RU2819884C1 - Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation - Google Patents
Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819884C1 RU2819884C1 RU2023121020A RU2023121020A RU2819884C1 RU 2819884 C1 RU2819884 C1 RU 2819884C1 RU 2023121020 A RU2023121020 A RU 2023121020A RU 2023121020 A RU2023121020 A RU 2023121020A RU 2819884 C1 RU2819884 C1 RU 2819884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- formation
- hydrate
- pressure
- perforation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения добычи конвенционального и гидратного газа в многопластовых месторождениях, особенно при наличии в геологическом разрезе различных по энергетическому потенциалу объектов и когда разработка гидратных пластов отдельными скважинами не является рентабельной из-за малых дебитов и больших капитальных и эксплуатационных затрат. The invention relates to the gas production industry and can be used to improve the production of conventional and hydrate gas in multi-layer fields, especially when there are objects of different energy potential in the geological section and when the development of hydrate layers with individual wells is not profitable due to low flow rates and large capital and operating costs.
Проблема рентабельного извлечения газа из гидратного пласта в присутствии нижележащего по разрезу изолированного пласта конвенционального газа, как правило, с более высокими значениями пластового давления и температуры является весьма актуальной. При этом главным компонентом такого многопластового месторождения является нижний эксплуатационный объект с высоким термобарическим потенциалом и фильтрационно-емкостными свойствами, например сеноманский газ Западной Сибири, а гидратный газ покрывающих пластов с меньшими значениями пластового давления и температуры имеет подчиненное значение. Вместе с тем оптимальное извлечение всех компонентов природной системы является насущной проблемой и определяется требованиями охраны недр. Более того после падения пластового давления при разработке месторождения так называемый низконапорный газ (ННГ) ещё в большом количестве остаётся в тех же сеноманских отложениях и также требует своего решения. The problem of cost-effective extraction of gas from a hydrate reservoir in the presence of an underlying isolated layer of conventional gas, usually with higher values of reservoir pressure and temperature, is very relevant. In this case, the main component of such a multi-layer field is the lower production object with high thermobaric potential and filtration-capacitive properties, for example, Cenomanian gas of Western Siberia, and the hydrate gas of the overlying layers with lower values of reservoir pressure and temperature is of subordinate importance. At the same time, the optimal extraction of all components of the natural system is an urgent problem and is determined by the requirements of subsoil protection. Moreover, after a drop in reservoir pressure during field development, the so-called low-pressure gas (LPG) still remains in large quantities in the same Cenomanian deposits and also requires its solution.
Большинство известных изобретений в области разработки гидратных залежей основаны на общих подходах изучения физико-химических свойств газогидратов, включают комбинации механического, теплового, химического воздействия на пласт и использование различных природных факторов – подстилающего (конвенционального) газа, свободной воды в пределах одного продуктивного пласта, изолированного пропластка термальной воды высокого давления и др. Most of the known inventions in the field of development of hydrate deposits are based on general approaches to studying the physical and chemical properties of gas hydrates, including combinations of mechanical, thermal, chemical effects on the formation and the use of various natural factors - underlying (conventional) gas, free water within one productive formation, isolated layer of high pressure thermal water, etc.
Известен способ разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, а именно подстилающего (конвенционального) газа в пределах одного продуктивного пласта и нижележащего по разрезу изолированного водоносного пласта. В этом способе производят бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, представляющего газогидратную залежь в верхней части и подстилающий газ с газоводяным контактом (ГВК) в нижней части, а также нижележащего изолированного водоносного пласта. На уровне ГВК продуктивного пласта центробежным насосом снижают забойное давление и отбирают с сепарацией газожидкостную смесь, добычу выделившегося при этом газа осуществляют по межколонному пространству скважины, а жидкость с растворенным газом по лифтовой колонне центробежным насосом закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт. При отборе газожидкостной смеси на уровне ГВК пластовое давление в области дренирования (порядка 50 метров) снижается до равновесного состояния, при котором гидраты в верхней части продуктивного пласта начинают разлагаться на газ и воду с поглощением тепла. Величина гидратонасыщенности продуктивного пласта уменьшается, а его эффективная проницаемость возрастает, что приводит к увеличению областей с более низким давлением, распространению фронта диссоциации, охвату залежи и росту поступления газа из верхней гидратной части в нижнюю часть подстилающего газа. Газ, полученный из гидратов верхней части, дополняет конвенциональный газ, отбираемый из нижней части пласта. Производительность центробежного насоса позволяет синхронно удалять воду из скважины в нижележащий изолированный водоносный пласт и поддерживать забойное давление обеспечивающего непрерывную диссоциацию гидратов. Способ основан на снижении забойного давления центробежным насосом для диссоциации газогидратов, позволяет удалять попутную воду из скважины в нижележащий изолированный пласт, увеличивать фазовую проницаемость для газа, снижать дроссель-эффект, самоконсервацию и вторичное образование гидратов в приствольной зоне пласта [1. Патент на изобретение RU 2438009. 2. Васильева З. А. Разработка газогидратных залежей с использованием геоприродных факторов // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2021. – № 3-1. – С. 238–251]. There is a known method for developing a gas hydrate deposit taking into account natural factors, namely the underlying (conventional) gas within one productive formation and the underlying isolated aquifer. In this method, a well is drilled and a productive formation is opened, representing a gas hydrate reservoir in the upper part and underlying gas with a gas-water contact (GWC) in the lower part, as well as the underlying isolated aquifer. At the level of the GWK of the productive formation, the bottomhole pressure is reduced with a centrifugal pump and the gas-liquid mixture is selected with separation, the gas released in this case is extracted through the annular space of the well, and the liquid with dissolved gas is pumped through the lift string with a centrifugal pump into the underlying isolated aquifer. When selecting a gas-liquid mixture at the GWC level, the formation pressure in the drainage area (about 50 meters) decreases to an equilibrium state, at which hydrates in the upper part of the productive formation begin to decompose into gas and water with the absorption of heat. The value of hydrate saturation of the productive formation decreases, and its effective permeability increases, which leads to an increase in areas with lower pressure, propagation of the dissociation front, sweeping of the reservoir and an increase in the flow of gas from the upper hydrate part to the lower part of the underlying gas. Gas produced from the hydrates in the upper part complements the conventional gas taken from the lower part of the formation. The performance of the centrifugal pump makes it possible to synchronously remove water from the well into the underlying isolated aquifer and maintain bottomhole pressure, which ensures continuous dissociation of hydrates. The method is based on reducing the bottomhole pressure with a centrifugal pump for the dissociation of gas hydrates, allows you to remove associated water from the well into the underlying isolated formation, increase the phase permeability for gas, reduce the throttling effect, self-preservation and secondary formation of hydrates in the near-wellbore zone of the formation [1. Patent for invention RU 2438009. 2. Vasilyeva Z. A. Development of gas hydrate deposits using geonatural factors // Mining Information and Analytical Bulletin. – 2021. – No. 3-1. – P. 238–251].
Известно устройство для разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, включающее спущенную в скважину и зацементированную обсадную колонну с кумулятивной перфорацией на уровне ГВК и водоносного пласта, спускаемую в обсадную колонну лифтовую колонну с пакером установленном в межколонном пространстве ниже ГВК. Лифтовая колонна также содержит проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор, обвязку устья для связи межколонного пространства с выходной линией и управляемым дросселем (штуцером) [патент на изобретение RU 2438009]. A device is known for developing a gas hydrate deposit taking into account natural factors, including a casing string lowered into the well and cemented with cumulative perforation at the level of the gas-water-containing reservoir and the aquifer, a lift string lowered into the casing with a packer installed in the annular space below the gas-water-containing layer. The elevator column also contains a wire line, measuring sensors, a centrifugal pump, a separator, and a wellhead piping for connecting the annular space with the output line and a controlled throttle (invention patent RU 2438009).
Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является невозможность их использования в многопластовых месторождениях при изоляции друг от друга, например пластом глин гидратной и конвенциональной частей газа с различным термобарическим потенциалом, т. е. в большинстве случаев. В многопластовых месторождениях при отсутствии гидродинамической связи по разрезу снижение забойного давления на уровне ГВК в конвенциональной части не передаётся в верхнюю гидратную часть залежи, не снижает здесь пластовое давление и не приводит к диссоциации гидратов. Недостатком способа также является отсутствие возможности отбора в многопластовых месторождениях низконапорного газа (ННГ) при помощи вышележащего гидратного газа в едином цикле извлечения всех компонентов природной системы. Более того диссоциация гидратов в приствольной части не исключаемая этим способом может приводить к аварийной ситуации вплоть до смятия обсадной колонны и потере скважины. Кроме того низкая интенсивность диссоциации гидратов, охвата залежи, поступления газа из верхней гидратной части в газонасыщенную нижнюю часть пласта снижают дебит добываемого газа в целом, особенно при высокой гидратонасыщенности (низкой проницаемости) продуктивного пласта. The disadvantage of the method and the device that ensures its implementation is the impossibility of their use in multi-layer fields when isolated from each other, for example by a clay layer, the hydrate and conventional parts of gas with different thermobaric potential, i.e. in most cases. In multilayer fields, in the absence of hydrodynamic connection along the section, the decrease in bottomhole pressure at the level of the gas-water reservoir in the conventional part is not transmitted to the upper hydrate part of the reservoir, does not reduce the reservoir pressure here and does not lead to the dissociation of hydrates. The disadvantage of this method is also the inability to select low-pressure gas (LPG) in multi-layer fields using overlying hydrated gas in a single cycle for extracting all components of the natural system. Moreover, the dissociation of hydrates in the near-wellbore part, which cannot be excluded by this method, can lead to an emergency situation, including collapse of the casing and loss of the well. In addition, the low intensity of hydrate dissociation, reservoir coverage, and gas flow from the upper hydrate part into the gas-saturated lower part of the formation reduce the production gas flow rate as a whole, especially with high hydrate saturation (low permeability) of the productive formation.
Известен способ разработки многопластовых газовых (конвенциональных) месторождений при одновременной эксплуатации двух газоносных пластов, когда потоки газа скважин вскрывших различные разобщенные объекты смешиваются через устьевой эжектор. При этом происходит передача энергии потока газа от фонтанирующей скважины высокого давления, потоку газа скважины с низким давлением. Фонтанирующий режим работы высоконапорной скважины – забойное давление и производительность определяется падением давления на устьевом дросселе (сопротивлении) в данном случае эжекторе, установленном в выходном потоке газа этой скважины. Режим работы низконапорной скважины определяется депрессией на пласт развиваемой эжектором. На выходе из эжектора смешанный поток газа имеет давление выше, чем давление входящего в эжектор потока от скважины с низким давлением. Способ позволяет для низконапорных скважин создать дополнительную депрессию на пласт и совместно эксплуатировать разнопотенциальные объекты в условиях общей трубопроводной сети [патент на изобретение UZ №4413]. There is a known method for the development of multi-layer gas (conventional) fields with the simultaneous exploitation of two gas-bearing layers, when gas flows from wells that have discovered various isolated objects are mixed through a wellhead ejector. In this case, the energy of the gas flow from the flowing high-pressure well is transferred to the gas flow of the low-pressure well. Flowing mode of operation of a high-pressure well - bottomhole pressure and productivity are determined by pressure drop at the wellhead choke (resistance), in this case an ejector installed in the output gas flow of this well. The operating mode of a low-pressure well is determined by the depression on the formation developed by the ejector. At the exit from the ejector, the mixed gas flow has a pressure higher than the pressure of the flow entering the ejector from the low-pressure well. The method allows for low-pressure wells to create additional depression on the formation and jointly operate objects of different potentials in a common pipeline network [invention patent UZ No. 4413].
Известно устройство для разработки многопластовых газовых (конвенциональных) месторождений при одновременной эксплуатации двух газоносных пластов, включающее две скважины вскрывших различные разобщенные объекты, их общую обвязку устьев с соответствующим подключением эжектора и выходом в общую трубопроводную сеть [патент на изобретение UZ №4413]. A device is known for the development of multi-layer gas (conventional) fields with the simultaneous exploitation of two gas-bearing layers, including two wells that uncovered various disconnected objects, their common well piping with a corresponding ejector connection and access to a common pipeline network [invention patent UZ No. 4413].
Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является сложность их использования для разработки газогидратной залежи, особенно в условиях совместной добычи гидратного газа и нижележащего конвенционального газа одной скважиной, когда разработка газогидратных пластов отдельными скважинами не является рентабельной из-за малых дебитов и больших затрат. The disadvantage of the method and the device that ensures its implementation is the complexity of their use for the development of gas hydrate deposits, especially in conditions of joint production of hydrate gas and underlying conventional gas by one well, when the development of gas hydrate formations by individual wells is not profitable due to low flow rates and high costs.
Известен способ заканчивания скважины в осложнённых условиях, основанный на использовании малогабаритной бурильной компоновки дополнительно к крупногабаритной компоновке. Этот способ включает бурение крупногабаритной компоновкой основного ствола, спуск и цементирование обсадной колонны, спуск малогабаритной бурильной компоновки и бурение в продуктивном пласте перфорационных (не обсаживаемых или частично обсаживаемых) каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Бурение проводят обычно на колтюбинговой трубе гидродвигателем с долотом или гидромониторным соплом на воде (с абразивом). При этом получают множество перфорационных каналов протяжённой (500м и более) и управляемой с устья траектории. Через основной ствол и перфорационные каналы воздействуют на пласт различными технологическими агентами (паротепловыми, кислотными, углеводородными, бинарными смесями) и обрабатывают скважину с последующим отбором пластового флюида. Использование дополнительных перфорационных каналов расположенных с высокой плотностью в глубине продуктивных отложений способствует созданию активной дренирующей системы и интенсификации добычи скважинной продукции в осложнённых условиях, например при низкой проницаемости пласта. [См. патенты на изобретение RU 2632836, 2642194, 2668620, 2678252, 2703064; а также: 1. Фурсин К. С., Григулецкий В. Г. Шлангокабельный перфобур для глубокого щадящего вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины. НТВ ”Каротажник”. АИС. Тверь. № 9 (255), 2015. С. 60-72; 2. Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50. 3. Фурсин С. Г. Анализ современных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов в сложных условиях. Проблемы и решения. Строительство и ремонт скважин – 2019: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Новороссийск, Краснодарский край, ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2019. С. 67-73 ]. There is a known method for completing a well in difficult conditions, based on the use of a small-sized drilling assembly in addition to a large-sized drilling assembly. This method includes drilling with a large-sized main trunk assembly, running and cementing a casing string, running a small-sized drilling assembly and drilling perforation (uncased or partially cased) channels of ultra-small diameter and radius of curvature in the productive formation. Drilling is usually carried out on a coiled tubing pipe using a hydraulic motor with a bit or a jet nozzle on water (with abrasive). In this case, many long perforation channels (500m or more) and a trajectory controlled from the mouth are obtained. Through the main trunk and perforation channels, the formation is exposed to various technological agents (thermal steam, acid, hydrocarbon, binary mixtures) and the well is treated with subsequent selection of formation fluid. The use of additional perforation channels located with high density in the depths of productive sediments helps to create an active drainage system and intensify the production of well products in difficult conditions, for example, with low formation permeability. [Cm. patents for invention RU 2632836, 2642194, 2668620, 2678252, 2703064; and also: 1. Fursin K. S., Griguletsky V. G. Hose-cable perforated drill for deep, gentle opening of productive intervals of a cased well. NTV “Korotazhnik”. AIS. Tver. No. 9 (255), 2015. pp. 60-72; 2. Antoniadi D. G., Fursin S. G. Rationale for the use of a waterjet probe perforator in innovative coiled tubing technologies. Magazine “Coiled Tubing Time. Time for hydraulic fracturing." No. 4(062). 2017. pp. 42-50. 3. Fursin S.G. Analysis of modern technologies for secondary opening of productive layers in difficult conditions. Problems and solutions. Construction and repair of wells – 2019: Sat. report International scientific and practical conference. Novorossiysk, Krasnodar region, Scientific and Production Company Nitpo LLC, 2019. P. 67-73].
Известно устройство для заканчивания скважины в осложнённых условиях, включающее крупногабаритную компоновку для бурения основного ствола, малогабаритную компоновку для бурения множества перфорационных каналов, спускаемую в основной ствол обсадную колонну, лифтовую колонну с проводной линией, измерительными датчиками и оборудованием для воздействия на пласт и отбора скважинной продукции [Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50]. A device is known for completing a well in difficult conditions, including a large-sized assembly for drilling the main trunk, a small-sized assembly for drilling multiple perforation channels, a casing string lowered into the main trunk, a lift string with a wire line, measuring sensors and equipment for influencing the formation and selecting well products [Antoniadi D. G., Fursin S. G. Rationale for the use of a waterjet probe perforator in innovative coiled tubing technologies. Magazine “Coiled Tubing Time. Time for hydraulic fracturing." No. 4(062). 2017. pp. 42-50].
Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является сложность их использования для разработки именно газогидратной залежи, особенно при совместной добыче гидратного газа и нижележащего конвенционального газа одной скважиной, когда разработка газогидратных пластов отдельными скважинами не рентабельна из-за малых дебитов и больших затрат. The disadvantage of the method and the device that ensures its implementation is the complexity of their use for the development of gas hydrate deposits, especially when joint production of hydrate gas and underlying conventional gas by one well, when the development of gas hydrate formations by separate wells is not profitable due to low flow rates and high costs.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, а именно подстилающего конвенционального газа с газоводяным контактом (ГВК) в пределах одного продуктивного пласта и нижележащего по разрезу изолированного водоносного пласта с большим термобарическим потенциалом и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Способ включает бурение основной скважины и, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи, крепление скважин обсадной колонной и цементным раствором, вторичное вскрытие разреза кумулятивной перфорацией в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта с пакеровкой перепускных скважин. В основную скважину спускают лифтовую колонну с пакером, проводной линией, измерительными датчиками и центробежным насосом. Отбор газожидкостной смеси проводят центробежным насосом на уровне ГВК с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по межколонному пространству, а жидкость с растворенным газом по лифтовой колонне закачивают центробежным насосом в нижележащий водоносный пласт. В процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной воды высокого давления из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной воды и воды диссоциации гидрата без подъема их на поверхность. При этом в процессе отбора газожидкостной смеси центробежным насосом производят снижение забойного давления до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата. В этом способе для дополнительного воздействия на газогидратную залежь используют термальную воду с высоким пластовым давлением в режиме непрерывной межпластовой циркуляции [патент на изобретение RU 2602621 (прототип)]. The closest to the invention in terms of technical essence and achieved result is a method for developing a gas hydrate deposit taking into account natural factors, namely the underlying conventional gas with gas-water contact (GWC) within one productive formation and the underlying isolated aquifer with a high thermobaric potential and high filtration -capacitive properties. The method includes drilling a main well and at least two bypass wells along the periphery of the deposit, securing the wells with casing and cement mortar, secondary opening of the section by cumulative perforation in the zone of the productive formation and the underlying aquifer with packing of bypass wells. A lift string with a packer, a wire line, measuring sensors and a centrifugal pump is lowered into the main well. The selection of the gas-liquid mixture is carried out by a centrifugal pump at the GWK level with simultaneous separation of the gas-liquid mixture in the well. In this case, gas is produced through the annular space, and liquid with dissolved gas is pumped through a lift string with a centrifugal pump into the underlying aquifer. In the process of selecting a gas-liquid mixture, high-pressure thermal water is transferred from the underlying formation to the overlying productive formation for thermal dissociation of the hydrate, ensuring circulation of thermal water and water of hydrate dissociation without raising them to the surface. In this case, in the process of selecting a gas-liquid mixture with a centrifugal pump, the bottomhole pressure is reduced to a value that ensures the beginning of hydrate dissociation. In this method, for additional impact on the gas hydrate deposit, thermal water with high reservoir pressure is used in the mode of continuous interlayer circulation [invention patent RU 2602621 (prototype)].
Известно устройство для разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, включающее основную скважину и перепускные скважины, обсадные колонны с соответствующей пакеровкой и кумулятивной перфорацией, лифтовую колонну. Лифтовая колонна содержит проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор, обвязку устья для связи межколонного пространства с выходной линией и управляемым дросселем [патент на изобретение RU 2602621 (прототип)]. A device is known for developing a gas hydrate deposit taking into account natural factors, including a main well and bypass wells, casing strings with appropriate packing and cumulative perforation, and a lift string. The elevator column contains a wire line, measuring sensors, a centrifugal pump, a separator, and a wellhead piping for connecting the annular space with the output line and a controlled throttle [invention patent RU 2602621 (prototype)].
Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является невозможность их использования в многопластовых месторождениях при изоляции друг от друга, например пластом глин гидратной и конвенциональной частей газа с различным термобарическим потенциалом, т. е. в большинстве случаев. Недостатком способа также является отсутствие возможности отбора в многопластовых месторождениях низконапорного газа (ННГ) при помощи вышележащего гидратного газа в едином цикле извлечения всех компонентов природной системы. Более того диссоциация гидратов в приствольной части не исключаемая этим способом может приводить к аварийной ситуации вплоть до смятия обсадной колонны и потере скважины. Кроме того низкая интенсивность диссоциации гидратов, охвата залежи при расположении перепускных скважин по периферии залежи снижают дебит добываемого газа в целом, особенно при низкой проницаемости продуктивного пласта. The disadvantage of the method and the device that ensures its implementation is the impossibility of their use in multi-layer fields when isolated from each other, for example by a clay layer, the hydrate and conventional parts of gas with different thermobaric potential, i.e. in most cases. The disadvantage of this method is also the inability to select low-pressure gas (LPG) in multi-layer fields using overlying hydrated gas in a single cycle for extracting all components of the natural system. Moreover, the dissociation of hydrates in the near-wellbore part, which cannot be excluded by this method, can lead to an emergency situation, including collapse of the casing and loss of the well. In addition, the low intensity of hydrate dissociation and reservoir coverage when bypass wells are located along the periphery of the reservoir reduce the production gas flow rate in general, especially with low permeability of the productive formation.
Задача изобретения – расширение функциональных возможностей способа, оптимальное извлечение отдельными скважинами всех компонентов природной системы в условиях многопластового месторождения, повышение эффективности добычи конвенционального и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов. The objective of the invention is to expand the functionality of the method, optimal extraction by individual wells of all components of the natural system in the conditions of a multi-layer field, increasing the efficiency of production of conventional and hydrated gas from objects of different energy potential.
Техническим результатом изобретения является интенсификация воздействия на залежь, увеличение охвата пласта и, в конечном счёте, повышение дебита скважинной продукции при снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат и аварийности работ. The technical result of the invention is to intensify the impact on the deposit, increase the coverage of the formation and, ultimately, increase the flow rate of well products while reducing capital, operating and energy costs and the accident rate of work.
Для достижения этого технического результата в способе добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающем бурение основного ствола скважины, первичное вскрытие гидратного пласта и нижележащего изолированного пласта конвенционального газа с газоводяным контактом (ГВК) и более высокими значениями пластового давления и температуры, крепление основного ствола обсадной колонной и цементным раствором, разбуривание гидратного пласта из основного ствола множеством перфорационных каналов, вторичное вскрытие кумулятивной перфорацией пласта конвенционального газа выше и ниже ГВК, спуск лифтовой колонны в обсадную колонну с добычным оборудованием для отбора конвенционального газа, гидратного газа и попутной воды закачиваемой после сепарации ниже ГВК пласта, организацию при спуске лифтовой колонны раздельного с помощью пакеров межколонного пространства, обвязку устья для связи лифтовой колонны и межколонного пространства с управляемыми дросселями, изменение забойного давления управляемыми дросселями в выходных линиях лифтовой и обсадной колонны, фонтанирование при этом конвенционального газа в рабочем режиме по лифтовой колонне и межколонному пространству, диссоциацию газового гидрата при снижении забойного давления и тепловом воздействии на пласт, совместный отбор скважинной продукции – конвенционального газа и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов разработки, измерение скважинных параметров в процессе отбора скважинной продукции, при этом согласно изобретению отбор скважинной продукции многопластового месторождения ведут поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа, при этом на начальном этапе разработки месторождения снижение забойного давления для гидратного пласта, его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления фонтанирующего конвенционального газа на введённом в добычное оборудование импульсном эжекторе, а на конечном этапе разработки месторождения низконапорный газ (ННГ) отбирают уже за счёт давления гидратного газа образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте газового гидрата, причём при отборе скважинной продукции через перфорационные каналы периодически воздействуют повышенными депрессиями и репрессиями на гидратный пласт и за счёт перераспределения напряжений в его глубине создают зоны наведённой трещиноватости, при этом в периоды повышенных депрессий и репрессий используют волновой режим изменения давления в перфорационных каналах, причём разбуривание гидратного пласта перфорационными каналами проводят на расстоянии не ближе 2÷4м вокруг основного ствола двумя разветвлёнными группами при расположении групповых сочленений с основным стволом на разных уровнях в кровле гидратного пласта, при этом первую группу перфорационных каналов бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте без захода в нижележащий пласт конвенционального газа, а вторую группу – через весь гидратный пласт и изолирующий пласт с заходом в пласт конвенционального газа, причём отбор скважинной продукции также ведут в волновом режиме, при этом на начальном этапе разработки месторождения первую группу перфорационных каналов подключают к импульсному эжектору, который питают конвенциональным газом в качестве активного агента, а в качестве пассивного агента используют сепарированный гидратный газ гидратного пласта, при этом часть конвенционального газа также отбирают через межколонное пространство, вторую группу перфорационных каналов и гидратный пласт с возможностью теплового на него воздействия, а на конечном этапе разработки месторождения при отборе низконапорного газа (ННГ) используют одновременно первую и вторую группу перфорационных каналов для проведения через них возможно также в волновом режиме дополнительного механического, химического и (или) теплового воздействия на гидратный пласт и пласт конвенционального газа. To achieve this technical result in the method of producing conventional and hydrate gas from a multi-layer field, including drilling the main wellbore, primary opening of the hydrate formation and the underlying isolated layer of conventional gas with gas-water contact (GWC) and higher values of reservoir pressure and temperature, fastening the main casing column and cement mortar, drilling out the hydrate formation from the main trunk with multiple perforation channels, secondary opening of the conventional gas formation above and below the GWK with cumulative perforation, lowering the lift string into the casing with production equipment for the selection of conventional gas, hydrate gas and associated water injected after separation below GWK of the formation, organization of separate lift string descent using packers annular space, piping of the mouth to connect the lift string and annular space with controlled chokes, change in bottomhole pressure by controlled chokes in the output lines of the lift and casing string, flowing of conventional gas in operating mode along the lift string and annular space, dissociation of gas hydrate when the bottom hole decreases pressure and thermal impact on the formation, joint selection of well products - conventional gas and hydrated gas from development objects of different energy potential, measurement of well parameters in the process of selecting well products, Moreover, according to the invention well product selection multilayer deposits are step by step depending on the ratio of reservoir pressures of conventional and hydrate gas, while at the initial stage of field development The decrease in bottomhole pressure for the hydrate formation, its dissociation and the selection of hydrate gas is carried out due to the drop in pressure of the gushing conventional gas on a pulse ejector introduced into the production equipment, and at the final stage of field development, low-pressure gas (LPG) is selected due to the pressure of the hydrate gas formed as a result of natural or artificial decomposition of the gas hydrate remaining in the formation, and when selecting well products through perforation channels, they are periodically exposed to increased depressions and repressions on the hydrate formation and due to the redistribution of stresses in its depth, zones of induced fracturing are created, while during periods of increased depressions and repressions, a wave mode of pressure change in the perforation channels is used, and drilling of the hydrate formation with perforation channels is carried out at a distance of no closer than 2÷4 m around the main trunk in two branched groups with group joints with the main trunk located at different levels in the roof of the hydrate formation, while the first group of perforation channels is drilled with a dead end in the hydrate formation without entering the underlying conventional gas formation, and the second group is drilled through the entire hydrate formation and an insulating layer with the entry of conventional gas into the layer, and the selection of well products Also lead in a wave mode, while at the initial stage of field development the first group of perforation channels is connected to a pulse ejector, which is fed with conventional gas as an active agent, and as a passive agent use separated hydrate gas from a hydrate formation, while part of the conventional gas is also taken through the annular space, the second group of perforation channels and the hydrate formation with the possibility of thermal influence on it, and at the final stage of field development when selecting low-pressure gas (LPG), the first and second group of perforation channels are used simultaneously to pass through them, possibly also in a wave mode of additional mechanical, chemical and (or) thermal effects on the hydrate formation and the conventional gas formation.
Для достижения технического результата в устройстве добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающем спущенную в основной ствол и зацементированную обсадную колонну с кумулятивной перфорацией выше и ниже ГВК пласта конвенционального газа, множество пробуренных из основного ствола через газогидратный пласт перфорационных каналов первой и второй группы, соответственно без захода и с заходом в нижележащий пласт конвенционального газа групповые сочленения которых с обсадной колонной располагаются на разных уровнях в кровле гидратного пласта, спускаемую в обсадную колонну на начальном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с тремя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом из межколонного пространства и каналами отвода газа и жидкости, а также импульсный эжектор в виде приёмной камеры, диффузора и прерывателя потока, спускаемую в обсадную колонну на конечном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с двумя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом и каналами отвода газа и жидкости, обвязку устья для связи лифтовой колонны с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием, при этом согласно изобретению на начальном этапе разработки месторождения разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной разделяют первым от устья пакером, вторым пакером отделяют эти сочленения от кумулятивной перфорации выше ГВК, третьим пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос, сепаратор и импульсный эжектор размещают друг за другом по направлению к устью внутри лифтовой колонны, причём центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор и импульсный эжектор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между вторым и третьим пакерами с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, при этом прерыватель потока импульсного эжектора устанавливают перед его соплом и выполняют в виде электромагнитного клапана, связанного с блоком контроля, сочленения первой группы перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют через межколонное пространство между первым и вторым пакером с нижним входным каналом сепаратора, канал отвода газа сепаратора связывают с приёмной камерой импульсного эжектора, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК, сочленения второй группы перфорационных каналов с обсадной колонной выше первого пакера соединяют через межколонное пространство со второй выходной линией и вторым управляемым дросселем, а на конечном этапе разработки месторождения разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют между собой, связывают межколонным пространством со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием и отделяют первым от устья пакером от кумулятивной перфорации выше ГВК, вторым пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между первым и вторым пакерами с первой выходной линией и первым управляемым дросселем на устье, причём нижний входной канал сепаратора связывают с упомянутым выше зазором, канал отвода газа сепаратора связывают с межколонным пространством, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК. To achieve a technical result in a device for the production of conventional and hydrate gas of a multi-layer field, including a casing string lowered into the main trunk and cemented with cumulative perforation above and below the GWC of the conventional gas formation, a plurality of perforation channels of the first and second groups drilled from the main trunk through the gas hydrate layer, respectively without entry and with entry into the underlying layer of conventional gas, group joints of which with the casing are located at different levels in the roof of the hydrate formation, a lift string lowered into the casing at the initial stage of field development with three packers installed in the annular space, which also contains a wire line, measuring sensors, a centrifugal pump, a separator with a lower inlet channel from the annular space and gas and liquid outlet channels, as well as a pulse ejector in the form of a receiving chamber, a diffuser and a flow interrupter, a lift string lowered into the casing at the final stage of field development with two packers installed in the annular space, in addition containing a wire line, measuring sensors, a centrifugal pump, a separator with a lower inlet channel and gas outlet channels and liquid, piping of the mouth for connecting the elevator string with the first output line and the first controlled throttle, as well as for connecting the annular space with the second output line, the second controlled throttle and pumping equipment, Moreover, according to the invention at the initial stage of field development, multi-level joints of perforation channels with the casing are separated by the first packer from the wellhead, the second packer separates these joints from the cumulative perforations above the GWK, the third packer separates the cumulative perforations above and below the GWK, while the centrifugal pump, separator and pulse ejector are placed at each other behind each other towards the mouth inside the lift string, wherein the centrifugal pump and separator are installed in the lift string with a gap, through this gap and the pulse ejector connect the cumulative perforation above the GWK and the holes made in the lift string between the second and third packers with the first output line and the first controlled throttle, while the pulse flow interrupter The ejector is installed in front of its nozzle and is made in the form of an electromagnetic valve connected to the control unit, the joints of the first group of perforation channels with the casing are connected through the annular space between the first and second packer with the lower inlet channel of the separator, the gas outlet channel of the separator is connected to the pulse receiving chamber ejector, and the separator fluid drainage channel through a centrifugal pump is connected to the cumulative perforation below the GWK, the joints of the second group of perforation channels with the casing above the first packer are connected through the annular space with the second output line and the second controlled throttle, and at the final stage of field development, multi-level perforation joints channels with casing are interconnected, connected by the annular space with the second outlet line, the second controlled throttle and pumping equipment and separated from the wellhead by the first packer from the cumulative perforations above the GWK, the second packer separates the cumulative perforations above and below the GWK, while the centrifugal pump and the separator is installed in the lift string with a gap, through this gap the cumulative perforation above the GWC and the holes made in the lift string between the first and second packers are connected with the first output line and the first controlled throttle at the wellhead, and the lower inlet channel of the separator is connected with the above-mentioned gap , the separator gas outlet channel is connected to the annular space, and the separator liquid outlet channel is connected through a centrifugal pump to the cumulative perforation below the GWK.
В отличие от известного способа и реализующего его устройства, предлагаемое изобретение позволяет оптимизировать использование природного термобарического потенциала на основе импульсного эжектора, дополнительных особым образом пробуренных перфорационных каналов и поэтапного подхода к извлечению конвенционального и гидратного газа в условиях многопластового месторождения. На начальном этапе разработки месторождения, используя фонтанный режим отбора высоконапорного конвенциального газа через импульсный эжектор, беззатратно снижают давление на уровне гидратного пласта, диссоциируют его и отбирают образующуюся газожидкостную смесь. Для этого при спуске первой компоновки лифтовой колонны высоконапорный конвенциональный газ подключают к импульсному эжектору в качестве активной среды, а гидратный газ (газожидкостную смесь) из гидратного пласта – в качестве пассивной среды. При этом часть конвенционального газа повышенной температуры также отбирают через межколонное пространство и перфорационные каналы гидратного пласта, обеспечивая его дополнительную тепловую диссоциацию. На конечном этапе разработки месторождения низконапорный газ (ННГ) отбирают второй компоновкой лифтовой колонны уже за счёт энергии гидратного газа вышезалегающего гидратного пласта. При этом используют естественную продолжающуюся диссоциацию гидратного пласта и (или) искусственно вызванную его диссоциацию путём дополнительного воздействия технологическими агентами. Для интенсификации диссоциации и повышения охвата гидратного пласта, создания благоприятных условий вытеснения гидратного газа и газожидкостной смеси используют множество особым образом пробуренных перфорационных каналов с зонами наведённой трещиноватости в глубине залежи. На всех этапах разработки месторождения применяют благоприятное волновое воздействие, которое осуществляют с помощью импульсного эжектора, управляемого дросселя или насосно-компрессорного оборудования. Помимо волнового эффекта положительно влияющего на процессы диссоциации гидрата, создания и сохранения зон трещиноватости особенно в хрупком мало прочном гидратном пласте импульсный эжектор (по сравнению со стационарным) также обладает повышенной в 2 раза и более тягой (депрессией) и большим (в 10 раз) коэффициентом эжекции. Использование перфорационных каналов в виде разветвлённых групп при ограниченном числе сочленений с обсадной колонной и расположенных в гидратном пласте на определённом (2÷4м) расстоянии относительно основного ствола позволяет избежать аварийных ситуаций в приствольной части и нарушений обсадной колонны. In contrast to the known method and the device that implements it, the proposed invention makes it possible to optimize the use of natural thermobaric potential based on a pulse ejector, additional specially drilled perforation channels and a step-by-step approach to the extraction of conventional and hydrated gas in a multi-layer field. At the initial stage of field development, using the flow mode of high-pressure conventional gas selection through a pulse ejector, the pressure at the level of the hydrate formation is costlessly reduced, it is dissociated and the resulting gas-liquid mixture is collected. To do this, when lowering the first assembly of the lift string, high-pressure conventional gas is connected to the pulse ejector as an active medium, and hydrate gas (gas-liquid mixture) from the hydrate formation is connected as a passive medium. In this case, part of the conventional gas at elevated temperature is also taken through the annular space and perforation channels of the hydrate formation, providing its additional thermal dissociation. At the final stage of field development, low-pressure gas (LPG) is selected the second layout of the lift column is already due to the energy of the hydrate gas of the overlying hydrate formation. In this case, the natural ongoing dissociation of the hydrate formation and (or) its artificially induced dissociation through additional exposure to technological agents are used. To intensify dissociation and increase the coverage of the hydrate formation, creating favorable conditions for the displacement of hydrate gas and gas-liquid mixture, many specially drilled perforation channels with zones of induced fracturing in the depth of the deposit are used. At all stages of field development, a favorable wave effect is used, which is carried out using a pulse ejector, a controlled throttle or pumping equipment. In addition to the wave effect, which has a positive effect on the processes of hydrate dissociation, the creation and preservation of fracture zones, especially in a fragile, low-strength hydrate formation, the pulse ejector (compared to the stationary one) also has a 2-fold or more increased thrust (depression) and a higher (10-fold) coefficient ejection. The use of perforation channels in the form of branched groups with a limited number of joints with the casing and located in the hydrate formation at a certain (2÷4 m) distance relative to the main trunk allows one to avoid emergency situations in the near-wellbore and damage to the casing.
Предлагаемый способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления поясняются чертежами, представленными фиг.1- 3. The proposed method for extracting conventional and hydrated gas from a multi-layer field and the device for its implementation are illustrated by the drawings presented in Figs. 1-3.
На фиг. 1 дана схема обсаженной скважины с группами пробуренных перфорационных каналов и спущенной в основной ствол лифтовой колонной с добычным оборудованием, начальный этап отбора конвенциального и гидратного газа многопластового месторождения; на фиг. 2 – то же, конечный этап отбора низконапорного газа (ННГ) многопластового месторождения; на фиг. 3 – вид А-А на фиг. 1. In fig. Figure 1 shows a diagram of a cased well with groups of drilled perforation channels and a lift string with production equipment lowered into the main trunk, the initial stage of sampling conventional and hydrated gas from a multi-layer field; in fig. 2 – the same, the final stage of low-pressure gas (LPG) selection from a multi-layer field; in fig. 3 – view А-А in Fig. 1.
На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения.
Основной ствол 1 скважины; гидратный пласт 2; пласт глин 3; пласт 4 конвенционального газа с ГВК 5; обсадная колонна 6; цементный раствор 7; перфорационные каналы 8; первая 9 и вторая 10 разветвлённая группа перфорационных каналов; сочленения 11 и 12 перфорационных каналов с обсадной колонной, соответственно первой и второй группы; кровля 13 гидратного пласта; хвостовик 14; искусственная каверна 15 с фильтром; кумулятивная перфорация 16 и 17, соответственно выше и ниже ГВК; лифтовая колонна 18 с тремя первым 19, вторым 20 и третьим 21 пакерами, центробежным насосом 22, сепаратором 23, нижним входным каналом 24, каналами отвода газа 25 и жидкости 26, блоком контроля 27 и импульсным эжектором в составе сопла 28, приёмной камеры 29, диффузора 30 и прерывателя потока 31; межколонное пространство 32; отверстия 33 в лифтовой колонне между нижними пакерами; зазор 34 между центробежным насосом, сепаратором и лифтовой колонной; первая 35 и вторая 36 выходные линии с первым 37 и вторым 38 управляемыми дросселями для отбора скважинной продукции под избыточным давлением, соответственно из лифтовой колонны и межколонного пространства; зоны 39 наведённой трещиноватости вокруг перфорационных каналов в глубине гидратного пласта; насосно-компрессорное оборудование 40 подключаемое ко второй выходной линии до управляемого дросселя; элементы герметизации 41, 42 и 43 соответственно лифтовой колонны, межколонного пространства на устье и башмака лифтовой колонны на забое. The following designations are used in the above drawings.
Main trunk 1 well; hydrate layer 2; clay layer 3; layer 4 of conventional gas with GWK 5; casing 6; cement mortar 7; perforation channels 8; the first 9 and second 10 branched group of perforation channels; connections of 11 and 12 perforation channels with the casing, respectively, of the first and second groups; roof 13 of the hydrate formation; shank 14; artificial cavity 15 with filter; cumulative perforation 16 and 17, respectively above and below the GVK; lift string 18 with three first 19, second 20 and third 21 packers, a centrifugal pump 22, a separator 23, a lower inlet channel 24, gas outlet channels 25 and liquid 26, a control unit 27 and a pulse ejector consisting of a nozzle 28, a receiving chamber 29, diffuser 30 and flow breaker 31; intercolumn space 32; holes 33 in the lift string between the lower packers; gap 34 between the centrifugal pump, separator and lift string; the first 35 and second 36 output lines with the first 37 and second 38 controlled throttles for selecting well products under excess pressure, respectively, from the lift string and the annular space; zones 39 of induced fracturing around perforation channels in the depths of the hydrate formation; pumping and compressor equipment 40 connected to the second output line up to the controlled throttle; sealing elements 41, 42 and 43, respectively, of the elevator column, the intercolumn space at the mouth and the shoe of the elevator column at the bottom.
Способ осуществляется следующим образом. The method is carried out as follows.
При бурении основного ствола 1 скважины (фиг.1-3) в условиях многопластового месторождения проводят первичное вскрытие гидратного пласта 2 и изолированного, например пластом глин 3 пласта 4 конвенционального газа с ГВК 5 и более высоким термобарическим потенциалом tк > tг и Рпл.к > Рпл.г, где: tк и Рпл.к – температура и пластовое давление нижележащего пласта конвенционального газа; tг и Рпл.г – температура и пластовое давление вышележащего гидратного пласта. После крепления скважины обсадной колонной 6 и цементным раствором 7 из основного ствола 1 разбуривают гидратный пласт 2 множеством перфорационных каналов 8. Разбуривание гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 проводят вокруг основного ствола 1 на расстоянии h не ближе 2÷4м в зависимости от его проницаемости (гидратонасыщенности), что позволяет снизить здесь диссоциацию гидратов и обеспечить тем самым сохранность приствольной части. Перенос диссоциации гидратов в глубину залежи на расстояние h больше 2÷4м снижает эффективность способа. Первую разветвлённую группу 9 перфорационных каналов 8 бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте 2 без захода в нижележащий пласт 4 конвенционального газа, а вторую разветвлённую группу 10 – через весь гидратный пласт 2 и изолирующий пласт глин 3 с заходом в пласт 4 конвенционального газа. Групповые перфорационные сочленения 11 и 12 с основным стволом 1 располагают на разных уровнях в кровле 13 гидратного пласта 2. С целью повышения прочности и герметичности групповых перфорационных сочленений 11 и 12 с основным стволом 1 их обсаживают короткими (2÷4м) хвостовиками 14. Для уменьшения выноса песка и воды из гидратного пласта 2 групповые перфорационные сочленения 11 и 12 в окончаниях хвостовиков 14 могут содержать искусственную каверну 15 с фильтром в виде, например проницаемого цемента. Плотность разбуривания гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 берут в зависимости от его проницаемости (гидратонасыщенности) достаточно большой для создания активной дренирующей системы в глубине залежи. После разбуривания гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 проводят вторичное вскрытие пласта 4 конвенционального газа кумулятивной перфорацией выше 16 и ниже 17 ГВК 5. When drilling the main trunk 1 of the well (Fig. 1-3) in the conditions of a multi-layer field, a primary opening of the hydrate layer 2 and isolated, for example, by a clay layer 3 of layer 4 of conventional gas with GWK 5 and a higher thermobaric potential tk > tg and Rpl.k > Rpl.g, where: tk and Rpl.k – temperature and reservoir pressure of the underlying conventional gas reservoir; tg and Rpl.g are the temperature and formation pressure of the overlying hydrate formation. After securing the well with casing 6 and cement mortar 7, a hydrate layer 2 is drilled out of the main trunk 1 with many perforation channels 8. Drilling of the hydrate layer 2 with perforation channels 8 is carried out around the main trunk 1 at a distance h of no closer than 2÷4 m, depending on its permeability (hydrate saturation ), which makes it possible to reduce the dissociation of hydrates here and thereby ensure the safety of the near-trunk part. The transfer of hydrate dissociation into the depth of the deposit at a distance h greater than 2÷4 m reduces the effectiveness of the method. The first branched group of 9 perforation channels 8 is drilled with a dead end in the hydrate layer 2 without entering the underlying layer 4 of conventional gas, and the second branched group 10 is drilled through the entire hydrate layer 2 and the insulating clay layer 3 with entry into the layer 4 of conventional gas. Group perforation joints 11 and 12 with the main trunk 1 are located at different levels in the roof 13 of the hydrate formation 2. In order to increase strength and tightness group perforation joints 11 and 12 with the main trunk 1, they are lined with short (2÷4 m) shanks 14. To reduce carryover sand and water from the hydrate formation 2 group perforation joints 11 and 12 at the ends of the liners 14 may contain an artificial cavern 15 with a filter in the form of, for example, permeable cement. The density of drilling of the hydrate formation with 2 perforation channels 8 is taken depending on its permeability (hydrate saturation) sufficiently large to create an active drainage system in the depths of the deposit. After drilling the hydrate formation with 2 perforation channels 8, a secondary opening of the conventional gas formation 4 is carried out with cumulative perforation above 16 and below 17 GWK 5.
Отбор скважинной продукции многопластового месторождения ведут поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа. Selection of well products from a multi-layer field carried out in stages depending on the ratio of reservoir pressures of conventional and hydrate gas.
На начальном этапе разработки месторождения когда Рпл.к > Рпл.г. снижение забойного давления для гидратного пласта 2 (фиг.1), его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления на импульсном эжекторе (спускаемом на лифтовой колонне 18) при подключении к нему фонтанирующего из пласта 4 конвенционального газа в качестве активной среды. Отбор гидратного газа (после сепарации) проводят в качестве пассивной среды за счёт герметичного подключения пласта 2 к импульсному эжектору. Такой подход позволяет создавать через первую 9 группу перфорационных каналов максимально возможную депрессию в глубине гидратного пласта 2, обеспечивать его механическую диссоциацию и отбирать образующуюся газожидкостную смесь с большим охватом и только за счёт природной энергии (конвенционального газа). Отбор конвенционального газа и гидратного газа проводят совместно по лифтовой колонне 18 из различных по энергетическому потенциалу объектов разработки – пласта 2 и пласта 4. Дополнительно конвенциональный газ отбирают из пласта 4 по межколонному пространству 32 через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов и гидратный пласт 2, что способствует также его тепловой природной диссоциации (tк > tг). Для интенсификации воздействия на газогидратную залежь через первую 9 и вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов в глубине пласта 2 создают зоны 39 наведённой трещиноватости, а отбор скважинной продукции проводят в благоприятном волновом режиме. В обсадную колонну 6 спускают первую компоновку лифтовой колонны 18 с проводной линией и измерительными датчиками (не показано), центробежным насосом 22, сепаратором 23, блоком контроля 27, импульсным эжектором и тремя 19, 20 и 21 пакерами устанавливаемыми в межколонном пространстве 32. Проводная линия соответствующим образом связывает между собой измерительные датчики, центробежный насос 22, блок контроля 27 и импульсный эжектор. Сепаратор 23 содержит нижний входной канал 24 из межколонного пространства 32 и каналы 25 и 26 отвода соответственно газа и жидкости. Импульсный эжектор включает сопло 28, приёмную камеру 29, диффузор 30 и прерыватель потока 31. Прерыватель потока 31 устанавливают перед соплом 28 и выполняют в виде электромагнитного клапана, связанного с блоком контроля 27. При спуске лифтовой колонны 18 разноуровневые сочленения 11, 12 перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 разделяют первым 19 от устья пакером, вторым пакером 20 отделяют эти сочленения от кумулятивной перфорации 16 выше ГВК 5, третьим пакером 21 разделяют кумулятивные перфорации выше 16 и ниже 17 ГВК 5. Проводят обвязку устья для связи лифтовой колонны 18 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства 32 со второй 36 выходной линией, вторым 38 управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием 40. При этом элементами 41, 42 и 43 герметизируют соответственно лифтовую колонну 18 и межколонное пространство 32 на устье и башмак лифтовой колонны 18 на забое. В спускаемом оборудовании центробежный насос 22, сепаратор 23 и импульсный эжектор располагаются друг за другом по направлению к устью внутри лифтовой колонны 18, причём центробежный насос 22 и сепаратор 23 устанавливаются с зазором 34. Через зазор 34 и импульсный эжектор связывают кумулятивную перфорацию 16 выше ГВК 5 и отверстия 33, выполненные в лифтовой колонне 18 между пакерами 20, 21 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем на устье. Сочленения 11 первой 9 группы перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 соединяют через межколонное пространство 32 между пакерами 19, 20 с нижним 24 входным каналом сепаратора 23, а канал 25 отвода газа связывают с приёмной камерой 29 импульсного эжектора. Канал 26 отвода жидкости сепаратора 23 через центробежный насос 22 соединяют с кумулятивной перфорацией 17 ниже ГВК 5. Сочленения 12 второй 10 разветвлённой группы перфорационных каналов 8 выше пакера 19 соединяются межколонным пространством 32 со второй 36 выходной линией и вторым 38 управляемым дросселем на устье. At the initial stage of field development, when Rpl.k > Rpl.g. reduction of bottomhole pressure for hydrate formation 2 (Fig. 1), its dissociation and selection of hydrate gas is carried out due to the pressure drop on the pulse ejector (lowered on the lift string 18) when connecting to it conventional gas gushing from formation 4 as an active medium. The selection of hydrate gas (after separation) is carried out as a passive medium due to the hermetically sealed connection of formation 2 to the pulse ejector. This approach makes it possible to create, through the first 9 group of perforation channels, the maximum possible depression in the depths of hydrate formation 2, ensure its mechanical dissociation and select the resulting gas-liquid mixture with a large coverage and only at the expense of natural energy (conventional gas). The selection of conventional gas and hydrate gas is carried out jointly along the lift string 18 from development objects of different energy potential - layer 2 and layer 4. Additionally, conventional gas is taken from layer 4 along the annular space 32 through the second 10 branched group of perforation channels and hydrate layer 2, which also contributes to its natural thermal dissociation (tk > tg). To intensify the impact on the gas hydrate reservoir, zones 39 of induced fracturing are created through the first 9 and second 10 branched group of perforation channels in the depths of formation 2, and the selection of well products is carried out in a favorable wave mode. The first assembly of the lift string 18 with a wire line and measuring sensors (not shown), a centrifugal pump 22, a separator 23, a control unit 27, a pulse ejector and three packers 19, 20 and 21 installed in the annular space 32 are lowered into the casing string 6. Wire line appropriately connects the measuring sensors, the centrifugal pump 22, the control unit 27 and the pulse ejector. The separator 23 contains a lower inlet channel 24 from the annular space 32 and outlet channels 25 and 26 for gas and liquid, respectively. The pulse ejector includes a nozzle 28, a receiving chamber 29, a diffuser 30 and a flow interrupter 31. The flow interrupter 31 is installed in front of the nozzle 28 and is made in the form of an electromagnetic valve connected to the control unit 27. When lowering the elevator string 18, there are multi-level joints 11, 12 perforation channels 8 with the casing 6 are separated by the first 19 from the wellhead with a packer, with the second packer 20 these joints are separated from the cumulative perforation 16 above the GWC 5, with the third packer 21 the cumulative perforations above 16 and below 17 of the GWC 5 are separated. The wellhead is tied to connect the lift string 18 with the first 35 output line and the first 37 controlled throttle, as well as for connecting the annular space 32 with the second 36 output line, the second 38 controlled throttle and pumping equipment 40. In this case, the elements 41, 42 and 43 seal the lift string 18 and the annular space 32 respectively the mouth and shoe of the elevator column 18 at the bottom. In the descent equipment, the centrifugal pump 22, the separator 23 and the pulse ejector are located one after another towards the mouth inside the lift string 18, and the centrifugal pump 22 and the separator 23 are installed with a gap 34. Through the gap 34 and the pulse ejector, the cumulative perforation 16 above the GVK 5 is connected and holes 33 made in the lift string 18 between the packers 20, 21 with the first 35 outlet line and the first 37 controlled choke at the wellhead. The joints 11 of the first 9 group of perforation channels 8 with the casing 6 are connected through the annular space 32 between the packers 19, 20 with the lower 24 inlet channel of the separator 23, and the gas outlet channel 25 is connected to the receiving chamber 29 of the pulse ejector. The channel 26 for draining the liquid of the separator 23 through a centrifugal pump 22 is connected to the cumulative perforation 17 below the GWK 5. The joints 12 of the second 10 branched group of perforation channels 8 above the packer 19 are connected by the annular space 32 with the second 36 output line and the second 38 controlled choke at the wellhead.
Совместный отбор конвенционального газа и гидратного газа проводят по лифтовой колонне 18 следующим образом. С помощью дросселя 37, учитывая большую часть падения давления на импульсном эжекторе, устанавливают рабочий режим фонтанирования конвенционального газа по лифтовой колонне 18 через кумулятивную перфорацию 16, отверстия 33, зазор 34, прерыватель потока 31 (электромагнитный клапан), сопло 28, приёмную камеру 29, диффузор 30 и выходную линию 35 на устье. (Для исключения гидратообразования сопло 28 содержит местный электронагреватель – не показано). При этом в приёмной камере 29 импульсного эжектора, сепараторе 23 и в герметичном межколонном пространстве 32 между пакерами 19, 20 происходит снижение давления до своего рабочего уровня. Созданная таким образом забойная депрессия через первую разветвлённую группу 9 перфорационных каналов и зоны 39 предварительно наведённой трещиноватости передаётся в глубину гидратного пласта 2 и обеспечивает с большим охватом условия его механической диссоциации и отбора образующейся газожидкостной смеси. Отбираемая газожидкостная смесь сначала поступает в сепаратор 23 через сочленения 11 первой 9 группы перфорационных каналов 8, межколонное пространство 32 между пакерами 19, 20 и нижний 24 входной канал. Далее сепарированный гидратный газ через канал 25 его отвода поступает в приёмную камеру 29 и диффузор 30 импульсного эжектора и по лифтовой колонне 18 поднимается вместе с высоконапорным конвенциональным газом в первую выходную линию 35 на устье. Попутная вода, отбираемая сепаратором 23 с помощью центробежного насоса 22 и канала 26 отвода жидкости сбрасывается через кумулятивную перфорацию 17 ниже ГВК 5 в водоносную часть пласта 4 и поддерживает в нём пластовое давление (Рпл.к). При этом центробежный насос 22 может управляться соответствующими измерительными датчиками через блок контроля 27 и включаться периодически при достаточном накоплении попутной воды в скважине. Сепаратор 23 может быть автономным и работать независимо от центробежного насоса 22. Кроме отбора скважинной продукции по лифтовой колонне 18 одновременно проводят отбор фонтанирующего конвенционального газа через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов и гидратный пласт 2, что способствует его дополнительной тепловой природной диссоциации (tк > tг). Для этого с помощью дросселя 38 устанавливают рабочий режим фонтанирования конвенционального газа из пласта 4 через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов (гидратный пласт 2), сочленения 12 выше пакера 19, межколонное пространство 32 и вторую 36 выходную линию на устье. Для интенсификации диссоциации гидрата и улучшения вытеснения образующейся газожидкостной смеси из возможно неоднородного пласта 2 отбор скважинной продукции ведут в волновом режиме, который создают с помощью импульсного эжектора и управляемого дросселя 38. По команде с поверхности через блок контроля 27 подают питание на электромагнитный клапан – прерыватель потока 31, периодически перекрывают поток активной среды в сопле 28, создают импульсную работу эжектора и генерируют высокоамплитудные импульсы давления в первой 9 разветвлённой группе перфорационных каналов. Аналогично, но с помощью управляемого дросселя 38 (путём его закрытия-открытия) в процессе фонтанирования конвенционального газа по межколонному пространству 32 генерируют импульсы давления во второй 10 разветвлённой группе перфорационных каналов. Созданные таким образом в перфорационных каналах 8, т. е. в глубине пластов 2 и 4 колебания давления обеспечивают благоприятный волновой режим отбора скважинной продукции. Дополнительно через перфорационные каналы 8 в глубине гидратного пласта 2 циклически воздействуют повышенными относительно рабочего значения депрессиями и репрессиями и за счёт перераспределения напряжений создают зоны 39 наведённой трещиноватости, что ещё больше способствует охвату залежи. Для этого при фонтанировании конвенционального газа по лифтовой колонне 18 в волновом режиме просто полностью открывают-закрывают управляемый дроссель 37 в первой 35 выходной линии и создают максимально возможные перепады давления на сопле 28, приёмной камере 29 и первой 9 разветвлённой группе перфорационных каналов в глубине гидратного пласта 2. При этом в циклах повышенных депрессий и репрессий продолжают использовать с помощью электромагнитного клапана – прерывателя потока 31 импульсную работу эжектора, т. е. волновой режим изменения давления в перфорационных каналах. Возникающие в хрупком и мало прочном гидратном пласте 2 напряжения приводят к его растрескиванию вокруг первой 9 разветвлённой группы перфорационных каналов в глубине залежи. Аналогично зоны 39 наведённой трещиноватости создают через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов в глубине гидратного пласта 2, при этом дополнительно используют насосно-компрессорное оборудование 40 подключаемое к выходной линии 36 до управляемого дросселя 38. (В этом случае создание зон 39 наведённой трещиноватости производится путем повышения давления в межколонном пространстве 32 и второй 10 группе перфорационных каналов при помощи сжатого газа, например азота или пены, после чего давление резко сбрасывается дросселем 38). Создание зон 39 наведённой трещиноватости проводят периодически возможно в автоматическом режиме, когда происходит снижение отбора скважинной продукции, что фиксируется соответствующими измерительными датчиками. Необходимо отметить, что помимо волнового эффекта, положительно влияющего на диссоциацию гидрата, вытеснение флюида, создание и сохранение зон 39 трещиноватости в хрупком мало прочном гидратном пласте 2 импульсный эжектор дополнительно обеспечивает повышенную тягу (депрессию) и большой коэффициент эжекции. The joint selection of conventional gas and hydrate gas is carried out along the lift string 18 as follows. Using throttle 37, taking into account most of the pressure drop on the pulse ejector, the operating mode of conventional gas flowing along the lift column 18 through cumulative perforation 16, holes 33, gap 34, flow breaker 31 (solenoid valve), nozzle 28, receiving chamber 29, is set. diffuser 30 and output line 35 at the mouth. (To prevent hydrate formation, nozzle 28 contains a local electric heater - not shown). In this case, in the receiving chamber 29 of the pulse ejector, the separator 23 and in the sealed annular space 32 between the packers 19, 20, the pressure decreases to its operating level. The downhole depression created in this way through the first branched group of 9 perforation channels and zones 39 of pre-induced fracturing is transmitted into the depth of the hydrate formation 2 and provides, with greater coverage, the conditions for its mechanical dissociation and selection of the resulting gas-liquid mixture. The selected gas-liquid mixture is first enters the separator 23 through the joints 11 of the first 9 group of perforation channels 8, the annular space 32 between the packers 19, 20 and the lower 24 inlet channel. Next, the separated hydrate gas, through its outlet channel 25, enters the receiving chamber 29 and the diffuser 30 of the pulse ejector and rises along the lift column 18 along with high-pressure conventional gas to the first output line 35 at the mouth. Associated water, taken by the separator 23 using a centrifugal pump 22 and a liquid drainage channel 26, is discharged through the cumulative perforation 17 below the GWK 5 into the aquiferous part of the formation 4 and maintains formation pressure (Rpl.k) in it. In this case, the centrifugal pump 22 can be controlled by the corresponding measuring sensors through the control unit 27 and turned on periodically when there is sufficient accumulation of produced water in the well. The separator 23 can be autonomous and operate independently of the centrifugal pump 22. In addition to the selection of well products through the lift string 18, the flowing conventional gas is simultaneously selected through the second 10 branched group of perforation channels and the hydrate layer 2, which contributes to its additional thermal natural dissociation (tk > tg ). To do this, using the throttle 38, the operating mode for the flow of conventional gas from the formation 4 is established through the second 10 branched group of perforation channels (hydrate formation 2), the joints 12 above the packer 19, the annular space 32 and the second 36 outlet line at the wellhead. To intensify the dissociation of hydrate and improve the displacement of the resulting gas-liquid mixture from a possibly heterogeneous formation 2, well production is selected in a wave mode, which is created using a pulse ejector and a controlled throttle 38. Upon command from the surface, power is supplied to the solenoid valve - flow interrupter through the control unit 27 31, periodically block the flow of the active medium in the nozzle 28, create a pulsed operation of the ejector and generate high-amplitude pressure pulses in the first 9 branched group of perforation channels. Similarly, but with the help of a controlled throttle 38 (by closing and opening it), in the process of flowing conventional gas through the annular space 32, pressure pulses are generated in the second 10 branched group of perforation channels. The pressure fluctuations created in this way in the perforation channels 8, i.e., in the depths of layers 2 and 4, provide a favorable wave regime for the selection of well products. Additionally, through perforation channels 8 in the depths of the hydrate formation 2, they are cyclically affected by depressions and repressions that are increased relative to the operating value and, due to the redistribution of stresses, create zones 39 of induced fracturing, which further contributes to the coverage of the deposit. To do this, when flowing conventional gas along the lift column 18 in wave mode, simply completely open and close the controlled throttle 37 in the first 35 output line and create the maximum possible pressure drops across the nozzle 28, the receiving chamber 29 and the first 9 branched group of perforation channels in the depths of the hydrate formation 2. At the same time, in cycles of increased depressions and repressions, they continue to use the pulse operation of the ejector using an electromagnetic valve - flow interrupter 31, i.e., a wave mode of pressure change in the perforation channels. Stresses arising in a fragile and low-strength hydrate formation 2 lead to its cracking around the first 9 branched group of perforation channels in the depths of the deposit. Similar to zone 39 induced fracturing is created through the second 10 branched group of perforation channels in the depths of the hydrate formation 2, while additionally using pumping and compressor equipment 40 connected to the output line 36 to the controlled throttle 38. (In this case, the creation of zones 39 of induced fracturing is carried out by increasing the pressure in the annular space 32 and the second 10 group of perforation channels using compressed gas, such as nitrogen or foam, after which the pressure is sharply released by throttle 38). The creation of zones 39 of induced fracturing is carried out periodically, possibly in automatic mode, when there is a decrease in well production, which is recorded by the corresponding measuring sensors. It should be noted that in addition to the wave effect, which has a positive effect on hydrate dissociation, fluid displacement, creation and preservation of fracturing zones 39 in a fragile, low-strength hydrate formation, the 2 pulse ejector additionally provides increased thrust (depression) and a large ejection coefficient.
После снижения пластового давления в пласте 4 на конечном этапе разработки месторождения создают условие Рпл.г. > Рпл.к и низконапорный газ (ННГ) отбирают уже за счёт энергии гидратного газа образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте 2 гидрата. При этом для передачи давления в нижележащий пласт 4 используют одновременно первую 9 и вторую 10 группу разветвленных перфорационных каналов 8. Большой охват гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 с зонами 39 трещиноватости позволяет эффективно использовать различные технологические агенты и проводить механические, химические и (или) тепловые воздействия в глубине продуктивных отложений для интенсификации отбора конечной продукции. На этом этапе разработки в обсадную колонну 6 спускают изменённую (вторую) компоновку лифтовой колонны 18 с проводной линией и измерительными датчиками (не показано), центробежным насосом 22, сепаратором 23, блоком контроля 27 и двумя 20, 21 пакерами устанавливаемыми в межколонном пространстве 32 (фиг.2). Проводная линия соответствующим образом связывает между собой измерительные датчики, центробежный насос 22 и блок контроля 27. Сепаратор 23 содержит средний входной канал 24 и каналы 25 и 26 отвода соответственно газа и жидкости. Разноуровневые сочленения 11, 12 перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 соединяют между собой, связывают межколонным пространством 32 со второй 36 выходной линией, вторым 38 управляемым дросселем, насосно-компрессорным оборудованием 40 и отделяют первым 20 пакером от кумулятивной перфорации 16 выше ГВК 5. Вторым пакером 21 разделяют кумулятивные перфорации 16, 17 выше и ниже ГВК 5. Проводят обвязку устья для связи лифтовой колонны 18 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства 32 со второй 36 выходной линией и вторым 38 управляемым дросселем. При этом элементами 41, 42 и 43 герметизируют соответственно лифтовую колонну 18 и межколонное пространство 32 на устье и башмак лифтовой колонны 18 на забое. В спускаемом оборудовании центробежный насос 22 и сепаратор 23 устанавливают в лифтовой колонне 18 с зазором 34. Через зазор 34 связывают кумулятивную перфорацию 16 выше ГВК 5 и отверстия 33, выполненные в лифтовой колонне 18 между первым 20 и вторым 21 пакерами с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем на устье. Средний входной канал 24 сепаратора 23 связывают с зазором 34, канал отвода газа 25 сепаратора связывают с межколонным пространством 32, канал отвода жидкости 26 через центробежный насос 22 соединяют с кумулятивной перфорацией 17 ниже ГВК 5. After a decrease in reservoir pressure in formation 4, at the final stage of field development, the condition Rpl.g is created. > Rpl.k and low-pressure gas (LPG) are taken from the energy of the hydrate gas formed as a result of natural or artificial decomposition of the 2 hydrates remaining in the formation. In this case, to transfer pressure to the underlying formation 4, the first 9 and second 10 group of branched perforation channels 8 are used simultaneously. The large coverage of the hydrate formation by 2 perforation channels 8 with fracturing zones 39 allows the effective use of various technological agents and the implementation of mechanical, chemical and (or) thermal impact in the depths of productive sediments to intensify the selection of final products. At this stage of development, a modified (second) configuration of the lift string 18 with a wire line and measuring sensors (not shown), a centrifugal pump 22, a separator 23, a control unit 27 and two 20, 21 packers installed in the annular space 32 ( Fig.2). The wire line appropriately connects the measuring sensors, the centrifugal pump 22 and the control unit 27. The separator 23 contains a middle inlet channel 24 and outlet channels 25 and 26 for gas and liquid, respectively. Multi-level joints 11, 12 of perforation channels 8 with casing 6 are interconnected, connected by an annular space 32 with a second 36 output line, a second 38 controlled throttle, pumping equipment 40 and separated by the first 20 packer from the cumulative perforation 16 above the GWK 5. The second packer 21 separates cumulative perforations 16, 17 above and below GWK 5. The wellhead is tied to connect the lift string 18 with the first 35 output line and the first 37 controlled choke, as well as to connect the annular space 32 with the second 36 output line and the second 38 controlled choke . In this case, elements 41, 42 and 43 seal, respectively, the lift string 18 and the intercolumn space 32 at the mouth and the shoe of the lift string 18 at the bottom. In the lowering equipment, the centrifugal pump 22 and the separator 23 are installed in the lift string 18 with a gap 34. Through the gap 34, the cumulative perforation 16 above the GWK 5 and the holes 33 made in the lift string 18 between the first 20 and second 21 packers are connected to the first 35 output line and the first 37 controlled choke at the wellhead. The middle inlet channel 24 of the separator 23 is connected to the gap 34, the gas outlet channel 25 of the separator is connected to the annular space 32, the liquid outlet channel 26 through the centrifugal pump 22 is connected to the cumulative perforation 17 below the GWK 5.
Отбор низконапорного конвенционального газа (ННГ) проводят по лифтовой колонне 18 за счёт энергии гидратного газа пласта 2 следующим образом. По мере естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте 2 гидрата пластовое давление в нём возрастает и при Рпл.г. > Рпл.к передаётся в нижележащий пласт 4 конвенционального газа. Передача пластового давления происходит при закрытом на устье втором 38 дросселе через соединённые между собой разноуровневые сочленения 11, 12 и вторую 10 группу разветвлённых перфорационных каналов 8 оканчивающихся в пласте 4 конвенционального газа. При этом пластовое давление (Рпл.к) повышается и обеспечивает возможность фонтанирования низконапорного газа (ННГ). С помощью первого 37 дросселя устанавливают рабочий режим его фонтанирования по лифтовой колонне 18 через кумулятивную перфорацию 16, отверстия 33, зазор 34 и первую 35 выходную линию. Отбор низконапорного газа (ННГ) проводят также в волновом благоприятном режиме путём периодического закрытия первого 37 управляемого дросселя. При этом периодически продолжают создавать (поддерживать) зоны 39 наведённой трещиноватости с помощью насосно-компрессорного оборудования 40 подключаемого ко второй 36 выходной линии до второго 38 управляемого дросселя. Попутно отбираемая сепаратором 23 через канал 24 из зазора 34 вода с помощью центробежного насоса 22 и канала 26 сбрасывается через кумулятивную перфорацию 17 ниже ГВК 5 в водоносную часть пласта 4 и поддерживает в нём пластовое давление (Рпл.к). Сепарированный сепаратором 23 газ через канал 25 отводится в межколонное пространство 32, поддерживая здесь давление не ниже давления гидратного газа (Рпл.г.). При необходимости дополнительно искусственно разлагают оставшийся в пласте 2 гидрат путём закачки через перфорационные каналы 8 технологических агентов также в волновом режиме. Закачку технологических агентов (например, дымовых газов, углекислого газа, метанола, гидрофобизирующих составов) проводят в глубину пласта через межколонное пространство 32, первую 9 и вторую 10 группу разветвлённых перфорационных каналов 8 с использованием насосно-компрессорного оборудования 40 подключаемого к выходной линии 36 до управляемого дросселя 38. The selection of low-pressure conventional gas (LPG) is carried out through the lift column 18 due to the energy of the hydrated gas of formation 2 as follows. As the hydrate remaining in formation 2 naturally or artificially decomposes, the reservoir pressure in it increases at Rpl.g. > Rpl.k is transferred to the underlying layer 4 of conventional gas. The transfer of reservoir pressure occurs when the second 38 throttle is closed at the mouth through interconnected multi-level joints 11, 12 and the second 10 group of branched perforation channels 8 ending in the reservoir 4 of conventional gas. At the same time, the reservoir pressure (Ppl.k) increases and provides the possibility of low-pressure gas (LPG) flowing out. Using the first 37 throttle, the operating mode of its gushing along the elevator column 18 through the cumulative perforation 16, holes 33, gap 34 and the first 35 output line is established. The selection of low-pressure gas (LPG) is also carried out in a favorable wave mode by periodically closing the first 37 controlled throttle. At the same time, they periodically continue to create (maintain) zones 39 of induced fracturing using pumping and compressor equipment 40 connected to the second 36 output line up to the second 38 controlled throttle. Along the way, the water taken by the separator 23 through the channel 24 from the gap 34 with the help of a centrifugal pump 22 and channel 26 is discharged through the cumulative perforation 17 below the GWK 5 into the aquiferous part of the formation 4 and maintains formation pressure (Ppl.k) in it. The gas separated by separator 23 is discharged through channel 25 into the annular space 32, maintaining here a pressure not lower than the pressure of the hydrate gas (Ppl.g.). If necessary, the hydrate remaining in the formation 2 is additionally artificially decomposed by pumping 8 process agents through the perforation channels, also in wave mode. Injection of process agents (for example, flue gases, carbon dioxide, methanol, water-repellent compounds) is carried out into the depth of the formation through the annular space 32, the first 9 and second 10 group of branched perforation channels 8 using pumping equipment 40 connected to the output line 36 to the controlled throttle 38.
Предлагаемый способ и устройство позволяют отдельными скважинами улучшить добычу конвенционального и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов многопластового месторождения. Импульсный эжектор, применяемый на начальном этапе разработки месторождения, обеспечивает за счёт энергии конвенционального газа беззатратное снижение забойного давления для диссоциации гидратного пласта и совместного отбора скважинной продукции. При этом он развивает глубокую депрессию на пласт с большим коэффициентом эжекции. Множество особым образом организованных перфорационных каналов с зонами трещиноватости в глубине пласта повышают его охват и позволяют гидродинамически связать изолированные друг от друга продуктивные объекты месторождения. Конвенциональный газ повышенной температуры, отбираемый через перфорационные каналы гидратного пласта, обеспечивает его тепловую диссоциацию. Использование естественной и искусственной диссоциации гидратного пласта для добычи низконапорного газа (ННГ) продлевает режим его фонтанирования и отбора на конечном этапе разработки месторождения. Волновой режим, используемый на всех стадиях разработки многопластового месторождения, также повышает охват пласта, интенсифицирует диссоциацию гидратов, в том числе при воздействии на пласт технологическими агентами и улучшает вытеснение пластового флюида. Организация разветвлённых перфорационных каналов с ограниченным числом сочленений с обсадной колонной и расположенных на определённом расстоянии относительно основного ствола позволяет избежать аварийных ситуаций в приствольной части гидратного пласта. Предлагаемый способ может быть использован также в горизонтальных скважинах и уже пробуренных скважинах на “старых” истощенных месторождениях. The proposed method and device allow individual wells to improve the production of conventional and hydrated gas from objects of a multi-layer field with different energy potential. A pulse ejector, used at the initial stage of field development, uses the energy of conventional gas to provide a cost-free reduction in bottomhole pressure for the dissociation of the hydrate formation and the joint selection of well products. At the same time, it develops a deep depression on the formation with a high ejection coefficient. Many specially organized perforation channels with fracture zones deep in the formation increase its coverage and make it possible to hydrodynamically connect productive objects of the field isolated from each other. Conventional gas of elevated temperature, taken through the perforation channels of the hydrate formation, ensures its thermal dissociation. The use of natural and artificial dissociation of a hydrate formation for the production of low-pressure gas (LPG) prolongs the regime of its flowing and selection at the final stage of field development. The wave mode, used at all stages of development of a multi-layer field, also increases the sweep of the reservoir, intensifies the dissociation of hydrates, including when the reservoir is exposed to technological agents, and improves the displacement of reservoir fluid. The organization of branched perforation channels with a limited number of joints with the casing and located at a certain distance relative to the main trunk allows one to avoid emergency situations in the near-wellbore part of the hydrate formation. The proposed method can also be used in horizontal wells and already drilled wells in “old” depleted fields.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819884C1 true RU2819884C1 (en) | 2024-05-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2196892C2 (en) * | 1996-12-02 | 2003-01-20 | Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds |
| RU2237153C1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Device for removing liquid from gas well |
| US7270177B2 (en) * | 2003-02-26 | 2007-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented packer |
| RU2438009C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Procedure for development of gas-hydrates deposits |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
| RU2602621C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Gas hydrate deposits development method |
| US10858914B2 (en) * | 2017-10-11 | 2020-12-08 | Qingdao Institute Of Marine Geology | Silty marine natural gas hydrate gravel stimulation mining method and mining device |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2196892C2 (en) * | 1996-12-02 | 2003-01-20 | Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds |
| US7270177B2 (en) * | 2003-02-26 | 2007-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented packer |
| RU2237153C1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Device for removing liquid from gas well |
| RU2438009C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Procedure for development of gas-hydrates deposits |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
| RU2602621C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Gas hydrate deposits development method |
| US10858914B2 (en) * | 2017-10-11 | 2020-12-08 | Qingdao Institute Of Marine Geology | Silty marine natural gas hydrate gravel stimulation mining method and mining device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8794323B2 (en) | Completion assembly | |
| EA012893B1 (en) | Method and apparatus associated with stimulation treatments for wells | |
| WO1996030625A1 (en) | Hydrocarbon production using multilateral well bores | |
| US20010007283A1 (en) | Method for boosting hydrocarbon production | |
| GB2332464A (en) | Method of producing hydrocarbons from a multilateral wellbore system | |
| WO2004063310A2 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
| DK2550422T3 (en) | Pressurized well construction and operation systems and methods that can be used to kulbrinteoperationer, storage and resolution | |
| US9181776B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| RU2231635C1 (en) | Method of thermal development of deposits of solid hydrocarbons | |
| RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof | |
| RU2231630C1 (en) | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells | |
| RU2819884C1 (en) | Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation | |
| NO20101750A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
| CN111946300A (en) | Same-well same-layer multi-lateral self-injection-production downhole fluid separation self-driving well and production method | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2831074C1 (en) | Mature oil field development method | |
| RU2835998C1 (en) | Method for intensification of production of hard-to-recover hydrocarbons | |
| CN111963119A (en) | Same-well multi-layer self-injection-production underground fluid separation self-driving well and production method | |
| RU2801968C1 (en) | Method for intensification of oil production | |
| RU2836224C1 (en) | Method of localized hydraulic fracturing | |
| RU2817946C1 (en) | Method for development of hard-to-recover oil deposit and device for its implementation | |
| RU2831072C1 (en) | Method for intensification of oil production in highly watered formations | |
| RU2818886C1 (en) | Method of well completion in complicated conditions and device for its implementation | |
| SU1745894A1 (en) | Method for cementing flow tubing |