RU2620099C1 - Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells - Google Patents
Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620099C1 RU2620099C1 RU2016117960A RU2016117960A RU2620099C1 RU 2620099 C1 RU2620099 C1 RU 2620099C1 RU 2016117960 A RU2016117960 A RU 2016117960A RU 2016117960 A RU2016117960 A RU 2016117960A RU 2620099 C1 RU2620099 C1 RU 2620099C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- depression
- wells
- centrifugal pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 6
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 24
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 3
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000004299 exfoliation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой отрасли, а именно к проблеме повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт. В наибольшей степени эта проблема актуальна сегодня для низкопроницаемых продуктивных пластов.The present invention relates to the oil and gas industry, and in particular to the problem of increasing the productivity of producers and injectivity of injection wells due to the geomechanical impact on the reservoir. To the greatest extent this problem is relevant today for low-permeability reservoirs.
Известен способ освоения скважин, включающий создание депрессии для изменения структуры пласта, приводящего к повышению его проницаемости в призабойной зоне и поддержание депрессии не менее расчетной до перевода скважины в эксплуатационный режим (патент РФ №2179239, МКИ E21B 43/26). Недостатками известного способа являются низкая эффективность и ограниченные функциональные возможности по увеличению дебитов скважин, что не позволило широко применять его в нефтяной промышленности.A well-known method of well development, including the creation of depression to change the structure of the reservoir, leading to an increase in its permeability in the near-wellbore zone and maintaining the depression no less than calculated before putting the well into production mode (RF patent No. 2179239, MKI E21B 43/26). The disadvantages of this method are low efficiency and limited functionality to increase production rates of wells, which did not allow its wide application in the oil industry.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта (АС СССР №1609978, МКИ E21B 43/26). Этот способ основан на геомеханическом воздействии на призабойную зону пласта. Он явился следствием результатов лабораторных экспериментов по исследованию влияния на проницаемость кернов деформационных процессов при снижении и росте внутрипорового давления в корректной постановке, адекватной реальным процессам в пласте. В данном способе создают в призабойной зоне вторичную трещиноватость путем понижения и восстановления давления в зоне депрессионной воронки, а затем осуществляют запуск скважины в эксплуатацию при депрессии, не превышающей 0,5 от использованной при предшествующем понижении давления. Недостатком известного способа является невысокая эффективность вследствие не достижения высокой депрессии на пласт и невозможности перехода к эксплуатации скважины без глушения, из-за чего происходит ухудшение продуктивных характеристик.Closest to the proposed invention is a method of processing the bottom-hole formation zone (USSR AS No. 1609978, MKI E21B 43/26). This method is based on the geomechanical impact on the bottomhole formation zone. It was a consequence of the results of laboratory experiments to study the effect on core permeability of deformation processes during a decrease and increase in pore pressure in the correct setting, adequate to real processes in the reservoir. In this method, secondary fracturing is created in the bottomhole zone by lowering and restoring the pressure in the zone of the depression funnel, and then the well is put into operation with depression not exceeding 0.5 of that used in the previous pressure decrease. The disadvantage of this method is its low efficiency due to the failure to achieve high depression on the formation and the inability to switch to well operation without killing, which leads to a deterioration in productive characteristics.
Задачей изобретения является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины без глушения скважины.The objective of the invention is to increase the productivity of production and injectivity of injection wells due to the geomechanical effect on the reservoir properties of the formation in the bottom-hole zones and the transition to the operation of a production or injection well without killing the well.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в предлагаемом способе повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающем создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления, осуществляют предварительную оценку степени глинизации пласта по керновым данным и подбирают для воздействия наименее продуктивные скважины в зонах пласта, сложенных мелко- и среднезернистыми песчаниками с небольшим содержанием глины, алевролитами и известняками. Осуществляют подбор и спуск в скважину компоновки со струйным или центробежным насосом, обеспечивающей возможность создания глубокой депрессии на пласт с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины. Для формирования системы микротрещин в пласте забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины. Процесс начала формирования и развития вторичной микротрещиноватости отслеживают с применением методов пассивного сейсмомониторинга. После завершения формирования системы микротрещин постепенно снижают депрессию на пласт до полного прекращения притока из пласта. После стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, осуществляют эксплуатацию путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт, определяют оптимальную величину депрессии или репрессии и корректируют проектный режим эксплуатации.The task is achieved by the fact that in the proposed method to increase production productivity and injectivity of injection wells, including the creation of a secondary fracture zone around the wellbore by reducing and restoring bottomhole pressure, a preliminary assessment of the clay formation degree is carried out according to core data and the least productive wells are selected for exposure formation zones composed of fine and medium-grained sandstones with a low clay content, siltstones and limestone kami. The assembly with the jet or centrifugal pump is selected and launched into the well, which makes it possible to create a deep depression on the formation with the subsequent transition to the design mode of operation of the well. To form a system of microcracks in the reservoir, the bottomhole pressure is gradually reduced to the minimum technologically possible value. The process of the beginning of the formation and development of secondary microcracking is monitored using passive seismic monitoring methods. After completion of the formation of the system of microcracks, the depression on the formation is gradually reduced until the influx from the formation is completely stopped. After stabilization of the wellhead pressure, the well is put into operation as a production or injection well, operation is carried out by changing several modes with a gradual increase in depression or repression on the formation, the optimal value of depression or repression is determined, and the design mode of operation is adjusted.
Выполнение поставленной задачи также достигается тем, что оптимальную величину депрессии или репрессии и режим эксплуатации скважины определяют по данным пассивного сейсмомониторинга при вводе скважины в эксплуатацию, а также тем, что в случае горизонтальной скважины для горизонтального ствола в продуктивном пласте используют хвостовик с щелевидными отверстиями.The fulfillment of the task is also achieved by the fact that the optimal value of depression or repression and the mode of operation of the well are determined according to passive seismic monitoring when putting the well into operation, as well as the fact that in the case of a horizontal well, a shank with slit-like openings is used for a horizontal well in the reservoir.
В варианте способа в качестве компоновки, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт и возможность последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в проектном режиме, используют компоновку, включающую погружной струйный насос с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, устьевую арматуру, наземный силовой насос и сепаратор.In an embodiment of the method, as an arrangement ensuring the creation of a deep depression on the formation and the possibility of subsequent operation of the producing or injection well in design mode, an arrangement is used that includes a submersible jet pump with the possibility of changing the flow part hydraulically or by rope equipment, wellhead fittings, a surface power pump, and separator.
В других вариантах способа в качестве компоновки, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт и возможность последующей эксплуатации скважины в проектном режиме, используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса с частотным преобразователем, или установку погружного центробежного насоса, спускаемую в скважину на кабель-канате, или установку погружного центробежного насоса с газосепаратором.In other embodiments of the method, as an arrangement ensuring the creation of a deep depression on the formation and the possibility of subsequent well operation in design mode, an arrangement is used that includes the installation of a submersible centrifugal pump with a frequency converter, or the installation of a submersible centrifugal pump that is lowered into the well on a cable-rope, or installation of a submersible centrifugal pump with a gas separator.
В других вариантах способа используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса с частотным преобразователем, или установку погружного центробежного насоса, спускаемую в скважину на кабель-канате, или установку погружного центробежного насоса с газосепаратором, или установку погружного центробежного насоса с кожухом, причем погружную установку размещают ниже интервала перфорации.In other embodiments of the method, an arrangement is used that includes the installation of a submersible centrifugal pump with a frequency converter, or the installation of a submersible centrifugal pump that is lowered into the well on a cable line, or the installation of a submersible centrifugal pump with a gas separator, or the installation of a submersible centrifugal pump with a casing, and the submersible installation is placed below the perforation interval.
В одном из вариантов способа создание глубокой депрессии на пласт и/или последующую эксплуатацию добывающей скважины установкой погружного центробежного насоса осуществляют в периодическом режиме работы погружного центробежного насоса.In one embodiment of the method, the creation of a deep depression on the formation and / or subsequent operation of the producing well by installing a submersible centrifugal pump is carried out in a periodic mode of operation of a submersible centrifugal pump.
Во всех вариантах способа повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин могут проводить при освоении скважин после бурения.In all variants of the method, an increase in production productivity and injectivity of injection wells can be carried out during well development after drilling.
Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют существенно повысить эффективность способа увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Они значительно снижают негативное влияние глушения скважин на проницаемость призабойной зоны и дают возможность успешно вести добычу нефти и газа и осуществлять закачку рабочего агента на скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые продуктивные пласты.The above distinguishing features of the invention can significantly increase the effectiveness of the method of increasing production productivity and injectivity of injection wells. They significantly reduce the negative impact of well killing on the permeability of the bottom-hole zone and make it possible to successfully conduct oil and gas production and pump the working agent in wells operating low-permeable reservoirs.
Краткое описание фигур чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 представлена зависимость коэффициента продуктивности (отношения дебита к перепаду давления) от изменяющегося внутрипорового (пластового) давления, определенная на одном из исследований кернов месторождения Тенгиз. На фиг. 2 показано использование в способе компоновки, включающей погружной струйный насос, на фиг. 3 - компоновки, включающей установку погружного центробежного насоса, на фиг. 4 - компоновки, содержащей установку погружного центробежного насоса с кожухом, на фиг. 5 - компоновки, включающей колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в скважину, а также устьевую арматуру с выкидной линией.In FIG. Figure 1 shows the dependence of the productivity coefficient (the ratio of flow rate to pressure differential) on the changing intra-pore (reservoir) pressure, determined on one of the studies of core samples from the Tengiz field. In FIG. 2 shows the use in an arrangement method comprising a submersible jet pump; FIG. 3 - layout, including the installation of a submersible centrifugal pump, in FIG. 4 shows an arrangement comprising installing a submersible centrifugal pump with a casing; FIG. 5 - layout, including the tubing string, lowered into the well, as well as wellhead fittings with a flow line.
На фиг. 1 точка 1 соответствует моменту начала эксперимента по определению зависимости коэффициента продуктивности от изменяющегося внутрипорового давления на керне месторождения Тенгиз. Точка 2 - окончание первого этапа снижения давления, точка 3 - максимальное давление при его обратном увеличении. Точка 4 - окончание этапа повторного снижения давления. Стрелками показано направление изменения внутрипорового давления и соответственно коэффициента продуктивности в процессе эксперимента.In FIG. 1 point 1 corresponds to the moment of the beginning of the experiment to determine the dependence of the productivity coefficient on the changing inter-pore pressure on the core of the Tengiz field. Point 2 - the end of the first stage of pressure reduction, point 3 - the maximum pressure with its reverse increase. Point 4 - end of the stage of repeated pressure reduction. The arrows indicate the direction of change of the inter-pore pressure and, accordingly, the coefficient of productivity during the experiment.
Компоновка, включающая погружной струйный насос (фиг. 2), содержит погружной струйный насос 5 с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, устьевую арматуру 6, наземный силовой насос 7 и сепаратор 8. Насос 5 спущен в скважину 9, пробуренную на пласт 10, на насосно-компрессорных трубах 11. Затрубное пространство перекрыто пакером 12. На приеме насоса 5 установлен глубинный манометр 13, показания которого по кабелю 14 передаются на вторичный прибор 15, расположенный на поверхности земли. На выходе сепаратора 8 установлена выкидная линия 16.The layout, including a submersible jet pump (Fig. 2), contains a
На фиг. 3 показано применение в способе компоновки, включающей установку погружного центробежного насоса 17, спущенную на насосно-компрессорных трубах 11 в скважину 9, пробуренную на пласт 10. Электроэнергия к погружному двигателю 18 с термоманометрической системой подводится по кабелю 19. Установка 17 может быть снабжена станцией управления с частотным преобразователем 20. Установка погружного центробежного насоса 17 может спускаться в скважину 9 не только на насосно-компрессорных трубах 11, но и на кабель-канате, что ускоряет спуско-подъемные операции. В состав установки погружного центробежного насоса 17 может входить также газосепаратор 21. Скважина 9 снабжена устьевой арматурой 6 и выкидной линией 16.In FIG. Figure 3 shows the application in the arrangement method, including the installation of a submersible
На фиг. 4 показано применение в способе компоновки, содержащей установку погружного центробежного насоса 17 с кожухом 22 вокруг двигателя 18, спущенной ниже интервала перфорации пласта 10. Установка 17 спущена в скважину 9 на насосно-компрессорных трубах 11, электроэнергия подводится по кабелю 19.In FIG. Figure 4 shows the use in an arrangement method comprising installing a submersible
На фиг. 5 приведена компоновка, включающая колонну насосно-компрессорных труб 11, спущенную в скважину 9, пробуренную на пласт 10, а также устьевую арматуру 6 с выкидной линией 16, соединенной с сепаратором 23. В скважину 9 спущен глубинный манометр 24 на кабеле 25, по которому показания передаются на вторичный прибор 26. Сепаратор 23 снабжен линией отвода продукции 27. Затрубное пространство скважины 9 может быть сообщено при газлифтной эксплуатации с газовой линией 28.In FIG. 5 shows the layout, including the
Предлагаемый способ основан на результатах лабораторных экспериментов, выполненных на образцах карбонатной породы месторождения Тенгиз (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. М.; «Струна», 1998, с. 574-577). Отличием данных экспериментов от предшествующих экспериментов по изучению влияния деформационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства пласта явилось корректное моделирование пластовых условий. А именно, за счет обжима образца керна моделировали реальные величины горного давления (до 1000 ат), а давлением жидкости в порах образца моделировали пластовое давление (до 600 ат) - фиг. 1. Создание и изменения депрессии также реализовывали путем изменения порового давления флюида при постоянном давлении обжима керна. В данном эксперименте происходило снижение пластового (внутрипорового) давления (отрезок 1-2), обратное повышение давления (отрезок 2-3) и повторное его снижение (отрезок 3-4). Направление изменения коэффициента продуктивности в процессе эксперимента показано стрелками. При заданных значениях эффективного давления определяли величину коэффициента продуктивности (гидропроводности) - отношения проницаемости к коэффициенту динамической вязкости флюида при соответствующем внутрипоровом давлении. Динамика изменения коэффициента продуктивности в эксперименте, представленном на фиг. 1, напрямую связана с изменением проницаемости керна.The proposed method is based on the results of laboratory experiments performed on carbonate rock samples of the Tengiz field (Zakirov SN Development of gas, gas condensate and oil-gas condensate deposits. M; "Struna", 1998, pp. 574-577). The difference between these experiments and previous experiments to study the influence of deformation processes on the reservoir properties of the reservoir was the correct modeling of reservoir conditions. Namely, due to the crimping of the core sample, real rock pressures (up to 1000 at) were simulated, and reservoir pressure (up to 600 at) was simulated by the fluid pressure in the sample pores - FIG. 1. The creation and change of depression was also realized by changing the pore pressure of the fluid at a constant core crimping pressure. In this experiment, there was a decrease in reservoir (intra-pore) pressure (segment 1-2), a reverse increase in pressure (segment 2-3) and its repeated decrease (segment 3-4). The direction of change of the productivity coefficient during the experiment is shown by arrows. For given values of effective pressure, the value of the coefficient of productivity (hydraulic conductivity) was determined - the ratio of permeability to dynamic dynamic viscosity coefficient of the fluid at the corresponding internal pore pressure. The dynamics of the productivity coefficient in the experiment shown in FIG. 1, is directly related to the change in core permeability.
Результаты выполненных экспериментов показывают следующее. Если при разработке месторождения пластовое давление снижается, то коэффициент проницаемости, как обычно, снижается (участок 1-2). Однако при последующем обратном повышении внутрипорового пластового давления коэффициент проницаемости возрастает многократно (участок 2-3). Так, на фиг. 1 при поднятии давления с 35 МПа до 45 МПа рост коэффициента продуктивности (и соответственно проницаемости) составил более 7 раз.The results of the performed experiments show the following. If the reservoir pressure decreases during field development, then the permeability coefficient, as usual, decreases (plot 1-2). However, with a subsequent reverse increase in the interstitial reservoir pressure, the permeability coefficient increases many times (plot 2-3). So in FIG. 1, when the pressure was increased from 35 MPa to 45 MPa, the increase in the productivity coefficient (and, accordingly, permeability) was more than 7 times.
В традиционных и рассматриваемых экспериментах при росте эффективного давления происходит не только снижение проницаемости, но и по мере понижения внутрипорового давления формируется техногенная микротрещиноватость. В рассматриваемых экспериментах, в отличие от традиционных, при обратном увеличении внутрипорового давления (что имеет место и в реальных условиях пласта) микротрещины раскрываются, что приводит к заметному увеличению проницаемости. Таким образом, обеспечивается искомое улучшение фильтрационных свойств пласта в зоне воздействия.In the traditional and considered experiments, when the effective pressure increases, not only does the permeability decrease, but also as the pore pressure decreases, anthropogenic microcracking is formed. In the experiments under consideration, in contrast to the traditional ones, with an inverse increase in the inter-pore pressure (which also takes place in the actual conditions of the formation), microcracks open, which leads to a noticeable increase in permeability. This ensures the desired improvement in the filtration properties of the formation in the impact zone.
Создание системы трещин приводит к повышению проницаемости пласта в прискважиной зоне, а следовательно, к повышению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Это выражается в повышении дебитов скважин при добыче (расходов при закачке). Также появляется возможность эксплуатации скважин при меньших депрессиях (репрессиях), что позволяет избежать прорывов подошвенной воды в водонефтяных зонах, газа в подгазовых зонах, снизить затраты на создание требуемого давления на устьях нагнетательных скважин.The creation of a system of fractures leads to an increase in the permeability of the formation in the near-wellbore zone, and, consequently, to an increase in the productivity of production and injectivity of injection wells. This is expressed in an increase in well production rates (production costs). It also becomes possible to operate wells with less depressions (repressions), which avoids breakthroughs of bottom water in oil-water zones, gas in sub-gas zones, and reduces the cost of creating the required pressure at the mouths of injection wells.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
На основе керновых исследований определяют степень глинизации продуктивного пласта. Наиболее подходящими пластами для геомеханического воздействия являются мелко- и среднезернистые песчаники с небольшим содержанием глины, алевролиты и известняки.On the basis of core studies determine the degree of claying of the reservoir. The most suitable formations for geomechanical impact are fine and medium-grained sandstones with a low clay content, siltstones and limestones.
На соответствующем месторождении из фонда эксплуатирующихся выбирают, например, наименее продуктивную скважину, для геомеханического воздействия на ее призабойную зону.At the appropriate field, for example, the least productive well is selected from the operating fund for geomechanical impact on its bottom-hole zone.
Подбирают компоновку, обеспечивающую возможность создания глубокой депрессии для геомеханического воздействия с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины, и спускают ее в скважину.The layout is selected that provides the ability to create a deep depression for geomechanical impact with subsequent transition to the design mode of operation of the well, and lower it into the well.
При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования, показанной на фиг. 2, нагнетают рабочую жидкость насосом 7 через устьевую арматуру 6 и колонну насосно-компрессорных труб 11 в рабочее сопло струйного насоса 5, который создает депрессию в зоне под пакером 12 и откачивает продукцию из пласта 10. Смешанный поток рабочей жидкости и откачиваемой продукции направляется по затрубному пространству между эксплуатационной колонной скважины 9 и насосно-компрессорными трубами 11 на поверхность и далее - в сепаратор 8, откуда пластовая продукция идет в выкидную линию 16, а рабочая жидкость - на прием насоса 7. При этом осуществляют контроль забойного давления с помощью глубинного манометра 13. Информация с него передается по кабелю 14 на вторичный прибор 15.Using the pre-selected layout of the downhole and surface equipment shown in FIG. 2, pump the working fluid with the
Забойное давление снижают постепенно, повышая с помощью насоса 7 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 5, который увеличивает депрессию на пласт 10. Забойное давление снижают до минимально технологически возможной величины, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт.The bottomhole pressure is gradually reduced, increasing the flow rate of the working fluid through the nozzle of the
В процессе снижения забойного давления осуществляют непрерывный пассивный сейсмомониторинг наземными датчиками или датчиками, размещаемыми в соседних остановленных скважинах. По данным оперативной интерпретации сейсмомониторинга отслеживают начало и развитие процесса формирования вокруг скважины вторичной микротрещиноватости.In the process of downhole pressure reduction, continuous passive seismic monitoring is carried out by ground-based sensors or sensors located in neighboring stopped wells. According to the operational interpretation of seismic monitoring, the beginning and development of the process of formation of secondary microcracks around the well are tracked.
После прекращения процесса формирования микротрещин, депрессию постепенно снижают до полной остановки скважины. Это осуществляют, уменьшая с помощью насоса 7 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 5, что приводит к снижению депрессии на пласт 10.After the cessation of the formation of microcracks, the depression is gradually reduced until the well stops completely. This is done by reducing the flow rate of the working fluid through the nozzle of the
После этого переходят к эксплуатации в проектном режиме добычи без глушения скважины. При необходимости замены проточной части струйный насос 5 извлекают на поверхность гидравлическим способом - переключением с прямой закачки рабочей жидкости на обратную. Это можно сделать также с помощью канатной техники. Затем спускают на забой скважины струйный насос 5 с другой проточной частью, обеспечивающей эксплуатацию в проектном режиме добычи. Все это проводят без глушения скважины. После смены струйного насоса 5 скважину 9 запускают в работу, а затем останавливают и кратковременно испытывают со снятием кривой восстановления забойного давления (КВД). Из данных исследований определяют коэффициент проницаемости и величину скин-фактора.After that, they switch to operation in the design mode of production without killing the well. If necessary, replace the flow part of the
В случае необходимости последующей работы скважины 9 в качестве нагнетательной из нее извлекают струйный насос 5 без глушения, а затем осуществляют закачку воды в пласт 10 из водовода высокого давления через устьевую арматуру 6 и насосно-компрессорные трубы 11.If necessary, the subsequent operation of the
Скважину 9 пускают в эксплуатацию с проектной функцией (добычи или закачки) на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.Well 9 is put into operation with a design function (production or injection) in different modes with a gradual increase in depression / repression on the reservoir and the implementation of seismic monitoring. As a result, the optimal value of depression / repression is determined and, if necessary, the previously planned parameters of the design mode of operation are adjusted.
В случае горизонтальной скважины 9 для горизонтального ствола в продуктивном пласте 10 применяют хвостовик с щелевидными отверстиями.In the case of a
При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования, показанной на фиг. 3, снижение забойного давления осуществляют путем откачки пластового флюида из скважины 9 установкой погружного центробежного насоса 17. При этом контролируют забойное давление с помощью расположенной в погружном двигателе 18 термоманометрической скважинной системы, передающей информацию по кабелю 19 на вторичный прибор станции управления 20. С помощью частотного преобразователя станции управления 20 меняют режимы работы установки погружного центробежного насоса 17, регулируя, таким образом, процесс создания депрессии на пласт. В случае высокого газового фактора для защиты от вредного влияния свободного газа устанавливают газосепаратор 21, отделяющий свободный газ и направляющий его в затрубное пространство. В одном из вариантов способа с целью снижения времени и затрат на спуск оборудования используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса 17, спускаемую в скважину 9 на кабель-канате.Using the pre-selected layout of the downhole and surface equipment shown in FIG. 3, downhole pressure is reduced by pumping formation fluid from the well 9 by installing a submersible
В варианте способа (фиг. 4) используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса 17 с кожухом 22, причем погружную установку размещают ниже интервала перфорации пласта 10. Это позволяет еще больше снизить забойное давление. Жидкость из пласта 10 идет через зазор между кожухом 22 и погружным двигателем 18, охлаждая последний. Далее пластовая продукция откачивается установкой погружного центробежного насоса 17 на поверхность.In a variant of the method (Fig. 4), an arrangement is used that includes the installation of a submersible
В варианте способа создание глубокой депрессии на пласт 10 и/или последующую эксплуатацию добывающей скважины 9 установкой погружного центробежного насоса 17 осуществляют в периодическом режиме работы погружного центробежного насоса. Изменением частоты и продолжительности циклов включения и отключения установки 17 подбирают необходимые режимы воздействия на пласт 10 и эксплуатации скважины 9.In an embodiment of the method, the creation of a deep depression on the
В одном из вариантов способа в нефтяных скважинах при высоких газовых факторах, а также в газовых скважинах, применяют компоновку, показанную на фиг. 5. При этом используют колонну насосно-компрессорных труб 11, спущенную в скважину 9, а также устьевую арматуру 6 и выкидную линию 16. Создание глубокой депрессии на пласт 10 обеспечивают путем переключения выкидной линии 16 на передвижной наземный сепаратор 23 на поверхности и создания на устье 6 скважины 9 давления, близкого к атмосферному. Или методом компрессирования, с подачей компрессорного газа через газовую линию 28 или через колонну гибких труб, спускаемую в колонну насосно-компрессорных труб 11. Забойное давление контролируют по вторичному прибору 26, фиксирующему показания глубинного манометра 24, передаваемые по кабелю 25. Продукцию отводят из сепаратора 23 по линии 27. Последующий запуск скважины 9 в эксплуатацию осуществляют фонтанным или газлифтным способом. В последнем случае подают газ по линии 28 к башмаку насосно-компрессорных труб 11 или к рабочему клапану (на схеме не показан). Для запуска газлифтной скважины в эксплуатацию могут также использоваться пусковые клапана (на схеме не показаны).In one embodiment of the method, in oil wells with high gas factors, as well as in gas wells, the arrangement shown in FIG. 5. In this case, a string of
Во всех вариантах реализации способа при снижении забойного давления осуществляют непрерывный пассивный сейсмомониторинг. По данным оперативной интерпретации сейсмомониторинга отслеживают начало и развитие процесса формирования вокруг скважины вторичной микротрещиноватости. После завершения создания микротрещин в пласте в вышеприведенных вариантах реализации способа скважину останавливают.In all variants of the implementation of the method, with a decrease in bottomhole pressure, continuous passive seismic monitoring is carried out. According to the operational interpretation of seismic monitoring, the beginning and development of the process of formation of secondary microcracks around the well are tracked. After the completion of microcracks in the formation in the above embodiments of the method, the well is stopped.
Затем, после стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию с непрерывным снижением забойного давления. При использовании описанных вариантов компоновок забойное давление можно снижать до 5-10 ат.Then, after stabilization of the wellhead pressure, the well is put into operation with a continuous decrease in bottomhole pressure. When using the described layout options, downhole pressure can be reduced to 5-10 at.
Далее скважину 5 эксплуатируют на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.Next, well 5 is operated in different modes with a gradual increase in depression / repression on the reservoir and the implementation of seismic monitoring. As a result, the optimal value of depression / repression is determined and, if necessary, the previously planned parameters of the design mode of operation are adjusted.
Кроме того, осуществляют запись и интерпретацию данных КВД/КПД (кривой падения давления в нагнетательной скважине) для оценки изменения значений проницаемости и скин-фактора.In addition, they record and interpret the HPC / Efficiency data (pressure drop curve in the injection well) to evaluate the change in permeability and skin factor values.
Затем вводят скважину в эксплуатацию в соответствии со скорректированным проектным режимом по депрессии/репрессии.Then the well is put into operation in accordance with the adjusted design regime for depression / repression.
Таким образом, при реализации предлагаемого способа можно обеспечить кратное увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Вследствие больших запасов нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах, экономическая эффективность способа в масштабах страны будет значительной. Вовлекаемое в рассматриваемые технологии оборудование является апробированным на практике и доступным для использования.Thus, when implementing the proposed method, it is possible to provide a multiple increase in the productivity of producing and injectivity of injection wells. Due to the large reserves of oil and gas in low permeability reservoirs, the economic efficiency of the method nationwide will be significant. The equipment involved in the technologies under consideration is field-proven and available for use.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117960A RU2620099C1 (en) | 2016-05-10 | 2016-05-10 | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117960A RU2620099C1 (en) | 2016-05-10 | 2016-05-10 | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2620099C1 true RU2620099C1 (en) | 2017-05-23 |
Family
ID=58882193
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016117960A RU2620099C1 (en) | 2016-05-10 | 2016-05-10 | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620099C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2680158C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-18 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of formation geomechanical impact |
| RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
| RU2798147C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-06-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for improving the productivity of gas wells |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3933205A (en) * | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
| SU1609978A1 (en) * | 1988-06-30 | 1990-11-30 | Институт Проблем Нефти И Газа Ан Ссср | Method of treating bottom-hole zone of formation |
| SU1656117A1 (en) * | 1987-11-23 | 1991-06-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method of development of oil and gas deposit with jointed reservoir |
| SU1740640A1 (en) * | 1989-03-01 | 1992-06-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Colmatage removal device |
| RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
| RU2078913C1 (en) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Method of development of oil-gas deposit |
| RU2163666C1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-02-27 | ООО "Научно-исследовательский Центр "Геомеханика и технология" | Process causing or raising inflow of fluid in wells |
-
2016
- 2016-05-10 RU RU2016117960A patent/RU2620099C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3933205A (en) * | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
| SU1656117A1 (en) * | 1987-11-23 | 1991-06-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method of development of oil and gas deposit with jointed reservoir |
| SU1609978A1 (en) * | 1988-06-30 | 1990-11-30 | Институт Проблем Нефти И Газа Ан Ссср | Method of treating bottom-hole zone of formation |
| SU1740640A1 (en) * | 1989-03-01 | 1992-06-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Colmatage removal device |
| RU2034135C1 (en) * | 1992-03-31 | 1995-04-30 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone with clay-containing reservoir |
| RU2078913C1 (en) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Method of development of oil-gas deposit |
| RU2163666C1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-02-27 | ООО "Научно-исследовательский Центр "Геомеханика и технология" | Process causing or raising inflow of fluid in wells |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2680158C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-18 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of formation geomechanical impact |
| RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
| RU2798147C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-06-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for improving the productivity of gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| Love et al. | Selectively placing many fractures in openhole horizontal wells improves production | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| WO2006068535A1 (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| WO2007149008A1 (en) | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| RU2627336C1 (en) | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas | |
| RU2732905C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| US6926080B2 (en) | Operation method of an oil well pumping unit for well development and device for performing said operation method | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| NO314419B1 (en) | Apparatus and method for filling fluid in an underground formation | |
| RU2256103C1 (en) | Method of operation of horizontal well ejector multifunctional formation tester | |
| RU2551612C1 (en) | Method of acid treatment of oil reservoir | |
| RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200511 |