RU2215137C1 - Method of well completion - Google Patents
Method of well completion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215137C1 RU2215137C1 RU2002108986A RU2002108986A RU2215137C1 RU 2215137 C1 RU2215137 C1 RU 2215137C1 RU 2002108986 A RU2002108986 A RU 2002108986A RU 2002108986 A RU2002108986 A RU 2002108986A RU 2215137 C1 RU2215137 C1 RU 2215137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- reservoir
- formation
- back pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению скважин с открытым забоем, в том числе и оснащенных пакером. The invention relates to the oil and gas industry, namely to the development of open-hole wells, including those equipped with a packer.
Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, отработку скважины на факел [Способ освоения и эксплуатации скважин с применением пакера и циркуляционного клапана. Информ. листок. М. : ВНИИОЭНГ, 1974. 20-74]. A well-known method of well development, including the descent of elevator pipes with a packer, packing the packer, replacing the clay solution with a lightweight one, calling up the inflow, drilling a well for a flare [Method for developing and operating wells using a packer and circulation valve. Inform. leaflet. M.: VNIIOENG, 1974. 20-74].
Недостатком этого способа является невозможность освоить глубокую скважину с АВПД и низкими фильтрационными свойствами из-за недостаточно полной очистки призабойной зоны пласта от фильтратов бурового раствора и недостаточного воздействия на пласт при вызове притока. The disadvantage of this method is the inability to master a deep well with an AAP and low filtration properties due to insufficiently complete cleaning of the bottom-hole zone of the formation from mud filtrates and insufficient exposure to the formation when the inflow is caused.
Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, отработку скважины на факел [Оборудование для эксплуатации газовых скважин. Каталог. М.: ЦИНТИХИММАШ, 1982, с. 4]. A well-known method of well development, including the descent of elevator pipes with a packer, packing the packer, replacing a clay solution with a lightweight one, calling up inflow, developing a well for a flare [Equipment for operating gas wells. Catalog. M .: TSINTIHIMMASH, 1982, p. 4].
Недостатком этого способа является невозможность освоить глубокую скважину с АВПД и низкими фильтрационными свойствами из-за недостаточно полной очистки призабойной зоны пласта от фильтратов бурового раствора и недостаточного воздействия на пласт при вызове притока. The disadvantage of this method is the inability to master a deep well with an AAP and low filtration properties due to insufficiently complete cleaning of the bottom-hole zone of the formation from mud filtrates and insufficient exposure to the formation when the inflow is caused.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения скважин. The challenge faced by the invention is to increase the reliability and efficiency of well development.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении условий для вызова притока из пласта при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. Achievable technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, is to provide conditions for causing inflow from the reservoir with minimal capital and operating costs.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе освоения скважин, включающем спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, в отличие от прототипа лифтовую колонну с пакером спускают до кровли продуктивного пласта, заменяют глинистый раствор в интервале спуска лифтовой колонны с пакером на облегченную жидкость с поддержанием противодавления на пласт, запакеровывают пакер, спускают в скважину до забоя через лифтовую колонну и запакерованный пакер гибкую трубу койлтюбинговой установки, заменяют оставшийся на забое глинистый раствор на облегченную жидкость с поддержанием противодавления на пласт, производят воздействие на прискважинную зону пласта методом переменных давлений водными растворами хлорида кальция или неорганическими ПАВ в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления не менее двух циклов, вымывая забойную пачку, вызывают приток пластового флюида из пласта, извлекают гибкие трубы и отрабатывают скважину на факел, при этом замену глинистого раствора на облегченную жидкость в интервале спуска лифтовой колонны с пакером и на забое производят следующим образом: глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, ступенчато заменяют на глинистые растворы с плотностями на 10-20% меньше предыдущего заменяемого, закачивают буферную жидкость - техническую воду с КМЦ - в количестве, равном объему полости лифтовых труб, и затем водный раствор хлорида кальция с обязательной промывкой скважины на каждой ступени в течение не менее двух циклов и с поддержанием противодавления на пласт, величина противодавления на пласт выбирается из условия
Pзаб ~ Pпл = (Py+10-5•ρж•H)<Pоп эк, (1)
где Рзаб, Рпл, Ру - соответственно забойное, пластовое и устьевое давления, МПа;
ρж - плотность скважинной жидкости, кг/м3;
Н - глубина нижних отверстий перфорации, м;
Роп эк - давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа,
а величина депрессии на пласт при вызове притока и отработке скважины на факел выбирается из условия
Рпл > Рзаб ≥ 0,7 Рпл. (2)
На чертеже схематично изображено устройство для реализации данного способа.The task and the technical result are achieved by the fact that in the well-known method of well development, including lowering elevator pipes with a packer, packing the packer, replacing the clay solution with a lightweight one, inflow challenge, unlike the prototype, the elevator column with the packer is lowered to the top of the reservoir, replacing the clay the solution in the interval of lowering the elevator column with the packer onto a lightweight liquid while maintaining back pressure on the formation, packer is closed, lowered into the well until the bottom through the elevator column and is sealed The packer is a flexible tube of a coiled tubing installation, replacing the clay mud remaining on the bottom with lightweight fluid while maintaining back pressure on the formation, effecting the near-wellbore zone of the formation by alternating pressures with aqueous solutions of calcium chloride or inorganic surfactants for 20 cycles, washing the well with maintaining back pressure of at least two cycles, washing the bottom hole pack, cause the influx of formation fluid from the reservoir, remove the flexible pipes and drill the well for a torch, while replacing the clay a light solution in the interval between the descent of the lift column with the packer and on the bottom is produced as follows: a high density clay solution located in the well is stepwise replaced with clay solutions with densities 10-20% lower than the previous one; buffer liquid is pumped with industrial water with CMC - in an amount equal to the volume of the cavity of the elevator pipes, and then an aqueous solution of calcium chloride with obligatory flushing of the well at each stage for at least two cycles and maintaining backpressure si to the reservoir, the amount of backpressure to the reservoir is selected from
P Zab ~ P PL = (P y +10 -5 • ρ W • H) <P op Ek , (1)
where R zab , R PL , R y - bottomhole, reservoir and wellhead pressure, MPa, respectively;
ρ W - the density of the well fluid, kg / m 3 ;
H - the depth of the lower holes of the perforation, m;
R op ek - pressure testing of the production casing, MPa,
and the magnitude of the depression on the reservoir when calling the inflow and development of the well on the torch is selected from the condition
R pl > R Zab ≥ 0.7 R pl . (2)
The drawing schematically shows a device for implementing this method.
Устройство включает эксплуатационную колонну 1 с перфорированным хвостовиком-фильтром 2, лифтовые трубы 3, циркуляционный клапан 4, пакер 5, посадочный ниппель 6, подпакерный хвостовик 7, фонтанную арматуру 8, компрессор или насосную установку 9, задавочную (выкидную) 10 и факельную 11 линии, штуцерное устройство 12, емкости для хранения 13 и сбора 14 технологических растворов, койлтюбинговую установку 15 с намотанной на барабан гибкой трубой 16, блоком превенторов 17, инжектором 18, направляющим желобом 19. The device includes a production casing 1 with a perforated liner-filter 2, elevator pipes 3, circulation valve 4, packer 5, landing nipple 6, sub-packer liner 7, fountain fittings 8, compressor or pump unit 9, filling (discharge) 10 and flare 11 lines , fitting device 12, containers for storing 13 and collecting 14 technological solutions, a coiled tubing unit 15 with a flexible pipe 16 wound on a drum, a block of preventers 17, an injector 18, a guide chute 19.
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовые трубы 3 с циркуляционным клапаном 4, пакером 5, посадочным ниппелем 6, подпакерным хвостовиком 7 до кровли продуктивного пласта и монтируют на устье фонтанную арматуру 8. При открытых задвижках 20, 21, 22 и закрытых 23, 24 глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, через затрубное пространство 25 и лифтовые трубы 3 ступенчато заменяют на облегченный, вначале на глинистый раствор с плотностью 1400 кг/м3, затем на водный раствор хлорида кальция с плотностью 1200 кг/м3 с разделением их буферной пачкой технической воды с КМЦ. Объем буферной пачки равен объему полости лифтовых труб 3. При этом производятся обязательные промывки скважины на каждой ступени в течение не менее двух циклов при соблюдении условия Pзаб ~ Pпл = (Py+10-5•ρж•H)<Pоп эк. В завершении промывки в зону многолетнемерзлых пород закачивают газоконденсат.Elevator pipes 3 are lowered into production casing 1 with a circulation valve 4, a packer 5, a landing nipple 6, an under-packer shank 7 to the roof of the reservoir, and fountain fittings 8 are mounted on the mouth. With open valves 20, 21, 22 and closed 23, 24 clay mud high density, which is in the well, through the annulus 25 and the tubing 3 is replaced by a lightweight stepwise, first to mud with a density of 1400 kg / m 3, and then an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1200 kg / m 3 with their division Buffer a bundle of industrial water with CMC. The volume of the buffer pack is equal to the volume of the cavity of the lift pipes 3. At the same time, the well is flushed at each stage for at least two cycles subject to the condition P zab ~ P pl = (P y +10 -5 • ρ w • H) <P op ek . At the end of the flushing, gas condensate is pumped into the permafrost zone.
После этого производится запакеровка пакера 5 и спуск до забоя через лифтовые трубы 3 и запакерованный пакер 5 гибкой трубы 16 койлтюбинговой установки 15. Гибкую трубу 16 направляют через направляющий желоб 19 в инжектор 18, с помощью которого через блок превенторов 17 осуществляют ее спуск в скважину. При открытых задвижках 24, 22, 21 и закрытой 23 производится очистка забоя и прискважинной зоны пласта методом прямых промывок водным раствором хлорида кальция с поддержанием противодавления на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме выбирается из условия Рпл>Рзаб≥0,7Рпл, но не более двух циклов. Снижение противодавления производится ступенчато через 3,0-5,0 МПа (30-50 атмосфер).After this, the packer 5 is packaged and run to the bottom through the lift pipes 3 and the packer 5 packaged in the flexible pipe 16 of the coiled tubing installation 15. The flexible pipe 16 is guided through the guide groove 19 into the injector 18, through which it is lowered through the block of preventers 17. With open valves 24, 22, 21 and closed 23, the bottom and near-wellbore zones of the formation are cleaned by direct washing with an aqueous solution of calcium chloride while maintaining backpressure in various modes in a closed cycle. The flushing time in each mode is selected from the condition P PL > P Zab ≥0.7 P PL , but not more than two cycles. The backpressure is reduced stepwise through 3.0-5.0 MPa (30-50 atmospheres).
После удаления фильтрата бурового раствора и других механических примесей из ствола скважины, забоя, призабойной и прискважинной зон пласта скважина оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов с обеспечением противодавления на устье исходя из условия Pзаб ~ Pпл = Py+10-5•ρж•H.
После этого производится воздействие на прискважинную зону пласта методом переменных давлений водными растворами хлорида кальция или неорганическими ПАВ в течение 20 циклов, а затем вымывание забойной пачки и промывка скважины с противодавлением не менее двух циклов. В интервал многолетнемерзлых пород закачивается газоконденсат при выполнении следующего условия Pзаб ~Pпл = (Py+10-5•ρж•H)<Pоп эк. Из скважины извлекается гибкая труба 16. Скважина повторно оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов.After removal of the mud filtrate and other mechanical impurities from the wellbore, bottom hole, bottomhole and near-wellbore zones of the formation, the well is left at the technological stand for 24 hours with backpressure at the wellhead based on the condition P net ~ P pl = P y +10 -5 • ρ W • H.
After this, the borehole zone of the formation is affected by the method of alternating pressures with aqueous solutions of calcium chloride or inorganic surfactants for 20 cycles, and then the face pack is washed out and the well is washed with backpressure for at least two cycles. Gas condensate is pumped into the permafrost interval when the following condition is fulfilled: P zab ~ P pl = (P y +10 -5 • ρ W • H) <P op eq . A flexible pipe 16 is removed from the well. The well is re-left to the process well for 24 hours.
По окончании технологической выстойки закрывают задвижки 24 и 22, открывают задвижку 23 и выпуском газа через лифтовые трубы 3 и факельную линию 11, на конце которой установлено штуцерное устройство 12, производится плавный запуск скважины в работу с заранее выбранной депрессией (за счет установки штуцера расчетного диаметра). После получения устойчивого притока производят отработку скважины на факел. At the end of the technological dwellings, the valves 24 and 22 are closed, the valve 23 is opened and the gas is discharged through the lift pipes 3 and the flare line 11, at the end of which the choke device 12 is installed, the well is launched into operation with a pre-selected depression (due to the installation of a choke of the calculated diameter ) After receiving a steady inflow, the well is flared.
Вызов притока из пласта и отработка скважины производится с учетом соблюдения условия Рпл>Рзаб≥0,7Рпл.The inflow from the reservoir is called and the well is drilled taking into account the condition P pl > P zab ≥0.7P pl .
При освоении скважин из пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами забойное давление может быть уменьшено до 35 МПа, при меньших давлениях возможны необратимые изменения в пласте, приводящие к уменьшению его продуктивности. When developing wells from reservoirs with low reservoir properties, bottomhole pressure can be reduced to 35 MPa; at lower pressures, irreversible changes in the formation are possible, leading to a decrease in its productivity.
Примером запакеровки пакера может служить следующая. В посадочном ниппеле 6 устанавливается глухая пробка, которая перекрывает проходное сечение лифтовых труб 3. Плавным повышением давления над глухой пробкой производят запакеровку пакера 5, т.е герметизируют затрубное пространство 25 скважины уплотнительными элементами пакера 5. An example of packing a packer is the following. A blind plug is installed in the landing nipple 6, which overlaps the bore of the elevator pipes 3. By smoothly increasing the pressure over the blind plug, the packer 5 is packaged, i.e., the annular space 25 of the well is sealed with packing elements of the packer 5.
При освоении скважины технологические растворы разной плотности подаются в скважину из емкостей для хранения 13, а вытесняемые из скважины технологические растворы собираются в емкости для сбора 14. During well development, technological solutions of different densities are fed into the well from storage tanks 13, and the technological solutions displaced from the well are collected in collection tanks 14.
После отработки скважины на факел производится необходимый комплекс исследований, затем в посадочном ниппеле 6 установливается забойный клапан-отсекатель. After drilling the well, the necessary set of studies is carried out on the torch, then the downhole shutoff valve is installed in the landing nipple 6.
Предлагаемый способ освоения скважины позволяет сократить затраты на ее освоение при строительстве и ремонте за счет устранения загрязнения призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора и проведения дополнительного воздействия на призабойную и прискважинную зоны пласта. The proposed method of well development allows to reduce the cost of its development during construction and repair by eliminating contamination of the bottom-hole formation zone with mud filtrates and additional impact on the bottom-hole and near-well zone of the formation.
Claims (1)
Pзаб ~ Pпл = (Py+10-5•ρж•H)<Pоп эк,
где Рзаб, Рпл, Ру - соответственно забойное, пластовое и устьевое давления, МПа;
ρж - плотность скважинной жидкости, кг/м3;
Н - глубина нижних отверстий перфорации, м;
Роп эк - давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа,
а величину депрессии на пласт при вызове притока и отработке скважины на факел на выбирают из условия
Рпл > Рзаб ≥ 0,7 Рпл.A method of developing a well, including lowering elevator pipes with a packer, replacing the clay solution with lightweight, packing the packer, causing inflow, characterized in that the elevator column with the packer is lowered to the top of the reservoir, replacing the clay solution in the interval of lowering the elevator column with the packer with lightweight liquid with maintaining back pressure on the formation, packer is closed, lowered into the well until bottom through the lift string and packer, flexible pipe of the coiled tubing installation, replace the remaining at the bottom light fluid solution with maintaining back pressure on the formation, affect the borehole zone of the formation by alternating pressures with aqueous solutions of calcium chloride or inorganic surfactants for 20 cycles, wash the well while maintaining back pressure for at least two cycles, washing the bottom hole pack, cause the inflow of formation fluid from the reservoir, flexible pipes are removed and the well is drilled to the torch, while replacing the clay solution with lightweight fluid in the inter in the shaft of the descent of the elevator column with the packer and in the bottom hole, proceed as follows: a high density clay solution located in the well is stepwise replaced with clay solutions with densities 10-20% lower than the previous one; buffer liquid is pumped - industrial water with carboxymethyl cellulose in an amount equal to the volume of the cavity of the elevator pipes, and then an aqueous solution of calcium chloride with obligatory flushing of the well at each stage for at least two cycles and maintaining back pressure on the formation, the value of prot the pressure on the reservoir is selected from the condition
P Zab ~ P PL = (P y +10 -5 • ρ W • H) <P op Ek ,
where R zab , R PL , R y - bottomhole, reservoir and wellhead pressure, MPa, respectively;
ρ W - the density of the well fluid, kg / m 3 ;
H - the depth of the lower holes of the perforation, m;
R op ek - pressure testing of the production casing, MPa,
and the magnitude of the depression on the reservoir when calling the inflow and development of the well on the torch is not chosen from the condition
R pl > R Zab ≥ 0.7 R pl .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002108986A RU2215137C1 (en) | 2002-04-08 | 2002-04-08 | Method of well completion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002108986A RU2215137C1 (en) | 2002-04-08 | 2002-04-08 | Method of well completion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2215137C1 true RU2215137C1 (en) | 2003-10-27 |
| RU2002108986A RU2002108986A (en) | 2003-10-27 |
Family
ID=31989004
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002108986A RU2215137C1 (en) | 2002-04-08 | 2002-04-08 | Method of well completion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2215137C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1936269B (en) * | 2006-10-17 | 2010-07-28 | 新疆石油管理局采油工艺研究院 | Three-layer water-searching pipe column for oil-pumping well in oil field and water-searching method |
| RU2783928C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development and operation of a well after acid treatment of an oil reservoir |
-
2002
- 2002-04-08 RU RU2002108986A patent/RU2215137C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТРАХТМАН Г.И. Техника и технология проведения ремонта скважин за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980, с. 13-17. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1936269B (en) * | 2006-10-17 | 2010-07-28 | 新疆石油管理局采油工艺研究院 | Three-layer water-searching pipe column for oil-pumping well in oil field and water-searching method |
| RU2783928C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development and operation of a well after acid treatment of an oil reservoir |
| RU2801197C1 (en) * | 2022-12-02 | 2023-08-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Well completion method after workover |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5282509A (en) | Method for cleaning cement plug from wellbore liner | |
| RU2007148901A (en) | CAVITY DRILLING SYSTEM | |
| CN104832143B (en) | Water injection well umbilical pipe full-horizon injection regulation device | |
| RU84048U1 (en) | BOREHOLESS COMPLEX FOR CARRYING OUT WASHLESS TECHNOLOGY | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| US6073696A (en) | Method and assembly for treating and producing a welbore using dual tubing strings | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
| RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
| RU2215137C1 (en) | Method of well completion | |
| CN211422596U (en) | Hydraulic pushing small-diameter rubber cylinder pipe scraper | |
| RU106649U1 (en) | TECHNOLOGICAL LAYOUT FOR WELL DEVELOPMENT | |
| RU2256773C1 (en) | Device for determining water influx intervals and water influx isolation in slanted and horizontal wells | |
| RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
| RU2220280C1 (en) | Process of well completion | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
| RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
| RU2722750C1 (en) | Downhole filter with soluble element | |
| RU2321727C1 (en) | Method for sand plug washing out from well | |
| RU137571U1 (en) | CONSTRUCTION OF THE TAIL TESTED INTO A WELL DRILLED FOR DEPRESSION | |
| RU2737805C1 (en) | Production method of oil with high gas factor | |
| RU2229019C2 (en) | Method for producing gas influx from horizontal portion of well shaft | |
| RU2330952C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of well, equipped with packer | |
| RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |