Разработка технологии восстановления дебита скважин подземных хранилищ газа
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 337, № 1.— 2026.— С. 193-199 |
|---|---|
| Övriga upphovsmän: | , , , , |
| Sammanfattning: | Актуальность. Определяется необходимостью понимания механизмов снижения эффективной газопроницаемости, уменьшения дебита по газу и конденсату вследствие образования жидкой углеводородной фазы и скопления жидкости вокруг скважин подземных хранилищ газа, а также всего спектра газоконденсатных скважин при забойном давлении ниже точки росы жидкости. Цель. Разработка технологии восстановления параметров закачки и отбора газа скважин подземных хранилищ газа путем очистки их призабойной зоны от скопившейся жидкости. Методы. Аналитические исследования, лабораторные анализы проб скважинной жидкости, промысловые испытания, статистические методы. Результаты и выводы. Показано, что поскольку подземные хранилища газа создаются на истощенных газоконденсатных залежах, их скважины обладают большинством эксплуатационных характеристик, присущих для газоконденсатных скважин в целом. Наряду с этим в статье также рассмотрен и отражен ряд особенностей, характерных для скважины подземных хранилищ газа. Предложена технология использования недорогого растворителя типа метанола для увеличения дебита скважин за счёт очистки их призабойной зоны. Указаны критерии выбора газоконденсатных скважин-кандидатов для применения технологии. Даны рекомендации по параметрическим требованиям и норме расхода метанола к скважинам, подлежащим отбору для применения технологии увеличения добычи путем очистки призабойной зоны газовых скважин от жидкостных пробок. Установлено, что в скважинах подземных хранилищ газа с рабочим давлением в диапазоне 7,0–16,0 МПа создаются идеальные условия для ретроградного оседания жидкости. Дана информация о ходе проведенных промысловых испытаний, полученных результатах и их анализе. В промысловых условиях получен результат, заключающийся в увеличении приёмистости вдвое скважин подземных хранилищ газа в процессе закачки газа с помощью разработанной технологии. Показано, что если до воздействия доля экспериментальной скважины в общем объеме закачки составляла 0,51–0,56 %, то после воздействия этот показатель меняется в интервале 0,84–1,72 %, то есть рост составил от 1,5 до 3 раз. В связи с этим сделано также заключение об увеличении дебита скважины и в сезоне отбора газа Relevance. The need to understand the mechanisms of reducing effective gas permeability, gas and condensate flow rates due to the formation of a liquid hydrocarbon phase and accumulation of liquid around underground gas storage wells, as well as the entire range of gas condensate wells at bottomhole pressure below the liquid dew point. Aim. To develop a technology for restoring the parameters of gas injection and extraction from underground gas storage wells by cleaning the bottomhole zone of wells from accumulated liquid. Methods. Analytical studies, laboratory analyzes of well fluid samples, field tests, statistical methods. Results and conclusions. It is shown that since underground gas storage facilities are created on depleted gas condensate deposits, their wells have most of the operational characteristics of gas condensate wells in general. Along with this, the article examines and reflects a number of features characteristic of an underground gas storage well. The authors have proposed a technology for using an inexpensive solvent such as methanol to increase the production rate of wells by cleaning the bottom-hole zone of the well. The criteria for selecting candidate gas condensate wells for applying the technology are indicated. The authors give the recommendations on parametric requirements and methanol consumption rates for wells subject to selection for the application of technology to increase production by cleaning the bottom-hole zone of gas wells from liquid plugs. It was established that in underground gas storage wells with operating pressure in the range of 7.0–16.0 MPa, ideal conditions are created for retrograde settling of liquid. The paper provides the ınformation on the progress of field tests, the results obtained and their analysis. By applying the technology in field conditions, the result obtained was to double the injectivity of a underground gas storage well during gas injection. It is shown that if before the impact the share of the experimental well in the total injection volume was 0.51–0.5.6%, then after the impact this figure changes in the range of 0.84–1.72%, that is, the increase was from 1.5 to 3 once. In this regard, a conclusion was also made about an increase in the well flow rate during the gas withdrawal season Текстовый файл |
| Språk: | ryska |
| Publicerad: |
2026
|
| Ämnen: | |
| Länkar: | bulletin_tpu-2026-v337-i01-17.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2026/1/4950 |
| Materialtyp: | Elektronisk Bokavsnitt |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=685174 |
| Sammanfattning: | Актуальность. Определяется необходимостью понимания механизмов снижения эффективной газопроницаемости, уменьшения дебита по газу и конденсату вследствие образования жидкой углеводородной фазы и скопления жидкости вокруг скважин подземных хранилищ газа, а также всего спектра газоконденсатных скважин при забойном давлении ниже точки росы жидкости. Цель. Разработка технологии восстановления параметров закачки и отбора газа скважин подземных хранилищ газа путем очистки их призабойной зоны от скопившейся жидкости. Методы. Аналитические исследования, лабораторные анализы проб скважинной жидкости, промысловые испытания, статистические методы. Результаты и выводы. Показано, что поскольку подземные хранилища газа создаются на истощенных газоконденсатных залежах, их скважины обладают большинством эксплуатационных характеристик, присущих для газоконденсатных скважин в целом. Наряду с этим в статье также рассмотрен и отражен ряд особенностей, характерных для скважины подземных хранилищ газа. Предложена технология использования недорогого растворителя типа метанола для увеличения дебита скважин за счёт очистки их призабойной зоны. Указаны критерии выбора газоконденсатных скважин-кандидатов для применения технологии. Даны рекомендации по параметрическим требованиям и норме расхода метанола к скважинам, подлежащим отбору для применения технологии увеличения добычи путем очистки призабойной зоны газовых скважин от жидкостных пробок. Установлено, что в скважинах подземных хранилищ газа с рабочим давлением в диапазоне 7,0–16,0 МПа создаются идеальные условия для ретроградного оседания жидкости. Дана информация о ходе проведенных промысловых испытаний, полученных результатах и их анализе. В промысловых условиях получен результат, заключающийся в увеличении приёмистости вдвое скважин подземных хранилищ газа в процессе закачки газа с помощью разработанной технологии. Показано, что если до воздействия доля экспериментальной скважины в общем объеме закачки составляла 0,51–0,56 %, то после воздействия этот показатель меняется в интервале 0,84–1,72 %, то есть рост составил от 1,5 до 3 раз. В связи с этим сделано также заключение об увеличении дебита скважины и в сезоне отбора газа Relevance. The need to understand the mechanisms of reducing effective gas permeability, gas and condensate flow rates due to the formation of a liquid hydrocarbon phase and accumulation of liquid around underground gas storage wells, as well as the entire range of gas condensate wells at bottomhole pressure below the liquid dew point. Aim. To develop a technology for restoring the parameters of gas injection and extraction from underground gas storage wells by cleaning the bottomhole zone of wells from accumulated liquid. Methods. Analytical studies, laboratory analyzes of well fluid samples, field tests, statistical methods. Results and conclusions. It is shown that since underground gas storage facilities are created on depleted gas condensate deposits, their wells have most of the operational characteristics of gas condensate wells in general. Along with this, the article examines and reflects a number of features characteristic of an underground gas storage well. The authors have proposed a technology for using an inexpensive solvent such as methanol to increase the production rate of wells by cleaning the bottom-hole zone of the well. The criteria for selecting candidate gas condensate wells for applying the technology are indicated. The authors give the recommendations on parametric requirements and methanol consumption rates for wells subject to selection for the application of technology to increase production by cleaning the bottom-hole zone of gas wells from liquid plugs. It was established that in underground gas storage wells with operating pressure in the range of 7.0–16.0 MPa, ideal conditions are created for retrograde settling of liquid. The paper provides the ınformation on the progress of field tests, the results obtained and their analysis. By applying the technology in field conditions, the result obtained was to double the injectivity of a underground gas storage well during gas injection. It is shown that if before the impact the share of the experimental well in the total injection volume was 0.51–0.5.6%, then after the impact this figure changes in the range of 0.84–1.72%, that is, the increase was from 1.5 to 3 once. In this regard, a conclusion was also made about an increase in the well flow rate during the gas withdrawal season Текстовый файл |
|---|---|
| DOI: | 10.18799/24131830/2026/1/4950 |