RU2645684C1 - Способ направленной разгрузки пласта - Google Patents
Способ направленной разгрузки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645684C1 RU2645684C1 RU2016139387A RU2016139387A RU2645684C1 RU 2645684 C1 RU2645684 C1 RU 2645684C1 RU 2016139387 A RU2016139387 A RU 2016139387A RU 2016139387 A RU2016139387 A RU 2016139387A RU 2645684 C1 RU2645684 C1 RU 2645684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- depression
- increase
- permeability
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 12
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья. Технический результат – увеличение коэффициента продуктивности в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах. По способу осуществляют регистрацию изменения коэффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону скважины снижением давления на ее забое. При этом осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений. Создают депрессию на забое скважины. Поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида. Продолжают увеличивать депрессию на забое скважины. Контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения роста дебита. Рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по аналитическому выражению. При прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья и направлено на повышение коэффициента продуктивности в добывающих скважинах месторождения и повышение приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем очистки призабойных зон пласта (ПЗП) для повышения проницаемости коллекторов и соответственно приемистости скважин (см. заявку РФ 2000108427, Е21В 43/22, 2001 [1]). Известный способ включает выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе. При работе кустовой насосной станции манипулируют задвижками водоводов, выдерживают паузы в течение одних-трех суток при закрытых высокоприемистых и открытых низкоприемистых скважинах. Создают перепад давления регулировкой выкидной задвижкой. Открывают высокоприемистые скважины, создают депрессию в единой гидродинамической системе. Происходят падение давления на устье низкоприемистых скважин и отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины. Осуществляют возврат в первоначальный режим работы кустовой насосной станции. Фиксируют параметры работы станции. По величине изменения параметров выдают заключение об эффективности очистки. Недостатком известного способа является необходимость больших временных затрат на его осуществление и низкая эффективность. Кроме того, способ неприменим повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта и регулирования проницаемости водонефтенасыщенного коллектора для повышения приемистости водонагнетательных скважин (см. патент РФ 2166621, Е21В 43/22, 2001 [2]). Способ осуществляется путем нагнетания химических реагентов в призабойную зону нагнетательных скважин с последующей технологической паузой. Недостатком известного способа является ограниченность его применения (только для водонагнетательных скважин), невысокое повышение проницаемости ПЗП и длительность осуществления.
Известен способ обработки нагнетательной скважины для повышения ее приемистости за счет повышения проницаемости ПЗП (см. заявку РФ 92001969, Е21В 43/27, 1994 [3]). В известном способе увеличение приемистости нагнетательных скважин и расширение зоны ее воздействия на разрабатываемый пласт достигается тем, что создают депрессию на ПЗП, удаляют загрязнения и кольматирующие вещества, нагнетают в ПЗП высокотемпературную смесь водяного пара с газом, с помощью которой растворяют, расплавляют и прокачивают кольматирующие вещества и инфильтрат в глубь пласта на расстояние, при которой не проявляется их закупоривающее действие, после чего закачивают рабочий агент.
Недостатком известного способа является сложность его осуществления, поскольку требуется прокачивать в ПЗП смесь с высокой температурой, и малая эффективность, обусловленная тем, что кольматирующие вещества остаются в пласте, снижая его проницаемость. Кроме того, способ не применим повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Наиболее близким к заявляемому по своей технической сущности является способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины, включающий регистрацию его изменения в процессе воздействия на призабойную зону скважины (RU 2085718, Е21В 43/25, 1997 [4]). Воздействие на призабойную зону скважины осуществляют снижением давления на ее забое до скачкообразного повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины с последующим выводом на режим эксплуатации с повышенным коэффициентом продуктивности.
Недостатком известного способа является длительный период ожидания достижения скважиной оптимальных условий. Это обусловлено тем, что величина депрессии, необходимой для изменения структуры породы, приводящей к повышению ее проницаемости, неизвестна.
Заявляемый способ направленной разгрузки пласта направлен на увеличение проницаемости в призабойной зоне скважины, улучшение гидродинамической связи удаленной зоны пласта со скважиной и как следствие увеличение коэффициента продуктивности в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.
Указанный результат достигается тем, что способ направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин включает регистрацию изменения коэффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону скважины снижением давления на ее забое.
При этом осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений, депрессию на забое скважины
Δp=po-pзаб
где рo - пластовое давление флюида, МПа; рзаб - давление на забое скважины, МПа, сразу создают равной предельному значению Δркр, МПа, определяемого по формуле
Δpкр=po+q-σc/2.
где q - горное давление на глубине Н забоя скважины, м, равное
q=-γH
где γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3,
поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида Q, м3/час,
продолжают увеличивать депрессию на забое скважины,
контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения его роста, рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по формуле
K=Q/Δp
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим.
Указанный результат достигается также тем, что в случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения предельной депрессии в ПЗП создают области повышенных напряжений (концентраторы).
Указанный результат достигается также тем, что в качестве средства создания областей повышенных напряжений используют перфорацию.
Отличительными признаками заявляемого способа являются:
- депрессию на забое скважины
Δp=pо-pзаб
где рo - пластовое давление флюида, МПа; рзаб - давление на забое скважины, МПа, сразу создают равной или превышающей предельное значение Δркр, МПа, определяемого по формуле
Δpкр=pо+q-σс/2,
где q - горное давление на глубине Н забоя скважины, м, равное
q=-γH,
где γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3;
- измеряют дебит скважины и
продолжают увеличивать депрессию на забое скважины
Δp=pо-pзаб
где рo - пластовое давление флюида, МПа,
рзаб - давление на забое скважины, МПа;
- контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения его роста и рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по формуле
K=Q/Δp;
- скважину переводят в эксплуатационный режим при прекращении роста коэффициента продуктивности;
- в случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения предельной депрессии в ПЗП создают области повышенных напряжений:
- в качестве средства создания областей повышенных напряжений используют перфорацию.
Предварительное определение давления по приведенной выше формуле позволяет ускорить процесс разрушения породы в ПЗП и ввод скважины в эксплуатацию, т.к. уже при начале проведения работ на скважине известно с какого минимального давления следует начинать. При этом данная формула позволяет определять величину давления с более высокой точностью, чем в прототипе. Для достижения заявленного результата из кернового материала, извлеченного из продуктивной толщи месторождения, изготавливаются кубические образцы, которые подвергают испытаниям на установках, позволяющих реализовать любую траекторию трехосного независимого нагружения (деформирования), включая процесс разрушения, по программам нагружения, отвечающих реальным напряжениям, возникающим в ПЗП при увеличении депрессии в скважине, и определение напряжения σс, МПа, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта.
Такой установкой является испытательная система трехосного независимого нагружения ИСТНН, созданная в ИПМех РАН.
ИСТНН позволяет на образцах породы в форме куба с ребром 40 или 50 мм воссоздавать напряженные состояния, возникающие в окрестности скважин с различными конструкциями забоя: открытый ствол, обсаженная перфорированная скважина, обсаженная скважина с щелевой перфорацией и т.д. Как меняются напряжения в породе в окрестности скважины при изменении величины депрессии для различных вариантов конструкции забоя, показывают расчеты, в простых случаях (открытый ствол скважины) - аналитические, в более сложных (наличие обсадки, перфорационных отверстий, щелей и т.п.) - численные с использованием трехмерных программ расчета напряженно-деформированного состояния. Найденные условия сжатия породы при изменении величины депрессии для различных вариантов конструкции забоя моделируются на образцах из кернового материала с помощью испытательного стенда. В течение всего процесса нагружения измеряется проницаемость образцов.
Каждому из перечисленных выше случаев конструкции забоя соответствует своя программа нагружения образца, отвечающая постепенному увеличению депрессии на забое скважины. Результаты испытаний также, естественно, отличаются. Однако если говорить о зависимости проницаемости породы от вида и уровня возникающих в ней напряжений, наиболее информативной является программа нагружения, соответствующая открытому (не обсаженному) стволу скважины.
На фиг. 1 схематично показан участок не обсаженного ствола скважины и действующие в ее окрестности радиальное Sr, окружное Sθ и вертикальное Sz напряжения в грунтовом скелете.
Напряжения, возникающие в грунтовом скелете в ПЗП необсаженного ствола скважины, определяются хорошо известным решением задачи Ламэ и равны (сжимающие напряжения считаются отрицательными)
Sr=-(q+pзаб)(Rc/r)2+q+p(r)
Sθ=-(q+Рзаб)(Rс/r)2+q+p(r)
Sz=q+p(r)
где q - горное давление (q<0), рзаб - давление в скважине, p(r) - давление на расстоянии r от скважины (p(r), рзаб>0), Rc - радиус скважины, r - расстояние от оси скважины.
Величина депрессии в скважине Δр связана с напряжением Sθ, действующим на ее стенке, соотношением
Δp=po+q-Sθ/2
где рo - пластовое давление нефти.
Соответственно программа испытаний образцов, отвечающая изменению напряжений в ПЗП при уменьшении давления в скважине рза6 (увеличении депрессии Δр), показана на фиг. 2.
Здесь Si - напряжения, прикладываемые к граням образца. Соответствие этих напряжений и напряжений, действующих в окрестности скважины, следующее: S1=Sθ; S2=Sr; S3=Sz.
Испытание образца включает в себя три этапа.
Этап 1. Образец обжимается равномерно со всех сторон до напряжения, равного разности между значением горного давления q и величиной пластового давления Р0 (отрезок OA на фиг. 2).Точка А отвечает напряжениям, действовавшим в грунтовом скелете до пробуривания скважины.
Этап 2. На втором этапе нагружения (отрезки АВ) одна компонента напряжения (S3) продолжает расти, вторая (S1) остается постоянной, а третья (S2) убывает, причем нагрузка меняется таким образом, что среднее напряжение S=(S1+S2+S3)/3 на всем протяжении этапа 2 сохраняется постоянным (это следует из соотношений Ламэ).
Каждая точка на отрезке АВ соответствует определенному давлению на забое скважины, большему, чем пластовое, т.е. определенной величине репрессии. Конечная точка этапа (точка В) отвечает состоянию, когда скважина пробурена и давление на забое равно пластовому.
Этап 3. На третьем этапе моделируется процесс создания депрессии, т.е. понижения давления на забое скважины (отрезки ВС на фиг.3). При этом радиальное напряжение Sr в грунтовом скелете по мере роста депрессии остается практически равным нулю, а кольцевые и вертикальные напряжения растут, но вертикальные напряжения увеличиваются примерно в два раза медленнее. Соответственно изменялись компоненты напряжения S1, S2, S3 в опыте.
Третий этап был последним и продолжался до тех пор, пока образец не разрушался.
В ходе всего опыта измеряются деформации образца в трех направлениях и изменение его проницаемости в одном из направлений. Отметим, что описанная программа испытания образцов соответствует не только случаю не обсаженного участка ствола скважины. Аналогичные напряжения возникают также в окрестности перфорационных отверстий в обсаженной скважине, когда длина перфорационных отверстий существенно больше их диаметра.
Величина предельного напряжения σс, соответствующая необратимому увеличению проницаемости горных пород продуктивного пласта, равна значению напряжения S1, при котором в опытах происходит необратимое увеличение проницаемости образцов.
Контроль дебита скважины при различных значениях депрессии и расчет на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициента продуктивности скважины, определяемого по приведенной формуле, позволяют определить наступление момента, когда максимум коэффициента продуктивности достигнут и дальнейшее производство работ экономически нецелесообразно.
В случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения предельной депрессии в ПЗП создают области повышенных напряжений (концентраторы). Области повышенных напряжений могут создаваться любыми известными способами - нарезка щелей, перфорация, гидроразрыв и т.п. Однако, исходя из соображений экономии, наиболее целесообразно использовать перфорацию.
Сущность заявляемого способа направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин поясняется примерами реализации и графическими материалами. На фиг. 1 схематично показан участок не обсаженного ствола скважины и действующие в ее окрестности радиальное Sr, окружное Sθ и вертикальное Sz напряжения в грунтовом скелете. На фиг. 2 представлена в виде графика программа испытаний образцов, отвечающая изменению напряжений в ПЗП при уменьшении давления в скважине.
Пример 1. В общем случае способ реализуется следующим образом. Из кернового материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы коллектора, из которых изготавливают образцы для моделирования в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диаметра используемого керноотборника.
Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТНН), позволяющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы, и, таким образом, полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противоположных нажимных плитах ИСТНН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, может начать интенсивно не упруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. По его началу определялась величина напряжения σс, МПа, соответствующего необратимому увеличению проницаемости горных пород продуктивного пласта, и депрессии на пласт, необходимой для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Эти условия затем реализуются на скважине созданием депрессии определенной величины, благодаря чему повышаются проницаемость ПЗП и продуктивность скважины. Скважина оборудовалась известными средствами, позволяющими поддерживать на забое скважины давление ниже начального пластового давления нефти. При этом в соответствии с предлагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих величину депрессии, необходимую для разрушения грунта, значение которой было определено на основании исследования образцов, изготовленных из кернов. Измеряя дебит скважины, поддерживали депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида. Затем продолжали увеличивать депрессию на забое скважины, контролируя дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения его роста, рассчитывали на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину перевели в эксплуатационный режим.
Пример 2. Ремонт малодебитных скважин с открытым стволом.
Из кернового материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы коллектора, из которых изготавливают образцы для моделирования в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диаметра используемого керноотборника.
Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТНН), позволяющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы, и, таким образом, полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противоположных нажимных плитах ИСТНН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, может начать интенсивно неупруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. По его началу определялась величина напряжения σс, МПа, соответствующего необратимому увеличению проницаемости горных пород продуктивного пласта, и депрессии на пласт, необходимой для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Эти условия затем реализуются на скважине созданием депрессии определенной величины, благодаря чему повышаются проницаемость ПЗП и продуктивность скважины.
Скважина оборудовалась известными средствами, позволяющими поддерживать на забое скважины давление ниже начального пластового давления нефти. При этом в соответствии с предлагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих величину депрессии, необходимую для разрушения грунта, значение которой было определено на основании исследования образцов, изготовленных из кернов.
В результате проведения работ было установлено, что даже при полном осушении скважины в породе не возникло напряжений, необходимых для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Поэтому для необратимого увеличения проницаемости горных пород в ПЗП создали области повышенных напряжений путем перфорации открытого ствола, а затем в соответствии с предлагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих величину депрессии, необходимую для разрушения грунта, измеряли дебит скважины, поддерживали депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида. Затем продолжали увеличивать депрессию на забое скважины, контролируя дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения его роста, рассчитывали на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину перевели в эксплуатационный режим.
Пример 3. Способ освоения скважины был реализован на скважине №338 Сибирского месторождения ЗАО «Лукойл-Пермь».
Из кернов, извлеченных из продуктивного пласта были изготовлены образцы в виде куба с размером граней 50 мм. В процессе исследования образцов на установке ИСТНН было установлено, что при наличии перфорационных отверстий образцы при депрессиях около 140 ат начинали интенсивно «ползти». В результате в образцах не только образовывались макротрещины, но вокруг отверстий порода превращалась практически в песок. Само же перфорационное отверстие каждый раз было забито этим песком.
На основании результатов испытания образцов на скважине №338 в интервале необсаженного пласта 2325-2330 м была произведена перфорация. С помощью установленного в скважине №338 струйного насоса УГИС-5 на забое скважины создавалась депрессия, величина которой постоянно контролировалась с помощью глубинного манометра. Одновременно измерялся объем флюида, полученного из скважины, и определялся ее дебит. В ходе работ значения депрессии на забое скважины повышали ступенчато. Последовательно были отработаны два режима: Отработка скважины в течение 7 часов при депрессии на забое 14 МПа Общий объем отобранного флюида составил 15 куб.м. Отработка скважины в течение 1,5 часов при депрессии на забое 15 МПа Общий объем отобранного флюида составил 4,8 куб.м. После второй отработки выключили струйный насос и перевели скважину в эксплуатационный режим.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет вызывать усиленный приток флюида за счет разрушения грунта в призабойной зоне пласта и увеличения ее проницаемости и поэтому применим для любых видов флюидов.
Claims (16)
1. Способ направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин, включающий регистрацию изменения коэффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону скважины снижением давления на ее забое, отличающийся тем, что осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений, депрессию на забое скважины
Δp = pо - pзаб,
где ро - пластовое давление флюида, МПа;
pзаб - давление на забое скважины, МПа,
сначала увеличивают до значения, определяемого по формуле
Δркр = pо + q - σс/2,
где Δркр - предельная депрессия, МПа;
σc - напряжение, соответствующее необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, МПа;
q - горное давление на глубине Н забоя скважины, м, равное
q = - γН,
где γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3,
измеряют дебит скважины Q, м3/час, поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида, продолжают увеличивать депрессию на забое скважины, контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии, рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по формуле
K = Q/Δp,
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения предельной депрессии в призабойной зоне пласта создают области повышенных напряжений - концентраторы.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве средства создания областей повышенных напряжений используют перфорацию.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016139387A RU2645684C1 (ru) | 2016-10-07 | 2016-10-07 | Способ направленной разгрузки пласта |
| PCT/RU2017/050091 WO2018067039A1 (ru) | 2016-10-07 | 2017-09-18 | Способ направленной разгрузки пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016139387A RU2645684C1 (ru) | 2016-10-07 | 2016-10-07 | Способ направленной разгрузки пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645684C1 true RU2645684C1 (ru) | 2018-02-27 |
Family
ID=61258840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016139387A RU2645684C1 (ru) | 2016-10-07 | 2016-10-07 | Способ направленной разгрузки пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2645684C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018067039A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117434599A (zh) * | 2023-08-08 | 2024-01-23 | 浙江大学 | 一种基于地震资料进行地层压力预测的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4437518A (en) * | 1980-12-19 | 1984-03-20 | Norman Gottlieb | Apparatus and method for improving the productivity of an oil well |
| RU2085718C1 (ru) * | 1992-12-22 | 1997-07-27 | Сергей Алексеевич Христианович | Способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины |
| RU2442887C1 (ru) * | 2010-08-30 | 2012-02-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Устройство и способ газогидродинамического разрыва продуктивных пластов для освоения трудноизвлекаемых запасов (варианты) |
| RU2493352C1 (ru) * | 2012-01-31 | 2013-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Устройство и способ термогазогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2495999C1 (ru) * | 2012-05-10 | 2013-10-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2555977C1 (ru) * | 2014-06-17 | 2015-07-10 | Общество с ограниченнй ответственностью "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ООО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ интенсификации добычи углеводородов |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2285794C1 (ru) * | 2005-04-05 | 2006-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") | Способ обработки призабойной зоны скважины |
-
2016
- 2016-10-07 RU RU2016139387A patent/RU2645684C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2017
- 2017-09-18 WO PCT/RU2017/050091 patent/WO2018067039A1/ru active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4437518A (en) * | 1980-12-19 | 1984-03-20 | Norman Gottlieb | Apparatus and method for improving the productivity of an oil well |
| RU2085718C1 (ru) * | 1992-12-22 | 1997-07-27 | Сергей Алексеевич Христианович | Способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины |
| RU2442887C1 (ru) * | 2010-08-30 | 2012-02-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Устройство и способ газогидродинамического разрыва продуктивных пластов для освоения трудноизвлекаемых запасов (варианты) |
| RU2493352C1 (ru) * | 2012-01-31 | 2013-09-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Устройство и способ термогазогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2495999C1 (ru) * | 2012-05-10 | 2013-10-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты) |
| RU2555977C1 (ru) * | 2014-06-17 | 2015-07-10 | Общество с ограниченнй ответственностью "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ООО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ интенсификации добычи углеводородов |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117434599A (zh) * | 2023-08-08 | 2024-01-23 | 浙江大学 | 一种基于地震资料进行地层压力预测的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018067039A1 (ru) | 2018-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fallahzadeh et al. | An investigation of hydraulic fracturing initiation and near-wellbore propagation from perforated boreholes in tight formations | |
| CN111236908A (zh) | 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法 | |
| CN110134984B (zh) | 一种页岩压裂过程中复杂裂缝扩展影响因素的分析方法 | |
| CA3029247C (en) | Determining diverter effectiveness in a fracture wellbore | |
| US4005750A (en) | Method for selectively orienting induced fractures in subterranean earth formations | |
| EP0456424A2 (en) | Method of determining fracture characteristics of subsurface formations | |
| CN107066769B (zh) | 适用于超深层裂缝型碳酸盐岩储层的高效酸化设计方法 | |
| Guo et al. | The maximum permissible fracturing pressure in shale gas wells for wellbore cement sheath integrity | |
| CN110656915B (zh) | 一种页岩气多段压裂水平井多工作制度产能预测方法 | |
| WO2010064959A1 (ru) | Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва | |
| RU2548291C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока | |
| RU2666573C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины | |
| Fallahzadeh et al. | The impacts of fracturing fluid viscosity and injection rate on the near wellbore hydraulic fracture propagation in cased perforated wellbores | |
| US11308409B1 (en) | Method of determining fracture interference in a hydraulically fractured well | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| US5497658A (en) | Method for fracturing a formation to control sand production | |
| Karev et al. | Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity | |
| RU2645684C1 (ru) | Способ направленной разгрузки пласта | |
| Chang et al. | Simulation and optimization of fracture pattern in temporary plugging fracturing of horizontal shale gas wells | |
| RU2547530C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей | |
| RU2732905C1 (ru) | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах | |
| CN208996711U (zh) | 多裂缝起裂装置 | |
| CN110714742A (zh) | 一种提高底水凝析气藏采收率的方法 | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2798147C1 (ru) | Способ повышения производительности газовых скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201008 |