RU2813500C1 - Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing - Google Patents
Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2813500C1 RU2813500C1 RU2023104568A RU2023104568A RU2813500C1 RU 2813500 C1 RU2813500 C1 RU 2813500C1 RU 2023104568 A RU2023104568 A RU 2023104568A RU 2023104568 A RU2023104568 A RU 2023104568A RU 2813500 C1 RU2813500 C1 RU 2813500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- condensate
- proppant
- gas condensate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 9
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 119
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000012465 retentate Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к технологиям нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при разработке газового, газоконденсатного, нефтегазоконденстаного месторождения. Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из самых распространенных методов интенсификации работы добьшающих скважин. ГРП позволяет существенно увеличить дебит скважин и последующие отборы скважинной продукции, однако некачественное или неполное освоение скважины значительно снижает эффект от проведенных работ и может стать причиной повышенного износа наземного оборудования. Изобретение направлено на эффективное освоение газоконденсатной (ГК) скважины после ГРП.The invention relates to the mining industry, namely to technologies of the oil and gas production industry, and can be used in the development of gas, gas condensate, oil and gas condensate fields. Hydraulic fracturing (fracturing) is one of the most common methods for intensifying production wells. Hydraulic fracturing can significantly increase well production and subsequent well production, however, poor-quality or incomplete well completion significantly reduces the effect of the work performed and can cause increased wear and tear on surface equipment. The invention is aimed at the efficient development of a gas condensate (GC) well after hydraulic fracturing.
Применяемый в настоящее время на газоконденсатных скважинах способ освоения состоит в отработке скважины при различных режимах (разных диаметрах штуцера) с контролем дебита газожидкостной смеси и использованием факельной установки для сжигания продуктов распада геля, газа и конденсата вплоть до очистки газожидкостной смеси и ствола скважины от технологических жидкостей ГРП и механических примесей, что приводит к потерям значительных объемов газа и газового конденсата и загрязнению окружающей среды.The development method currently used in gas-condensate wells consists of developing the well under different modes (different choke diameters) with control of the flow rate of the gas-liquid mixture and the use of a flare unit for burning the decay products of gel, gas and condensate until the gas-liquid mixture and the wellbore are cleared of process fluids Hydraulic fracturing and mechanical impurities, which leads to losses of significant volumes of gas and gas condensate and environmental pollution.
Из уровня техники известно изобретение «Способ эксплуатации газового, газоконденсатного месторождения» по патенту RU №2373381 с приоритетом от 18.06.2008 г., где решают задачу по повышению эффективности эксплуатации скважины, в том числе по сокращению экологических загрязнений окружающей среды добываемым пластовым флюидом. Способ заключается в том, что добычу пластового флюида ведут через эксплуатационные скважины, объединенные шлейфами и/или, по меньшей мере, одним газосборным коллектором в систему сбора газа, выполненную по групповой децентрализованной схеме, по которой скважины посредством шлейфов объединены в кусты с приданной кусту установкой комплексной подготовки газа, а пластовый флюид, преимущественно, добываемый газ, газовый конденсат по шлейфам подают на кустовую установку комплексной подготовки газа, на которой пластовый флюид подвергают процессам сепарации, очистке, осушке, и затем очищенный при этом газ направляют по газосборному коллектору в магистральный газопровод, при этом не менее чем одна входящая в куст эксплуатационная скважина содержит в своем составе эксплуатационную колонну, смонтированную в ней, оснащенную подземным эксплуатационным и устьевым оборудованием, включающим в том числе фонтанную арматуру, колонну насосно-компрессорных труб, заведенную в продуктивный пласт и оснащенную системами оперативного, в том числе дистанционного контроля и выдачи команд на коррекцию параметров процесса добычи пластового флюида, а также исполнительными механизмами для осуществления указанной коррекции. Вследствие чего улучшена быстрота и качество реагирования на динамические изменения ситуаций, связанных с процессами добычи пластового флюида - газа, газового конденсата, более оперативного предотвращения аварийных ситуаций, сокращения связанных с ними экологических загрязнений окружающей среды добываемым пластовым флюидом, а также в повышении надежности и долговечности систем управления скважиной.The invention known from the prior art is “Method for exploiting a gas and gas condensate field” under patent RU No. 2373381 with priority dated June 18, 2008, which solves the problem of increasing the efficiency of well operation, including reducing environmental pollution from the produced formation fluid. The method consists in the fact that the production of formation fluid is carried out through production wells, united by plumes and/or at least one gas collection manifold into a gas collection system made according to a group decentralized scheme, according to which the wells by means of plumes are combined into clusters with an installation attached to the cluster complex gas treatment, and the formation fluid, mainly produced gas, gas condensate, is supplied through loops to a cluster complex gas treatment unit, where the formation fluid is subjected to separation, purification, drying processes, and then the purified gas is sent through a gas collection manifold to the main gas pipeline , while at least one production well included in the cluster contains a production casing mounted in it, equipped with underground production and wellhead equipment, including a Christmas tree, a tubing string inserted into the productive formation and equipped with systems operational, including remote control and issuance of commands to correct the parameters of the reservoir fluid production process, as well as actuators for implementing the specified correction. As a result, the speed and quality of response to dynamic changes in situations related to the processes of production of formation fluid - gas, gas condensate, has been improved, more quickly preventing emergency situations, reducing the associated environmental pollution of the environment with the produced formation fluid, as well as increasing the reliability and durability of systems well control.
Однако в данном способе не раскрыта утилизация продуктов распада газа и газового конденсата, механических примесей, отсутствует информация по объему выносимого незакрепленного проппанта, технологических жидкостей и частиц породы, что приводит к значительным потерям газа и газового конденсата, которые в результате поступают на факельную установку и сжигаются при освоении скважины.However, this method does not disclose the utilization of gas and gas condensate decomposition products, mechanical impurities, there is no information on the volume of removed loose proppant, process fluids and rock particles, which leads to significant losses of gas and gas condensate, which as a result go to the flare unit and are burned during well development.
Из уровня техники известно изобретение «Способ обработки текучей среды обратного притока, выходящей с площадки скважины» по патенту RU №2687600 с приоритетом от 07.01.2015 г., где одной из решаемых задач является уменьшение расхода природного газа при сжигании на факеле. Способ обработки текучей среды обратного притока включает первый режим рекуперации диоксида углерода, в котором текучая среда обратного притока выходит с площадки скважины в режиме рекуперации диоксида углерода, при котором текучую среду обратного притока разделяют на богатый углекислым газом поток с давлением 300 фунт/кв. дюйм изб. и выше до 600 фунт/кв. дюйм изб. (2,1 МПа изб. и выше до 4,1 МПа изб.) и обедненный углекислым газом поток, при этом богатый углекислым газом поток охлаждают для образования жидкого продукта углекислого газа, в то время как обедненный углекислым газом поток используют в обработке ниже по потоку, чтобы способствовать образованию указанного жидкого продукта углекислого газа, а затем указанный обедненный углекислым газом поток сжигают на факеле; далее при уменьшении концентрации углекислого газа в текучей среде обратного притока до 50-80 мол. % переходят на второй режим удаления диоксида углерода, в котором поток обратного притока с пониженной концентрацией углекислого газа разделяют на богатый углекислым газом поток пермеата с давлением 5-50 фунт/кв. дюйм изб. (0,03-0,34 МПа изб.), который сбрасывается или направляется на факел, и на обедненный углекислым газом поток ретентата, который извлекают в качестве богатого углеводородами потока продукта.The invention known from the prior art is “Method for processing reverse flow fluid exiting from a well site” according to patent RU No. 2687600 with priority dated January 07, 2015, where one of the tasks to be solved is to reduce the consumption of natural gas during flaring. A method for treating a flowback fluid includes a first carbon dioxide recovery mode in which the flowback fluid exits the well site in a carbon dioxide recovery mode in which the flowback fluid is separated into a carbon dioxide-rich stream at a pressure of 300 psig. inch g. and above up to 600 psi. inch g. (2.1 MPa g and above to 4.1 MPa g) and a carbon dioxide-depleted stream, wherein the carbon dioxide-rich stream is cooled to form a liquid carbon dioxide product, while the carbon dioxide-depleted stream is used in downstream processing stream to promote the formation of said liquid carbon dioxide product, and then said carbon dioxide-depleted stream is flared; further, when the concentration of carbon dioxide in the return flow fluid decreases to 50-80 mol. % switch to a second carbon dioxide removal mode in which the carbon dioxide-reduced reflux stream is separated into a carbon dioxide-rich permeate stream at 5-50 psig. inch g. (0.03-0.34 MPa g), which is discharged or sent to a flare, and to the carbon dioxide-depleted retentate stream, which is recovered as a hydrocarbon-rich product stream.
Недостатком данного способа также является сжигание газа и газового конденсата при освоении скважины, т.к. освоение скважины предшествует этапу эксплуатации скважины, а данное изобретение направлено на оптимизацию процесса эксплуатации, в изобретении ничего не упоминается про оптимизацию освоения скважины.The disadvantage of this method is also the combustion of gas and gas condensate during well development, because well development precedes the well operation stage, and this invention is aimed at optimizing the operation process; the invention does not mention anything about optimizing well development.
Изобретение решает техническую проблему по устранению указанных недостатков, а именно снижает потери газа и газового конденсата, сокращает экологическое загрязнение окружающей среды и позволяет оценить эффективность ГРП за счет оптимизации существующей технологии освоения газоконденсатных скважин после ГРП.The invention solves the technical problem of eliminating these shortcomings, namely, it reduces losses of gas and gas condensate, reduces environmental pollution and makes it possible to evaluate the effectiveness of hydraulic fracturing by optimizing the existing technology for developing gas condensate wells after hydraulic fracturing.
Технический результат изобретения заключается в увеличении добычи газа и газового конденсата, в получении дополнительных данных по эффективности проведенного ГРП за счет обработки газожидкостной смеси до этапа эксплуатации скважины.The technical result of the invention is to increase the production of gas and gas condensate, to obtain additional data on the effectiveness of hydraulic fracturing by processing the gas-liquid mixture before the well operation stage.
Для решения указанной технической проблемы и достижения заявленного технического результата предлагается способ освоения ГК скважины после ГРП до этапа эксплуатации скважины, заключающийся в утилизации на факельной установке поступающего из скважины газожидкостной смеси с проппантом и механическими примесями. Отличительной особенностью способа является очистка газожидкостной смеси от проппанта и технологических жидкостей до утилизации при помощи сепарацииTo solve this technical problem and achieve the stated technical result, a method is proposed for developing a gas well after hydraulic fracturing before the well operation stage, which consists of recycling the gas-liquid mixture with proppant and mechanical impurities coming from the well in a flare installation. A distinctive feature of the method is the purification of the gas-liquid mixture from proppant and process fluids before disposal using separation
- от проппанта и механических примесей в блоке очистки,- from proppant and mechanical impurities in the cleaning unit,
- затем в блоке сепарации общий поток, очищенный от механических примесей, разделяется на газовую фазу, газовый конденсат и воду при давлении не более 160 атм,- then in the separation unit the total flow, cleared of mechanical impurities, is divided into the gas phase, gas condensate and water at a pressure of no more than 160 atm,
- газ под собственным давлением поступает либо в газосборный шлейф, в котором давление ниже на 1-2 атм, чем давление сепарации, либо на факельную установку и утилизируется,- gas under its own pressure enters either the gas collection loop, in which the pressure is 1-2 atm lower than the separation pressure, or to the flare unit and is disposed of,
- газовый конденсат подается либо в газосборный шлейф, либо в емкостной парк (несколько емкостей объемом 30-50 м3), из которого компрессорами перекачивается в газосборный шлейф, а при отсутствии газосборного шлейфа перевозят автотранспортом в пункт сбора скважинной продукции,- gas condensate is supplied either to a gas-collecting plume or to a tank farm (several tanks with a volume of 30-50 m3 ), from which it is pumped by compressors into a gas-collecting plume, and in the absence of a gas-collecting plume, it is transported by road to a well production collection point,
- вода направляется на факельную установку и утилизируется,- water is sent to the flare unit and disposed of,
- объем газа, газового конденсата и воды замеряется расходомерами, а масса механических примесей определяется взвешиванием на весах после накопления в емкости блока очистки.- the volume of gas, gas condensate and water is measured by flow meters, and the mass of mechanical impurities is determined by weighing on scales after accumulation in the tank of the cleaning unit.
Данные технологические процессы позволяют:These technological processes allow:
• сохранить ценное углеводородное сырье - не сжигается конденсат, не сжигается газ при наличии газосборного шлейфа;• preserve valuable hydrocarbon raw materials - condensate is not burned, gas is not burned in the presence of a gas collection plume;
• снизить выбросы вредных веществ в окружающую среду за счет отсутствия сжигания при наличии газосборного шлейфа или значительное снижение сжигания при отсутствии газосборного шлейфа (сжигается только газ);• reduce emissions of harmful substances into the environment due to the absence of combustion in the presence of a gas-collecting plume or a significant reduction in combustion in the absence of a gas-collecting plume (only gas is burned);
• получить дополнительную информацию - количество выносимого проппанта с целью оптимизации процесса ГРП.• obtain additional information - the amount of proppant removed in order to optimize the hydraulic fracturing process.
Таким образом, данным способом освоения ГК скважины реализуется технический результат, заключающийся в увеличении добычи газа и газового конденсата, а также в получении дополнительных данных по эффективности проведенного ГРП за счет обработки газожидкостной смеси до этапа эксплуатации скважины.Thus, with this method of developing a gas well, a technical result is realized, which consists in increasing the production of gas and gas condensate, as well as obtaining additional data on the effectiveness of hydraulic fracturing due to the processing of the gas-liquid mixture before the well operation stage.
На Фиг. 1 представлена схема способа освоения ГК скважины после ГРП, где:In FIG. Figure 1 shows a diagram of the method for developing a gas well after hydraulic fracturing, where:
1 - трубопровод,1 - pipeline,
2 - блок очистки,2 - cleaning block,
3 - блок сепарации,3 - separation block,
4 - факельная установка,4 - flare unit,
5 - газосборный шлейф,5 - gas collecting train,
6 - емкостный парк,6 - capacitive park,
7 - компрессор,7 - compressor,
8 - пункт сбора скважинной продукции,8 - collection point for well products,
9 - расходомер воды,9 - water flow meter,
10 - расходомер газа,10 - gas flow meter,
11 - расходомер газового конденсата,11 - gas condensate flow meter,
12 - емкость,12 - capacity,
13 - весы.13 - scales.
Способ осуществляется следующим образом. После ГРП газожидкостная смесь (ГЖС) поступает из фонтанной арматуры в трубопровод (1), по которому поступает в блок очистки (2), где в процесс сепарации ГЖС очищается от проппанта и механических примесей. При этом проппант и механические примеси накапливаются в емкости (12) блока очистки (2), а ГЖС подается в блок сепарации (3), где происходит ее сепарация на газовую фазу, газовый конденсат и воду при давлении не более 125 атм, которое является оптимальным при использовании применяемого оборудования. Далее из блока сепарации (3) газ под собственным давлением поступает в газосборный шлейф (5), давление в шлейфе меньше давления сепарации на 1-2 атм. При отсутствии газосборного шлейфа газ уходит на факельную установку (4) и утилизируется. Сепарированная вода сразу уходит на факельную установку (4) и утилизируется. Сепарированный газовый конденсат из блока сепарации (3) вместе с газом под собственным давлением поступает в газосборный шлейф (5). Если такой возможности нет, то газовый конденсат направляют в емкостной парк (6) в виде накопительных емкостей объемом 30-50 м3, откуда компрессорами (7) перекачивается в газосборный шлейф (5), а при отсутствии газосборного шлейфа перевозят автотранспортом в пункт сбора скважинной продукции (8). Расход газа, газового конденсата и воды осуществляется посредством расходометрии с помощью расходомера воды (9), расходомера газа (10), расходомера газового конденсата (11), количество проппанта и механических примесей определяется посредством их накопления в емкости (12) и взвешивания на весах (13).The method is carried out as follows. After hydraulic fracturing, the gas-liquid mixture (GLM) flows from the Christmas tree into the pipeline (1), through which it enters the cleaning unit (2), where the GLM is cleared of proppant and mechanical impurities during the separation process. In this case, proppant and mechanical impurities accumulate in the tank (12) of the cleaning unit (2), and the gas-liquid liquid is supplied to the separation unit (3), where it is separated into the gas phase, gas condensate and water at a pressure of no more than 125 atm, which is optimal when using the equipment used. Next, from the separation unit (3), the gas under its own pressure enters the gas collection loop (5), the pressure in the loop is 1-2 atm less than the separation pressure. In the absence of a gas collection plume, the gas goes to the flare unit (4) and is utilized. The separated water immediately goes to the flare unit (4) and is disposed of. The separated gas condensate from the separation unit (3) together with the gas under its own pressure enters the gas collection plume (5). If this is not possible, then the gas condensate is sent to the tank farm (6) in the form of storage tanks with a volume of 30-50 m 3 , from where it is pumped by compressors (7) into the gas collection loop (5), and in the absence of a gas collection loop, it is transported by road to the well collection point products (8). The flow of gas, gas condensate and water is carried out through flow metering using a water flow meter (9), a gas flow meter (10), a gas condensate flow meter (11), the amount of proppant and mechanical impurities is determined by their accumulation in a container (12) and weighing on scales ( 13).
Данная технология освоения ГК скважины предполагает очистку газожидкостной смеси (ГЖС), поступающей из скважины при ее освоении перед этапом эксплуатации от проппанта и частиц горной породы - механических примесей, предотвращает сжигание газа и конденсата, тем самым сохраняет ценное сырье, снижает негативное влияние на окружающую среду, а также есть возможность получения дополнительной информации об эффективности проведенного ГРП с целью дальнейшей оптимизации процесса ГРП. Информация о вынесенной твердой фазе дает понимание насколько эффективно проппант размещен в созданной трещине в процессе ГРП, при выявлении факта, что проппанта выносится слишком много, более 5% от размещенного объема, появится возможность скорректировать дизайн, технологию ГРП и применяемые материалы, чтобы предотвратить вынос проппанта и сохранить эффективность ГРП.This technology for developing a gas-liquid well involves cleaning the gas-liquid mixture (GLM) coming from the well during its development before the operation stage from proppant and rock particles - mechanical impurities, prevents the combustion of gas and condensate, thereby preserving valuable raw materials, reducing the negative impact on the environment , and there is also the opportunity to obtain additional information about the effectiveness of the hydraulic fracturing carried out in order to further optimize the hydraulic fracturing process. Information about the removed solid phase gives an understanding of how effectively the proppant is placed in the created fracture during the hydraulic fracturing process; if it is revealed that too much proppant is removed, more than 5% of the placed volume, it will be possible to adjust the design, hydraulic fracturing technology and materials used to prevent the removal of proppant and maintain the efficiency of hydraulic fracturing.
Пример 1.Example 1.
Способ осуществлялся следующим образом. После ГРП газожидкостная смесь (ГЖС) с суточным дебитом 400 тыс. м3/сут поступает из фонтанной арматуры в трубопровод (1), по которому поступает в блок очистки (2) передвижного комплекса для исследований скважин после гидравлического разрыва пласта (ПКДС-ГРП), где в процессе сепарации ГЖС очищается от проппанта и механических примесей. При этом проппант и механические примеси накапливаются в емкости (12) блока очистки (2), при накоплении проппанта и механических примесей в блоке очистки (2) до величины ~0,4 тонн, блок очистки (2) продувается потоком газа на факельную установку (4) с целью утилизации проппанта и механических примесей и освобождения блока очистки для последующего накопления проппанта и механических примесей. ГЖС из блока очистки (2) подается в блок сепарации (3), где происходит ее сепарация на газовую фазу с суточным расходом газовой фазы 300 тыс. м3/сут, газовый конденсат с суточным расходом 135 тонн/сут и воду 20 м3/сут при давлении не более 125 атм. Далее из блока сепарации (3) газ и газовый конденсат под собственным давлением поступает в газосборный шлейф (5), давление в шлейфе меньше давления сепарации на 1-2 атм. Сепарированная вода сразу уходит на факельную установку (4) и утилизируется. Измерение расхода газа, газового конденсата и воды осуществляется посредством расходометрии с помощью расходомера воды (9), расходомера газа (10), расходомера газового конденсата (11), количество проппанта и механических примесей определяется посредством их накопления в емкости (12) и взвешивания на весах (13). При средней продолжительности освоения скважины через ПКДС-ГРП 14 суток, количество не сожженного на факеле газа составило 4.2 млн. м3 (14 сут × 300000 м3/сут = 4.2 млн.м3), количество не сожженного на факеле конденсата составило 1890 тонн (14 сут × 135 тн/сут = 1890 тонн). Среднее количество продувок за период освоения составляет 30, таким образом на факел утилизируется в среднем 12 тонн проппанта и механических примесей. Количество вынесенного проппанта составляет менее 1% от закачанного объема при ГРП, свидетельствует о том, что технология ГРП не требует оптимизации.The method was carried out as follows. After hydraulic fracturing, a gas-liquid mixture (GLM) with a daily flow rate of 400 thousand m 3 /day is supplied from the Christmas tree to the pipeline (1), through which it enters the cleaning unit (2) of the mobile complex for testing wells after hydraulic fracturing (PKDS-GRP) , where during the separation process the gas liquids are cleaned of proppant and mechanical impurities. In this case, proppant and mechanical impurities accumulate in the tank (12) of the cleaning unit (2), when the proppant and mechanical impurities accumulate in the cleaning unit (2) to a value of ~0.4 tons, the cleaning unit (2) is purged with a gas flow to the flare unit ( 4) for the purpose of recycling proppant and mechanical impurities and freeing the cleaning unit for subsequent accumulation of proppant and mechanical impurities. GLS from the cleaning unit (2) is supplied to the separation unit (3), where it is separated into the gas phase with a daily gas phase flow rate of 300 thousand m 3 / day, gas condensate with a daily flow rate of 135 tons / day and water 20 m 3 / days at a pressure of no more than 125 atm. Next, from the separation unit (3), gas and gas condensate under their own pressure enter the gas collection loop (5), the pressure in the loop is 1-2 atm less than the separation pressure. The separated water immediately goes to the flare unit (4) and is disposed of. The flow rate of gas, gas condensate and water is measured by flow metering using a water flow meter (9), a gas flow meter (10), a gas condensate flow meter (11), the amount of proppant and mechanical impurities is determined by their accumulation in a container (12) and weighing on scales (13). With an average duration of well development through PKDS-fracturing of 14 days, the amount of gas not flared was 4.2 million m 3 (14 days × 300,000 m 3 / day = 4.2 million m 3 ), the amount of condensate not flared was 1890 tons (14 days × 135 tons/day = 1890 tons). The average number of blowdowns during the development period is 30, so an average of 12 tons of proppant and mechanical impurities are recycled per flare. The amount of proppant removed is less than 1% of the injected volume during hydraulic fracturing, indicating that the hydraulic fracturing technology does not require optimization.
Таким образом, до начала эксплуатации скважины на этапе ее освоения было добыто 4.2 млн.м3 газа и 1890 тонн газового конденсата, что подтверждает увеличение добычи и показывает высокую эффективность данной скважины. Кроме того снижено негативное влияние на окружающую среду, т.к. добытый газ и газовый конденсат не были сожжены на факеле и не загрязнили окружающую среду.Thus, before the start of operation of the well, during its development stage, 4.2 million m 3 of gas and 1890 tons of gas condensate were produced, which confirms the increase in production and shows the high efficiency of this well. In addition, the negative impact on the environment has been reduced, because the extracted gas and gas condensate were not flared and did not pollute the environment.
Пример 2.Example 2.
Способ осуществлялся следующим образом. После ГРП газожидкостная смесь (ГЖС) с суточным дебитом 450 тыс. м3/сут поступает из фонтанной арматуры в трубопровод (1), по которому поступает в блок очистки (2) (ПКДС-ГРП), где в процессе сепарации ГЖС очищается от проппанта и механических примесей. При этом проппант и механические примеси накапливаются в емкости (12) блока очистки (2), при накоплении проппанта и механических примесей в блоке очистки (2) до величины ~0,45 тонн, блок очистки (2) продувается потоком газа на факельную установку (4) с целью утилизации проппанта и механических примесей и освобождения блока очистки для последующего накопления проппанта и механических примесей. ГЖС из блока очистки (2) подается в блок сепарации (3), где происходит ее сепарация на газовую фазу с суточным расходом газовой фазы 350 тыс. м3/сут, газовый конденсат с суточным расходом 160 тонн/сут и воду 50 м3/сут при давлении не более 120 атм. Далее из блока сепарации (3) газ под собственным давлением поступает в газосборный шлейф (5), давление в шлейфе меньше давления сепарации на 1-2 атм. Сепарированная вода сразу уходит на факельную установку (4) и утилизируется. Газовый конденсат направляют в емкостной парк (6) в виде накопительных емкостей объемом 30-50 м3, откуда компрессорами (7) перекачивают в газосборный шлейф (5). Измерение расхода газа, газового конденсата и воды осуществляется посредством расходометрии с помощью расходомера воды (9), расходомера газа (10), расходомера газового конденсата (11), количество проппанта и механических примесей определяется посредством их накопления в емкости (12) и взвешивания на весах (13). При средней продолжительности освоения скважины через ПКДС-ГРП 14 сут, количество не сожженного на факеле газа составило 4.9 млн. м3 (14 сут × 350000 м3/сут = 4.9 млн.м3), количество не сожженного на факеле конденсата составило 2240 тонн (14 сут × 160 тн/сут = 2240 тонн). Среднее количество продувок за период освоения составляет 35, таким образом на факел утилизируется в среднем 16 тонн проппанта и механических примесей. Количество вынесенного проппанта составляет менее 1% от закачанного объема при ГРП, свидетельствует о том, что технология ГРП не требует оптимизации.The method was carried out as follows. After hydraulic fracturing, a gas-liquid mixture (GLM) with a daily flow rate of 450 thousand m 3 /day is supplied from the Christmas tree to the pipeline (1), through which it enters the cleaning unit (2) (PKDS-GRP), where the GLM is cleared of proppant during the separation process and mechanical impurities. In this case, proppant and mechanical impurities accumulate in the tank (12) of the cleaning unit (2), when the proppant and mechanical impurities accumulate in the cleaning unit (2) to a value of ~0.45 tons, the cleaning unit (2) is purged with a gas flow to the flare unit ( 4) for the purpose of recycling proppant and mechanical impurities and freeing the cleaning unit for subsequent accumulation of proppant and mechanical impurities. GLS from the cleaning unit (2) is supplied to the separation unit (3), where it is separated into the gas phase with a daily gas phase flow rate of 350 thousand m 3 / day, gas condensate with a daily flow rate of 160 tons / day and water 50 m 3 / days at a pressure of no more than 120 atm. Next, from the separation unit (3), the gas under its own pressure enters the gas collection loop (5), the pressure in the loop is 1-2 atm less than the separation pressure. The separated water immediately goes to the flare unit (4) and is disposed of. Gas condensate is sent to the tank farm (6) in the form of storage tanks with a volume of 30-50 m 3 , from where it is pumped by compressors (7) into the gas collection loop (5). The flow rate of gas, gas condensate and water is measured by flow metering using a water flow meter (9), a gas flow meter (10), a gas condensate flow meter (11), the amount of proppant and mechanical impurities is determined by their accumulation in a container (12) and weighing on scales (13). With an average duration of well development through PKDS-fracturing of 14 days, the amount of gas not flared was 4.9 million m3 (14 days × 350000 m3 /day = 4.9 million m3 ), the amount of condensate not flared was 2240 tons (14 days × 160 tons/day = 2240 tons). The average number of blowdowns during the development period is 35, thus an average of 16 tons of proppant and mechanical impurities are utilized per flare. The amount of proppant removed is less than 1% of the injected volume during hydraulic fracturing, indicating that the hydraulic fracturing technology does not require optimization.
Таким образом, до эксплуатации скважины на этапе ее освоения было добыто 4.9 млн.м3 газа и 2240 тонн газового конденсата, что подтверждает увеличение добычи и показывает высокую эффективность данной скважины. Кроме того снижено негативное влияние на окружающую среду, т.к. добытый газ и газовый конденсат не были сожжены на факеле и не загрязнили окружающую среду.Thus, before the operation of the well, at the stage of its development, 4.9 million m 3 of gas and 2240 tons of gas condensate were produced, which confirms the increase in production and shows the high efficiency of this well. In addition, the negative impact on the environment has been reduced, because the extracted gas and gas condensate were not flared and did not pollute the environment.
Пример 3.Example 3.
Способ осуществлялся следующим образом. После ГРП газожидкостная смесь (ГЖС) с суточным дебитом 300 тыс. м3/сут поступает из фонтанной арматуры в трубопровод (1), по которому поступает в блок очистки (2) (ПКДС-ГРП), где в процессе сепарации ГЖС очищается от проппанта и механических примесей. При этом проппант и механические примеси накапливаются в емкости (12) блока очистки (2), при накоплении проппанта и механических примесей в блоке очистки (2) до величины ~0,35 тонн, блок очистки (2) продувается потоком газа на факельную установку (4) с целью утилизации проппанта и механических примесей и освобождения блока очистки для последующего накопления проппанта и механических примесей. ГЖС из блока очистки (2) подается в блок сепарации (3), где происходит ее сепарация на газовую фазу с суточным расходом газовой фазы 220 тыс. м3/сут, газовый конденсат с суточным расходом 100 тонн/сут и воду 15 м3/сут при давлении не более 115 атм. Далее из блока сепарации (3) газ и вода сразу уходят на факельную установку (4) и утилизируются. Газовый конденсат направляют в емкостной парк (6) в виде накопительных емкостей объемом 30-50 м3, откуда перевозят автотранспортом в пункт сбора скважинной продукции (8). Измерение расхода газа, газового конденсата и воды осуществляется посредством расходометрии с помощью расходомера воды (9), расходомера газа (10), расходомера газового конденсата (11), количество проппанта и механических примесей определяется посредством их накопления в емкости (12) и взвешивания на весах (13). При средней продолжительности освоения скважины через ПКДС-ГРП 14 сут, количество сожженного на факеле газа составило 3.1 млн.м3 (14 сут × 220000 м3/сут = 3.1 млн. м3), а количество не сожженного на факеле газового конденсата составило 1400 тонн (14 сут × 100 тн/сут = 1400 тонн). Среднее количество продувок за период освоения составляет 25, таким образом на факел утилизируется в среднем 9 тонн проппанта и механических примесей. Количество вынесенного проппанта составляет менее 1% от закачанного объема при ГРП, свидетельствует о том, что технология ГРП не требует оптимизации.The method was carried out as follows. After hydraulic fracturing, a gas-liquid mixture (GLM) with a daily flow rate of 300 thousand m 3 /day is supplied from the Christmas tree to the pipeline (1), through which it enters the cleaning unit (2) (PKDS-GRP), where the GLM is cleared of proppant during the separation process and mechanical impurities. In this case, proppant and mechanical impurities accumulate in the tank (12) of the cleaning unit (2), when the proppant and mechanical impurities accumulate in the cleaning unit (2) to a value of ~0.35 tons, the cleaning unit (2) is purged with a gas flow to the flare unit ( 4) for the purpose of recycling proppant and mechanical impurities and freeing the cleaning unit for subsequent accumulation of proppant and mechanical impurities. GLS from the cleaning unit (2) is supplied to the separation unit (3), where it is separated into the gas phase with a daily gas phase flow rate of 220 thousand m 3 / day, gas condensate with a daily flow rate of 100 tons / day and water 15 m 3 / days at a pressure of no more than 115 atm. Next, from the separation unit (3), gas and water immediately go to the flare unit (4) and are utilized. Gas condensate is sent to the tank farm (6) in the form of storage tanks with a volume of 30-50 m 3 , from where it is transported by road to the well production collection point (8). The flow rate of gas, gas condensate and water is measured by flow metering using a water flow meter (9), a gas flow meter (10), a gas condensate flow meter (11), the amount of proppant and mechanical impurities is determined by their accumulation in a container (12) and weighing on scales (13). With an average duration of well development through PKDS-fracturing of 14 days, the amount of gas flared was 3.1 million m3 (14 days × 220000 m3 /day = 3.1 million m3 ), and the amount of gas condensate not flared was 1400 tons (14 days × 100 tons/day = 1400 tons). The average number of blowdowns during the development period is 25, thus an average of 9 tons of proppant and mechanical impurities are utilized per flare. The amount of proppant removed is less than 1% of the injected volume during hydraulic fracturing, indicating that the hydraulic fracturing technology does not require optimization.
Таким образом, до эксплуатации скважины на этапе ее освоения было добыто 1400 тонн газового конденсата, что подтверждает увеличение добычи и показывает высокую эффективность данной скважины. Кроме того снижено негативное влияние на окружающую среду, т.к. добытый газ и газовый конденсат не были сожжены на факеле и не загрязнили окружающую среду.Thus, before the operation of the well, 1,400 tons of gas condensate were produced at the development stage, which confirms the increase in production and shows the high efficiency of this well. In addition, the negative impact on the environment has been reduced, because the extracted gas and gas condensate were not flared and did not pollute the environment.
В течение 1 года одна установка ПКДС-ГРП сможет быть применена в среднем на 10 скважинах с учетом переезда от скважины к скважине, монтажа/демонтажа установки. С учетом того, что газосборный шлейф будет не на всех 10 скв., а на 7, средний ожидаемый эффект составит по газу (4.2+4.9+3.1)/3×7=28.5 млн. м3, по конденсату (1890+2240+1400)/3×10=18.4 тыс. тонн. Данные показатели подтверждают полезность и эффективность предлагаемого способа освоения ГК скважин после ГРП.Within 1 year, one PKDS-fracturing unit can be used on average at 10 wells, taking into account moving from well to well, installation/dismantling of the unit. Taking into account the fact that the gas collection plume will not be in all 10 wells, but in 7, the average expected effect will be for gas (4.2+4.9+3.1)/3×7=28.5 million m 3 , for condensate (1890+2240+ 1400)/3×10=18.4 thousand tons. These indicators confirm the usefulness and effectiveness of the proposed method for developing gas wells after hydraulic fracturing.
Claims (7)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2813500C1 true RU2813500C1 (en) | 2024-02-12 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2059066C1 (en) * | 1990-02-01 | 1996-04-27 | Ремизов Валерий Владимирович | Method for bringing gas and gas-condensate wells into production and device to implement the same |
| RU45457U1 (en) * | 2004-12-21 | 2005-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2307243C2 (en) * | 2005-07-04 | 2007-09-27 | Александр Владимирович Малахов | Method for low-pay gas-condensate well completion and bringing into operation |
| CN101338664A (en) * | 2008-05-23 | 2009-01-07 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Condensed gas flow quantity measuring systems |
| RU2399757C1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-09-20 | Алексей Викторович Кононов | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
| WO2012154971A2 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Crossstream Energy, Llc | System and method to measure hydrocarbons produced from a well |
| RU2544936C1 (en) * | 2014-05-28 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Separator for intrafield oil treatment |
| RU2697208C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2059066C1 (en) * | 1990-02-01 | 1996-04-27 | Ремизов Валерий Владимирович | Method for bringing gas and gas-condensate wells into production and device to implement the same |
| RU45457U1 (en) * | 2004-12-21 | 2005-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2307243C2 (en) * | 2005-07-04 | 2007-09-27 | Александр Владимирович Малахов | Method for low-pay gas-condensate well completion and bringing into operation |
| CN101338664A (en) * | 2008-05-23 | 2009-01-07 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Condensed gas flow quantity measuring systems |
| RU2399757C1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-09-20 | Алексей Викторович Кононов | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
| WO2012154971A2 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Crossstream Energy, Llc | System and method to measure hydrocarbons produced from a well |
| RU2544936C1 (en) * | 2014-05-28 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Separator for intrafield oil treatment |
| RU2697208C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| https://mnpgeodata.ru/ochistka_skvazhinnoi_produktsii_pri osvoienii_skvazhin_poslie_grp опубл. 17.05.2022 в соответствии с http://web.archive.org/web/20220517145907/ https://mnpgeodata.ru/ ochistka_skvazhinnoi_produktsii _pri_osvoienii_skvazhin_poslie_grp. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100569671C (en) | Process for treating oil field sewage | |
| RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
| WO1995009970A1 (en) | Method and apparatus for separating a well stream | |
| CN106777509B (en) | Polymer-bearing waste-water filtering-backwashing parameters optimization design device and optimization method | |
| Schraufnagel | Coalbed Methane Production: Chapter 15 | |
| RU2813500C1 (en) | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing | |
| WO2011040839A1 (en) | Comprehensive cluster facility for dewatering oil and purifying and recovering associated formation water | |
| CN111577224B (en) | Method for improving bottom water gas reservoir recovery ratio by controlling water with carbon dioxide in horizontal well | |
| CN112081559A (en) | Device and method for extracting natural gas hydrate by depressurization and double-pipe injection of modified fluid | |
| CN104806218B (en) | A kind of method and system for improving shale gas well recovery | |
| AU2014318458B2 (en) | Mass transfer apparatus and method for separation of gases | |
| CN203530040U (en) | Skid-mounted multifunctional integrated oilfield water treatment device | |
| CN101624900A (en) | Circulation gas-drilling process system and method thereof | |
| RU2657910C1 (en) | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit | |
| CN114896659A (en) | Shale gas gathering and transportation station design optimization method | |
| CN105419836A (en) | Desalting device and method for coal tar | |
| RU122304U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER | |
| CN115126449B (en) | Method and system for cyclic heat shock exploitation of natural gas hydrate in sea area | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2715772C1 (en) | Gas processing cluster | |
| CN107740686A (en) | A kind of method that parallel water horizontal well mixed phase drives exploitation of gas hydrate | |
| CN210237296U (en) | Reinjection low-permeability oilfield skid-mounted sewage advanced treatment device | |
| CN202968277U (en) | Oil-field sewage treatment device | |
| CN101280883A (en) | Technological process recycling retail natural gas | |
| RU2809364C1 (en) | Method for extracting oil, condensate and hydrocarbon gas |