RU2285787C1 - Depleted gas pool development method - Google Patents
Depleted gas pool development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2285787C1 RU2285787C1 RU2005110341/03A RU2005110341A RU2285787C1 RU 2285787 C1 RU2285787 C1 RU 2285787C1 RU 2005110341/03 A RU2005110341/03 A RU 2005110341/03A RU 2005110341 A RU2005110341 A RU 2005110341A RU 2285787 C1 RU2285787 C1 RU 2285787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- liquid mixture
- water contact
- water
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области газодобывающей промышленности и, в частности, может найти применение при разработке истощенной газовой залежи на поздней стадии ее разработки.The present invention relates to the field of gas production and, in particular, may find application in the development of depleted gas deposits at a late stage of its development.
Известен способ разработки истощенной газовой залежи, характеризующийся обводнением продукции добывающей скважины. Известный способ предусматривает увеличение дебита скважины выше проектного для удаления воды из скважины [см., например, пат. США 4090564, 23.05.1978].A known method of developing a depleted gas reservoir, characterized by watering the production of a producing well. The known method involves increasing the flow rate of the well above the design to remove water from the well [see, for example, US Pat. USA 4090564, 05.23.1978].
Недостатком способа является его низкая эффективность, обусловленная опасностью еще большего обводнения скважины и возможностью ее самопроизвольного глушения.The disadvantage of this method is its low efficiency, due to the danger of even more watering the well and the possibility of spontaneous killing.
Известен способ разработки истощенной газовой залежи, включающий подачу в добывающую скважину газожидкостной смеси с необходимой скоростью и отбор продукции скважины - газа через затрубное пространство (см., например, а.с. СССР №1789669, 23.01.1993).A known method of developing a depleted gas reservoir, comprising supplying a gas-liquid mixture to a production well with the necessary speed and taking a well production — gas through the annulus (see, for example, AS USSR No. 1789669, January 23, 1993).
Недостатком этого способа является также его низкая эффективность, а также необходимость соблюдения определенной скорости подачи газожидкостной смеси в скважину, обеспечивающей подавление скорости всплытия пузырьков газа в жидкости с обеспечением ее сепарации именно в донной части скважины для возможности его отбора в затрубное пространство.The disadvantage of this method is its low efficiency, as well as the need to comply with a certain rate of supply of a gas-liquid mixture into the well, which suppresses the rate of rise of gas bubbles in the liquid with its separation in the bottom of the well so that it can be taken into the annulus.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет значительного снижения риска обводнения скважины с увеличением резервов управления работой скважины.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method by significantly reducing the risk of watering the well with an increase in the reserves for controlling the operation of the well.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки истощенной газовой залежи включает извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину с постоянным контролем положения газоводяного контакта относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины и при расстоянии газоводяного контакта от упомянутых отверстий 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды, закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт гетерогенной газожидкостной смеси с кратностью аэрации 4-8 при пластовом давлении и в объеме не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины, выдержку скважины до выравнивания пластового и забойного давлений и последующее извлечение продукции из газовой скважины с периодическим контролем положения газоводяного контакта и возможностью оттеснения фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта.The necessary technical result is achieved by the fact that the method of developing a depleted gas reservoir involves extracting products from the gas reservoir through at least one production well with constant monitoring of the position of the gas-water contact relative to the lower holes of the perforation of the producing well and at a distance of the gas-water contact from said holes of 0.5 -3 m or when water is contained in the production of a well, injection into a well and squeezing into a reservoir a heterogeneous gas-liquid mixture with aeration ratio of 4-8 p At reservoir pressure and in a volume of not less than 5.5 m of the pore space of this reservoir along the radius from the wellbore, holding the well until the formation and bottomhole pressures are equal and then extracting the product from the gas well with periodic monitoring of the gas-water contact position and the possibility of displacing the water front in the well below the gas-water contact.
Кроме того:Besides:
выдержку добывающей скважины до выравнивания пластового и забойного давлений осуществляют в течение 10-20 час;holding the production well until the formation and bottomhole pressures are equalized is carried out for 10-20 hours;
закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют с кратностью аэрации 5;the injection into the well and the injection into the reservoir of a gas-liquid mixture is carried out with an aeration rate of 5;
после продавки в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют дополнительную продавку нетвердеющей изолирующей смеси;after selling the gas-liquid mixture into the reservoir, additional selling of the non-hardening insulating mixture is carried out;
газожидкостная смесь содержит поверхностно-активное вещество в количестве 0,05-1,0%;the gas-liquid mixture contains a surfactant in an amount of 0.05-1.0%;
в качестве нетвердеющей изолирующей смеси применяют вязкоупругий состав.as a non-hardening insulating mixture, a viscoelastic composition is used.
Сущность изобретения заключается в том, что разработку истощенной газовой залежи в соответствии с известными способами осуществляют, как правило, в неоптимальном режиме отбора продукции, сопряженном либо с отбором значительного количества балластной попутной воды, либо с непреднамеренными остановками скважины из-за этой воды. В случаях, когда газоводяной контакт в добывающей скважине поднимается выше нижних отверстий перфорации, то такие экстренные меры, как срочная остановка скважины на консервацию с последующей установкой изоляционного цементного моста, не приносит результата. За счет депрессионной воронки, образующейся в скважине при ее эксплуатации, происходит обход затампонированной зоны, подстилающей газовую залежь, водой. При этом наблюдается еще и затрудненный газоприток в добывающую скважину из-за цемента, кольматирующего продуктивную часть газовой залежи.The essence of the invention lies in the fact that the development of depleted gas deposits in accordance with known methods is carried out, as a rule, in an non-optimal mode of product selection, associated either with the selection of a significant amount of ballast associated water, or with unintentional well shutdowns due to this water. In cases where the gas-water contact in the producing well rises above the lower perforation holes, such emergency measures as urgent shut-down of the well for conservation followed by the installation of an insulating cement bridge does not bring results. Due to the depression funnel formed in the borehole during its operation, there is a bypass of the plugged zone underlying the gas reservoir with water. At the same time, there is also a difficult gas inflow into the producing well due to the cement that clogs the productive part of the gas reservoir.
В соответствии с изобретением опытным путем установлена возможность разработки истощенной газовой залежи в режиме минимального обводнения продукции при минимальном отступлении от проектного режима работы скважины. Такой режим работы скважины обеспечивают применением газожидкостной смеси в таком объеме и с такими свойствами, когда капиллярные эффекты защемления газожидкостной смеси в промытых водопроявляющих зонах проявляются в степенной зависимости от смещающего их давления. Дело в том, что газожидкостная гетерогенная смесь, приготовленная на гидрофильной жидкости - воде может поступать только в водоносную зону. Содержащиеся в этой смеси низкомолекулярные газы подчиняются законам идеальных газов. Пузырьки газа сжимаются до размеров, меньших размеров поровых каналов водоносной зоны. При необходимом содержании газа в газожидкостной смеси (кратности аэрации 4-8 при пластовом давлении) и объеме газожидкостной смеси (не менее 5,5 м порового пространства водоносной зоны пласта по радиусу от ствола скважины) получено опытным путем для различного типа коллекторов наличие факта резкого (скачкообразного) увеличения давления страгивания (сдвига) газожидкостной смеси после выдержки добывающей скважины до выравнивания в ней пластового и забойного давлений. Именно это давление определяет длительную (стабильную) кольматацию призабойной зоны добывающей скважины при различных режимах ее работы. Эти же эффекты обеспечивают возможность существенного понижения уровня подошвенной воды, например, за счет репрессии в добывающей скважине намного ниже нижних отверстий перфорации с крайне медленным темпом его восстановления, что обеспечивает длительный безводный проектный режим экплуатации добывающей скважины. В крайнем случае за счет кратковременной репрессии уровень подошвенной воды опять может быть понижен до необходимой величины.In accordance with the invention, it has been experimentally established that it is possible to develop a depleted gas reservoir in the mode of minimum water cut of the product with a minimum deviation from the design mode of the well. This mode of operation of the well is ensured by the use of a gas-liquid mixture in such a volume and with such properties that the capillary effects of pinching of the gas-liquid mixture in the washed water-developing zones are manifested in a power-law dependence on the pressure displacing them. The fact is that a gas-liquid heterogeneous mixture prepared on a hydrophilic liquid - water can only enter the aquifer. The low molecular weight gases contained in this mixture obey the laws of ideal gases. Gas bubbles are compressed to sizes smaller than the pore channels of the aquifer. With the necessary gas content in the gas-liquid mixture (aeration ratio of 4-8 at reservoir pressure) and the volume of the gas-liquid mixture (not less than 5.5 m of the pore space of the aquifer of the formation along the radius from the wellbore), a sharp fact was obtained experimentally for various types of reservoirs ( spasmodic) increase in the pressure of breakdown (shear) of the gas-liquid mixture after holding the producing well until the formation and bottomhole pressures are equal in it. It is this pressure that determines the long-term (stable) mudding of the bottom-hole zone of the producing well under various operating conditions. The same effects provide the possibility of a significant decrease in the level of bottom water, for example, due to repression in the production well much lower than the lower perforation holes with an extremely slow rate of recovery, which ensures a long anhydrous design mode of operation of the production well. In an extreme case, due to short-term repression, the level of plantar water can again be reduced to the required value.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Во время разработки истощенной газовой залежи осуществляют извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину. При этом осуществляют постоянный контроль положения газоводяного контакта относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины. Контроль осуществляют геофизическими методами. При расстоянии газоводяного контакта от нижних отверстий перфорации на 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды осуществляют закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт газожидкостной смеси с определенными характеристиками и в определенном объеме. Кратность аэрации газожидкостной смеси принимают 4-8 при пластовом давлении. Объем этой смеси принимают не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины. Затем скважину выдерживают до выравнивания пластового и забойного давлений. При необходимости давление на устье скважины сбрасывают. После этого осуществляют извлечение продукции из газовой скважины только изредка - при периодическом контроле положения газоводяного контакта. При этом безводный режим обеспечивают даже и при газоводяном контакте в скважине выше отверстий перфорации. При необходимости осуществляют оттеснение фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта. Это обеспечивают созданием забойной репрессии в скважине.During the development of a depleted gas reservoir, products are extracted from the gas reservoir through at least one production well. In this case, constant monitoring of the position of the gas-water contact relative to the lower perforation holes of the producing well is carried out. Control is carried out by geophysical methods. When the distance of the gas-water contact from the lower perforation holes is 0.5-3 m or when water is contained in the production of the well, the gas-liquid mixture with certain characteristics and in a certain volume is pumped into the well and injected into the reservoir. The multiplicity of aeration of a gas-liquid mixture is taken 4-8 at reservoir pressure. The volume of this mixture is taken at least 5.5 m of the pore space of this formation along the radius from the wellbore. Then the well is maintained until the formation and bottomhole pressures are equalized. If necessary, the pressure at the wellhead is released. After this, products are extracted from the gas well only occasionally - with periodic monitoring of the position of the gas-water contact. In this case, anhydrous mode is provided even with gas-water contact in the well above the perforation holes. If necessary, displace the water front in the well below the gas-water contact. This is ensured by the creation of downhole repression in the well.
Конкретный пример реализации способа.A specific example of the implementation of the method.
Глубина скважины - 1980 м;Well depth - 1980 m;
интервалы перфорации - 1960-1965, 1969-1974.perforation intervals - 1960-1965, 1969-1974.
Нижний интервал перфорации обводнен пластовой водой. Проницаемость этого интервала - 2,591 мкм2, пористость - 23,2%. Проницаемость верхнего газонасыщенного интервала - 1,71 мкм2, а его пористость - 21%.The lower perforation interval is flooded with formation water. The permeability of this interval is 2.591 μm 2 , the porosity is 23.2%. The permeability of the upper gas saturated interval is 1.71 μm 2 , and its porosity is 21%.
Пластовое давление - 19,5 МПа.The reservoir pressure is 19.5 MPa.
При расстоянии газоводяного контакта от нижних отверстий перфорации 1 м или при содержании в продукции скважины воды осуществляют закачку в скважину гетерогенной газожидкостной смеси на основе 1%-го раствора ДС-РАС в воде. Кратность газожидкостной смеси принимают равной 5. Газожидкостную смесь закачивают в объеме 6 м порового пространства пласта по радиусу от ствола скважины. Закачку осуществляют через насосно-компрессорные трубы. Величину давления продавки газожидкостной смеси выбирают такой, чтобы средний диаметр пузырьков смеси не превышал средний диаметр пор водоносной зоны. Для этого, когда газожидкостная смесь начнет выходить из башмака насосно-компрессорной колонны, ее расход увеличивают до тех пор, пока давление на забое добывающей скважины будет не менее 32 МПа. Это необходимо для того, чтобы газожидкостная смесь фильтровалась в высокопроницаемые и низкопроницаемые интервалы. Затем скважину выдерживают до выравнивания пластового и забойного давлений в течение 18 час. После этого осуществляют извлечение продукции из газовой скважины только при периодическом контроле положения газоводяного контакта через 2-3 мес. При этом безводный режим обеспечивают даже и при газоводяном контакте в скважине выше отверстий перфорации. При необходимости осуществляют оттеснение фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта. Это обеспечивают созданием забойной репрессии в скважине.When the distance of the gas-water contact from the lower perforation holes is 1 m or when water is contained in the production of a well, a heterogeneous gas-liquid mixture is pumped into the well based on a 1% solution of DS-RAS in water. The multiplicity of the gas-liquid mixture is taken equal to 5. The gas-liquid mixture is pumped in a volume of 6 m of the pore space of the formation along the radius from the wellbore. The injection is carried out through tubing. The selling pressure of the gas-liquid mixture is chosen such that the average diameter of the mixture bubbles does not exceed the average pore diameter of the aquifer. For this, when the gas-liquid mixture begins to leave the shoe of the tubing string, its flow rate is increased until the pressure at the bottom of the producing well is at least 32 MPa. This is necessary in order for the gas-liquid mixture to be filtered at high permeability and low permeability intervals. Then the well is maintained until the formation and bottomhole pressures are equalized for 18 hours. After that, products are extracted from the gas well only with periodic monitoring of the position of the gas-water contact after 2-3 months. In this case, anhydrous mode is provided even with gas-water contact in the well above the perforation holes. If necessary, displace the water front in the well below the gas-water contact. This is ensured by the creation of downhole repression in the well.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005110341/03A RU2285787C1 (en) | 2005-04-11 | 2005-04-11 | Depleted gas pool development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005110341/03A RU2285787C1 (en) | 2005-04-11 | 2005-04-11 | Depleted gas pool development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2285787C1 true RU2285787C1 (en) | 2006-10-20 |
Family
ID=37437908
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005110341/03A RU2285787C1 (en) | 2005-04-11 | 2005-04-11 | Depleted gas pool development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2285787C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2607005C1 (en) * | 2015-09-03 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Газпром добыча Ямбург" | Method of development of gas field |
-
2005
- 2005-04-11 RU RU2005110341/03A patent/RU2285787C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2607005C1 (en) * | 2015-09-03 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Газпром добыча Ямбург" | Method of development of gas field |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7624804B2 (en) | Method for recovering oil from a gas-lifted oil well penetrating a subterranean oil-bearing formation | |
WO2007124471A2 (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas water drive | |
RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2285787C1 (en) | Depleted gas pool development method | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2469183C2 (en) | Oil deposit development method | |
RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2592931C1 (en) | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment | |
RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2380528C1 (en) | Oil or gas condensate field development method | |
RU2421606C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100412 |