Способ интенсификации притока газовых скважин
METHOD FOR STIMULATING THE INFLOW OF GAS WELLS

Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к способам повышения коэффициента продуктивности в газовых скважинах и может быть использовано для интенсификации притока газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ), как вновь пробуренных, так и находящихся в эксплуатации.
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем очистки призабойных зон пласта (ПЗП) для повышения проницаемости коллекторов и, соответственно, приемистости скважин (заявка РФ 2000108427, Е21В 43/22, 2001). Известный способ включает выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе. При работе кустовой насосной станции манипулируют задвижками водоводов, выдерживают паузы в течение одних-трех суток при закрытых высокоприемистых и открытых низкоприемистых скважинах. Создают перепад давления регулировкой выкидной задвижки. Открывают высокоприемистые скважины, создают депрессию в единой гидродинамической системе. Происходит падение давления на устье низкоприемистых скважин и отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины. Осуществляют возврат в первоначальный режим работы кустовой насосной станции. Фиксируют параметры работы станции. По величине изменения параметров выдают заключение об эффективности очистки.
Недостатком известного способа является необходимость больших временных затрат на его осуществление и низкая эффективность. Кроме того, способ неприменим для повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Известен способ обработки нагнетательной скважины для повышения ее приемистости за счет повышения проницаемости ПЗП (заявка РФ 92001969, Е21В 43/27, 1994). В известном способе увеличение приемистости нагнетательных скважин и расширение зоны ее воздействия на разрабатываемый пласт достигается тем, что создают депрессию на ПЗП, удаляют загрязнения и кольматирующие вещества, нагнетают в ПЗП высокотемпературную смесь водяного пара с газом, с помощью которой растворяют, расплавляют и прокачивают кольматирующие вещества и инфильтрат вглубь пласта на расстояние, при котором не проявляется их закупоривающее действие, после чего закачивают рабочий агент.
Недостатком известного способа является сложность его осуществления, поскольку требуется прокачивать в ПЗП смесь с высокой температурой, и малая эффективность, обусловленная тем, что кольматирующие вещества остаются в пласте, снижая его проницаемость. Кроме того, способ не применим для повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Наиболее близким к заявляемому является способ обработки нагнетательной скважины, включающий отбор образцов породы из продуктивной толщи нагнетательной скважины или ближайшей к ней скважины, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия породы, которые действуют в призабойной зоне при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях в скважине, с воспроизведением напряжений, при которых происходит деформирование с растрескиванием, разрыхлением образцов породы и необратимым повышением их проницаемости, определение конструкции забоя нагнетательной скважины с перфорационными отверстиями или горизонтальной щелью в открытом стволе, создание установленной конструкции забоя скважины и создание на забое скважины депрессии, не менее установленной по данным моделирования образцов породы, с ее поддержанием до перевода скважины в режим нагнетания, (патент на изобретение RU 2213852 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/02, опубл. 10.10.2003).
Недостатком известного способа является его применимость только в нагнетательных скважинах, используемых для поддержания пластового давления при добыче нефти на месторождениях, технически и методически сложное моделирование условий сжатия породы, действующих в призабойной зоне при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях, а также использование для создания депрессии струйного насоса, что невозможно в газовых скважинах.
Техническим результатом, который обеспечивает предлагаемое изобретение, является повышение продуктивности газовых скважин за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта-коллектора посредством создания в ней системы трещин, при этом
Технический результат достигается тем, что в способе интенсификации притока на газовых скважинах подземного хранилища газа (ПХГ), по керну проводят определение прочностных свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора, проводят на газовой скважине ПХГ серию газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах, далее создают депрессию на пласт-коллектор, приводящую к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, при этом депрессию создают посредством продувки газовой скважины в общий коллектор ПХГ через крановое регулирующее устройство (КРУ), установленное во входном коллекторе скважины ПХГ, а продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу, причем величину упомянутой депрессии и процент раскрытия проходного отверстия КРУ, который необходим для ее осуществления, определяют на основании прочностных свойств породы пласта-коллектора и коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, полученных при проведении на скважине ГДИ на стационарных режимах, затем определяют производительность скважины посредством проведения повторных ГДИ скважины на стационарных режимах.
На предварительных и повторных ГДИ и при проведении продувки до достижения депрессии геомехдробления не происходит никаких потерь метанового газа в атмосферу, как бы долго эти исследования не проводились, так как движение газа протекает в замкнутой системе пласт-скважина-газосборный пункт и описанный способ не наносит вреда окружающей среде.
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, которые имеют длину от нескольких миллиметров до нескольких метров.
Эта система макротрещин 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 газовой скважины (без выпуска и потерь газа в атмосферу) в общий коллектор ПХГ через КРУ, которое устанавливают во входном коллекторе скважины ПХГ.
КРУ предназначено для дистанционного и местного регулирования параметров газового потока в трубопроводах в составе автоматизированной системы управления (АСУ) и состоит из корпуса, седла, тарели и поршней (см. паспорт регулирующего устройства К.РУ. 05.91. 10. 00-0-01 ПС). КРУ обеспечивает линейное изменение площади проходного сечения «тарель-седло» по его ходу и может быть зафиксировано в любом промежуточном положении.
Во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ расположены манометры, а также во входном коллекторе скважины ПХГ перед КРУ расположены термометры. Также во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ расположен дебитомер, определяющий расход газа при текущих условиях.
При этом, как правило, на ПХГ каждая скважина оборудована отдельным КРУ, расположенном непосредственно перед входным коллектором в закрытом утепленном технологическом помещении.
Технология увеличения производительности скважин ПХГ методом геомеханического дробления породы пласта включает следующие технологические операции.
Определяют прочностные свойства породы в призабойной зоне пласта-коллектора (ПЗП) по керну, а именно определяют: сцепление породы в ПЗП, С, коэффициент структурного ослабления сцепления, λ, угол внутреннего трения породы, ϕ.
Проводят на скважине-кандидате ГДИ скважин на стационарных режимах без выпуска и потерь газа в атмосферу в общий коллектор подземного хранилища газа.
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 на пульте управления через АСУ путем открытия проходного сечения КРУ.
На первом этапе исследований осуществляют открытие КРУ на минимально возможный, с технологической точки зрения, процент открытия проходного сечения (обычно 10-15%), с образованием отверстия для прохода газа, имеющего минимальную площадь проходного сечения. Исследования на первом режиме проводят до полной стабилизации давления (не менее 30 мин), при этом давление контролируют по манометрам расположенным во входном коллекторе скважины ПХГ до КРУ.
После выхода скважины на установившийся режим фильтрации, не останавливая ее, с пульта управления увеличивают процент открытия КРУ, увеличивая тем самым площадь проходного сечения КРУ. Таким образом осуществляют переход на следующий режим исследований.
Проводят четыре-шесть режимов исследований. При каждом режиме исследований изменяют процент открытия проходного сечения КРУ от 15% на первом режиме исследований до 50% на последнем режиме исследований.
Операции повторяются аналогично на всех режимах исследований до полной стабилизации давления (не менее 30 мин), при этом давление контролируют по манометрам расположенным во входном коллекторе скважины ПХГ до КРУ.
При проведении исследований на всех режимах фиксируют температуру и давление газа приборами (термометрами, манометрами), которые расположены во входном коллекторе скважины ПХГ непосредственно перед КРУ, а также определяют расход газа при текущих условиях посредством дебитомера.
По результатам исследований керна и ГДИ скважин проводят определение депрессии геомехдробления, при которой происходит образование трещин в породе пласта. По результатам проведенных ГДИ эксплуатационной скважины определяют для нее коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
На основании полученных коэффициентов А и В определяют депрессию геомехдробления для данной скважины и, соответственно, процент раскрытия КРУ, при котором она осуществляется для конкретных условий исследуемой скважины.
Процент раскрытия КРУ, при котором осуществляется депрессия геомехдробления определяют по графику зависимости депресиии на пласт-коллектор от процента раскрытия КРУ для данной скважины.
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;
пл
- пластовое давление флюида, р;
к
- характеристики заканчивания скважины: отношение радиуса контура питания скважины к радиусу забоя, R/R.
Определение сцепления и угла внутреннего трения монолитных образцов горных пород можно выполнить методом нагружения сферическими ин-денторами (рекомендации, изложенные в Пятахин М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 266 с и в Коршунов В.А., Карташов Ю.М. Определение показателей объемной прочности образцов горных пород при их нагружении сферичесими инденторами // ВНИМИ. - 2001). При определении показателей объемной прочности образцы подвергаются раскалыванию путем сжатия парой сферических инденторов в приборе-пробнике ИСМ-190 или аналогичном, способном проводить испытания образцов горной породы в соответствии с ГОСТ 24941-81.
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,
max
2
S - площадь поверхности большей из зон структурно-механических изменений под инденторами, м,
p
2
S - площадь поверхности разрыва образца, м,
с
σ - радиальное сжимающее напряжение на поверхности большей из зон, МПа,
р
σ - предел прочности на растяжение образца, МПа. Для слабосцементированного песчаника допустимо применение аналитической формулы для определения сцепления:
Формула (5) связывает сцепление образца породы с пределом прочности на растяжение.
k
3
Дебит геомеханического дробления для скважины с перфорированной колонной q, м/сут., определяют по формулам:
2
3
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут.),
2
3
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут.),
С - сцепление, МПа,
пл
Р - пластовой давление флюида, МПа,
Т - вспомогательный параметр, безразмерный,
α - угол разрушения породы в ПЗП, град.
Депрессию геомеханического дробления Δр, МПа, начала объемных разрушений породы в призабойной зоне пласта при отборе из скважины с перфорированной колонной определяют по формуле:
2
3
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут.),
2
3
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут.),
пл
p - пластовое давление флюида, МПа,
к
3
q - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной, м/сут.
к
3
Дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Q, м/сут., определяют по формулам:
2
3
2
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа/(тыс. м/сут.),
3
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа /(тыс. м/сут.),
С - сцепление, МПа,
пл
р - пластовое давление флюида, МПа,
R - радиус забоя, м,
к
R - радиус контура питания скважины, м,
t - безразмерный параметр,
α - угол разрушения породы в ПЗП, град.
к
к
Депрессия геомехдробления скважины с открытым забоем определяется по формуле (9), где q - дебит геомехдробления скважины с перфорированной колонной надо заменить на дебит геомехдробления для скважины с открытым забоем Q.
Создание депрессии геомехдробления на пласт-коллектор в газовой скважине (незаглушенной жидкостью) возможно путем снижения устьевого давления. Снижение устьевого давления до заданной величины в течение определенного времени можно достигнуть при проведении продувки в шлейф (газопровод).
При этом максимальная величина депрессии, которая может быть достигнута, зависит от характеристик конкретной скважины: потерь давления в насосно-компрессорной трубе (НКТ), процента раскрытия КРУ, противодавления в шлейфе.
Достижимость депрессии геомехдробления, определенной с учетом прочностных и фильтрационно-емкостных свойств породы пласта-коллектора, определяется техническими характеристиками конкретной скважины. Максимальная величина депрессии может быть достигнута на скважине при проведении ее продувки при 100% раскрытии КРУ.
Расчет максимально достижимой депрессии на пласт-коллектор скважины ПХГ при продувке газовой скважины через КРУ без выпуска и потерь газа в атмосферу в общий коллектор подземного хранилища газа проводят в следующей последовательности.
за6
уст
2
2
3
2
Для каждого конкретного случая строят корреляционные зависимости забойного р, кгс/см, и устьевого р, кгс/см, давлений от дебита Q, тыс.м/сут., по формулам (12) и (13) соответственно, а также возникающих при этом депрессий на пласт Δр, кгс/см, от дебита скважины по формуле (15).
3
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, сут/тыс. м,
3
2
В - коэффициент фильтрационного сопротивления, (сут/тыс. м),
вн
d - внутренний диаметр лифтовых труб, см,
е - основание натурального логарифма,
L - глубина скважины, м,
пл
2
р - пластовое давление, кгс/см,
3
Q - дебит газа, тыс. м/сут.,
ср
Т - средняя температура флюида, К,
cp
z - коэффициент сверхсжимаемости флюида средний, безразмерный,
тр
λ - коэффициент гидравлических сопротивлений лифтовых труб, безразмерный,
- относительная плотность газа по воздуху, безразмерная.
Максимальная депрессия будет достигаться при равенстве устьевого давления и давления на входе в шлейф (газопровод).
Для проведения работ для осуществления процесса геомехдробления принимают величину депрессии геомеханического дробления равной расчетной, увеличенной на 20%.
Устанавливают процент открытия проходного сечения КРУ, при котором может быть создана депрессия геомехдробления.
Продувают скважину через КРУ в общий коллектор без выпуска газа в атмосферу с целью создания депрессии геомеханического дробления в течение 5 мин после установления стационарного режима. В процессе продувки фиксируют устьевые давления. Сохраняют полученные с приборов данные в процессе проведения работ на резервном накопителе для их последующей обработки.
С целью оценки изменения производительности скважин ПХГ методом геомехдробления породы пласта проводят повторные ГДИ на стационарных режимах. Повторные ГДИ на стационарных режимах проводят на тех же пяти режимах, при тех же процентах раскрытия КРУ и той же их последовательности, что и при первоначальных ГДИ.
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.