RU2399757C1

RU2399757C1 - Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures

Info

Publication number: RU2399757C1
Application number: RU2009123061/03A
Authority: RU
Inventors: Алексей Викторович Кононов (RU); Алексей Викторович Кононов; Игорь Александрович Кустышев (RU); Игорь Александрович Кустышев; Андрей Геннадьевич Филиппов (RU); Андрей Геннадьевич Филиппов; Александр Александрович Сингуров (RU); Александр Александрович Сингуров; Владимир Николаевич Дубровский (RU); Владимир Николаевич Дубровский; Алексей Владимирович Немков (RU); Алексей Владимирович Немков
Original assignee: Алексей Викторович Кононов; Игорь Александрович Кустышев; Андрей Геннадьевич Филиппов; Александр Александрович Сингуров; Владимир Николаевич Дубровский; Алексей Владимирович Немков
Priority date: 2009-06-16
Filing date: 2009-06-16
Publication date: 2010-09-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to development of gas wells with packer in conditions of abnormally low formation pressures - ALFP. Development method of gas well with packer in ALFP conditions involves gas supply from operation wells to booster compression station - BCS, where gas is compressed to the pressure of 5.0-5.5 MPa. After BCS the gas is supplied to gas processing facility - GPF, where gas is cleaned from mechanical impurities and water, and gas is supplied under pressure of 3.0-4.0 MPa to cluster site of the developed well and then to booster station to which process water is pumped at the same time. The obtained liquid-gas mixture is compressed to the value of 7.0-10.0 MPa; after that gas-liquid mixture is supplied to separator where gas-liquid mixture is separated into high pressure gas and liquid. Liquid is supplied to pump station, and high pressure gas is supplied to ejector to which there also supplied is foam-forming liquid - FFL. Aerated foam-forming liquid - AFFL obtained on ejector is supplied to flexible pipe - FP of coil tubing unit which is lowered to tube space of the well with stops in every 50-100 m. At each FP burial step the supply of FFL to ejector is stopped, and high pressure gas is supplied to FP by passing the ejector, forcing away damping liquid and AFFL to day surface and by performing well ventilation till gas influx is obtained from productive formation. After gas influx is obtained, the well is developed till it is brought to process mode; after that FP is removed from well, and well is brought into operation.

EFFECT: reducing the time required for well development and providing influx from formation of gas well with packer in ALFP conditions with abnormal coefficient lower than 0,2.

1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению пакеруемых газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД, особенно в условиях пониженных пластовых давлений с коэффициентом аномальности ниже 0,2.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the development of packaged gas wells under conditions of abnormally low formation pressure - AAP, especially in conditions of low formation pressure with an anomaly coefficient below 0.2.

Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2109934].A known method of well development, including replacing the kill fluid with a lightweight fluid, calling up the inflow, running the well for a flare [RF Patent No. 2109934].

Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.The disadvantage of this method is the low efficiency of the call inflow from the wells in the conditions of the API and the impossibility of calling it with an anomaly coefficient below 0.2.

Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, подачу газа высокого давления в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2235868].A well-known method of well development, including replacing the kill fluid with lightweight fluid, supplying high pressure gas to a flexible pipe — GT of a coiled tubing installation, inflow challenge, drilling a well for a flare [RF Patent No. 2235868].

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения пакеруемых газовых скважин в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2.The challenge facing the creation of the invention is to increase the reliability and efficiency of the development of packaged gas wells in the conditions of the oil production with an anomaly coefficient below 0.2.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении возможности вызова притока из пласта пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 и в сокращении времени ее освоения.Achievable technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, consists in providing the ability to call the inflow from the reservoir of a packaged gas well in the conditions of the AAP with an anomaly coefficient below 0.2 and in reducing the time of its development.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при освоении пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД газ от эксплуатационных скважин подают на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м, на каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.The task and technical result are achieved by the fact that during the development of a packaged gas well under the conditions of oil production, gas from production wells is fed to a booster compressor station - DKS, where gas is compressed to a pressure of 5.0-5.5 MPa, after the DKS gas is supplied to the complex gas preparation - UKPG, where the gas is cleaned of mechanical impurities and water, and under a pressure of 3.0-4.0 MPa, gas is supplied to the well pad of the well being developed and then to the booster installation, into which technical water obtained from the gas-liquid is simultaneously pumped the remaining mixture is compressed to a value of 7.0-10.0 MPa, after which the gas-liquid mixture is sent to a separator, where the gas-liquid mixture is separated into high-pressure gas and liquid, the liquid is sent to the pump unit, and the high-pressure gas is fed to the ejector, to which at the same time, a foaming fluid is supplied - POR, an aerated foaming fluid obtained on an ejector - AOF is fed to the coiled tubing unit GT, which is lowered into the borehole space with stops every 50-100 m, at each stage the deepening of the GT, the flow of coolant to the ejector is stopped, and the high-pressure gas is supplied to the GT, bypassing the ejector, squeezing the kill fluid and ALS onto the day surface and purging the well to receive gas flow from the reservoir, after receiving the gas flow, the well is worked out until it is brought to technological mode, after which the GT is removed from the well, and the well is put into operation.

На чертеже приведена схема для реализации данного способа.The drawing shows a diagram for implementing this method.

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

Газ низкого давления величиной 0,8-1,2 МПа от эксплуатационной скважины 1 по трубопроводу 2 подают в ДКС, где его компримируют до величины давления 5,0-5,5 МПа. После ДКС газ подают на УКПГ, где газ очищают от механических примесей и осушают от воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ по трубопроводу 3 подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку 4, одновременно в нее из насосной установки 5 по трубопроводу 6 подают техническую воду, в зимнее время - метанольную воду или водный раствор хлоридов калия, кальция или натрия. В бустерной установке 4 газ и техническую воду смешивают, образуя газожидкостную смесь, газожидкостную смесь компримируют до давления 7,0-10,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление, газожидкостную смесь высокого давления подают по трубопроводу 7 в сепаратор 8. Здесь проводят разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора 8 по трубопроводу 9 вновь направляют в насосную установку 5 для повторного использования, а газ высокого давления величиной 7,0-10,0 МПа подают по трубопроводу 10 на эжектор 11. Одновременно на эжектор 11 от насосной установки 12 по трубопроводу 13 подают ПОЖ, в зимнее время - незамерзающую пенообразующую жидкость - НПОЖ. В качестве ПОЖ можно использовать техническую воду с ОП-10 или техническую воду с сульфанолом. В качестве НПОЖ можно использовать водный раствор хлорида кальция или другой соли с ОП-10 или с сульфанолом. Затем полученную на эжекторе АПОЖ по трубопроводу 14 подают в ГТ 15 колтюбинговой установки 16 и далее в кольцевой зазор 17 между ГТ 15 и лифтовой колонной 18 осваиваемой скважины 19. ГТ 15 спускают в лифтовую колонну 18 ступенчато с остановками по 50-100 м на каждой ступени, с одновременной подачей по ней АПОЖ, которая вытесняет жидкость глушения, находящейся в осваиваемой скважине 19, через кольцевой зазор 17 по выкидной линии 20 и трубопроводу 21 в емкость 22 для сбора жидкости глушения. При углублении ГТ на 50-100 м подачу ПОЖ на эжектор 11 прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ 15 по байпасу 23, минуя эжектор 11, выдавливая АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины через выкидную линию 20 на факельную линию 24. Такое чередование закачивания АПОЖ и газа высокого давления проводят на каждой ступени до получения притока из продуктивного пласта 25.A low-pressure gas of 0.8-1.2 MPa in size from a production well 1 is fed through a pipeline 2 to a booster compressor station, where it is compressed to a pressure of 5.0-5.5 MPa. After the BCS, gas is supplied to the gas treatment unit, where the gas is cleaned of mechanical impurities and drained of water, and under a pressure of 3.0-4.0 MPa, gas is supplied through pipeline 3 to the well pad of the well being developed and then to booster unit 4, simultaneously from pumping unit 5 through the pipeline 6 serves industrial water, in winter time - methanol water or an aqueous solution of potassium, calcium or sodium chlorides. In the booster installation 4, gas and process water are mixed to form a gas-liquid mixture, the gas-liquid mixture is compressed to a pressure of 7.0-10.0 MPa, which exceeds the current reservoir pressure, the high-pressure gas-liquid mixture is fed via line 7 to the separator 8. Here, the gas-liquid mixture is separated on liquid and gas media. The liquid from the separator 8 through the pipeline 9 is again sent to the pump unit 5 for reuse, and the high pressure gas of 7.0-10.0 MPa is fed through the pipeline 10 to the ejector 11. At the same time, the ejector 11 from the pumping unit 12 is fed through the pipeline 13 Pozh, in winter - non-freezing foaming liquid - NPOZH. You can use process water with OP-10 or process water with sulfanol as a lifeguard agent. An aqueous solution of calcium chloride or another salt with OP-10 or with sulfanol can be used as an NPOS. Then, the APOZ obtained on the ejector is fed through pipeline 14 to GT 15 of the coiled tubing installation 16 and then to the annular gap 17 between GT 15 and the lift column 18 of the well being developed 19. GT 15 is lowered into the lift column 18 in steps with stops of 50-100 m at each stage , with the simultaneous supply of AOF through it, which displaces the kill fluid located in the well being developed 19, through the annular gap 17 along the flow line 20 and the pipe 21 into the reservoir 22 for collecting the kill fluid. When the well is deepened by 50-100 m, the supply of coolant to the ejector 11 is stopped, and the high-pressure gas is supplied to the gas turbine 15 bypass 23, bypassing the ejector 11, squeezing the ALS to the surface and purging the well through flow line 20 to the flare line 24. This the alternation of the injection of ALS and high pressure gas is carried out at each stage until an inflow from the reservoir is obtained 25.

Подачу газа на бустерную установку 4 от ДКС, а не от соседней эксплуатационной скважины 1, необходимо осуществлять для создания требуемой при освоении скважины 19 производительности бустерной установки 4, которую соседняя эксплуатационная скважина 1 из-за низкого пластового давления, равного 0,8-1,0 МПа, обеспечить не может.The gas supply to the booster unit 4 from the booster compressor station, and not from the neighboring production well 1, must be carried out to create the required performance of the booster unit 4, which is required during the development of the well 19, which the neighboring production well 1 due to low reservoir pressure equal to 0.8-1, 0 MPa, cannot provide.

Вытеснение жидкости глушения через кольцевой зазор 17 осуществляют по причине наличия в составе лифтовой колонны 18 пакера 26, который герметично разобщает затрубное пространство 27 между лифтовой 18 и эксплуатационной 28 колоннами осваиваемой скважины 19. Вытеснение АПОЖ газом высокого давления способствует дополнительному аэрированию АПОЖ, снижению ее плотности и уменьшению противодавления на продуктивный пласт 25, более плавному и быстрому вызову притока из продуктивного пласта 25.The displacement of the kill fluid through the annular gap 17 is carried out due to the presence of a packer 26 in the composition of the lift column 18, which hermetically separates the annulus 27 between the lift 18 and production 28 columns of the well being developed 19. The ALF displacement by high-pressure gas contributes to additional aeration of the ALF, reducing its density and reduce back pressure on the reservoir 25, a smoother and faster call of inflow from the reservoir 25.

После получения притока газа из продуктивного пласта 25 осуществляют отработку осваиваемой скважины 19 по факельной линии 24 до момента вывода ее на технологический режим. После этого из осваиваемой скважины 19 извлекают ГТ 15, а саму скважину вводят в эксплуатацию.After receiving an inflow of gas from the reservoir 25, the well being developed 19 is worked out through a flare line 24 until it is put into operation. After that, GT 15 is removed from the well being developed 19, and the well itself is put into operation.

В случае отсутствия выноса жидкости глушения на дневную поверхность, что возможно при ее поглощении продуктивным пластом 25, ГТ 15 приподнимают и продолжают подавать в осваиваемую скважину 19 газ высокого давления. Приподъем ГТ 15 осуществляют до восстановления выхода жидкости глушения из осваиваемой скважины 19 на дневную поверхность.In the absence of removal of the kill fluid to the day surface, which is possible when it is absorbed by the reservoir 25, GT 15 is lifted and continues to supply high pressure gas to the well being developed 19. Lift GT 15 is carried out until the recovery of the fluid killing from the well being developed 19 to the day surface is restored.

В связи с низкими пластовыми давлениями не допускается продавливание жидкости глушения в продуктивный пласт 25.Due to the low reservoir pressures, it is not allowed to force the kill fluid into the reservoir 25.

В связи с низкими температурами окружающего воздуха в зимний период и наличием в приустьевой зоне осваиваемой скважины 19 многолетнемерзлых пород в процессе освоения для подогрева технической воды и ПОЖ, а также наземного и устьевого оборудования применяют пароподогревательную установку 29.Due to the low ambient temperatures in winter and the presence of 19 permafrost rocks in the estuarine zone of the well being developed in the development process, a steam heating unit 29 is used to heat process water and fluids, as well as ground and wellhead equipment.

Пример реализации заявляемого способа на скважине №149 Вынгапуровского месторождения.An example of the implementation of the proposed method at well No. 149 of the Vyngapurovsky field.

Газ от эксплуатационной скважины с давлением 0,8 МПа подавали в ДКС, где он компримировался до давления 5,0 МПа. После чего газ подавали на УКПГ, где он осушался от жидкости и очищался от механических примесей. После этого газ под давлением 3,5 МПа, предельно-допустимом давлении данного трубопровода, подавался по трубопроводу на кустовую площадку и далее в бустерную установку, одновременно в нее из насосной установки по трубопроводу подавалась техническая вода. В бустерной установке газ и техническая вода смешивались, образовывалась газожидкостную смесь, газожидкостная смесь компримировалась до давления 7,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление в осваиваемой скважине. Газожидкостную смесь высокого давления подавали в сепаратор. Здесь проводили разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора вновь направлялась через емкость в насосную установку, а газ высокого давления величиной 7,0 МПа подавали на эжектор. Одновременно на эжектор подавали ПОЖ. Затем АПОЖ, полученную на эжекторе при смешивании газа высокого давления и ПОЖ, подавали в ГТ колтюбинговой установки и далее - в кольцевой зазор, находящийся между ГТ и лифтовой колонной осваиваемой скважины. Такую циркуляцию осуществляли по причине нахождения в скважине пакера, герметично перекрывающего затрубное пространство скважины межу лифтовой и эксплуатационной колоннами. ГТ спускали во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство скважины, ступенчато с остановками через каждые 50 м. В процессе спуска ГТ подаваемая в скважину АПОЖ вытесняла находящуюся в скважине жидкость глушения на дневную поверхность в емкость для сбора жидкости глушения. Через каждые 50 м осуществляли продувку скважины, приостанавливая подачу ПОЖ на эжектор и подавая в скважину газ высокого давления, минуя эжектор. При достижении газом башмака лифтовой колонны открывали задвижку, соединяющую трубное пространство осваиваемой скважины с факельной линией, и продолжали подавать газ высокого давления в ГТ и далее в кольцевое пространство до начала проявления осваиваемой скважины. Затем отрабатывали скважину на факел по трубному пространству лифтовой колонны и факельной линии до получения устойчивого притока, выводя скважину на технологический режим работы. После этого ГТ извлекали из скважины и скважину вводили в эксплуатацию.Gas from a production well with a pressure of 0.8 MPa was supplied to the BCS, where it was compressed to a pressure of 5.0 MPa. After that, the gas was supplied to the gas treatment plant, where it was dried from the liquid and purified from mechanical impurities. After that, gas under a pressure of 3.5 MPa, the maximum permissible pressure of this pipeline, was supplied through the pipeline to the cluster pad and then to the booster installation, while technical water was supplied through the pipeline from the pump installation to it. In the booster installation, gas and process water were mixed, a gas-liquid mixture was formed, the gas-liquid mixture was compressed to a pressure of 7.0 MPa, exceeding the current reservoir pressure in the well being developed. The high-pressure gas-liquid mixture was fed to a separator. Here, the gas-liquid mixture was separated into liquid and gas media. The liquid from the separator was again sent through the tank to the pump unit, and high-pressure gas of 7.0 MPa was fed to the ejector. At the same time, coolant was applied to the ejector. Then, the ALF obtained on the ejector during mixing of high-pressure gas and RLF was fed into the hydraulic core of the coiled tubing unit and then into the annular gap located between the hydraulic core and the lift column of the well being developed. Such circulation was carried out due to the presence of a packer in the well, tightly blocking the annular space of the well between the elevator and production columns. GTs were lowered into the inner cavity of the lift string, into the borehole space, stepwise with stops every 50 m. During the course of the GT descent, the ALF flowing into the well displaced the killing fluid in the well to the surface to collect the killing fluid. After every 50 m, the well was purged, stopping the supply of coolant to the ejector and supplying high pressure gas to the well, bypassing the ejector. When the gas reached the shoe of the elevator string, a valve was opened connecting the pipe space of the well being developed with the flare line, and continued to supply high pressure gas to the gas turbine and further into the annular space until the development of the mastered well began. Then the well was drilled into the flare through the pipe space of the lift column and flare line until a steady flow was obtained, bringing the well to the technological mode of operation. After that, the GT was removed from the well and the well was put into operation.

Предлагаемый способ обеспечивает надежное освоение пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2. Он сокращает продолжительность и стоимость работ, обеспечивает противопожарную и противофонтанную безопасность технологического процесса.The proposed method provides reliable development of a packaged gas well in the conditions of the oil production with an anomaly coefficient below 0.2. It reduces the duration and cost of work, provides fire and anti-fouling process safety.

За счет ступенчатого вытеснения жидкости глушения и АПОЖ из скважины устраняются условия их продавливания в продуктивный пласт, сохраняются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, что в условиях АНПД чрезвычайно важно.Due to the step-by-step displacement of the killing fluid and the ALS from the well, the conditions of their extrusion into the reservoir are eliminated, the filtration-capacitive properties of the reservoir are preserved, which is extremely important in the case of an API.

За счет ступенчатой продувки скважины осуществляется более плавный, более «щадящий» и более легкий вызов притока газа из пласта.Due to the step-by-step purging of the well, a smoother, more “gentle” and easier call of gas inflow from the formation is carried out.

Claims

Способ освоения пакеруемой газовой скважины в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД, при котором газ от эксплуатационных скважин подают на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м, на каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию. A method of developing a packaged gas well under conditions of abnormally low reservoir pressure is an AAP, in which gas from production wells is fed to a booster compressor station - DKS, where gas is compressed to a pressure of 5.0-5.5 MPa, after the DKS, gas is supplied to a complex installation gas preparation - UKPG, where the gas is cleaned of mechanical impurities and water, and under a pressure of 3.0-4.0 MPa, gas is supplied to the well pad of the well being developed and then to the booster installation, into which technical water, the obtained gas-liquid mixture, is simultaneously pumped they are compressed to a value of 7.0-10.0 MPa, after which the gas-liquid mixture is sent to a separator, where the gas-liquid mixture is divided into high-pressure gas and liquid, the liquid is sent to the pump unit, and the high-pressure gas is fed to the ejector, which is simultaneously fed foaming fluid - ALF, aerated foaming fluid obtained on an ejector - APOF is fed into a flexible pipe - HT of a coiled tubing installation, which is lowered into the borehole space with stops every 50-100 m, at each stupa neither the deepening of the GT, the flow of coolant to the ejector is stopped, and the high-pressure gas is supplied to the GT, bypassing the ejector, squeezing out the kill fluid and ALS onto the surface and purging the well until a gas inflow from the reservoir is produced, after receiving the gas inflow, the well is worked out until it is withdrawn to the technological mode, after which the GT is removed from the well, and the well is put into operation.