir fluid.

В качестве прототипа выбран способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем ее барообработки, который предусматривает остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, последующий запуск ее в работу до расчетной величины снижения давления на устье (из соображений сохранения структуры пласта, недопущения интенсивной дегазации нефти в пласте и др.) и вновь закрывают. Такую циклическую обработку проводят в течение 3 - 4 сут [1]. As a prototype, a method was selected for exciting a gas or gas condensate well by barotreating it, which involves stopping the well for a time determined by the rate of pressure recovery at the wellhead, and then putting it into operation until the estimated pressure drop at the wellhead (for reasons of maintaining the formation structure and avoiding intensive degassing oil in the reservoir, etc.) and again closed. Such a cyclic treatment is carried out for 3-4 days [1].

Недостатком известного способа является то, что в процессе циклических возмущений давление на забое скважины невозможно снижать ниже гидростатического давления столба жидкости, находящейся в стволе, а скорость снижения давления на устье ограничивается фильтрационными параметрами вскрытых горных пород в призабойной зоне, что приводит к ограничению интенсивности и частоты циклических возмущений, создаваемых в пористой среде пласта. The disadvantage of this method is that during cyclic perturbations, the pressure at the bottom of the well cannot be reduced below the hydrostatic pressure of the column of fluid in the well, and the rate of decrease in pressure at the wellhead is limited by the filtration parameters of open rocks in the bottomhole zone, which leads to a limitation of intensity and frequency cyclic disturbances created in the porous formation environment.

Для повышения интенсивности процесса барообработки газовых и газоконденсатных скважин в известном способе, включающем остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу до понижения давления на устье до расчетной величины, определяемой сохранением необходимых характеристик пласта, и новую остановку с повторением цикла, в призабойную зону газовой или газоконденсатной скважины после ее остановки в промежутке времени до восстановления давления закачивают порцию жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, и запускают ее на факел до появления закачанной жидкости на устье или снижения устьевого давления до расчетной величины, затем скважину останавливают и цикл повторяют. To increase the intensity of the process of gas treatment of gas and gas condensate wells in the known method, which includes shutting the well for a time determined by the rate of pressure recovery at the wellhead, then putting it into operation until the pressure at the wellhead decreases to the calculated value determined by maintaining the required formation characteristics, and a new stop with by repeating the cycle, a portion of the fluid is pumped into the bottomhole zone of a gas or gas condensate well after it has been stopped in the period of time until pressure is restored bench, help to prevent jamming of the well, and run it on the torch until the injected fluid at the wellhead or wellhead pressure reduction to the calculated value, then the well is stopped and the cycle is repeated.

После закачки жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, в поровом пространстве призабойной зоны сохраняется неравновесное гидродинамическое состояние между закачиваемой жидкостью и газом, и газ как менее вязкий агент по отдельным поровым каналам, незаполненным жидкостью, проникает в ствол, продавливания при этом жидкость из лифтовой колонны в пласт. After fluid injection in a mode that prevents killing, a non-equilibrium hydrodynamic state between the injected fluid and gas is maintained in the pore space of the bottomhole zone, and gas, as a less viscous agent, penetrates into the barrel through separate pore channels that are not filled with fluid, forcing fluid from the lift column into the reservoir.

При пуске скважины в работу происходит быстрое снижение давления газа в верхней части лифтовой колонны и давление на забое скважины в основном создает только оставшийся в лифтовой колонне столб жидкости, который в зависимости от времени простоя скважины после закачки и фильтрационных параметров пород в призабойной зоне, можно фактически понизить до кровли вскрытого пласта. When a well is put into operation, a rapid decrease in gas pressure in the upper part of the lift string occurs and the pressure at the bottom of the well basically creates only the remaining liquid column in the lift string, which, depending on the downtime of the well after injection and filtration parameters of the rocks in the bottom-hole zone, can actually lower to the roof of the exposed layer.

Наличие в призабойной зоне жидкости с определенными свойствами и возможность быстрого ее перемещения в противоположные стороны с необходимой скоростью и в течение заданного времени позволяет повысить интенсивность воздействия на оставшийся фильтрат бурого раствора или на поверхность пород в поровом пространстве при проведении работ по интенсификации притока газа. The presence of a liquid with certain properties in the bottom-hole zone and the possibility of its quick movement in opposite directions with the necessary speed and for a specified time allows increasing the intensity of the impact on the remaining filtrate of the brown solution or on the surface of the rocks in the pore space during work to intensify the gas inflow.

Пример. В скважину N15145 Северо-Уренгойского месторождения, оборудованную 114 мм насосно-компрессорными трубами, спущенными на глубину 1188 м с пакером "Бейкер", установленным на глубине 960 м, после ее закрытия с помощью агрегата ПА-320 произвели закачку 30 м³ раствора метанола с десольваном при подаче 1 м³/мин. В процессе закачки давление на устье понижалось до 0,2 - 0,3 МПа.Example. In well N15145 of the North Urengoyskoye field, equipped with 114 mm tubing, lowered to a depth of 1188 m with a Baker packer installed at a depth of 960 m, after its closure, 30 m ³ of methanol solution was injected using PA-320 aggregate with desolvan with a flow of 1 m ³ / min. In the process of injection, the pressure at the mouth decreased to 0.2 - 0.3 MPa.

По окончании закачки через 15 мин давление на устье восстановилось до планируемой величины 4,0 МПа, что составляло около половины от статического давления в данной скважине - 8,0 МПа. At the end of injection, after 15 minutes, the pressure at the wellhead was restored to the planned value of 4.0 MPa, which was about half of the static pressure in this well - 8.0 MPa.

При запуске на факел скважина в течение 6 - 7 мин фонтанировала чистым газом, а затем с газом начался вынос жидкости и скважину повторно закрыли. When launching onto a flare, the well flowed with clean gas for 6-7 minutes, and then the liquid began to flow with the gas and the well was re-closed.

Второй цикл циклической обработки начали с повторной закачки порции раствора при режиме, предотвращающем полное глушение скважины жидкостью. The second cycle of cyclic treatment began with the re-injection of a portion of the solution in the mode that prevents complete killing of the well with liquid.

В скважине осуществляли три циклические обработки призабойной зоны пласта с применением раствора метанола с десольваном, а затем произвели замену раствора в скважине на другой водный раствор фосфорного комплексообразователя и повторили три циклические обработки. Продолжительность одной циклической обработки скважины при применении выше указанных растворов не превышала 12 - 14 ч. In the well, three cyclic treatments of the bottom-hole zone of the formation were carried out using a solution of methanol with desolvan, and then the solution was replaced in the well with another aqueous solution of phosphorus complexing agent and three cyclic treatments were repeated. The duration of one cyclic well treatment when using the above mentioned solutions did not exceed 12-14 hours.

Производительность скважины N15145 при работе в шлейф после циклических обработок составила 300 тыс. м³/сут при температуре на устье 8^oC. До обработки скважина простаивала, так как при запуске на любом штуцере входила в гидратный режим работы, а максимальная температура на устье достигала 4^oC.The productivity of well N15145 when working in a loop after cyclic treatments amounted to 300 thousand m ³ / day at a temperature at the wellhead of 8 ^o C. Before treatment, the well was idle, since when it started on any nozzle it entered the hydrated mode of operation, and the maximum temperature at the wellhead reached 4 ^o C.

Прирост добычи газа после циклических обработок с применением аналогических растворов получен в скважинах N 15121, 15145,15143, 15162 Северо-Уренгойского месторождения и в скважинах N 7041, 7043 Ямбургского месторождения. The increase in gas production after cyclic treatments using similar solutions was obtained in wells N 15121, 15145.15143, 15162 of the North Urengoy field and in wells N 7041, 7043 of the Yamburg field.

При обработке призабойных зон в скважины N 15233, 15266 Северо-Уренгойского месторождения этими же растворами без циклических возмущения прироста добычи газа не получили. When processing bottom-hole zones into wells N 15233, 15266 of the Severo-Urengoyskoye field with the same solutions without cyclic disturbances, no increase in gas production was obtained.

Claims

A method of exciting a gas or gas condensate well by barotreating, which includes shutting the well for a time, determined by the rate of pressure recovery at the wellhead, then putting it into operation to the calculated value of pressure reduction at the wellhead, determined by maintaining the required formation characteristic, and a new shutdown with cycle repeating, characterized in that a portion of the fluid is pumped into the bottomhole zone of the well in the period of time until the pressure is restored in the mode that prevents killing of the well, then well to the torch before the appearance of the injected fluid at the wellhead or the wellhead pressure decreases to the calculated value, after which the well is stopped and the cycle is repeated.