RU2798147C1 - Method for improving the productivity of gas wells - Google Patents
Method for improving the productivity of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798147C1 RU2798147C1 RU2022119820A RU2022119820A RU2798147C1 RU 2798147 C1 RU2798147 C1 RU 2798147C1 RU 2022119820 A RU2022119820 A RU 2022119820A RU 2022119820 A RU2022119820 A RU 2022119820A RU 2798147 C1 RU2798147 C1 RU 2798147C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- well
- rock
- gas
- productivity
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к способам повышения продуктивности газовых скважин 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 of gas wells and can be used to stimulate the flow of gas wells from fields and underground gas storages (UGS), both newly drilled and in operation.
Известен способ ремонта скважин, направленный на повышение притока пластового флюида, включающий перфорацию стенок скважины и создание депрессии, необходимой для изменения структуры грунта, приводящей к повышению его проницаемости в призабойной зоне пласта, определенной на основании исследований механических свойств образцов грунта из пласта (см. патент на изобретение RU 2188317, Е21В 43/25, опубл. 27.08.2002).There is a well repair method aimed at increasing the influx of reservoir fluid, including perforating the walls of the well and creating a depression necessary to change the structure of the soil, leading to an increase in its permeability in the bottomhole formation zone, determined on the basis of studies of the mechanical properties of soil samples from the reservoir (see patent for the invention RU 2188317, E21B 43/25, published on August 27, 2002).
Недостатком известного способа является то, что для реализации способа необходимо проводить перфорацию стенок скважины, что существенно сокращает область его применения, а также использование для создания депрессии струйного насоса, что не возможно в газовых скважинах.The disadvantage of the known method is that for the implementation of the method it is necessary to perforate the walls of the well, which significantly reduces the scope of its application, as well as the use of a jet pump to create depression, which is not possible in gas wells.
Известен способ вызова или увеличения притока флюида в скважинах, включающий создание открытого ствола в продуктивном пласте, определение эксплуатационных значений депрессии, исследование механических свойств образцов грунта из пласта, определение на его основе величины депрессии, достаточной для разрушения грунта в окрестности скважины, и ее создание (см. патент на изобретение RU 2163666, Е21В 43/25, опубл. 27.02.2001).There is a known method for inducing or increasing fluid inflow in wells, including creating an open hole in a productive formation, determining the operational drawdown values, studying the mechanical properties of soil samples from the formation, determining, on its basis, the drawdown value sufficient to destroy the soil in the vicinity of the well, and its creation ( see patent for invention RU 2163666, E21B 43/25, published on February 27, 2001).
Недостатком известного способа является то, что способ реализуется только в открытом стволе, что существенно сокращает область его применения, а также использование для создания депрессии струйного насоса, что не возможно в газовых скважинах.The disadvantage of the known method is that the method is implemented only in an open hole, which significantly reduces the scope of its application, as well as the use of a jet pump to create depression, which is not possible in gas wells.
Известен способ направленной разгрузки пласта, в котором 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 (см. патент на изобретение RU 2645684 C1 Е21В 43/18, опубл. 27.02.2018).A known method of directional unloading of the formation, which carry out the registration of changes in the productivity factor in the process of impact on the bottomhole zone of the well by reducing the pressure at its bottomhole. At the same time, stress is determined corresponding to an irreversible increase in the permeability of rock samples of a productive formation, determined from experiments to study the dependence of the permeability of rocks in the bottomhole area on the stresses acting in them. Create a depression at the bottom of the well. Drawdown is maintained at the same level until the increase in fluid production stops. Continue to increase the drawdown at the bottom of the well. The well flow rate is controlled at various drawdown values until the flow rate growth stops. Based on the data obtained, for each drawdown value, the well productivity coefficient is calculated, determined by the analytical expression. When the growth of the productivity factor stops, the well is put into production mode (see patent for invention RU 2645684 C1 E21B 43/18, publ. 27.02.2018).
Недостатком известного способа является то, что для реализации метода направленной разгрузки пласта потребуется глушение скважины и установка необходимого забойного оборудования, что увеличит затратность метода направленной разгрузки пласта и снизит его эффективность.The disadvantage of the known method is that for the implementation of the method of directional unloading of the formation, it will be necessary to kill the well and install the necessary downhole equipment, which will increase the cost of the method of directional unloading of the formation and reduce its effectiveness.
Также известен 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 происходят 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 (см. патент на изобретение RU 2213852 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/02, опубл. 10.10.2003).Also known is a method for treating an injection well, which includes taking rock samples from the productive strata of the injection well or a well closest to it, modeling on the selected rock samples the conditions of rock compression that act in the bottomhole zone with various bottom hole designs and various drawdowns in the well, with stress reproduction , during which deformation with cracking, loosening of rock samples and an irreversible increase in their permeability occur, determining the design of the bottom of an injection well with perforations or a horizontal slot in an open hole, creating an established design of the bottom of the well and creating a depression at the bottom of the well that is not less than established according to the simulation data rock samples, with its maintenance until the well is transferred to the injection mode (see 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 не возможно 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.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающий создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления. При этом 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 (см. патент на изобретение RU 2620099, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/26, Е21В 43/02, опубл. 23.05.2017).Closest to the claimed invention is a method for increasing the productivity of production and injectivity of injection wells, including the creation of a zone of secondary fracturing around the wellbore by reducing and restoring bottomhole pressure. At the same time, a preliminary assessment of the degree of claying of the formation is carried out according to core data and the least productive wells are selected for impact in formation zones composed of fine- and medium-grained sandstones with a small content of clay, siltstones and limestones, a layout with a jet or centrifugal pump is selected and lowered into the well, providing the possibility of creating a deep drawdown on the formation with the subsequent transition to the design mode of operation of the well, to form a system of microfractures in the formation, the bottomhole pressure is gradually reduced to the minimum technologically possible value, the process of formation and development of secondary microfracturing is monitored using passive seismic monitoring methods, after the formation of the system is completed microfractures gradually reduce the drawdown on the reservoir until the inflow from the reservoir 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 drawdown or overbalance on the reservoir, the optimal value of the drawdown or overbalance is determined and corrected design mode of operation (see. patent for invention RU 2620099, IPC E21B 43/18, E21B 43/26, E21B 43/02, publ. May 23, 2017).
Недостатком известного способа является то, что он не может быть применен в газовых скважинах, а может быть применим только к нагнетательным нефтяным скважинам, которые используются для поддержания пластового давления при добыче нефти на месторождениях. При этом известный способ невозможно использовать в газовых скважинах, поскольку для создания депрессии используют струйный насос, который не может быть применим в газовых скважинах. Кроме того в известном способе технически и методически сложно смоделировать условия сжатия породы, действующих в призабойной зоне газовой скважины при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях.The disadvantage of the known method is that it cannot be applied in gas wells, but can only be applied to injection oil wells, which are used to maintain reservoir pressure during oil production in the fields. At the same time, the known method cannot be used in gas wells, since a jet pump is used to create depression, which cannot be used in gas wells. In addition, in the known method, it is technically and methodically difficult to simulate the conditions of rock compression acting in the bottomhole zone of a gas well with various bottom hole designs and various drawdowns.
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.The 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.
Технический результат достигается тем, что в способе повышения производительности газовых скважин проводят определения по керну свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, создают депрессию на пласт-коллектор, приводящую к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, причем при проведении определения свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора проводят определение прочностных свойств породы, кроме того, проводят на газовой скважине серию газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах, затем посредством продувки газовой скважины через диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) с выпуском газа в атмосферу создают депрессию на пласт-коллектор, приводящую к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, причем величину упомянутой депрессии и диаметр диафрагмы ДИКТ, 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 increasing the productivity of gas wells, rock properties are determined from the core in the bottomhole zone of the reservoir, a drawdown is created on the reservoir, leading to rock cracking and the appearance of an artificial system of macrocracks in the reservoir, moreover, when determining rock properties in the bottomhole zone of the reservoir, the strength properties of the rock are determined, in addition, a series of gas-dynamic studies (GDR) is carried out on a gas well in stationary modes, then by blowing a gas well through a diaphragm critical flow meter (CCT) with the release of gas into the atmosphere, a drawdown is created on reservoir, leading to rock cracking and the appearance of an artificial system of macrocracks in the reservoir, moreover, the magnitude of the mentioned drawdown and the diameter of the ICTS diaphragm, which is necessary for its implementation, is determined based on the strength properties of the reservoir rock and the filtration resistance coefficients A and B obtained by carrying out hydrodynamic logging on the well in stationary modes, then determine the productivity of the well by conducting repeated well logging in stationary modes.
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, т.е. создавать депрессию геомехдробления. Эта система трещин играет роль искусственной системы фильтрационных каналов, проницаемость которой значительно (в разы и более) превышает природную проницаемость пласта.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, i.e. create geomechanical crushing depression. This system of fractures 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 скважины через диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) с выпуском газа в атмосферу.The depression of geomechanical crushing on the reservoir is created by blowing the well through a diaphragm critical flow meter (ICT) with the release of gas into the atmosphere.
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.
Определение прочностных свойств 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.Determination of the strength properties of the rock in the bottom hole zone of the reservoir (BFZ) on the core, namely, determine the adhesion of the rock in the BFZ, C, the coefficient of structural weakening of the clutch, λ, the angle of internal friction of the rock, ϕ.
Проведение на скважине-кандидате газодинамических исследований скважин на стационарных режимах. 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).Conducting gas-dynamic studies of wells in stationary modes at a candidate well. 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, complete stabilization of pressure and well flow rate is achieved (constant value for 5 minutes).
Пуск скважины осуществляют плавным открытием задвижки. Диаметр диафрагмы ДИКТ на первом режиме испытаний определяют по результатам ГДИ, ранее проведенных на объекте. Устанавливают диафрагму с минимальным диаметром из комплекта диафрагм ДИКТ с различными диаметрами калиброванного отверстия. В зависимости от дебита скважины подбирается диафрагма с определенным отверстием.The well is started by smoothly opening the valve. The diameter of the ICTS diaphragm in the first test mode is determined by the results of well testing, previously carried out at the facility. A diaphragm with a minimum diameter is installed from a set of diaphragms DICT with different diameters of the calibrated hole. Depending on the flow rate of the well, a diaphragm with a specific hole is selected.
Исследования на первом режиме проводят до полной стабилизации давления и расхода на устье скважины, но не менее 30 мин.Studies in the first mode are carried out until the pressure and flow rate at the wellhead are completely stabilized, but not less than 30 minutes.
В случае если исследуемая скважина перед началом проведения исследования работает на режиме, скважину останавливают до полного восстановления статического давления на устье скважины (но не менее 40 мин). Устанавливают диафрагму в ДИКТ и открывают скважину для работы на первом режиме с 20 - 25% от максимально ожидаемого дебита до установления стабилизации режима (неизменных значений устьевых давлений в течение 5 мин). Далее осуществляют остановку скважины до достижения статического давления, заменяют диафрагму в ДИКТ на диафрагму большего диаметра и снова открывают скважину до установления стабилизации на втором режиме.In the event that the well under investigation is operating in the mode before the start of the study, the well is stopped until the static pressure at the wellhead is fully restored (but not less than 40 minutes). The diaphragm is installed in ICTS and the well is opened for operation in the first mode with 20 - 25% of the maximum expected flow rate until the stabilization of the mode is established (constant values of wellhead pressures for 5 minutes). Next, the well is stopped until the static pressure is reached, the diaphragm in the ICTS is replaced with a larger diameter diaphragm, and the well is reopened until stabilization is established in the second mode.
В случае если скважина перед началом ГДИ была остановлена, устанавливают диафрагму и открывают скважину для работы на первом режиме с 20 - 25% от максимально ожидаемого дебита.If the well was stopped before the start of well testing, a diaphragm is installed and the well is opened for operation in the first mode with 20 - 25% of the maximum expected flow rate.
После выхода скважины на установившийся режим фильтрации производят ее остановку до полного восстановления статического давления, затем устанавливают диафрагму большего диаметра и осуществляют переход на следующий режим путем пуска скважины в работу.After the well enters the steady-state filtration mode, it is stopped until the static pressure is fully restored, then a diaphragm of a larger diameter is installed and the transition to the next mode is carried out by putting the well into operation.
Последующие исследования осуществляются методом ступенчатого повышения расхода газа на 2 - 5 тыс.м3/ч с продолжительностью не менее 20 мин.Subsequent studies are carried out by the method of stepwise increase in gas consumption by 2 - 5 thousand m 3 / h with a duration of at least 20 minutes.
После отработки скважины на каждом режиме проверяют наличие породы в породоуловителе и при необходимости проводят его очистку. Фиксируют количество вынесенной породы и отбирают образцы. После завершения исследований на всех режимах с использованием лебедки спускают шаблон для проверки глубины текущего забоя скважины.After the well has been worked out in each mode, the presence of rock in the rock trap is checked and, if necessary, it is cleaned. The amount of rock removed is recorded and samples are taken. After completion of studies in all modes using a winch, a template is lowered to check the depth of the current bottom hole.
По результатам исследований керна и ГДИ проводят определение депрессии геомехдробления, при которой происходит образование трещин в породе пласта. Для расчета депрессии геомехдробления необходимы следующие исходные данные:Based on the results of core and hydrodynamic studies, the depression of geomechanical crushing is determined, at which cracks form in the reservoir rock. To calculate the depression of geomechanical crushing, the following initial data are required:
- показатели механических свойств породы пласта-коллектора в призабойной зоне:- indicators of the mechanical properties of the reservoir rock in the bottomhole zone:
- сцепление породы в ПЗП, С,- rock cohesion in the bottomhole zone, C,
- коэффициент структурного ослабления сцепления, λ,- coefficient of structural decoupling, λ,
- угол внутреннего трения породы, ϕ,- angle of internal friction of the rock, 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 bottomhole zone: filtration resistance coefficients A and B, obtained from the results of well testing conducted 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 инденторами (см. 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 сферическими 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 (see the recommendations set out in Pyatakhin M.V. Geomechanical problems during well operation. - M .: Gazprom VNIIGAZ, 2012. - 266 s and in Korshunov V. A., Kartashov Yu.M. Determination of indicators of bulk strength of rock specimens under their loading 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.σ p - tensile strength of the sample, MPa.
Для слабосцементированного песчаника допустимо применение аналитической формулы для определения сцепления:For weakly cemented sandstone, it is acceptable to use the analytical formula for determining the adhesion:
связывающей сцепление образца породы с пределом прочности на растяжение.linking the cohesion of the rock sample with the ultimate tensile strength.
Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В данной газовой скважины берут из результатов газодинамических исследований.Seepage resistance coefficients A and B of a given gas well are taken from the results of gas dynamic studies.
Дебит геомехдробления для скважины с перфорированной колонной qк, м3/сут., определяют по формулам:The production rate of geomechanical crushing for a well with a perforated column q to , 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.)2,B - filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day) 2 ,
С - сцепление, МПа,C - adhesion, MPa,
рпл - пластовое давление флюида, МПа,r 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 геомехдробления 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.)2,B - filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day) 2 ,
рпл - пластовое давление флюида, МПа,r 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.
Для скважины с открытым забоемFor an open hole
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.),where A is the filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day),
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут.)2,B - filtration resistance coefficient, MPa 2 / (thousand m 3 / day) 2 ,
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 скважины с использованием ДИКТ в атмосферу или газопровод, при интенсивном отборе газа в 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: when a well is blown using ICCT into the atmosphere or a gas pipeline, with intensive gas extraction into the gas pipeline.
При этом максимальная величина депрессии, которая может быть достигнута, зависит от характеристик конкретной скважины: потерь давления в НКТ, диаметра диафрагмы, потерь давления 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, diaphragm diameter, pressure losses 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 с использованием ДИКТ с выпуском газа в атмосферу.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 when it is blown using ICCT with gas release into the atmosphere.
Расчет максимально достижимой депрессии на пласт-коллектор скважины ПХГ при продувке с выпуском газа в атмосферу с использованием ДИКТ проводят в следующей последовательности.Calculation of the maximum achievable drawdown on the reservoir of an UGS well during blowing with gas release into the atmosphere using DICT is carried out in the following sequence.
Для каждого конкретного случая строят корреляционные зависимости забойного рзаб, 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 pzab , kgf/cm 2 , and wellhead p mouth , kgf/ cm2 , 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 / thousand 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, которую определяют согласно инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин (см. Зотов Г.А., Алиев З.С. и др. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин // М. «Недра», 1980 (далее - Инструкция)),T cf is the average fluid temperature, K, which is determined according to the instructions for the integrated study of gas and gas condensate wells (see Zotov G.A., Aliev Z.S. et al. Instructions for the integrated study of gas and gas condensate wells // M. "Nedra", 1980 (hereinafter - the Instruction)),
zcp - коэффициент сверхсжимаемости флюида средний, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,z cp - average fluid supercompressibility coefficient, dimensionless, which is determined according to the Instruction,
λтр - коэффициент гидравлических сопротивлений лифтовых труб, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,λ tr - coefficient of hydraulic resistance of lift pipes, dimensionless, which is determined according to the Instruction,
По формуле, (16) определяют дебит газа Q, тыс.м3/сут., при критическом истечении через диафрагму ДИКТ и строят характеристическую зависимость для связи различных диаметров диафрагмы с рассчитываемым по формуле, (16) дебитом.According to the formula, (16), the gas flow rate Q, thousand m 3 /day, is determined at a critical outflow through the ICTS diaphragm and a characteristic dependence is built to relate various diaphragm diameters to the flow rate calculated by the formula (16).
где с - коэффициент измерителей критического течения, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,where c is the coefficient of the critical current meters, dimensionless, which is determined according to the Instruction,
Рд - абсолютное давление перед диафрагмой (устьевое давление), кгс/см2,R d - absolute pressure in front of the diaphragm (wellhead pressure), kgf / cm 2 ,
Тд - абсолютная температура газа перед диафрагмой, К,T d - the absolute temperature of the gas in front of the diaphragm, K,
Δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,Δ - correction factor for taking into account the change in the adiabatic index of a real gas, dimensionless, which is determined according to the Instruction,
z - коэффициент сверхсжимаемости при Рд и Тд.z is the coefficient of supercompressibility at R d and T d .
По линейной зависимости дебита газа Q от абсолютного давления перед диафрагмой Рд однозначно определяют искомый дебит при данном диаметре диафрагмыAccording to the linear dependence of the gas flow rate Q on the absolute pressure in front of the diaphragm P d , the required flow rate is uniquely determined for a given diaphragm diameter
Для проведения работ принимают величину депрессии геомеханического дробления равной расчетной, увеличенной на 20%. Устанавливают в ДИКТ диафрагму необходимого диаметра. Продувают скважину через ДИКТ с выпуском газа в атмосферу с целью создания депрессии геомеханического дробления в течение 5 мин после установления стационарного режима. В процессе продувки фиксируют устьевые давления. С использованием лебедки спускают шаблон для проверки глубины текущего забоя скважины. Проверяют наличие породы в породоуловителе и при необходимости проводят его очистку. Количество вынесенной породы, скопившейся в породоуловителе, фиксируют. Отбирают образцы. Сохраняют полученные с приборов данные в процессе проведения работ на резервном накопителе для их последующей обработки.For work, the value of the depression of geomechanical crushing is taken equal to the calculated one, increased by 20%. Install a diaphragm of the required diameter in the dict. The well is blown through the ICCT with the release of 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. Using a winch, a template is lowered to check the depth of the current bottom hole. Check the presence of rock in the rock trap and, if necessary, clean it. The amount of removed rock accumulated in the rock trap is recorded. Samples are taken. 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, тех же диаметрах диафрагм 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 hydrodynamic tests in stationary modes are carried out in the same five modes, the same diaphragm diameters and the same sequence as in the initial hydrodynamic 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 |
|---|---|
| RU2798147C1 true RU2798147C1 (en) | 2023-06-16 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1359404A (en) * | 1971-05-19 | 1974-07-10 | Gen Signal Corp | Differntial pressure fluid flow meter |
| 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 |
| RU2620099C1 (en) * | 2016-05-10 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells |
| RU2661777C1 (en) * | 2017-08-03 | 2018-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for measuring the production rate of a gas well |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1359404A (en) * | 1971-05-19 | 1974-07-10 | Gen Signal Corp | Differntial pressure fluid flow meter |
| 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 |
| RU2620099C1 (en) * | 2016-05-10 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells |
| RU2661777C1 (en) * | 2017-08-03 | 2018-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for measuring the production rate of a gas well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СЕДЫХ Н.М. Значение коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b в газодобыче, "Научный лидер", N35(37), 27.10.2021, c. 50-56. ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин, Москва, "Наука", 1995, с. 21-22, 175-178, 487-489. ЗОТОВ Г.А. и др. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, Москва, "Недра", 1980, с. 116-118. * |
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 | |
| US7389185B2 (en) | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures | |
| US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
| US8606524B2 (en) | Method and system for determining formation properties based on fracture treatment | |
| CN111236908A (en) | Multi-stage fractured horizontal well productivity prediction model and productivity sensitivity analysis method suitable for low-permeability tight gas reservoir | |
| US7066266B2 (en) | Method of treating oil and gas wells | |
| US8838427B2 (en) | Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture | |
| 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 | |
| Guo et al. | The maximum permissible fracturing pressure in shale gas wells for wellbore cement sheath integrity | |
| CN110939438A (en) | Method for evaluating after-pressure by using pressure drop of main fracturing pump stopping | |
| Fallahzadeh et al. | The impacts of fracturing fluid viscosity and injection rate on the near wellbore hydraulic fracture propagation in cased perforated wellbores | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| Sheng et al. | Experimental study on hydraulic isolation mechanism during hydra-jet fracturing | |
| RU2331761C1 (en) | Low-permeable oil reservoir development method | |
| Karev et al. | Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| CN114592840B (en) | Temporary plugging fracturing method and application thereof | |
| Cai et al. | Using pressure changes in offset wells for interpreting fracture driven interactions (FDI) | |
| RU2798147C1 (en) | Method for improving the productivity of gas wells | |
| RU2709260C1 (en) | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits | |
| Liu et al. | Consistent model for injection and falloff pressure match of diagnostic fracture injection tests (DFITs) | |
| RU2788934C1 (en) | Method for stimulating the inflow of gas wells | |
| Xing et al. | Numerical simulation of hydraulic fracturing stimulation enhanced geothermal system well at Utah Forge site | |
| Mack et al. | Hydraulic fracture orientation and pressure response during fracturing of producing wells | |
| Kirane et al. | Numerical modeling of the step rate test using fully coupled hydraulic fracturing capabilities |