RU2399757C1 - Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures - Google Patents
Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures Download PDFInfo
- Publication number
- RU2399757C1 RU2399757C1 RU2009123061/03A RU2009123061A RU2399757C1 RU 2399757 C1 RU2399757 C1 RU 2399757C1 RU 2009123061/03 A RU2009123061/03 A RU 2009123061/03A RU 2009123061 A RU2009123061 A RU 2009123061A RU 2399757 C1 RU2399757 C1 RU 2399757C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- supplied
- liquid
- ejector
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
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].
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.
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
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
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
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
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
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
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
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 (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009123061/03A RU2399757C1 (en) | 2009-06-16 | 2009-06-16 | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009123061/03A RU2399757C1 (en) | 2009-06-16 | 2009-06-16 | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2399757C1 true RU2399757C1 (en) | 2010-09-20 |
Family
ID=42939210
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009123061/03A RU2399757C1 (en) | 2009-06-16 | 2009-06-16 | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2399757C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
CN111749670A (en) * | 2020-07-17 | 2020-10-09 | 杰瑞能源服务有限公司 | Natural gas preposed energizing fracturing device and process |
RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
-
2009
- 2009-06-16 RU RU2009123061/03A patent/RU2399757C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
CN111749670A (en) * | 2020-07-17 | 2020-10-09 | 杰瑞能源服务有限公司 | Natural gas preposed energizing fracturing device and process |
RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2616635C1 (en) | Method of improved combustible gas recovery using underground two-phase gas-liquid variable based on phases of unworked coal fracturing in coal mine | |
RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
RU2520201C1 (en) | Well pressure maintaining method | |
US20010007283A1 (en) | Method for boosting hydrocarbon production | |
CA2574510A1 (en) | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure | |
AR029107A1 (en) | A METHOD AND SYSTEM TO REDUCE THE LONGITUDINAL FLUID FLOW ROLLING A PERMEABLE WELL TUBULAR | |
CN105670584B (en) | Temporary plugging kill fluid suitable for repairing low-permeability low-pressure gas well and preparation method thereof | |
MX2013007200A (en) | High pressure hydrocarbon fracturing on demand method and related process. | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
CN105804680A (en) | Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field | |
RU2399757C1 (en) | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures | |
RU2399756C1 (en) | Development method of gas well without packer in conditions of abnormally low formation pressures | |
RU2132455C1 (en) | Method and pumping unit for injecting water into injection well | |
RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2455477C1 (en) | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) | |
CN108868698A (en) | A kind of normal pressure shale gas well single tube jet pump fluid-discharge technology method | |
RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
RU2484241C2 (en) | Gas well completion method | |
CN111577237A (en) | Water hammer composite fracturing process method for low-permeability oil field | |
RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
RU2324050C2 (en) | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole | |
RU2005129982A (en) | OIL STORY PRODUCTION METHOD | |
RU2366809C1 (en) | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level | |
RU2445446C1 (en) | Flushing method of sand plug in gas well in conditions of abnormally low formation pressures |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110617 |