RU2539060C1 - Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure - Google Patents
Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539060C1 RU2539060C1 RU2013149406/03A RU2013149406A RU2539060C1 RU 2539060 C1 RU2539060 C1 RU 2539060C1 RU 2013149406/03 A RU2013149406/03 A RU 2013149406/03A RU 2013149406 A RU2013149406 A RU 2013149406A RU 2539060 C1 RU2539060 C1 RU 2539060C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- string
- well
- packer
- liquid
- lowered
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the restoration of a self-priming gas well with an abnormally low reservoir pressure (AAP) located in a multi-layer field.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится, переходя в бездействующий фонд [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]At the final stage of the development of gas deposits, the reservoir energy is not enough to ensure the removal of fluid accumulating at the bottom from the well. Under the influence of an ever-increasing volume of this fluid, the wells stop, since the reservoir energy and, accordingly, the gas flow rate are insufficient to carry the fluid to the surface. Upon reaching a certain column height of this fluid at the bottom, gas from the formation cannot overcome the fluid barrier and the well self-pressures, that is, it shuts off, turning into an inactive foundation [Kustyshev A.V. Complex repairs of gas wells in the fields of Western Siberia. - M .: OOO Gazprom Expo, 2010. - 212 p.]
Для удаления жидкости с забоев самозадавливающихся газовых скважин и вывода их из бездействующего фонда применяются различные методы, например:Various methods are used to remove fluid from the faces of self-priming gas wells and to withdraw them from an inactive stock, for example:
- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;- blowing the wellbore into the atmosphere or gas pipeline;
- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;- injection into the face of liquid or solid surfactants;
- уменьшение диаметра лифтовой колонны;- reducing the diameter of the elevator column;
- применение плунжерного лифта.- use of a plunger elevator.
На многопластовых месторождениях, имеющих над эксплуатируемым нижним низконапорным продуктивным пластом с АНПД верхний высоконапорный продуктивный пласт с более высоким давлением, для добычи низконапорного газа из нижнего низконапорного продуктивного пласта и удаления скопившейся на забое жидкости можно использовать энергию высоконапорного верхнего продуктивного пласта, подавая высоконапорный газ в нижний низконапорный продуктивный пласт.In multi-reservoir fields having a higher high-pressure producing reservoir with a higher pressure above the operating lower-pressure production reservoir with ANPD, the energy of the high-pressure upper producing reservoir can be used to produce low-pressure gas from the lower low-pressure productive stratum and to remove liquid accumulated on the bottomhole, supplying high-pressure gas to the lower low-pressure reservoir.
Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном, подачу газа через затрубное пространство скважины и газлифтный клапан в лифтовую колонну, подъем жидкости из скважины по лифтовой колонне [Патент РФ №2239696, опубл. 2004].A known method of restoring a self-sinking gas well, including the descent into the well of an elevator string with a gas lift valve, supplying gas through the annulus of the well and the gas lift valve to the elevator string, raising fluid from the well through the elevator string [RF Patent No. 2239696, publ. 2004].
Недостатком этого способа является неизбежная кольматация призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) в процессе глушения и спуска в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном.The disadvantage of this method is the inevitable colmatization of the bottom-hole zone of the reservoir (PZP) in the process of killing and lowering into the well of an elevator string with a gas lift valve.
Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в лифтовую колонну колонны труб меньшего диаметра [Патент РФ №345266, опубл. 1972].A known method of restoring a self-sinking gas well, including the descent into the elevator column of a pipe string of smaller diameter [RF Patent No. 3445266, publ. 1972].
Недостатком этого способа является неизбежная кольматация ПЗП в процессе глушения и спуска в скважину колонны труб меньшего диаметра.The disadvantage of this method is the inevitable colmatization of the PPP during the killing and lowering into the well of a string of pipes of smaller diameter.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся газовой скважины и выводе ее из бездействующего фонда при минимальных затратах.The challenge facing the creation of the invention is to restore a self-capping gas well and withdrawing it from an inactive fund at minimal cost.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП.Achievable technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in restoring a self-stopping inactive gas well in the conditions of the oil production without its jamming and the associated mudding of the bottom-hole zone.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что восстановление самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, осуществляют способом, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер, затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения, извлекают из скважины лифтовую колонну, устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель, вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно, бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта, спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром, цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель, спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением, устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна, затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга, после чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения, затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке, закачивают через хвостовик растворитель, разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой, далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны, извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию.The task and technical result are achieved by the fact that the restoration of a self-filling gas well with an abnormally low reservoir pressure, located on a multilayer field, is carried out by a method in which an insulating composition is pumped through an elevator column located in the well and a “liquid” packer is installed below the elevator column shoe. , then fill the inner cavity of the production string over the "liquid" packer with a kill fluid, remove the lift string from the well, installing t in the inner cavity of the production casing the wedge-diverter, cut a side window above the roof of the overlying high-pressure productive formation in the production casing, drill a lateral hole through it, passing through the entire thickness of the upper high-pressure productive layer with the bottom hole facing the roof of the high-pressure productive layer, lowering it into drilled sidetrack casing with a filter, cement the casing above the filter to the roof of the upper high-pressure reservoir, after it is removed from the well by the whipstock, the suspension device is lowered on the production casing with a latch located on its inner surface, the suspension device is installed in the internal cavity of the production casing below the side window, then the lift casing equipped with the side window is lowered into the internal cavity of the production casing to interaction with the latch connection of the suspension device so that the side windows of the elevator and production casing are placed opposite each other the other, after which they call the inflow from the sidetrack and kill the killing fluid from the well, then lower the liner with the centering funnel on its shoe and the packer suspension device on its upper section to the “liquid” packer to the “liquid” packer, pump it through the shank is solvent, the “liquid” packer is destroyed under its influence, the remnants of which fall on the bottom, then the shank is extended to the lower holes of the perforation interval of the lower low-pressure reservoir, weigh the liner in the elevator column above the side window of the elevator column, remove the flexible pipe from the well and put the well into operation.
На фиг.1 представлена схема реализации заявляемого способа при установке «жидкого» пакера; на фиг.2 - то же, при бурении бокового ствола; на фиг.3 - то же, при установке в эксплуатационной колонне подвесного устройства; на фиг.4 - то же, при спуске лифтовой колонны; на фиг.5 - то же, при спуске хвостовика лифтовой колонны; на фиг.6 - то же, при установке хвостовика в рабочем положении; на фиг.7 - то же, после завершения работ по восстановлению скважины.Figure 1 presents the implementation diagram of the proposed method when installing a "liquid" packer; figure 2 is the same when drilling a sidetrack; figure 3 is the same when installed in the production casing of the suspension device; figure 4 is the same when lowering the elevator column; figure 5 is the same when lowering the shank of the elevator column; figure 6 is the same when installing the shank in the working position; Fig.7 - the same, after completion of the restoration of the well.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Восстановление самозадавливающейся газовой скважины с АНПД, расположенной на многопластовом месторождении и имеющей следующую конструкцию (фиг.1): кондуктор 1, перекрывающий зону многолетнемерзлых пород (ММП) 2, эксплуатационную колонну (ЭК) 3, перекрывающую верхний высоконапорный 4 и нижний низконапорный 5 продуктивные пласты и подвешенную в колонной головке (не показано), лифтовую колонну (ЛК) 6, подвешенную в трубной головке (не показано), на которой размещена елка фонтанной арматуры (не показано), осуществляют следующим способом.The restoration of a self-priming gas well with an oil reservoir located on a multilayer field and having the following structure (Fig. 1): a conductor 1, overlapping the permafrost zone (MMP) 2, production casing (EC) 3, overlapping the upper high-
Во внутреннюю полость ЛК 6 закачивают изолирующую композицию 7, которая после затвердевания ниже башмака ЛК 6 превращается в «жидкий» пакер 8.An insulating composition 7 is pumped into the internal cavity of the
После (фиг.2) затвердевания «жидкого» пакера 8 заполняют внутреннюю полость ЭК 3 над «жидким» пакером 8 жидкостью глушения 9. После этого с трубной головки фонтанной арматуры демонтируют фонтанную елку, монтируют противовыбросовое оборудование (не показано) и из скважины извлекают ЛК 6.After the solidification of the “liquid” packer 8 (Fig. 2), the internal cavity of
Затем во внутренней полости ЭК 3 устанавливают клин-отклонитель 10, в ЭК 3 по известной технологии вырезают боковое окно 11 и осуществляют бурение через него бокового ствола (БС) 12 в верхний высоконапорный продуктивный пласт 4. В пробуренный БС 12 спускают обсадную колонну 13 с установленным на ее концевом участке фильтром 14, например, типа ФБ, и цементируют ее выше фильтра 14 до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4. Причем в обсадную колонну 13 БС 12 колонну насосно-компрессорных труб не спускают, поэтому профиль ствола представляет собой нисходящий участок ствола до подошвы верхнего высоконапорного продуктивного пласта и последующий восходящий участок ствола, при этом точка перегиба располагается на расстоянии, равном 2/3 длины ствола, проходящего в пласте. Такой профиль ствола обеспечивает добычу газа со всех интервалов, как из начального, так и из концевого, при этом выделяющаяся из газового потока концевого участка ствола жидкость скапливается на участке перегиба и выносится из скважины, так как скорость потока в этой точке достаточная для ее выноса, но недостаточная для выноса жидкости из концевого интервала. После завершения цементирования обсадной колонны 13 из скважины извлекают клин-отклонитель 10.Then, a wedge-
В скважину (фиг.3) на технологической колонне из бурильных труб (не показано) спускают подвесное устройство 15 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением 16, осуществляют установку подвесного устройства 15 во внутренней полости ЭК 3 ниже бокового окна 11, извлекают из скважины технологическую колонну.A
В скважину (фиг.4), во внутреннюю полость ЭК 3, спускают ЛК 6 с выполненным в ней боковым окном 17, взаимодействующую с защелочным соединением 16 подвесного устройства 15 посредством защелочного соединения 18, выполненного на наружной поверхности ЛК 6 таким образом, что боковое окно 17 лифтовой колонны и боковое окно 11 эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга.In the well (Fig. 4), in the internal cavity of
ЛК 6 (фиг.5) спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта 5 и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры, установленной на колонной головке. На трубной головке фонтанной арматуры, после демонтажа противовыбросового оборудования, монтируют фонтанную елку. Осваивают скважину, вызывая приток высоконапорного газа из БС 12 через отверстия фильтра 14 и удаляя при этом из ЭК 3 жидкость глушения 9. На устье скважины монтируют колтюбинговую установку (не показано).LC 6 (figure 5) is lowered to the roof of the lower low-
Во внутреннюю полость ЛК 6 спускают па гибкой трубе (ГТ) 19 до «жидкого» пакера 8 хвостовик 20 с центрирующей воронкой 21 на его башмаке и пакерующим подвесным устройством 22 на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик 20 растворитель 23, например раствор соляной кислоты, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер 8, остатки пакера 8 падают на забой 24.In the inner cavity of the
Доспускают хвостовик 20 (фиг.6) до нижних отверстий интервала перфорации 25 нижнего низконапорного продуктивного пласта 5, подвешивают хвостовик 20 с помощью пакерующего подвесного устройства 22 в ЛК 6 выше бокового окна 17 лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ 19 и демонтируют ненужное для дальнейших работ оборудование.Drop the shank 20 (Fig.6) to the lower holes of the
Высоконапорный газ (фиг.7) из верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4 через отверстия фильтра 14 обсадной колонны, обсадную колонну 13 и боковые окна 11 эксплуатационной колонны и 17 лифтовой колонны, упираясь в запакерованный герметичный пакер 26, поступает в кольцевое пространство 27 между ЛК 6 и хвостовиком 20 и далее на забой 24 скважины, где подхватывает низконапорный газ низконапорного продуктивного пласта 5 и скопившуюся на забое 24 жидкость и по внутренней полости хвостовика 20 и далее по ЛК 6 поднимает на поверхность. Для осуществления циркуляции технологических жидкостей над и под пакером 26 смонтированы верхний 28 и нижний 29 циркуляционные клапаны. Газоводяной контакт (ГВК) 30 находится ниже нижних отверстий интервала перфорации 25.High-pressure gas (Fig.7) from the upper high-
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
Пример 1. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из карбоксиметилцеллозы (КМЦ), бихромата, нефти, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 168 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор хлорида кальция (CaCl2) плотностью 1200 кг/м3. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 114 мм, оборудованную фильтром ФБ-114, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 42 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-114/168 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 114 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-114/168 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-324×168. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 42 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/114 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/114 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.Example 1. An insulating composition consisting of carboxymethyl cellulose (CMC), dichromate, and oil is pumped into the internal cavity of a laser-cutter with a diameter of 114 mm, which, after solidification, turns into a "liquid" packer. Fill the internal cavity of EC with a diameter of 168 mm above the "liquid" packer with a kill fluid, which is used as an aqueous solution of calcium chloride (CaCl 2 ) with a density of 1200 kg / m 3 . LK is extracted from the well. Then, a deflector wedge is installed in the internal cavity of the EC, a side window is cut out and a side trunk is drilled through it onto the upper high-pressure reservoir. A 114 mm diameter casing equipped with an FB-114 filter is lowered into the drilled BS and cemented to the roof of the upper high-pressure reservoir. A whipstock is removed from the well. A PHN1-114 / 168 suspension device is lowered from a drill pipe with a diameter of 42 mm into the well on a production casing with a latch connection located on its inner surface in the internal cavity of the EC below the side window; the production casing is removed from the well. A well with a diameter of 114 mm is lowered into the well, into the internal cavity of the EC, with a side window made in it, interacting with the latch connection of the suspension device ПНН1-114 / 168 so that the side window of the lift string and the side window of the production string are placed opposite each other. LK is lowered to the roof of the lower low-pressure reservoir and suspended in the pipe head of the AF6-100 × 21 fountain reinforcement mounted on the column head OKK1-210-324 × 168. A fountain tree of fountain fittings is mounted on the pipe head and the well is mastered, removing the kill fluid. A liner made of pipes with a diameter of 60 mm with a centering funnel on its shoe and a packer suspension device ПНН1-60 / 114 in its upper section is lowered into the internal cavity of the LC at a 42 mm diameter GT to a "liquid" packer. Solvent is pumped into the shank, using hydropyrite, under the influence of which the "liquid" packer is destroyed. The shank is pulled to the lower holes of the perforation interval of the lower low-pressure reservoir, the shank is suspended by means of the ПНН1-60 / 114 suspension in the LC above the side window of the lift column. Finally, GT is removed from the well.
Пример 2. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 102 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из метилцеллюлозы (МЦ), дихромата и керосина, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 146 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl2 плотностью 1900 кг/м3. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 102 мм, оборудованную фильтром ФБ-102, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 38 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-102/146 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 102 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-102/146 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×146. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 38 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/102 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют неозон, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/102 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.Example 2. An insulating composition consisting of methyl cellulose (MC), dichromate, and kerosene is pumped into the internal cavity of a LC with a diameter of 102 mm, which, after solidification, turns into a “liquid” packer. Fill the internal cavity of EC with a diameter of 146 mm above the “liquid” packer with a kill fluid, which is used as an aqueous solution of CaCl 2 with a density of 1900 kg / m 3 . LK is extracted from the well. Then, a deflector wedge is installed in the internal cavity of the EC, a side window is cut out and a side trunk is drilled through it onto the upper high-pressure reservoir. A casing string with a diameter of 102 mm, equipped with an FB-102 filter, is lowered into the drilled BS and cemented to the roof of the upper high-pressure reservoir. A whipstock is removed from the well. A PHN1-102 / 146 suspension device with a latching connection located on its inner surface in the internal cavity of the EC below the side window is lowered and installed into the well from the drill string with a diameter of 38 mm in the production casing from the well. An LC with a diameter of 102 mm is lowered into the well, into the internal cavity of the EC, with a side window made in it, interacting with the latch connection of the suspension device ПНН1-102 / 146 in such a way that the side window of the lift string and the side window of the production string are placed opposite each other. LK is lowered to the roof of the lower low-pressure reservoir and suspended in the pipe head of the AF6-100 × 21 fountain fitting installed on the column head OKK1-210-245 × 146. A fountain tree of fountain fittings is mounted on the pipe head and the well is mastered, removing the kill fluid. A liner made of pipes with a diameter of 60 mm with a centering funnel on its shoe and a packing suspension device ПНН1-60 / 102 in its upper section is lowered into the internal cavity of the LC at a 38 mm diameter GT to a "liquid" packer. The solvent is pumped into the shank, which is used as neozone, under the influence of which the "liquid" packer is destroyed. The shank is pulled to the lower holes of the perforation interval of the lower low-pressure reservoir, the shank is suspended with the help of ПНН1-60 / 102 suspension in the LC above the side window of the lift column. Finally, GT is removed from the well.
Пример 3. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из КМЦ, алюмонатриевых квасцов и дизельного топлива, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 140 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl2 плотностью 1800 кг/м3. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 89 мм, оборудованную фильтром ФБ-89, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 32 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-89/140 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 89 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующей с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-89/140 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×140. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 32 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 50 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-50/89 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-50/89 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.Example 3. An insulating composition consisting of CMC, aluminum-alum and diesel fuel is pumped into the internal cavity of an LC with a diameter of 89 mm, which, after solidification, turns into a "liquid" packer. Fill the internal cavity of the EC with a diameter of 140 mm above the "liquid" packer with a kill fluid, which is used as an aqueous solution of CaCl 2 with a density of 1800 kg / m 3 . LK is extracted from the well. Then, a deflector wedge is installed in the internal cavity of the EC, a side window is cut out and a side trunk is drilled through it onto the upper high-pressure reservoir. A casing string with a diameter of 89 mm, equipped with an FB-89 filter, is lowered into the drilled BS and cemented to the roof of the upper high-pressure reservoir. A whipstock is removed from the well. A PHN1-89 / 140 suspension device is lowered from the drill pipe with a diameter of 32 mm into the well on the casing and a latching connection is placed on its inner surface in the inner cavity of the EC below the side window; the casing is removed from the well. A well with a diameter of 89 mm is lowered into the well, into the internal cavity of the EC, with a side window made in it, interacting with the latch connection of the PHN1-89 / 140 suspension device in such a way that the side window of the lift string and the side window of the production string are placed opposite each other. LK is lowered to the roof of the lower low-pressure reservoir and suspended in the pipe head of the AF6-100 × 21 fountain fitting installed on the column head OKK1-210-245 × 140. A fountain tree of fountain fittings is mounted on the pipe head and the well is mastered, removing the kill fluid. A liner made of pipes with a diameter of 50 mm with a centering funnel on its shoe and a packing suspension device ПНН1-50 / 89 in its upper section is lowered into the internal cavity of the LC at a 32 mm diameter GT to a "liquid" packer. Solvent is pumped into the shank, using hydropyrite, under the influence of which the "liquid" packer is destroyed. The shank is pulled to the lower holes of the perforation interval of the lower low-pressure reservoir, the shank is suspended using the PHN1-50 / 89 suspension in the LC above the side window of the elevator column. Finally, GT is removed from the well.
Заявляемый способ обеспечивает надежное восстановление ранее бездействующей по причине ее самозадавливания скважины и ввод ее в эксплутацию без кольматации ПЗП в условиях АНПД.The inventive method provides a reliable restoration of previously inactive due to its self-completion of the well and putting it into operation without the mudding of the PPP in the conditions of the oil and gas production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013149406/03A RU2539060C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013149406/03A RU2539060C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2539060C1 true RU2539060C1 (en) | 2015-01-10 |
Family
ID=53288263
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013149406/03A RU2539060C1 (en) | 2013-11-07 | 2013-11-07 | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2539060C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107035349A (en) * | 2017-06-10 | 2017-08-11 | 山东恒驰石油装备有限责任公司 | A kind of interlayer pressure difference cyclic water stimulation pumping pipe string |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
| RU2000130848A (en) * | 2000-12-08 | 2002-11-10 | Олег Иделевич Рубинштейн | METHOD FOR INCREASING WELL PRODUCTIVITY |
| RU2239696C1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-11-10 | Шарапинский Владимир Константинович | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method |
| RU2322573C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method for low-impact packing well killing in abnormally low reservoir pressure |
| RU2382182C1 (en) * | 2008-07-29 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпром"(ОАО "Газпром") | Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions |
| RU2465434C1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191259C2 (en) * | 2000-12-08 | 2002-10-20 | Рубинштейн Олег Иделевич | Method of well productivity increasing |
-
2013
- 2013-11-07 RU RU2013149406/03A patent/RU2539060C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
| RU2000130848A (en) * | 2000-12-08 | 2002-11-10 | Олег Иделевич Рубинштейн | METHOD FOR INCREASING WELL PRODUCTIVITY |
| RU2239696C1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-11-10 | Шарапинский Владимир Константинович | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method |
| RU2322573C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method for low-impact packing well killing in abnormally low reservoir pressure |
| RU2382182C1 (en) * | 2008-07-29 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпром"(ОАО "Газпром") | Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions |
| RU2465434C1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107035349A (en) * | 2017-06-10 | 2017-08-11 | 山东恒驰石油装备有限责任公司 | A kind of interlayer pressure difference cyclic water stimulation pumping pipe string |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7934563B2 (en) | Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US7207381B2 (en) | Downhole pump driven by injection water | |
| WO2005100744A1 (en) | Apparatus and method for dewatering low pressure gradient gas wells | |
| RU2007148901A (en) | CAVITY DRILLING SYSTEM | |
| RU2004139038A (en) | METHOD FOR BUILDING AND FINISHING EXPRESSIVE WELLS | |
| CA2999197C (en) | Method of well completion | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
| RU2539060C1 (en) | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure | |
| US20230235655A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
| US20140345869A1 (en) | Moving liner fracturing method | |
| US20110203792A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
| RU79935U1 (en) | CONSTRUCTION OF A MULTIPLE WELL FOR SIMULTANEOUS OPERATION OF MULTIPLE RESURSES OF DIFFERENT PRODUCTIVITY | |
| RU2190086C1 (en) | Method of running drowned oil wells | |
| US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| US20100025037A1 (en) | System and method for controlling sand production in wells | |
| RU2541985C1 (en) | Cementing method for horizontal shaft of well | |
| RU137571U1 (en) | CONSTRUCTION OF THE TAIL TESTED INTO A WELL DRILLED FOR DEPRESSION | |
| RU2263771C1 (en) | Oil reservoir area development | |
| RU2774455C1 (en) | Method for completing a well with a horizontal completion using a production column of one diameter from head to bottomhouse and subsequent carrying out large-volume, speed and multi-stage hydraulic fracturing | |
| RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction |