RU2220280C1

RU2220280C1 - Process of well completion

Info

Publication number: RU2220280C1
Application number: RU2002110034A
Authority: RU
Inventors: Г.В. Крылов; А.В. Кустышев; Ю.В. Сухачев; А.Д. Тодорив; Т.И. Чижова; И.А. Кустышев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority date: 2002-04-16
Filing date: 2002-04-16
Publication date: 2003-12-27

Abstract

FIELD: oil and gas production, namely completion of wells fitted with packers. SUBSTANCE: process of well completion includes sinking of lifting pipes with packer to bottom of well and replacement of clay drilling mud with alleviative fluid. Hydrocarbon fluid is pumped into perforation interval, lifting string with packer is lifted to roof of productive formation and production string is perforated. Thereafter production formation is cleaned by method of counterflush under different conditions with maintenance of back pressure on formation over closed cycle with reiteration of flushing in reverse sequence and after this well is abandoned for technological stay. Then production formation is subjected to variable pressures in the course of 20 cycles. Well is flushed with maintenance of back pressure with simultaneous flushing of bottom bank in the course of two cycles as minimum. Inflow of fluid from formation is induced and packer is set. Behind-the- packer fluid is pumped into hole clearance, and non-freezing fluid is pumped into interval of permafrost rocks and then well is treated by oil gas flare. Flushing period in process of cleaning of production formation under each condition amounts to two cycles as minimum. Pressure is reduced gradually by 30-50 atmospheres. Value of depression while causing inflow and while well is treated by oil gas flare is chosen from condition P_for>P_sh≥0,7P_for where P_forP_sh are correspondingly formation and bottomhole pressures. Production string is perforated with adherence to condition P_for~P_sh. EFFECT: reduced expenses for completion of well in process of construction and repair thanks to elimination of fouling in production formation with drilling mud filtrates and to additional action on production formation and formation zone close to well. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению скважин, в том числе оснащенных пакером.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the development of 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 [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.

Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, запакеровку пакера [патент РФ № 2109934].A known method of well development, including the descent of elevator pipes with a packer, replacing a clay solution with a lightweight one, a call inflow, packing the packer [RF patent No. 2109934].

Недостатком этого способа являются значительные затраты на освоение глубоких скважин с АВПД и низкими фильтрационными свойствами в связи с длительностью вызова притока из пласта, а иной раз и неполучением притока, связанным с неполным удалением фильтратов бурового раствора при очистке призабойной зоны пласта и недостаточным воздействием на пласт при вызове притока.The disadvantage of this method is the significant cost of developing deep wells with AVPD and low filtration properties due to the duration of the inflow from the formation, and sometimes the non-receipt of the inflow associated with incomplete removal of drilling fluid filtrates during cleaning of the bottomhole formation zone and insufficient exposure to the reservoir during call inflow.

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 скважины, включающем спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченную жидкость, перфорацию эксплуатационной колонны, вызов притока, запакеровку пакера, в отличие от прототипа лифтовую колонну с пакером спускают до забоя скважины, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовую колонну с пакером до кровли продуктивного пласта, перфорируют эксплуатационную колонну, производят очистку призабойной зоны пласта методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу с повторением промывок в обратной последовательности, оставляют скважину на технологическую выстойку, производят воздействие на призабойную зону пласта методом переменных давлений в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления, вымывая забойную пачку, в течение не менее двух циклов, вызывают приток пластового флюида из пласта, запакеровывают пакер, закачивают в затрубное пространство скважины надпакерную жидкость, а в интервал многолетнемерзлых пород - незамерзающую жидкость, например газоконденсат, и отрабатывают скважину на факел, при этом время промывок в процессе очистки призабойной зоны пласта на каждом режиме не менее двух циклов, снижение давления производят ступенчато через 30-50 атмосфер, величину депрессии при вызове притока и отработке скважины на факел выбирают из условия:The task and technical result are achieved by the fact that in the well-known method of well development, which includes lowering elevator pipes with a packer, replacing the clay solution with lightweight fluid, perforating the production string, causing inflow, packing the packer, unlike the prototype, the elevator string with the packer is lowered to the bottom wells, hydrocarbon fluid, for example gas condensate, is pumped into the perforation interval, the elevator string with the packer is lifted to the top of the reservoir, the production string is perforated y, the bottom-hole zone of the formation is cleaned by the method of backwashing in different modes, maintaining back pressure on the formation in a closed cycle with repeating the washing in the reverse order, the well is left at the technological stand, the well is exposed to the bottom-hole zone by the method of alternating pressures for 20 cycles, the well is washed while maintaining back pressure, washing the bottomhole pack for at least two cycles, cause formation fluid to flow from the formation, packer is packaged, pumped into the well’s pipe space is overpacker fluid, and in the interval of permafrost rocks - non-freezing fluid, such as gas condensate, and the well is drilled to the flare, while the flushing time during the cleaning of the bottom-hole formation zone for at least two cycles in each mode, the pressure is reduced stepwise in 30-50 atmospheres, the magnitude of the depression when calling the inflow and drilling the well to the flare is chosen from the condition

Р_пл > Р_заб ≥ 0,7Р_пл, (1)P _pl > P _zab ≥ 0.7P _pl , (1)

где Р_пл, Р_заб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа,where R _pl , R _Zab - respectively reservoir and bottomhole pressure, MPa,

а перфорация эксплуатационной колонны производится при соблюдении условияand perforation of the production string is subject to the conditions

Р_заб~Р_пл (2)P _zab ~ P _pl (2)

На чертеже схематично изображено устройство для реализации данного способа.The drawing schematically shows a device for implementing this method.

Устройство включает эксплуатационную колонну 1, лифтовые трубы 2, циркуляционный клапан 3, пакер 4, посадочный ниппель 5, забойный клапан-отсекатель 6, размещенный в посадочном ниппеле, подпакерный хвостовик 7, срезной клапан 8, фонтанную арматуру 9, компрессор или насосную установку 10, задавочную 11 и факельную 12 линии, штуцерное устройство 13, емкости для хранения 15 и сбора 16 технологических растворов.The device includes a production casing 1, elevator pipes 2, a circulation valve 3, a packer 4, a landing nipple 5, a downhole shutoff valve 6 located in the landing nipple, a sub-packer shank 7, a shear valve 8, flow control valves 9, a compressor or pump unit 10, filling 11 and flare 12 lines, fitting 13, storage tanks 15 and collection of 16 technological solutions.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовые трубы 2 с циркуляционным клапаном 3, пакером 4, посадочным ниппелем 5, подпакерным хвостовиком 7, срезным клапаном 8 до забоя и монтируют на устье фонтанную арматуру 9. При открытых задвижках 17, 18, 19 и закрытых 20, 21 глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, через затрубное пространство 22 и лифтовые трубы 2 заменяют на облегченную жидкость, например техническую воду. Опрессовывают эксплуатационную колонну 1 вместе с фонтанной арматурой 9, заменяют техническую воду на водный раствор хлорида кальция с плотностью 1300-1350 м³/кг, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовые трубы 2 с пакером 4 и другим внутрискважинным оборудованием над пластом, перфорируют эксплуатационную колонну 1. Перфорация производится при постоянной прямой промывке по замкнутому циклу либо водным раствором хлорида кальция, либо газоконденсатом перфораторами типа ПР-43, ПР-54, ПРК-42С, ПМИ-48 с обеспечением противодавления на пласт из условия Р_заб~Р_пл. Отстрел каждой сборки перфораторов, их спуск и подъем производятся после создания на устье давления, препятствующего поступлению пластового флюида в ствол скважины. Возможно применение перфораторов ПНКТ, а также гидроабразивной перфорации.Elevator pipes 2 are lowered into production casing 1 with a circulation valve 3, a packer 4, a landing nipple 5, an under-packer shank 7, a shear valve 8 to the bottom, and fountain fittings 9 are mounted on the mouth. With open valves 17, 18, 19 and closed 20, 21 a high-density clay solution located in the well through the annulus 22 and the lift pipes 2 is replaced with a lightweight liquid, for example process water. The production casing 1 is pressed together with the fountain fittings 9, the technical water is replaced with an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1300-1350 m ³ / kg, hydrocarbon liquid, for example gas condensate, is pumped into the perforation interval, the lift pipes 2 are lifted with packer 4 and other downhole equipment above formation, perforated production casing 1. Perforation is performed with constant direct washing in a closed cycle with either an aqueous solution of calcium chloride or gas condensate perforators type PR-43, PR-54, PRK-42S, PMI-48 with backpressure on the reservoir from the condition R _zab ~ R _pl . The shooting of each assembly of perforators, their descent and ascent are carried out after creating pressure at the wellhead that prevents the formation fluid from entering the wellbore. It is possible to use PNKT punchers, as well as waterjet perforations.

После завершения прострелочных работ производится очистка прискважинной зоны пласта методом обратных промывок водным раствором хлорида кальция с поддержанием противодавления на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме выбирается из условия Р_пл > Р_заб ≥ 0,7Р_пл, но не более двух циклов. Снижение противодавления производится ступенчато через 30-50 атмосфер.After the shooting operations are completed, the near-wellbore zone of the formation is cleaned by the method of backwashing with an aqueous solution of calcium chloride with the maintenance of back pressure in various modes in a closed cycle. The washing time in each mode is selected from the condition P _PL > P _Zab ≥ 0.7P _PL , but not more than two cycles. The backpressure is reduced stepwise through 30-50 atmospheres.

После удаления фильтрата бурового раствора и других механических примесей из ствола скважины и прискважинной зоны пласта скважина оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов с обеспечением противодавления на устье исходя из условия Р_заб~Р_пл = Р_у+10^-5·ρ_ж·Н.After removal of the drilling fluid filtrate and other mechanical impurities from the wellbore and the near-wellbore zone of the formation, the well is left at the technological stand for 24 hours with backpressure at the _wellhead based on the condition P _Zab ~ R _pl = P _y +10 ^-5 · ρ _W · N .

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 в течение не менее двух циклов. В интервал ММП закачивается газоконденсат при выполнении следующего условия: Р_заб~Р_пл=(Р_у+10^-5·ρ_ж·Н) < Р_{оп эк}. Скважина повторно оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов.After that, an impact is made on the borehole zone of the formation by the method of variable pressures with aqueous solutions of calcium chloride or inorganic surfactants for 20 cycles; and then washing the bottom hole pack and flushing the well with back pressure for at least two cycles. Gas condensate is pumped into the MMP interval under the following condition: P _zab ~ P _pl = (P _y + 10 ^-5 · ρ _w · N) <P _{op eq} . The well is re-left to the technological stand within 24 hours.

По окончании технологической выстойки закрывают задвижки 17 и 19, открывают задвижку 20 и выпуском газа через лифтовые трубы 2 и факельную линию 12, на конце которой установлено штуцерное устройство 13, производится плавный запуск скважины в работу с заранее выбранной депрессией (за счет установки штуцера расчетного диаметра). По получении на устье устойчивого притока (чистого газа) задвижку 20 закрывают. Производят запакеровку пакера 4, в затрубное пространство 22 скважины закачивается надпакерная жидкость, например водный раствор хлорида кальция плотностью 1300-1350 кг/м³ , в интервал многолетнемерзлых пород - газоконденсат, после чего вновь открывают задвижку 20 и продолжают отработку скважины на факел.At the end of the technological dwellings, the shutters 17 and 19 are closed, the shutter 20 is opened and gas is released through the lift pipes 2 and the flare line 12, at the end of which the choke device 13 is installed, the well is smoothly launched into operation with a pre-selected depression (due to the installation of a choke of the calculated diameter ) Upon receipt of a steady inflow (clean gas) at the mouth, the valve 20 is closed. Packer 4 is packaged, an over-packer fluid is pumped into the annulus 22 of the well, for example, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1300-1350 kg / m ³ , gas condensate is placed in the interval of permafrost, after which the valve 20 is re-opened and the well is continued to be drilled.

Вызов притока из пласта и отработка скважины производятся с учетом соблюдения условияThe call of inflow from the reservoir and well development are made subject to the conditions

Р_пл > Р_заб ≥ 0,7Р_пл.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.

При освоении скважины технологические растворы разной плотности подаются в скважину из емкостей 15, а вытесняемые из скважины технологические растворы собираются в емкости 16.During well development, technological solutions of different densities are fed into the well from tanks 15, and the technological solutions displaced from the well are collected in tanks 16.

Примером запакеровки пакера после вызова притока может служить следующая. В фонтанную арматуру 9 над задвижкой 21 вводят стальной шар, продавливают его в лифтовые трубы 2 гидродавлением или инертным газом (воздухом) от компрессора. Шар садится на седло срезного клапана 8 и перекрывает проходное сечение лифтовых труб 2. Плавным повышением давления над шаром производят запакеровку пакера 4, т.е. герметизируют затрубное пространство 22 скважины уплотнительными элементами пакера 4.An example of packing a packer after calling an inflow is the following. A steel ball is introduced into the fountain armature 9 above the gate valve 21, it is pressed into the elevator pipes 2 by hydraulic pressure or inert gas (air) from the compressor. The ball sits on the saddle of the shear valve 8 and closes the bore of the elevator pipes 2. By gradually increasing the pressure above the ball, the packer 4 is packaged, i.e. seal the annular space 22 of the well with the sealing elements of the packer 4.

После отработки скважины на факел производится необходимый комплекс исследований, в посадочном ниппеле 5 устанавливается забойный клапан-отсекатель 6.After drilling the well, the necessary set of studies is carried out on the flare; a downhole shutoff valve 6 is installed in the landing nipple 5.

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

Способ освоения скважины, включающий спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченную жидкость, перфорацию эксплуатационной колонны, вызов притока, запакеровку пакера, отличающийся тем, что лифтовую колонну с пакером спускают до забоя скважины, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовую колонну с пакером до кровли продуктивного пласта, перфорируют эксплуатационную колонну, очищают призабойную зону пласта методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу с повторением промывок в обратной последовательности, оставляют скважину на технологическую выстойку, воздействуют на призабойную зону пласта методом переменных давлений в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления, вымывая забойную пачку, в течение не менее двух циклов, вызывают приток пластового флюида из пласта, запакеровывают пакер, закачивают в затрубное пространство скважины надпакерную жидкость, а в интервал многолетнемерзлых пород незамерзающую жидкость, например газоконденсат, и отрабатывают скважину на факел, при этом время промывок в процессе очистки призабойной зоны пласта на каждом режиме не менее двух циклов, снижение давления производят ступенчато через 30-50 атмосфер, величину депрессии при вызове притока и отработки скважины на факел выбирают из условияA method of developing a well, including lowering elevator pipes with a packer, replacing the clay solution with lightweight fluid, perforating the production string, inflowing, packing the packer, characterized in that the elevator string with the packer is lowered to the bottom of the well, hydrocarbon fluid, for example gas condensate, is pumped into the perforation interval lift the elevator string with the packer to the top of the reservoir, perforate the production string, clean the bottom zone of the reservoir by backwashing in different modes maintaining backpressure onto the formation in a closed cycle with repeating flushing in the reverse order, leaving the well for technological aging, acting on the bottom-hole zone of the formation using alternating pressure for 20 cycles, washing the well with maintaining backpressure by washing the bottom hole pack for at least two cycles, cause inflow of formation fluid from the reservoir, packer is packaged, overpacker fluid is pumped into the annulus of the well, and in the permafrost interval it is not frozen fluid, such as gas condensate, and drill the well into the flare, while the flushing time during the cleaning of the bottom-hole formation zone in each mode for at least two cycles, the pressure is reduced stepwise after 30-50 atmospheres, the amount of depression when calling the well inflow and development choose from the condition

Р_пл>Р_заб≥0,7Р_пл,P _PL > P _Zab ≥ 0.7P _PL ,

где Р_пл, Р_заб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа;where R _pl , R _Zab - respectively reservoir and bottomhole pressure, MPa;

а перфорацию эксплуатационной колонны производят при соблюдении условияand the perforation of the production string is subject to the conditions

Р_заб~Р_пл.R _zab ~ R _pl .