RU2534291C1 - Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation - Google Patents
Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534291C1 RU2534291C1 RU2013137171/03A RU2013137171A RU2534291C1 RU 2534291 C1 RU2534291 C1 RU 2534291C1 RU 2013137171/03 A RU2013137171/03 A RU 2013137171/03A RU 2013137171 A RU2013137171 A RU 2013137171A RU 2534291 C1 RU2534291 C1 RU 2534291C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- formation
- perforation interval
- water
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации. Способ может быть использован также для осуществления совместной добычи углеводородов и пластовых промышленных вод.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to restore a waterlogged gas or gas condensate well and to prevent its watering and self-jamming during further operation. The method can also be used to carry out joint production of hydrocarbons and produced industrial waters.
Известен способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами, позволяющий провести гидравлический разрыв пласта (ГРП) с помощью жидкости разрыва, содержащей водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия 17-20, вода 80-83, и ацетоно-спиртовой раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1 и проппанта в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости, с одновременным креплением пород коллектора водно-спиртовым раствором хлорида кальция состава, масс.%: хлорид кальция 17,0-19,0, этиловый спирт 25,0-45,0, вода остальное. (Патент RU 2416025 С1 от 13.04.2010 кл. Е21В 43/267, дата публикации 10.04.2011). Способ восстанавливает продуктивность призабойной зоны пласта.A known method of hydraulic fracturing and fastening of formations composed of loose non-cemented rocks, allowing hydraulic fracturing using a fracturing fluid containing an aqueous solution of medium-modular liquid glass composition, wt.%: Sodium silicate 17-20, water 80-83, and acetone-alcohol solution, consisting of anhydrous acetone and methyl alcohol in a volume ratio of 0.4: 1 and the proppant in an amount of 100-150 kg per 1 m 3 of liquid, with simultaneous fastening reservoir rock aqueous-alcoholic solution of calcium chloride stava, wt.%: 17,0-19,0 Calcium chloride, ethyl alcohol 25,0-45,0 water rest. (Patent RU 2416025 C1 of 04/13/2010 class. E21B 43/267, publication date 04/10/2011). The method restores the productivity of the bottomhole formation zone.
Недостатком указанного способа является невозможность предотвращения обводнения скважин при дальнейшей эксплуатации.The disadvantage of this method is the inability to prevent watering wells during further operation.
Известен способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, согласно которому скважину глушат, промывают песчаную пробку, перфорируют эксплуатационную колонну ниже текущего газоводяного контакта (ГВК) на 2-3 м и выше текущего ГВК на 1-2 м. Через образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию закачивают водоизоляционную композицию, продавливают ее в глубину пласта по радиусу и доукрепляют интервал водоизоляции цементным раствором. Затем разбуривают цементный мост, спускают в ствол скважины хвостовик, цементируют его с оставлением цементного стакана во внутренней полости высотой 0,2-0,5 м, проводят перфорацию хвостовика и эксплуатационной колонны выше интервала водоизоляции на 1,5-3,0 м до кровли продуктивного пласта, осуществляют вызов притока из пласта и вводят скважину в эксплуатацию. (Патент RU 2410529 от 16.06.2009 кл. Е21В 43/00, дата публикации 27.01.2011).A known method of restoring a waterlogged oil and gas well under conditions of abnormally low reservoir pressures, according to which the well is plugged, washed with a sand plug, the production casing is perforated below the current gas-water contact (GWC) 2-3 m and above the current GWC 1-2 m. holes for waterproofing pump the waterproofing composition, push it into the depth of the formation along the radius and extend the interval of waterproofing with cement mortar. Then a cement bridge is drilled, a liner is lowered into the well bore, it is cemented with a cement cup left in an internal cavity with a height of 0.2-0.5 m, the liner and production string are perforated above the waterproofing interval by 1.5-3.0 m to the roof reservoir, call the inflow from the reservoir and enter the well into operation. (Patent RU 2410529 of June 16, 2009, class: Е21В 43/00, publication date January 27, 2011).
Недостаток данного способа заключается в пассивном предупреждении дальнейшего обводнения скважины и снижении продуктивности скважины. Последующая эксплуатация с естественным понижением пластового давления приведет к подъему ГВК и необходимости повторного проведения предлагаемой операции через достаточно короткий срок. Например, в условиях сеноманской залежи Уренгойского месторождения годовой подъем ГВК составляет 2-3 м.The disadvantage of this method is the passive prevention of further watering the well and reducing the productivity of the well. Subsequent operation with a natural decrease in reservoir pressure will lead to a rise in the GWC and the need for re-conducting the proposed operation after a fairly short time. For example, in the conditions of the Cenomanian deposit of the Urengoy field, the annual rise of GVK is 2-3 m.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи методом гидродинамического ограничения водопритока в варианте одновременно-раздельного отбора нефти и воды (Патент RU 2401937 от 27.10.2009 кл. Е21В 43/12, дата публикации 20.10.2010). Способ включает разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства.A known method of developing a flooded oil reservoir by the method of hydrodynamic restriction of water inflow in the variant of simultaneous and separate oil and water extraction (Patent RU 2401937 dated 10.27.2009, class. E21B 43/12, publication date 10/20/2010). The method includes separation by the packer of the internal space of the producing well between the top of the formation and the oil-water contact zone, equipping the well with devices for simultaneously and separately operating the formation, pumping formation water below the oil-water contact and from the sub-packer space, and pumping the formation products from the over-packer space.
Согласно изобретению пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка. Перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии. При этом регулируют откачку пластовой воды, для чего при повышении в ней нефти выше 10-20% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта. Для этого при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта на практически одном уровне.According to the invention, the interior space of the producing well is divided by the packer, leaving 50-70% of the thickness of the oil section on top. Before taking water from the under-packer space, highly viscous water-oil emulsions are preliminarily pumped into it. At the same time, the pumping of formation water is regulated, for which, if the oil in it exceeds 10-20% of the amount of water, the pumping of the latter is reduced or stopped, and the pumping of the formation’s production is regulated. To do this, if the oil content decreases below 70-80% of the amount of water, the pumping of the latter is reduced or stopped until the water cut of the product decreases, ensuring the position of the oil-water contact at almost the same level.
Недостатком способа является необходимость использования металлоемкого оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов пласта (водного и нефтяного) и внешних устройств и источников энергии для подъема обоих пластовых флюидов.The disadvantage of this method is the need to use metal-intensive equipment for simultaneous and separate operation of two formation objects (water and oil) and external devices and energy sources for lifting both formation fluids.
Известен способ удаления пластовой жидкости из скважины порциями за счет энергии добываемого газа. (Патент RU 2471968 от 23.06.2011 кл. Е21В 43/00, дата публикации 10.01.2013). Способ включает периодический спуск летающего клапана под уровень жидкости до нижнего амортизатора и последующий его подъем в лифтовой колонне труб вместе со столбом пластовой жидкости к устью скважины.A known method of removing reservoir fluid from the well in portions due to the energy of the produced gas. (Patent RU 2471968 dated 06/23/2011 class E21B 43/00, publication date 01/10/2013). The method includes the periodic descent of the flying valve under the liquid level to the lower shock absorber and its subsequent rise in the tubing string along with the column of formation fluid to the wellhead.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности предварительного ограничения водопритока в скважину, а также низкая производительность отбора жидкости, что приемлемо лишь на раннем этапе обводнения скважины.The disadvantage of this method is the lack of the possibility of preliminary restriction of water inflow into the well, as well as low productivity of fluid extraction, which is acceptable only at the early stage of watering the well.
Задачей изобретения является создание способа, при применении которого обеспечивается повышение продуктивности скважин за счет восстановления обводненных газовых или газоконденсатных скважин, предупреждение их дальнейшего обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода.The objective of the invention is to create a method, the application of which provides increased productivity of wells by restoring waterlogged gas or gas condensate wells, preventing their further flooding and self-completion, as well as increasing the overhaul period.
Поставленная задача достигается тем, что в способе восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации скважину глушат, промывают песчаную пробку и проводят гидравлический разрыв пласта с одновременным его креплением во всем интервале перфорации, объем призабойной зоны скважины в интервале перфорации разделяют на два эксплуатационных объекта с помощью закачки и продавливания в глубину пласта по радиусу водоизоляционной композиции, образующей водоизоляционный экран, выдерживают время затвердевания изоляционной композиции, объем скважины на уровне образования водоизоляционного экрана разделяют на две эксплуатационные зоны, установкой пакера, спущенного с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), колонну НКТ оснащают газлифтным клапаном в верхней части интервала перфорации верхнего объекта, башмак колонны устанавливают ниже на 1,5-2 м нижних отверстий интервала перфорации нижнего объекта и осуществляют отбор воды внутрискважинным газлифтом из нижнего эксплуатационного объекта за счет энергии газа из верхнего эксплуатационного объекта.This object is achieved by the fact that in the method of restoring an irrigated gas or gas condensate well and preventing water flooding and self-jamming during further operation, the well is jammed, the sand plug is washed and hydraulic fracturing is carried out while it is secured throughout the perforation interval, the volume of the bottomhole zone of the well in the perforation interval They are divided into two operational facilities by injection and bursting into the depth of the formation along the radius of the waterproofing composition, forming it has a water insulation screen, the curing time of the insulation composition is maintained, the well volume at the level of formation of the water insulation screen is divided into two production zones, by installing a packer lowered from the tubing string, the tubing string is equipped with a gas lift valve in the upper part of the perforation interval of the upper object, the column shoe is installed lower by 1.5-2 m of the lower holes of the perforation interval of the lower object and water is taken by the downhole gas lift from the lower production facility due to gas energy from the upper operational facility.
Гидравлический разрыв и крепление пласта осуществляют путем закачки жидкости разрыва, содержащей водный раствор среднемодульного жидкого стекла следующего состава, масс.%: силикат натрия 12-17, ацетон 4-7, метиловый спирт 10-18, вода остальное, закачку жидкости разрыва в пласт осуществляют через 30-40 мин после ее приготовления, при достижении гидравлического разрыва пласта в жидкость разрыва дополнительно вводят проппант в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости, после завершения закачки жидкости разрыва с проппантом в пласт закачивают водно-спиртовой раствор хлорида кальция следующего состава, масс.%: хлорид кальция 17,0-19,0; этиловый спирт 25,0-45,0; вода остальное.Hydraulic fracturing and fastening of the formation is carried out by injecting a fracturing fluid containing an aqueous solution of medium-modular liquid glass of the following composition, wt.%: Sodium silicate 12-17, acetone 4-7, methyl alcohol 10-18, the rest is water, fracturing fluid is injected into the formation 30–40 min after its preparation, when hydraulic fracturing is achieved, proppant is additionally introduced into the fracturing fluid in an amount of 100-150 kg per 1 m 3 of liquid, after completion of the injection of fracturing fluid with proppant, water-alcohol is pumped into the reservoir a howl solution of calcium chloride of the following composition, wt.%: calcium chloride 17.0-19.0; ethyl alcohol 25.0-45.0; water the rest.
Водоизоляционный экран создают в середине интервала перфорации толщиной 1,5-2 м на глубину продавливания изоляционной композиции в пласт радиусом 5-7 м.A waterproofing screen is created in the middle of the perforation interval 1.5-2 m thick to a depth of forcing the insulating composition into the formation with a radius of 5-7 m.
Проведение закрепления призабойной зоны пласта указанным способом с одновременным ограничением притока пластовой воды обеспечивает возможность качественного выполнения ремонтных работ на скважинах.Fixing the bottom-hole zone of the formation in the specified way while limiting the influx of formation water provides the opportunity for high-quality repair work in the wells.
При закреплении пород призабойной зоны пласта обычно наблюдается снижение фильтрационных и емкостных свойств коллектора. Предложенный комплексный подход к проблеме борьбы с пескопроявлением, основанный на сочетании гидроразрыва продуктивного пласта с химическим методом закрепления призабойной зоны, позволяет компенсировать этот недостаток за счет создания больших поверхностей фильтрации путем ГРП.When fixing the rocks of the bottomhole formation zone, a decrease in the filtration and reservoir properties of the reservoir is usually observed. The proposed integrated approach to the problem of sand control, based on a combination of hydraulic fracturing of the reservoir with the chemical method of fixing the bottom-hole zone, allows to compensate for this drawback by creating large filtering surfaces by hydraulic fracturing.
Известно, что при отборе жидкости из скважины формируется депрессионная воронка и связанный с ней максимальный уровень подъема воды в призабойной зоне пласта. Характер кривизны депрессионной воронки и высота максимального подъема жидкости внутри пласта связаны с темпами отбора пластового флюида и диаметром скважины. Изоляционный экран одновременно выполняет две функции: создает в пласте два раздельных, в достаточной мере независимых, объекта эксплуатации и оказывает влияние на указанные характеристики депрессионной воронки. Первое позволяет организовать внутрискважинный газлифт со всеми вытекающими преимуществами как технологического, так и экономического плана. Последнее обеспечивает снижение уровня подъема воды в призабойной зоне скважины, даже тогда, когда текущий уровень ГВК достигнет и превысит уровень установки изоляционного экрана.It is known that when a fluid is taken from a well, a depression funnel is formed and the associated maximum level of water rise in the bottomhole formation zone. The nature of the curvature of the depression funnel and the height of the maximum rise in the fluid inside the formation are related to the rates of formation fluid selection and the borehole diameter. The insulating screen simultaneously performs two functions: it creates two separate, sufficiently independent, objects of exploitation in the reservoir and affects the indicated characteristics of the depression funnel. The first allows you to organize a downhole gas lift with all the ensuing advantages of both a technological and an economic plan. The latter provides a decrease in the level of water rise in the bottomhole zone of the well, even when the current level of GWC reaches and exceeds the level of installation of the insulating screen.
Сущность заявляемого способа описывается следующим примером.The essence of the proposed method is described by the following example.
Для проведения капитального ремонта и восстановления приняты газовая скважина №824 и газоконденсатная скважина №8363 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В первой, дренирующей сеноманские отложения, обводнение на начальном этапе капитального ремонта скважины составляло более двух третей интервала перфорации, вторая, дренирующая отложения нижнего мела, обводнена полностью.For overhaul and restoration, gas well No. 824 and gas condensate well No. 8363 of the Urengoy oil and gas condensate field (NGCM) were adopted. In the first, draining Cenomanian sediments, flooding at the initial stage of well overhaul amounted to more than two-thirds of the perforation interval, the second, draining Lower Cretaceous sediments, was completely flooded.
На первом этапе скважину глушат, промывают песчаную пробку и проводят ГРП с одновременным креплением пород пласта, для чего:At the first stage, the well is jammed, washed with a sand plug and hydraulic fracturing is carried out with the formation rocks being simultaneously fixed, for which:
- пескосмесительную установку и цементировочный агрегат обвязывают жесткой линией со скважиной;- a sand mixing plant and a cementing unit are tied with a hard line to the well;
- в пескосмесительной установке приготавливают жидкость разрыва, содержащую водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия 12-17, ацетон 4-7, метиловый спирт 10-18, вода - остальное, из расчета заполнения ею порового заколонного пространства и трещин разрыва на расстоянии 0,5 м от плоскости внедрения. Предельные содержания компонентов в жидкости разрыва обеспечивает образование геля с необходимыми свойствами как для проведения ГРП, так и для целей закрепления пород призабойной зоны пласта. Необходимая толщина закрепленного порового пространства для обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта при рассматриваемых пластовых условиях составляет не менее 0,5 м;- in a sand mixing plant, a fracturing liquid is prepared containing an aqueous solution of medium-modular liquid glass of the composition, wt.%: sodium silicate 12-17, acetone 4-7, methyl alcohol 10-18, water - the rest, based on the filling of the pore annular space and cracks a gap at a distance of 0.5 m from the implantation plane. The maximum content of the components in the fracturing fluid ensures the formation of a gel with the necessary properties both for hydraulic fracturing and for the purpose of fixing the rocks of the bottom-hole formation zone. The required thickness of the fixed pore space to ensure the stability of the bottomhole formation zone under the considered reservoir conditions is at least 0.5 m;
- через 30-40 мин после приготовления жидкости начинают процесс ее закачки в продуктивный пласт. В течение заданного промежутка времени жидкость разрыва приобретает необходимые показатели по вязкости, за это время вязкость геля повышается с 2 до ~60 мПа*с;- 30-40 minutes after the preparation of the liquid, the process of pumping it into the reservoir begins. Over a specified period of time, the fracturing fluid acquires the necessary viscosity indices, during which time the viscosity of the gel increases from 2 to ~ 60 mPa * s;
- при достижении гидравлического разрыва пласта в жидкость разрыва дополнительно вводят проппант в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости. Такое соотношение проппанта обеспечивает полное заполнение трещин разрыва и не оказывает существенного влияния на технологические характеристики жидкости разрыва;- when hydraulic fracturing is achieved, proppant is additionally introduced into the fracturing fluid in an amount of 100-150 kg per 1 m 3 of fluid. This proppant ratio ensures complete filling of the fracture cracks and does not significantly affect the technological characteristics of the fracture fluid;
- после завершения закачки расчетного количества жидкости разрыва с проппантом в пласт закачивают водно-спиртовой раствор хлорида кальция состава, масс.%: хлорид кальция 17,0-19,0; этиловый спирт 25,0-45,0; вода остальное. Предельные концентрации компонентов в водно-спиртовом растворе хлорида кальция обеспечивает качественное закрепление пород пласта за счет затвердевания закачанной жидкости разрыва.- after completion of the injection of the estimated amount of fracturing fluid with proppant, an aqueous-alcoholic solution of calcium chloride of the composition, wt.%: calcium chloride 17.0-19.0; ethyl alcohol 25.0-45.0; water the rest. The maximum concentration of components in an aqueous-alcoholic solution of calcium chloride provides high-quality fixing of the formation rocks due to the solidification of the injected fracturing fluid.
После завершения прокачки расчетного количества водно-спиртового раствора хлорида кальция скважину закрывают на 46-50 часов. За этот промежуток времени происходит полное взаимодействия компонентов системы закрепления пород пласта.After pumping the estimated amount of a water-alcohol solution of calcium chloride, the well is closed for 46-50 hours. During this period of time there is a complete interaction of the components of the formation rock consolidation system.
Затем для создания водоизоляционного экрана закачивают изоляционную композицию (например, состав товарного наименования АКОР МГ или АКРОН). Водоизоляционный экран создают в середине интервала перфорации толщиной 1,5-2 м на глубину продавливания изоляционной композиции в пласт радиусом 5-7 м. Выдерживают время затвердевания изоляционной композиции. Указанная толщина водоизоляционного экрана обеспечивает требуемые механические характеристики для его эксплуатации и минимальный расход материалов. При радиусе изоляционного экрана 5-7 м обеспечивается необходимое ограничение подъема жидкости вдоль интервала перфорации, а также минимальный расход материалов.Then, to create a waterproofing screen, an insulation composition is pumped (for example, the composition of the trade name AKOR MG or AKRON). A waterproofing screen is created in the middle of the perforation interval 1.5-2 m thick to a depth of forcing the insulating composition into the formation with a radius of 5-7 m. The curing time of the insulating composition is maintained. The specified thickness of the waterproofing screen provides the required mechanical characteristics for its operation and minimum consumption of materials. With a radius of the insulating screen of 5-7 m, the necessary restriction of the rise of the liquid along the perforation interval, as well as the minimum consumption of materials, is provided.
Объем скважины на уровне образования водоизоляционного экрана разделяют на две эксплуатационные зоны установкой пакера, спущенного с колонной НКТ. Колонну НКТ оснащают газлифтным клапаном в верхней части интервала перфорации верхнего объекта, башмак колонны устанавливают ниже на 1,5-2 м нижних отверстий интервала перфорации нижнего объекта и осуществляют отбор воды внутрискважинным газлифтом из нижнего эксплуатационного объекта за счет энергии газа из верхнего эксплуатационного объекта. Установка башмака колонны на уровне ниже на 1,5-2 м нижних отверстий интервала перфорации нижнего объекта обеспечивает устойчивый отбор жидкости в процессе эксплуатации.The volume of the well at the level of formation of the water barrier screen is divided into two production zones by installing a packer lowered from the tubing string. The tubing string is equipped with a gas lift valve in the upper part of the perforation interval of the upper object, the column shoe is installed 1.5-2 m lower than the lower holes of the perforation interval of the lower object and water is taken by the downhole gas lift from the lower production facility due to gas energy from the upper production facility. Setting the shoe of the column at a level lower by 1.5-2 m of the lower holes of the perforation interval of the lower object provides a stable selection of fluid during operation.
С целью эксплуатации в составе устьевого оборудования предусматривают подключение двухступенчатой системы газоструйных эжекторов. В устьевом оборудовании предусматривают вывод для газа, поступающего по НКТ через запорное устройство в приемную камеру газоструйного эжектора, а также вывод для газа, не участвующего в газлифтном подъеме жидкости нижнего объекта, с поступлением его через рабочее сопло газоструйного эжектора первой ступени в приемную камеру газоструйного эжектора второй ступени.For the purpose of operation, as part of the wellhead equipment, a two-stage system of gas-jet ejectors is connected. In the wellhead equipment, an outlet for gas flowing through the tubing through the locking device to the receiving chamber of the gas-jet ejector, as well as an outlet for gas not participating in the gas-lift lifting of the liquid of the lower object, with its entry through the working nozzle of the first-stage gas-jet ejector into the receiving chamber of the gas-jet ejector, are provided second stage.
Осуществляют вызов притока газа из пласта (за счет депрессии, создаваемой струйным эжектором второй ступени), после чего скважину вводят в эксплуатацию на газ через дополнительный вывод в устьевом оборудовании и контролируют расход и давление газа съемными ультразвуковыми датчиками на входе в общий коллектор. В процессе вызова притока пластового флюида вымываются из пласта оставшиеся и непрореагировавшие реагенты процесса ГРП.The gas inflow from the reservoir is called up (due to the depression created by the second stage jet ejector), after which the well is put into operation on gas through an additional outlet in the wellhead equipment and the gas flow and pressure are monitored by removable ultrasonic sensors at the entrance to the common collector. In the process of inducing formation fluid inflow, the remaining and unreacted hydraulic fracturing reagents are washed out of the formation.
Затем запускают процесс внутрискважинного газлифтного подъема жидкости нижнего объекта. Постепенно открывая запорное устройство в устьевом оборудовании основного вывода для газа, поступающего по НКТ в приемную камеру газоструйного эжектора первой ступени, задают депрессию в НКТ. Контролируют изменения расхода и давления газа на входе в приемную камеру эжектора второй ступени наружными съемными датчиками. Скважина считается восстановленной при достижении плотности флюида или содержания жидкости в газожидкостной смеси расчетных величин.Then, the process of downhole gas lift lifting of the liquid of the lower object is started. Gradually opening the locking device in the wellhead equipment of the main outlet for gas entering through the tubing into the receiving chamber of the first-stage gas-jet ejector, the depression in the tubing is set. Control changes in gas flow and pressure at the inlet to the receiving chamber of the second stage ejector with external removable sensors. The well is considered restored when fluid density or fluid content in the gas-liquid mixture of calculated values is reached.
Расчет характеристик внутрискважинного газлифтного подъема газожидкостной смеси по колонне НКТ проводят в соответствии с рекомендациями. (В.М. Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М. Недра 384 с).Calculation of the characteristics of the downhole gas lift of the gas-liquid mixture along the tubing string is carried out in accordance with the recommendations. (V.M. Muravyov “Operation of oil and gas wells” M. Nedra 384 s).
Для скважины №824For well No. 824
исходные данные:initial data:
- интервал перфорации - 1105-1170 м;- perforation interval - 1105-1170 m;
- искусственный забой - 1182 м;- artificial slaughter - 1182 m;
- перекрытие интервала перфорации столбом жидкости - 39,5 м;- overlapping the perforation interval with a liquid column - 39.5 m;
- пластовое давление - 2,01 МПа;- reservoir pressure - 2.01 MPa;
- забойное давление - 1,95 МПа;- bottomhole pressure - 1.95 MPa;
- суточный объем добычи газа - 127 тыс. м3/сут;- daily gas production - 127 thousand m 3 / day;
- диаметр обсадной колонны - 168 м;- diameter of the casing string - 168 m;
- диаметр газлифтной колонны - 73 м; - diameter of the gas lift column is 73 m;
расчетные величины:calculated values:
- максимальный удельный расход газлифтного газа - 490,39 м3/т;- the maximum specific consumption of gas lift gas is 490.39 m 3 / t;
- плотность газожидкостной смеси (флюида) - 2,734 кг/м3;- the density of the gas-liquid mixture (fluid) - 2.734 kg / m 3 ;
- массовое содержание жидкости - 2,035 кг/м3;- mass liquid content of 2.035 kg / m 3 ;
- максимально возможный дебит жидкости - 95,93 т/сут;- the maximum possible fluid flow rate is 95.93 tons / day;
- суточная потребность в газлифтном газе - 47043,6 м3.- the daily need for gas lift gas is 47043.6 m 3 .
Для скважины №8363For well No. 8363
исходные данные:initial data:
- интервал перфорации - 2819-2862 м;- perforation interval - 2819-2862 m;
- перекрытие интервала перфорации столбом жидкости - полное;- overlapping the perforation interval with a liquid column is complete;
- пластовое давление - 9,55 МПа;- reservoir pressure - 9.55 MPa;
- забойное давление - 8,75 МПа;- bottomhole pressure - 8.75 MPa;
- давление на устье - 6,62 МПа;- pressure at the mouth - 6.62 MPa;
- суточный объем добычи газа - 157 тыс. м3/сут;- daily gas production - 157 thousand m 3 / day;
- диаметр обсадной колонны - 73 м;- diameter of the casing string - 73 m;
- диаметр газлифтной колонны - 42 м;- diameter of the gas lift column - 42 m;
расчетные величины:calculated values:
- максимальный удельный расход газлифтного газа - 452,4 м3/т;- the maximum specific consumption of gas lift gas is 452.4 m 3 / t;
- плотность газожидкостной смеси (флюида) - 2,976 кг/м3;- the density of the gas-liquid mixture (fluid) - 2.976 kg / m 3 ;
- массовое содержание жидкости - 2,21 кг/м3;- mass liquid content of 2.21 kg / m 3 ;
- максимально возможный дебит жидкости - 51,26 т/сут;- the maximum possible fluid flow rate is 51.26 t / day;
- суточная потребность в газлифтном газе - 23194,17 м3.- the daily need for gas lift gas is 23194.17 m 3 .
Расчет давления на выходе эжекторов первой и второй ступеней двухступенчатой системы газоструйных эжекторов, необходимых для создания депрессии на устье колонн НКТ и для ввода газа добычи скважин в общие коллекторы кустов с целью транспортирования его на УКПГ, можно провести в соответствии с рекомендациями. (Е.Я. Соколов, Н.М. Зингер Струйные аппараты. - 3-е изд., перераб. - М. 1989. - 352 с.).Calculation of the pressure at the outlet of the ejectors of the first and second stages of the two-stage system of gas-jet ejectors necessary to create depression at the mouth of the tubing strings and to inject gas from wells into the common reservoir headers in order to transport it to the gas treatment plant can be carried out in accordance with the recommendations. (E.Ya. Sokolov, N.M. Singer Inkjet units. - 3rd ed., Revised. - M. 1989. - 352 p.).
Для скважины №824:For well No. 824:
- давление на выходе эжектора первой ступени - 0,53 МПа;- pressure at the outlet of the ejector of the first stage - 0.53 MPa;
- давление на выходе эжектора второй ступени - 1,50 МПа.- the pressure at the outlet of the ejector of the second stage is 1.50 MPa.
для скважины №8363:for well No. 8363:
- давление на выходе эжектора первой ступени - 2,34 МПа;- the pressure at the outlet of the ejector of the first stage is 2.34 MPa;
- давление на выходе эжектора второй ступени - 6,27 МПа.- the pressure at the outlet of the ejector of the second stage is 6.27 MPa.
При приведенных выше расчетных величинах плотности флюида и содержания жидкости в газожидкостной смеси скважина считается восстановленной. Для обеспечения работы двухступенчатой системы газоструйных эжекторов необходимое давление составляет 0,53 и 2,34 МПа, 1,50 и 6,27 МПа для первой и второй ступеней скважин №824 и 8363 соответственно.With the above calculated values of fluid density and fluid content in the gas-liquid mixture, the well is considered restored. To ensure the operation of a two-stage system of gas-jet ejectors, the necessary pressure is 0.53 and 2.34 MPa, 1.50 and 6.27 MPa for the first and second stages of wells No. 824 and 8363, respectively.
Предложенный способ обеспечивает получение дополнительных объемов газа и газового конденсата за счет восстановления обводненной и простаивающей газовой или газоконденсатной скважины, предупреждение дальнейшего их обводнения и сомозадавливания в процессе эксплуатации и увеличение межремонтного периода. Межремонтный период эксплуатации скважин с учетом темпа снижения пластового давления и подъема ГВК до начала существенного проявления обводнения и выноса диспергированной твердой фазы увеличивается почти в 2 раза и составляет 6-8 лет.The proposed method provides for the production of additional volumes of gas and gas condensate by restoring the flooded and idle gas or gas condensate well, preventing further watering and co-squeezing during operation and increasing the overhaul period. The overhaul period of the wells, taking into account the rate of decrease in reservoir pressure and the rise of GWC before the onset of significant manifestation of flooding and removal of the dispersed solid phase, increases almost 2 times and amounts to 6-8 years.
Claims (3)
силикат натрия - 12-17;
ацетон - 4-7;
метиловый спирт - 10-18;
вода - остальное,
закачку жидкости разрыва в пласт осуществляют через 30-40 мин после ее приготовления, при достижении гидравлического разрыва пласта в жидкость разрыва дополнительно вводят проппант в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости, после завершения закачки жидкости разрыва с проппантом в пласт закачивают водно-спиртовой раствор хлорида кальция состава, масс.%:
хлорид кальция - 17,0-19,0;
этиловый спирт - 25,0-45,0;
вода - остальное.2. The method according to claim 1, characterized in that the hydraulic fracturing and fastening of the formation is carried out by pumping a fracturing fluid containing an aqueous solution of medium-modular liquid glass composition, wt.%:
sodium silicate - 12-17;
acetone - 4-7;
methyl alcohol - 10-18;
water - the rest
the injection of fracturing fluid into the formation is carried out 30-40 minutes after its preparation, when hydraulic fracturing of the formation is achieved, proppant is additionally introduced into the fracturing fluid in an amount of 100-150 kg per 1 m 3 of fluid, after completion of the injection of fracturing fluid with proppant, water- alcohol solution of calcium chloride composition, wt.%:
calcium chloride - 17.0-19.0;
ethyl alcohol - 25.0-45.0;
water is the rest.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013137171/03A RU2534291C1 (en) | 2013-08-07 | 2013-08-07 | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013137171/03A RU2534291C1 (en) | 2013-08-07 | 2013-08-07 | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2534291C1 true RU2534291C1 (en) | 2014-11-27 |
Family
ID=53382993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013137171/03A RU2534291C1 (en) | 2013-08-07 | 2013-08-07 | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2534291C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578095C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
| RU2744536C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and fixation of formations |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1006726A1 (en) * | 1979-09-18 | 1983-03-23 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for recovering gas from flooded formation |
| RU2058476C1 (en) * | 1993-06-22 | 1996-04-20 | Аман Непесович Мурадов | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
| RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
| RU2148705C1 (en) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method and device for evacuating fluid from well bottom-hole by gas |
| US7703536B2 (en) * | 2007-04-17 | 2010-04-27 | Vann Roy R | Gas assisted lift system |
| RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
-
2013
- 2013-08-07 RU RU2013137171/03A patent/RU2534291C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1006726A1 (en) * | 1979-09-18 | 1983-03-23 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for recovering gas from flooded formation |
| RU2058476C1 (en) * | 1993-06-22 | 1996-04-20 | Аман Непесович Мурадов | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
| RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
| RU2148705C1 (en) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method and device for evacuating fluid from well bottom-hole by gas |
| US7703536B2 (en) * | 2007-04-17 | 2010-04-27 | Vann Roy R | Gas assisted lift system |
| RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578095C1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
| RU2744536C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and fixation of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2732905C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2644361C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |