Способ повышения производительности газовых скважин Российский патент 2023 года по МПК E21B43/26 E21B47/00 

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.

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).

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.

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).

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.

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).

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.

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).

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.

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).

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.

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.

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.

Способ повышения производительности газовых скважин осуществляется следующим образом.

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.

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.

Депрессию геомехдробления на пласт-коллектор создают путем продувки скважины через диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) с выпуском газа в атмосферу.

Технология увеличения производительности скважин ПХГ методом геомеханического дробления породы пласта включает следующие технологические операции.

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.

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).

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.

Исследования на первом режиме проводят до полной стабилизации давления и расхода на устье скважины, но не менее 30 мин.

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.

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.

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.

Последующие исследования осуществляются методом ступенчатого повышения расхода газа на 2 - 5 тыс.м³/ч с продолжительностью не менее 20 мин.

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.

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:

- показатели механических свойств породы пласта-коллектора в призабойной зоне:

- сцепление породы в ПЗП, С,

- коэффициент структурного ослабления сцепления, λ,

- угол внутреннего трения породы, ϕ,

- данные по фильтрационным характеристикам породы пласта-коллектора в призабойной зоне: коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, полученные из результатов проведенных ГДИ эксплуатационной скважины,

- пластовое давление флюида, р_пл,

- характеристики заканчивания скважины: отношение радиуса контура питания скважины к радиусу забоя, R_к/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.

Определение сцепления и угла внутреннего трения монолитных образцов горных пород допускается выполнять методом нагружения сферическими инденторами.

Сцепление С, МПа, и угол внутреннего трения ϕ, град, определяют по формулам:

где Р - нагрузка в момент разрушения образца при сжатии сферическими инденторами, Н,

S_max - площадь поверхности большей из зон структурно-механических изменений под инденторами, м²,

S_p - площадь поверхности разрыва образца, м²,

σ_с - радиальное сжимающее напряжение на поверхности большей из зон, МПа,

σ_р - предел прочности на растяжение образца, МПа.

Для слабосцементированного песчаника допустимо применение аналитической формулы для определения сцепления:

связывающей сцепление образца породы с пределом прочности на растяжение.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В данной газовой скважины берут из результатов газодинамических исследований.

Дебит геомехдробления для скважины с перфорированной колонной q_к, м³/сут., определяют по формулам:

где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.),

В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.)²,

С - сцепление, МПа,

р_пл - пластовое давление флюида, МПа,

Т - вспомогательный параметр, безразмерный,

α - угол разрушения породы в ПЗП, град.

Депрессию геомехдробления Δр, МПа, начала объемных разрушений породы в призабойной зоне пласта при отборе из скважины с перфорированной колонной определяют по формуле:

где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.),

В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.)²,

р_пл - пластовое давление флюида, МПа,

q_к - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной, м³/сут.

Для скважины с открытым забоем

Дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Q_к, м³/сут., определяют по формулам:

где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.),

В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа²/(тыс.м³/сут.)²,

С - сцепление, МПа,

р_пл - пластовое давление флюида, МПа,

R - радиус забоя, м,

R_к - радиус контура питания скважины, м,

t - безразмерный параметр,

α - угол разрушения породы в ПЗП, град.

Депрессия геомехдробления скважины с открытым забоем определяется по формуле (9), где q_к - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной надо заменить на дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Q_к.

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.

При этом максимальная величина депрессии, которая может быть достигнута, зависит от характеристик конкретной скважины: потерь давления в НКТ, диаметра диафрагмы, потерь давления в шлейфе.

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.

Расчет максимально достижимой депрессии на пласт-коллектор скважины ПХГ при продувке с выпуском газа в атмосферу с использованием ДИКТ проводят в следующей последовательности.

Для каждого конкретного случая строят корреляционные зависимости забойного р_заб, кгс/см², и устьевого р_уст, 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).

где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, сут/тыс.м³,

В - коэффициент фильтрационного сопротивления, (сут/тыс.м³)²,

d_вн - внутренний диаметр лифтовых труб, см,

е - основание натурального логарифма,

L - глубина скважины, м,

р_пл - пластовое давление, кгс/см²,

Q - дебит газа, тыс.м³/сут.,

Т_ср - 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)),

z_cp - коэффициент сверхсжимаемости флюида средний, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,

λ_тр - коэффициент гидравлических сопротивлений лифтовых труб, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,

- относительная плотность газа по воздуху, безразмерная.

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.

где с - коэффициент измерителей критического течения, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,

Р_д - абсолютное давление перед диафрагмой (устьевое давление), кгс/см²,

Т_д - абсолютная температура газа перед диафрагмой, К,

Δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, безразмерный, который определяют согласно Инструкции,

- относительная плотность газа по воздуху, безразмерная,

z - коэффициент сверхсжимаемости при Р_д и Т_д.

По линейной зависимости дебита газа Q от абсолютного давления перед диафрагмой Р_д однозначно определяют искомый дебит при данном диаметре диафрагмы

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.

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.

Работы по интенсификации притока могут проводиться на газовых скважинах с любой конструкцией забоя - перфорированная эксплуатационная колонна, открытых ствол, расширенная призабойная зона.

После проведения повторных ГДИ на стационарных режимах и подтверждения эффективности проведенных работ производят включение скважины в эксплуатацию на новом режиме с увеличенной производительностью.

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, как вновь пробуренных, так и находящихся в эксплуатации. Технический результат изобретения - повышение продуктивности газовых скважин за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта-коллектора посредством создания в ней системы трещин. В способе повышения производительности газовых скважин, включающем проведение определения по керну свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, создание депрессии на пласт-коллектор, приводящей к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин 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.

Способ повышения производительности газовых скважин, включающий проведение определения по керну свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, создание депрессии на пласт-коллектор, приводящей к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, отличающийся тем, что 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.