RU2441975C1 - Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents
Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2441975C1 RU2441975C1 RU2010126352/03A RU2010126352A RU2441975C1 RU 2441975 C1 RU2441975 C1 RU 2441975C1 RU 2010126352/03 A RU2010126352/03 A RU 2010126352/03A RU 2010126352 A RU2010126352 A RU 2010126352A RU 2441975 C1 RU2441975 C1 RU 2441975C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- gas
- string
- killing
- fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных эксплуатационных скважин при проведении в них капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями, в осложненных условиях. Технический результат - повышение надежности глушения пакерующих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и в осложненных условиях, в частности при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане. Сущность изобретения: по способу в лифтовую колонну закачивают блокирующую композицию в объеме, равном суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины. Блокирующую композицию продавливают в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок. После этого в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где обеспечивают его скапливание в газовую шапку и периодическое стравливание. Затем в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав с продавливанием его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов. Затем в лифтовой колонне выше пакера, ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия. �
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных эксплуатационных скважин при проведении в них капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями, в осложненных условиях.
В процессе глушения пакерующих газовых и газоконденсатных скважин заполнение затрубного надпакерного пространства скважин жидкостью глушения должно проводиться через циркуляционный клапан, которым снабжены скважины. Однако опыт показывает, что в процессе длительной эксплуатации клапан выходит из строя и открыть его невозможно. Кроме того, в реальных условиях большинство эксплуатационных колонн негерметичны.
Известен способ глушения газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по лифтовой колонне блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения (RU №2188308).
Недостатком этого способа глушения скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане является низкая надежность глушения скважин из-за невозможности поддержания противодавления на скважине в результате поглощения жидкости глушения в интервале негерметичности эксплуатационной колонны.
Известен способ глушения скважин в условиях АНПД, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по лифтовой колонне блокирующего состава с последующим закачиванием в скважину жидкости глушения (RU №2255209).
Недостатком этого способа глушения скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане является низкая надежность глушения скважин из-за невозможности поддержания противодавления на скважине в результате поглощения жидкости глушения в интервале негерметичности эксплуатационной колонны.
Задачей изобретения является разработка способа глушения пакерующих газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.
Технический результат состоит в повышении надежности глушения пакерующих скважин в условиях АНПД в осложненных условиях, в частности при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных эксплуатационной, лифтовой колоннами, пакером, в лифтовую колонну закачивают блокирующую композицию в объеме, равном суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины, продавливают блокирующую композицию в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок, после этого в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где он скапливается в газовую шапку и периодически стравливается, затем в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов, затем в лифтовой колонне выше пакера, ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия, ниже сквозных отверстий, внутри лифтовой колонны, размещают глухую пробку, в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочную жидкость и техническую воду, при этом подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в затрубном пространстве скважины будет равна изначальной плотности.
Способ реализуется следующим образом.
В лифтовую колонну газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной эксплуатационной, лифтовой колоннами и пакером, первоначально снабженной циркуляционным клапаном, находящуюся в осложненных условиях, вызванных отказом циркуляционного клапана и негерметичностью эксплуатационной колонны, закачивают блокирующую композицию.
В качестве блокирующей композиции используют высоковязкий полимерколлоидный раствор или загущенный инвертно-эмульсионный раствор. При этом композиция должна выдержать репрессию на пласт, в 3-5 раз превышающую пластовое давление, выдерживать максимальное значение гидростатического давления в скважине при АНПД, выдерживать максимальный перепад давления между скважиной и пластом.
Объем блокирующей композиции равен суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины.
Блокирующую композицию продавливают в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор плотностью 920-960 кг/м3, а в качестве жидкости глушения для газовых скважин используют эмульсионный раствор на основе газового конденсата плотностью 940-1020 кг/м3, для газоконденсатных скважин - водный раствор хлорида натрия плотностью 1040-1100 кг/м3.
Закачивание блокирующей композиции, продавочной жидкости и жидкости глушения в лифтовую колонну возможно через гибкие трубы колтюбинговой установки или через промывочные трубы, спускаемые с помощью передвижного подъемного агрегата, либо закачиванием через саму лифтовую колонну, в «лоб».
После технологической выстойки в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где он скапливается в газовую шапку и периодически стравливается. При этом выпуск газа из затрубного пространства скважины проводят путем остановок и долива технической воды в затрубное пространство.
После дегазации скважины в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов.
В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор с плотностью 1060 кг/м3, условной вязкостью 65 с.
Затем в лифтовой колонне выше пакера, но ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия. Выполнение сквозных отверстий в лифтовой колонне можно проводить перфорацией или пробойником ПСГ-102, спускаемым на бурильных трубах.
Внутри лифтовой колонны, ниже сквозных отверстий, размещают глухую пробку, в качестве которой можно использовать глухую пробку, входящую в комплект комплекса подземного оборудования, либо мостовую пробку, либо специально изготовленную пробку, спускаемую с помощью тросового инструмента канатной техники.
После установки глухой пробки в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонажного состава, продавочную жидкость и техническую воду. Подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в затрубном пространстве будет равна изначальной плотности.
Использование предлагаемого изобретения позволит повысить надежность глушения пакерующих скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и при неисправном циркуляционном клапане, позволит сократить продолжительность ремонтных работ на скважине.
Claims (1)
- Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных эксплуатационной, лифтовой колоннами, пакером, при котором в лифтовую колонну закачивают блокирующую композицию в объеме, равном суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины, продавливают блокирующую композицию в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок, после этого в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где обеспечивают его скапливание в газовую шапку и периодическое стравливание, затем в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 ч, затем в лифтовой колонне выше пакера, ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия, ниже сквозных отверстий, внутри лифтовой колонны, размещают глухую пробку, в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочную жидкость и техническую воду, при этом подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в затрубном пространстве скважины будет равна изначальной плотности.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010126352/03A RU2441975C1 (ru) | 2010-06-28 | 2010-06-28 | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010126352/03A RU2441975C1 (ru) | 2010-06-28 | 2010-06-28 | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2441975C1 true RU2441975C1 (ru) | 2012-02-10 |
Family
ID=45853676
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010126352/03A RU2441975C1 (ru) | 2010-06-28 | 2010-06-28 | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2441975C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
CN108534972A (zh) * | 2018-03-15 | 2018-09-14 | 西南石油大学 | 一种测试高产气井完井管柱振动的实验装置和实验方法 |
CN109855824A (zh) * | 2018-03-15 | 2019-06-07 | 西南石油大学 | 一种测试高产油气井完井管柱振动屈曲的实验装置 |
-
2010
- 2010-06-28 RU RU2010126352/03A patent/RU2441975C1/ru active
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
WO2019039974A1 (ru) * | 2017-08-21 | 2019-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
US11414953B2 (en) | 2017-08-21 | 2022-08-16 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for killing oil and gas wells |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
WO2019070165A1 (ru) * | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
CN108534972A (zh) * | 2018-03-15 | 2018-09-14 | 西南石油大学 | 一种测试高产气井完井管柱振动的实验装置和实验方法 |
CN109855824A (zh) * | 2018-03-15 | 2019-06-07 | 西南石油大学 | 一种测试高产油气井完井管柱振动屈曲的实验装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
CN110284865B (zh) | 致密油水平井重复压裂与能量补充一次完成工艺方法 | |
RU2441975C1 (ru) | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин | |
CN106639971A (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
CN109779563B (zh) | 防止洗井污染油层的组合式抽油泵 | |
RU2498045C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
CN105443101A (zh) | 一种压缩式双封单卡分段压裂工艺管柱及其压裂方法 | |
RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2382171C1 (ru) | Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной | |
RU68588U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны | |
RU2007118892A (ru) | Способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной | |
RU2741882C1 (ru) | Способ многоступенчатого манжетного цементирования скважин | |
CN112554835B (zh) | 一种不压井完井作业工艺方法 | |
RU2438007C1 (ru) | Способ заканчивания газовой скважины (варианты) | |
RU2576253C1 (ru) | Способ многоступенчатого цементирования скважин и комплект оснастки для его осуществления | |
RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2484241C2 (ru) | Способ заканчивания газовой скважины | |
RU96167U1 (ru) | Устройство для промывки скважины | |
CN112943152A (zh) | 一种油田水平井找水堵水一体式管柱及其找水堵水方法 | |
CN114198051B (zh) | 一种高含硫废弃井封井方法 | |
RU2324050C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины | |
CN104929595A (zh) | 脉动压力驱动自平衡活塞泵排液装置及其工艺方法 | |
RU137571U1 (ru) | Конструкция хвостовика, спускаемого в скважину, пробуренную на депрессии | |
RU2750792C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт |