RU2788934C1 - Method for stimulating the inflow of gas wells - Google Patents
Method for stimulating the inflow of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2788934C1 RU2788934C1 RU2022119822A RU2022119822A RU2788934C1 RU 2788934 C1 RU2788934 C1 RU 2788934C1 RU 2022119822 A RU2022119822 A RU 2022119822A RU 2022119822 A RU2022119822 A RU 2022119822A RU 2788934 C1 RU2788934 C1 RU 2788934C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reservoir
- well
- rock
- drawdown
- Prior art date
Links
- 230000004936 stimulating Effects 0.000 title 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000011068 load Methods 0.000 description 3
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003313 weakening Effects 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible Effects 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к способам повышения коэффициента продуктивности в газовых скважинах и может быть использовано для интенсификации притока газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ), как вновь пробуренных, так и находящихся в эксплуатации.The invention relates to the field of the gas industry, in particular, to methods for increasing the productivity factor in gas wells and can be used to intensify the inflow of gas wells from fields and underground gas storages (UGS), both newly drilled and in operation.
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем очистки призабойных зон пласта (ПЗП) для повышения проницаемости коллекторов и, соответственно, приемистости скважин (заявка РФ 2000108427, Е21В 43/22, 2001). 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 задвижки. Открывают высокоприемистые скважины, создают депрессию в единой гидродинамической системе. Происходит 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.A known method of treatment of injection wells by cleaning the bottomhole formation zones (PZP) to increase the permeability of reservoirs and, accordingly, the injectivity of wells (application RF 2000108427, E21B 43/22, 2001). The known method includes the selection of groups of low-injection wells with a low-permeability bottomhole zone of reservoirs and high-injection wells with a high-permeability bottomhole zone of reservoirs in a single hydrodynamic system. During the operation of the cluster pumping station, the valves of the water conduits are manipulated, pauses are maintained for one to three days with closed high-injection and open low-injection wells. Create a differential pressure by adjusting the outlet valve. High injectivity wells are opened, drawdown is created in a single hydrodynamic system. There is a drop in pressure at the mouth of low-injection wells and outflow of fluid from low-permeability reservoirs into high-permeability reservoirs through high-injection wells. Carry out a return to the original mode of operation of the cluster pumping station. Fix the parameters of the station. By the magnitude of the change in parameters, a conclusion is issued about the effectiveness of cleaning.
Недостатком известного способа является необходимость больших временных затрат на его осуществление и низкая эффективность. Кроме того, способ неприменим для повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.The disadvantage of this method is the need for large time costs for its implementation and low efficiency. In addition, the method is not applicable to improve the productivity factor in producing wells.
Известен способ обработки нагнетательной скважины для повышения ее приемистости за счет повышения проницаемости ПЗП (заявка РФ 92001969, Е21В 43/27, 1994). 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 вглубь пласта на расстояние, при котором не проявляется их закупоривающее действие, после чего закачивают рабочий агент.A known method of processing an injection well to increase its injectivity by increasing the permeability of the bottomhole zone (application RF 92001969, E21V 43/27, 1994). In a known method, an increase in the injectivity of injection wells and an expansion of the zone of its impact on the reservoir being developed is achieved by creating a drawdown in the bottomhole zone, removing contaminants and bridging agents, injecting a high-temperature mixture of water vapor with gas into the bottomhole zone, with the help of which the bridging agents are dissolved, melted and pumped and infiltrate deep into the formation to a distance at which their plugging effect is not manifested, after which the working agent is pumped.
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 для повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.The disadvantage of the known method is the complexity of its implementation, since it is required to pump a high temperature mixture into the bottomhole zone, and low efficiency due to the fact that bridging agents remain in the formation, reducing its permeability. In addition, the method is not applicable to increase the productivity factor in production wells.
Наиболее близким к заявляемому является способ обработки нагнетательной скважины, включающий отбор образцов породы из продуктивной толщи нагнетательной скважины или ближайшей к ней скважины, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия породы, которые действуют в призабойной зоне при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях в скважине, с воспроизведением напряжений, при которых происходит деформирование с растрескиванием, разрыхлением образцов породы и необратимым повышением их проницаемости, определение конструкции забоя нагнетательной скважины с перфорационными отверстиями или горизонтальной щелью в открытом стволе, создание установленной конструкции забоя скважины и создание на забое скважины депрессии, не менее установленной по данным моделирования образцов породы, с ее поддержанием до перевода скважины в режим нагнетания, (патент на изобретение RU 2213852 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/02, опубл. 10.10.2003).Closest to the claimed is a method of processing an injection well, including the selection of rock samples from the productive strata of the injection well or the well closest to it, modeling on the selected rock samples the conditions of rock compression that act in the bottomhole zone with various designs of the bottom hole and various drawdowns in the well, with the reproduction of stresses at which deformation occurs with cracking, loosening of rock samples and an irreversible increase in their permeability, determination of the design of the bottom of an injection well with perforations or a horizontal slot in an open hole, the creation of an established design of the bottom of the well and the creation of a depression at the bottom of the well, not less than the established according to the modeling data of rock samples, with its maintenance until the well is transferred to the injection mode, (patent for invention RU 2213852 C1, IPC E21B 43/16, E21B 43/02, publ. 10.10.2003).
Недостатком известного способа является его применимость только в нагнетательных скважинах, используемых для поддержания пластового давления при добыче нефти на месторождениях, технически и методически сложное моделирование условий сжатия породы, действующих в призабойной зоне при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях, а также использование для создания депрессии струйного насоса, что невозможно в газовых скважинах.The disadvantage of the known method is its applicability only in injection wells used to maintain reservoir pressure during oil production in the fields, technically and methodically complex modeling of rock compression conditions acting in the bottomhole zone with different designs of the well bottom and various drawdowns, as well as using to create a drawdown jet pump, which is not possible in gas wells.
Техническим результатом, который обеспечивает предлагаемое изобретение, является повышение продуктивности газовых скважин за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта-коллектора посредством создания в ней системы трещин, при этомThe technical result provided by the invention is to increase the productivity of gas wells by increasing the permeability of the bottomhole zone of the reservoir by creating a system of fractures in it, while
Технический результат достигается тем, что в способе интенсификации притока на газовых скважинах подземного хранилища газа (ПХГ), по керну проводят определение прочностных свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, проводят на газовой скважине ПХГ серию газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах, далее создают депрессию на пласт-коллектор, приводящую к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, при этом депрессию создают посредством продувки газовой скважины в общий коллектор ПХГ через крановое регулирующее устройство (КРУ), установленное во входном коллекторе скважины ПХГ, а продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу, причем величину упомянутой депрессии и процент раскрытия проходного отверстия КРУ, который необходим для ее осуществления, определяют на основании прочностных свойств породы пласта-коллектора и коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, полученных при проведении на скважине ГДИ на стационарных режимах, затем определяют производительность скважины посредством проведения повторных ГДИ скважины на стационарных режимах.The technical result is achieved by the fact that in the method of intensifying the inflow at gas wells of an underground gas storage (UGS), the core is used to determine the strength properties of the rock in the bottomhole zone of the reservoir, a series of gas-dynamic studies (GDT) is carried out on the UGS gas well in stationary modes, then create a drawdown on the reservoir, leading to rock cracking and the appearance of an artificial system of macrocracks in the reservoir, while the drawdown is created by blowing a gas well into the common UGS collector through a crane control device (KRU) installed in the inlet manifold of the UGS well, and blowing is carried out without gas release into the atmosphere, moreover, the magnitude of the said drawdown and the percentage of opening of the KRU orifice, which is necessary for its implementation, is determined on the basis of the strength properties of the reservoir rock and the coefficients of filtration resistances A and B obtained during well testing on stationary r modes, then determine the productivity of the well by conducting repeated well testing in stationary modes.
На предварительных и повторных ГДИ и при проведении продувки до достижения депрессии геомехдробления не происходит никаких потерь метанового газа в атмосферу, как бы долго эти исследования не проводились, так как движение газа протекает в замкнутой системе пласт-скважина-газосборный пункт и описанный способ не наносит вреда окружающей среде.During preliminary and repeated well testing and during blowdown until the depression of geomechanical crushing is reached, there is no loss of methane gas to the atmosphere, no matter how long these studies are carried out, since the movement of gas proceeds in a closed system reservoir-well-gas collection point and the described method does not harm environment.
Способ повышения производительности газовых скважин осуществляется следующим образом.The way to improve the productivity of gas wells is as follows.
Метод геомеханического дробления породы (создания необходимой разгрузки пласта от горного давления) состоит в том, чтобы создавать в окрестности газовой скважины напряжения, приводящие к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, которые имеют длину от нескольких миллиметров до нескольких метров.The method of geomechanical rock crushing (creating the necessary unloading of the reservoir from rock pressure) is to create stresses in the vicinity of the gas well, leading to cracking of the rock and the appearance of an artificial system of macrocracks in the reservoir, which have a length of several millimeters to several meters.
Эта система макротрещин играет роль искусственной системы фильтрационных каналов, проницаемость которой значительно (в разы и более) превышает природную проницаемость пласта.This system of macrofractures plays the role of an artificial system of filtration channels, the permeability of which significantly (many times or more) exceeds the natural permeability of the formation.
Для использования метода геомеханического дробления породы на месторождении или ПХГ необходимо рассчитать для конкретных геолого-технических условий величину депрессии, необходимую для активации процесса растрескивания в окрестности скважины (депрессию геомехдробления), а также оценить фактическую возможность ее достижения на конкретной скважине.To use the method of geomechanical rock crushing in a field or underground gas storage, it is necessary to calculate for specific geological and technical conditions the amount of drawdown necessary to activate the cracking process in the vicinity of the well (geomechanical crushing drawdown), as well as to assess the actual possibility of achieving it in a particular well.
Депрессию геомехдробления на пласт-коллектор создают путем продувки газовой скважины (без выпуска и потерь газа в атмосферу) в общий коллектор ПХГ через КРУ, которое устанавливают во входном коллекторе скважины ПХГ.Geomechanical crushing drawdown on the reservoir is created by blowing a gas well (without gas release and loss to the atmosphere) into the common UGS collector through the switchgear, which is installed in the UGS well inlet collector.
КРУ предназначено для дистанционного и местного регулирования параметров газового потока в трубопроводах в составе автоматизированной системы управления (АСУ) и состоит из корпуса, седла, тарели и поршней (см. паспорт регулирующего устройства К.РУ. 05.91. 10. 00-0-01 ПС). КРУ обеспечивает линейное изменение площади проходного сечения «тарель-седло» по его ходу и может быть зафиксировано в любом промежуточном положении.The switchgear is designed for remote and local control of gas flow parameters in pipelines as part of an automated control system (ACS) and consists of a body, a seat, a plate and pistons (see the passport of the control device K.RU. 05.91. 10. 00-0-01 PS ). The switchgear provides a linear change in the area of the “plate-saddle” flow section along its course and can be fixed in any intermediate position.
Во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ расположены манометры, а также во входном коллекторе скважины ПХГ перед КРУ расположены термометры. Также во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ расположен дебитомер, определяющий расход газа при текущих условиях.Pressure gauges are located in the inlet manifold of the UGS well immediately before the switchgear, and thermometers are located in the inlet manifold of the UGS well before the switchgear. Also, in the inlet manifold of the UGS well, directly in front of the switchgear, there is a flowmeter that determines the gas flow rate under current conditions.
При этом, как правило, на ПХГ каждая скважина оборудована отдельным КРУ, расположенном непосредственно перед входным коллектором в закрытом утепленном технологическом помещении.At the same time, as a rule, in UGS facilities, each well is equipped with a separate switchgear located directly in front of the inlet collector in a closed insulated process room.
Технология увеличения производительности скважин ПХГ методом геомеханического дробления породы пласта включает следующие технологические операции.The technology for increasing the productivity of UGS wells by the method of geomechanical crushing of the reservoir rock includes the following technological operations.
Определяют прочностные свойства породы в призабойной зоне пласта-коллектора (ПЗП) по керну, а именно определяют: сцепление породы в ПЗП, С, коэффициент структурного ослабления сцепления, λ, угол внутреннего трения породы, ϕ.The strength properties of the rock in the bottom-hole zone of the reservoir (BFZ) are determined from the core, namely, the rock cohesion in the BFZ, C, the cohesion structural weakening coefficient, λ, the rock internal friction angle, ϕ are determined.
Проводят на скважине-кандидате ГДИ скважин на стационарных режимах без выпуска и потерь газа в атмосферу в общий коллектор подземного хранилища газа.A well test of wells is carried out on a candidate well in stationary modes without gas release and loss into the atmosphere into a common collector of an underground gas storage.
ГДИ проводят на четырех-шести режимах прямого хода, начиная от меньших дебитов к большим и двух-трех режимах обратного хода, повторяя два режима прямого хода, как правило, второй и третий режимы. На каждом режиме добиваются полной стабилизации давления и дебита скважины (неизменного значения в течение 5 мин.).Well testing is carried out on four to six forward stroke modes, ranging from lower flow rates to higher and two to three reverse stroke modes, repeating two forward stroke modes, as a rule, the second and third modes. In each mode, full stabilization of pressure and well flow rate is achieved (constant value for 5 minutes).
Пуск скважины осуществляют на пульте управления через АСУ путем открытия проходного сечения КРУ.The well start-up is carried out on the control panel through the automated control system by opening the flow section of the switchgear.
На первом этапе исследований осуществляют открытие КРУ на минимально возможный, с технологической точки зрения, процент открытия проходного сечения (обычно 10-15%), с образованием отверстия для прохода газа, имеющего минимальную площадь проходного сечения. Исследования на первом режиме проводят до полной стабилизации давления (не менее 30 мин), при этом давление контролируют по манометрам расположенным во входном коллекторе скважины ПХГ до КРУ.At the first stage of research, the switchgear is opened to the minimum possible, from a technological point of view, percentage of opening of the passage section (usually 10-15%), with the formation of a hole for the passage of gas having a minimum area of the passage section. Studies in the first mode are carried out until the pressure is completely stabilized (at least 30 minutes), while the pressure is controlled by pressure gauges located in the inlet manifold of the UGS well to the switchgear.
После выхода скважины на установившийся режим фильтрации, не останавливая ее, с пульта управления увеличивают процент открытия КРУ, увеличивая тем самым площадь проходного сечения КРУ. Таким образом осуществляют переход на следующий режим исследований.After the well enters the steady-state filtration mode, without stopping it, the KRU opening percentage is increased from the control panel, thereby increasing the area of the KRU flow section. Thus, the transition to the next research mode is carried out.
Проводят четыре-шесть режимов исследований. При каждом режиме исследований изменяют процент открытия проходного сечения КРУ от 15% на первом режиме исследований до 50% на последнем режиме исследований.Conduct four to six modes of research. In each research mode, the percentage of opening of the flow section of the switchgear is changed from 15% in the first research mode to 50% in the last research mode.
Операции повторяются аналогично на всех режимах исследований до полной стабилизации давления (не менее 30 мин), при этом давление контролируют по манометрам расположенным во входном коллекторе скважины ПХГ до КРУ.The operations are repeated similarly in all research modes until the pressure is completely stabilized (at least 30 minutes), while the pressure is controlled by pressure gauges located in the inlet manifold of the UGS well to the switchgear.
При проведении исследований на всех режимах фиксируют температуру и давление газа приборами (термометрами, манометрами), которые расположены во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ, а также определяют расход газа при текущих условиях посредством дебитомера.When conducting studies in all modes, the temperature and pressure of the gas are recorded with instruments (thermometers, pressure gauges) that are located in the inlet manifold of the UGS well directly in front of the switchgear, and also determine the gas flow rate under current conditions by means of a debitometer.
По результатам исследований керна и ГДИ скважин проводят определение депрессии геомехдробления, при которой происходит образование трещин в породе пласта. По результатам проведенных ГДИ эксплуатационной скважины определяют для нее коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.Based on the results of core and hydrodynamic studies of wells, the depression of geomechanical crushing is determined, at which cracks form in the reservoir rock. According to the results of the well test carried out for a production well, the filtration resistance coefficients A and B are determined for it.
На основании полученных коэффициентов А и В определяют депрессию геомехдробления для данной скважины и, соответственно, процент раскрытия КРУ, при котором она осуществляется для конкретных условий исследуемой скважины.Based on the obtained coefficients A and B, the drawdown of geomechanical crushing is determined for a given well and, accordingly, the percentage of KRU opening at which it is carried out for specific conditions of the well under study.
Процент раскрытия КРУ, при котором осуществляется депрессия геомехдробления определяют по графику зависимости депресиии на пласт-коллектор от процента раскрытия КРУ для данной скважины.The percentage of KRU opening, at which the drawdown of geomechanical crushing is carried out, is determined from the graph of the dependence of drawdown on the reservoir from the percentage of KRU opening for a given well.
Для расчета депрессии геомехдробления необходимы следующие исходные данные:To calculate the depression of geomechanical crushing, the following initial data are required:
- показатели механических свойств породы пласта-коллектора в призабойной зоне: сцепление породы в ПЗП, С, коэффициент структурного ослабления сцепления, λ, угол внутреннего трения породы, ϕ;- indicators of the mechanical properties of the reservoir rock in the bottomhole zone: rock cohesion in the bottomhole zone, C, cohesion structural weakening coefficient, λ, rock internal friction angle, ϕ;
- данные по фильтрационным характеристикам породы пласта-коллектора в призабойной зоне: коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, полученные из результатов проведенных ГДИ эксплуатационной скважины;- data on the filtration characteristics of the reservoir rock in the bottom-hole zone: filtration resistance coefficients A and B, obtained from the results of well testing carried out by a production well;
- пластовое давление флюида, рпл;- reservoir fluid pressure, p pl ;
- характеристики заканчивания скважины: отношение радиуса контура питания скважины к радиусу забоя, Rк/R.- characteristics of well completion: the ratio of the radius of the well feed contour to the bottomhole radius, R to /R.
Определение сцепления и угла внутреннего трения монолитных образцов горных пород можно выполнить методом нагружения сферическими ин-денторами (рекомендации, изложенные в Пятахин М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 266 с и в Коршунов В.А., Карташов Ю.М. Определение показателей объемной прочности образцов горных пород при их нагружении сферичесими инденторами // ВНИМИ. - 2001). При определении показателей объемной прочности образцы подвергаются раскалыванию путем сжатия парой сферических инденторов в приборе-пробнике ИСМ-190 или аналогичном, способном проводить испытания образцов горной породы в соответствии с ГОСТ 24941-81.Determination of the adhesion and the angle of internal friction of monolithic rock samples can be performed by loading with spherical indenters (recommendations set out in Pyatakhin M.V. Geomechanical problems during well operation. - M .: Gazprom VNIIGAZ, 2012. - 266 s and in Korshunov V .A., Kartashov YM Determination of indicators of bulk strength of rock specimens when they are loaded with spherical indenters // VNIMI - 2001). When determining the bulk strength indicators, the samples are subjected to splitting by compression by a pair of spherical indenters in the ISM-190 probe device or similar, capable of testing rock samples in accordance with GOST 24941-81.
Определение сцепления и угла внутреннего трения монолитных образцов горных пород допускается выполнять методом нагружения сферическими инденторами.Determination of adhesion and the angle of internal friction of monolithic rock samples can be performed by loading with spherical indenters.
Сцепление С, МПа, и угол внутреннего трения ϕ, град, определяют по формулам:Adhesion C, MPa, and the angle of internal friction ϕ, deg, are determined by the formulas:
где Р - нагрузка в момент разрушения образца при сжатии сферическими инденторами, Н,where P is the load at the moment of sample destruction under compression by spherical indenters, N,
Smax - площадь поверхности большей из зон структурно-механических изменений под инденторами, м2,S max - surface area of the largest of the zones of structural and mechanical changes under the indenters, m 2 ,
Sp - площадь поверхности разрыва образца, м2,S p is the surface area of the rupture of the sample, m 2 ,
σс - радиальное сжимающее напряжение на поверхности большей из зон, МПа,σ c - radial compressive stress on the surface of the largest of the zones, MPa,
σр - предел прочности на растяжение образца, МПа. Для слабосцементированного песчаника допустимо применение аналитической формулы для определения сцепления:σ p - tensile strength of the sample, MPa. For weakly cemented sandstone, it is acceptable to use the analytical formula for determining the adhesion:
Формула (5) связывает сцепление образца породы с пределом прочности на растяжение.Formula (5) relates the cohesion of a rock sample to the ultimate tensile strength.
Дебит геомеханического дробления для скважины с перфорированной колонной qk, м3/сут., определяют по формулам:The flow rate of geomechanical crushing for a well with a perforated column q k , m 3 /day, is determined by the formulas:
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут.),where A is the filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day),
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут.),B - filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day),
С - сцепление, МПа,C - adhesion, MPa,
Рпл - пластовой давление флюида, МПа,Р pl - reservoir fluid pressure, MPa,
Т - вспомогательный параметр, безразмерный,T - auxiliary parameter, dimensionless,
α - угол разрушения породы в ПЗП, град.α - angle of destruction of the rock in the bottomhole zone, deg.
Депрессию геомеханического дробления Δр, МПа, начала объемных разрушений породы в призабойной зоне пласта при отборе из скважины с перфорированной колонной определяют по формуле:The depression of geomechanical crushing Δp, MPa, the beginning of volumetric destruction of the rock in the bottom-hole formation zone during sampling from a well with a perforated string is determined by the formula:
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут.),where A is the filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day),
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут.),B - filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day),
pпл - пластовое давление флюида, МПа,p pl - reservoir fluid pressure, MPa,
qк - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной, м3/сут.q to - flow rate of geomechanical crushing of a well with a perforated column, m 3 / day.
Дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Qк, м3/сут., определяют по формулам:The flow rate of geomechanical crushing for an open-hole well Q to , m 3 / day, is determined by the formulas:
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут.)2,where A is the filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day) 2 ,
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа /(тыс. м3/сут.),B - filtration resistance coefficient, MPa / (thousand m 3 / day),
С - сцепление, МПа,C - adhesion, MPa,
рпл - пластовое давление флюида, МПа,r pl - reservoir fluid pressure, MPa,
R - радиус забоя, м,R - bottomhole radius, m,
Rк - радиус контура питания скважины, м,R to - the radius of the well supply contour, m,
t - безразмерный параметр,t - dimensionless parameter,
α - угол разрушения породы в ПЗП, град.α - angle of destruction of the rock in the bottomhole zone, deg.
Депрессия геомехдробления скважины с открытым забоем определяется по формуле (9), где qк - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной надо заменить на дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Qк.The depression of geomechanical crushing of an open-hole well is determined by the formula (9), where q c - the flow rate of geomechanical crushing of a well with a perforated column must be replaced by the flow rate of geomechanical crushing for an open-hole well Q c .
Создание депрессии геомехдробления на пласт-коллектор в газовой скважине (незаглушенной жидкостью) возможно путем снижения устьевого давления. Снижение устьевого давления до заданной величины в течение определенного времени можно достигнуть при проведении продувки в шлейф (газопровод).Creation of depression of geomechanical crushing on the reservoir in a gas well (not plugged with liquid) is possible by reducing the wellhead pressure. Reducing the wellhead pressure to a predetermined value within a certain time can be achieved by blowing into the loop (gas pipeline).
При этом максимальная величина депрессии, которая может быть достигнута, зависит от характеристик конкретной скважины: потерь давления в насосно-компрессорной трубе (НКТ), процента раскрытия КРУ, противодавления в шлейфе.At the same time, the maximum drawdown value that can be achieved depends on the characteristics of a particular well: pressure losses in the tubing, KRU opening percentage, backpressure in the plume.
Достижимость депрессии геомехдробления, определенной с учетом прочностных и фильтрационно-емкостных свойств породы пласта-коллектора, определяется техническими характеристиками конкретной скважины. Максимальная величина депрессии может быть достигнута на скважине при проведении ее продувки при 100% раскрытии КРУ.The achievability of the drawdown of geomechanical crushing, determined taking into account the strength and porosity properties of the reservoir rock, is determined by the technical characteristics of a particular well. The maximum drawdown value can be achieved in the well during its blowdown at 100% KRU opening.
Расчет максимально достижимой депрессии на пласт-коллектор скважины ПХГ при продувке газовой скважины через КРУ без выпуска и потерь газа в атмосферу в общий коллектор подземного хранилища газа проводят в следующей последовательности.Calculation of the maximum achievable drawdown on the reservoir of an UGS well when blowing a gas well through the switchgear without releasing and losing gas to the atmosphere into the common collector of an underground gas storage is carried out in the following sequence.
Для каждого конкретного случая строят корреляционные зависимости забойного рза6, кгс/см2, и устьевого руст, кгс/см2, давлений от дебита Q, тыс.м3/сут., по формулам (12) и (13) соответственно, а также возникающих при этом депрессий на пласт Δр, кгс/см2, от дебита скважины по формуле (15).For each specific case, correlation dependences of downhole r za6 , kgf/cm 2 , and wellhead r mouth , kgf/cm 2 , pressures from flow rate Q, thousand m 3 /day, are built according to formulas (12) and (13), respectively, as well as the resulting drawdowns on the reservoir Δр, kgf/cm 2 , from the well flow rate according to the formula (15).
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, сут/тыс. м3,where A is the filtration resistance coefficient, days/thous. m 3 ,
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, (сут/тыс. м3)2,B - filtration resistance coefficient, (days / thousand m 3 ) 2 ,
dвн - внутренний диаметр лифтовых труб, см,d vn - inner diameter of the lift pipes, cm,
е - основание натурального логарифма,e is the base of the natural logarithm,
L - глубина скважины, м,L - well depth, m,
рпл - пластовое давление, кгс/см2,p pl - reservoir pressure, kgf / cm 2 ,
Q - дебит газа, тыс. м3/сут.,Q - gas flow rate, thousand m 3 / day,
Тср - средняя температура флюида, К,T cf - average fluid temperature, K,
zcp - коэффициент сверхсжимаемости флюида средний, безразмерный,z cp - medium supercompressibility coefficient of the fluid, dimensionless,
λтр - коэффициент гидравлических сопротивлений лифтовых труб, безразмерный, λtr - coefficient of hydraulic resistance of lift pipes, dimensionless,
Максимальная депрессия будет достигаться при равенстве устьевого давления и давления на входе в шлейф (газопровод).The maximum drawdown will be achieved when the wellhead pressure and the pressure at the entrance to the pipeline (gas pipeline) are equal.
Для проведения работ для осуществления процесса геомехдробления принимают величину депрессии геомеханического дробления равной расчетной, увеличенной на 20%.To carry out work for the implementation of the process of geomechanical crushing, the value of the depression of geomechanical crushing is taken equal to the calculated one, increased by 20%.
Устанавливают процент открытия проходного сечения КРУ, при котором может быть создана депрессия геомехдробления.The percentage of opening of the KRU flow section is set, at which a depression of geomechanical crushing can be created.
Продувают скважину через КРУ в общий коллектор без выпуска газа в атмосферу с целью создания депрессии геомеханического дробления в течение 5 мин после установления стационарного режима. В процессе продувки фиксируют устьевые давления. Сохраняют полученные с приборов данные в процессе проведения работ на резервном накопителе для их последующей обработки.The well is blown through the switchgear into a common collector without releasing gas into the atmosphere in order to create a depression of geomechanical crushing within 5 minutes after the establishment of a stationary regime. In the process of blowing, wellhead pressures are recorded. They store the data received from the devices in the course of work on a backup drive for their subsequent processing.
С целью оценки изменения производительности скважин ПХГ методом геомехдробления породы пласта проводят повторные ГДИ на стационарных режимах. Повторные ГДИ на стационарных режимах проводят на тех же пяти режимах, при тех же процентах раскрытия КРУ и той же их последовательности, что и при первоначальных ГДИ.In order to assess the change in the productivity of UGS wells, repeated well testing is carried out using the method of geomechanical rock crushing in stationary modes. Repeated well tests in stationary modes are carried out in the same five modes, with the same percentage of KRU expansion and the same sequence as in the initial well tests.
Работы по интенсификации притока могут проводиться на газовых скважинах с любой конструкцией забоя - перфорированная эксплуатационная колонна, открытых ствол, расширенная призабойная зона.Works on intensification of inflow can be carried out on gas wells with any bottomhole design - perforated production string, open hole, extended bottomhole zone.
После проведения повторных ГДИ на стационарных режимах и подтверждения эффективности проведенных работ производят включение скважины в эксплуатацию на новом режиме с увеличенной производительностью.After repeated well testing in stationary modes and confirmation of the effectiveness of the work performed, the well is put into operation in a new mode with increased productivity.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2788934C1 true RU2788934C1 (en) | 2023-01-25 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1710718A1 (en) * | 1989-06-27 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Filtration resistance factor determination for gas and gascondensate wells |
| RU2202692C2 (en) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Procedure controlling process of flooding of gas wells |
| RU2213852C2 (en) * | 2001-12-18 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" | Method of injection well treatment |
| RU2726089C1 (en) * | 2019-11-28 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of processing gas wells of underground gas storages |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1710718A1 (en) * | 1989-06-27 | 1992-02-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Filtration resistance factor determination for gas and gascondensate wells |
| RU2202692C2 (en) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Procedure controlling process of flooding of gas wells |
| RU2213852C2 (en) * | 2001-12-18 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" | Method of injection well treatment |
| RU2726089C1 (en) * | 2019-11-28 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of processing gas wells of underground gas storages |
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 (en) | Multi-stage fractured horizontal well productivity prediction model and productivity sensitivity analysis method suitable for low-permeability tight gas reservoir | |
| Romero et al. | Theoretical model and numerical investigation of near-wellbore effects in hydraulic fracturing | |
| CN108894777B (en) | Method for determining physical properties and fracture characteristic parameters of reservoir of split-layer fractured multi-layer commingled production hydrocarbon reservoir | |
| RU2548291C2 (en) | Method of reservoir hydraulic fracturing with selective flow injection | |
| CN112459760A (en) | Carbon dioxide energy storage composite fracturing experimental device | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| Wang et al. | Key problems and solutions in supercritical CO 2 fracturing technology | |
| Guo et al. | The maximum permissible fracturing pressure in shale gas wells for wellbore cement sheath integrity | |
| Zhang et al. | Comparison of fracturing unconventional gas reservoirs using CO2 and water: An experimental study | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| CN114645698A (en) | Low-permeability reservoir pressure flooding water injection physical simulation test system and method | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| Zhang et al. | A two-phase type-curve method with multiscale fluid transport mechanisms in hydraulically fractured shale reservoirs | |
| Pandey et al. | Real-time analysis of formation-face pressures in acid-fracturing treatments | |
| Karev et al. | Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity | |
| RU2788934C1 (en) | Method for stimulating the inflow of gas wells | |
| CN114592840B (en) | Temporary plugging fracturing method and application thereof | |
| CA2445787C (en) | Method of operation of a well jet device in well testing and development and the well jet device for carrying out said method | |
| Liu et al. | Consistent model for injection and falloff pressure match of diagnostic fracture injection tests (DFITs) | |
| RU2798147C1 (en) | Method for improving the productivity of gas wells | |
| RU2190779C1 (en) | Oil-well jet plant for testing and completion of oil wells and method of plant operation | |
| CN108487905B (en) | Method for optimizing fracturing parameters of shale gas horizontal well | |
| CN113758805B (en) | Indoor device and method for simulating crack propagation and reservoir damage evaluation | |
| CN111734383B (en) | Fracturing test and interpretation method for obtaining stratum closing pressure |