RU2019123939A - Способ управления давлением на забое ствола скважины - Google Patents
Способ управления давлением на забое ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2019123939A RU2019123939A RU2019123939A RU2019123939A RU2019123939A RU 2019123939 A RU2019123939 A RU 2019123939A RU 2019123939 A RU2019123939 A RU 2019123939A RU 2019123939 A RU2019123939 A RU 2019123939A RU 2019123939 A RU2019123939 A RU 2019123939A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- well
- drilling
- wellbore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Claims (26)
1. Способ управления давлением скважинного флюида в стволе скважины в процессе операции бурения с управляемым давлением, включающий:
- этап прерывания нагнетания бурового раствора в указанную скважину;
- этап нагнетания сжимаемой текучей среды в верхнюю часть указанной скважины, ниже по потоку от штуцера, расположенного на коллекторе системы для бурения с управляемым давлением;
- этап мониторинга объема нагнетаемой сжимаемой текучей среды для управления давлением в указанной скважине;
при этом сжимаемый газ нагнетают между коллектором и стволом скважины.
2. Способ буферизации давления скважинного флюида в стволе скважины в процессе операции бурения с управляемым давлением, включающий:
- этап прерывания нагнетания бурового раствора в указанную скважину;
- этап нагнетания сжимаемой текучей среды в верхнюю часть указанной скважины ниже по потоку от штуцера, расположенного на коллекторе системы для бурения с управляемым давлением;
- этап мониторинга объема нагнетаемой сжимаемой текучей среды для управления давлением в указанной скважине;
при этом сжимаемый газ нагнетают между коллектором и стволом скважины.
3. Способ по п. 1, в котором сжимаемый газ выбирают из группы, состоящей из: диоксида углерода, воздуха, азота и их комбинации.
4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором сжимаемым газом является азот.
5. Способ по любому из пп. 1-4, дополнительно включающий график линейных изменений, содержащий ряд параметров, полученных от системы мониторинга давления, причем указанные параметры требуются оператору для поддержания давления на забое близким к постоянному уровню в процессе соединения для бурения с управляемым давлением.
6. Способ по п. 5, в котором параметры включают по меньшей мере один из следующих: масса бурового раствора, давления главного насоса, расходы бурового раствора, скорость проходки бурильной колонны, частота вращения бурильной колонны, противодавление, приложенное к поверхности, и данные датчика, передаваемые указанным оборудованием низа бурильной колонны.
7. Способ по п. 6, включающий этапы:
понижения давления в насосе, нагнетающем буровой раствор в ствол скважины, и регулирование штуцера для бурения с управляемым давлением в соответствии с графиком линейных изменений; и одновременно нагнетание указанного газа и выполнение указанного графика линейных изменений.
8. Система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин совместно с устройством для нагнетания бурового раствора, в которой указанное устройство для нагнетания бурового раствора выполнено с возможностью поддержания управления давлением флюида в стволе скважины при работе в ней бурильной колонны, при этом система содержит:
- газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, для управления давлением в скважине;
- систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной;
- систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве, в которой, при прекращении операции бурения для добавления новой свечи к бурильной колонне и остановке устройства для нагнетания бурового раствора, обеспечено нагнетание газа в верхнюю часть ствола скважины для поддержания давления в скважине в кольцевом пространстве ствола скважины на уровне, близком к постоянному.
9. Система по п. 8, дополнительно содержащая газонагнетательную скважину, связанную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной.
10. Система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин, выполненная с возможностью очистки линий, когда буровая установка работает с бурильной колонной, содержащая:
- газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, чтобы очищать отводные линии от газа, выделяемого из скважины, в которой установлена бурильная колонна;
- систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром, отводными линиями и скважиной;
- систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве скважины;
причем в любой заданный момент времени во время операции бурения обеспечена возможность нагнетания указанного газа, подходящего для нагнетания, через линии для очистки последних от выделенных в пласте газов.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019123939A RU2788367C2 (ru) | 2019-07-29 | Способ управления давлением на забое ствола скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019123939A RU2788367C2 (ru) | 2019-07-29 | Способ управления давлением на забое ствола скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019123939A true RU2019123939A (ru) | 2021-01-29 |
RU2788367C2 RU2788367C2 (ru) | 2023-01-18 |
Family
ID=
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
AU2008293713B2 (en) | Interventionless multi-position frac tool | |
CN101139911B (zh) | 注气稳压钻井方法 | |
US7588086B2 (en) | Ported velocity tube for gas lift operations | |
CA2353064C (en) | Gas displaced chamber lift system | |
US20040124008A1 (en) | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure | |
US20070000663A1 (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive | |
CA2504278A1 (en) | Apparatus and method | |
US20170074079A1 (en) | Controlled Pneumatic Well Pumping System, And Method For Optimizing Pump Stroke Speed | |
RU2019123939A (ru) | Способ управления давлением на забое ствола скважины | |
CA3001207C (en) | Method and apparatus for maintaining bottom hole pressure during connections | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2788367C2 (ru) | Способ управления давлением на забое ствола скважины | |
CA2862439C (en) | System and method for treatment of well completion equipment | |
RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
RU2333348C2 (ru) | Способ безводной эксплуатации скважин | |
RU2289681C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин | |
RU2193648C2 (ru) | Способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой | |
CA2941546C (en) | Controlled pneumatic well pumping system, and method for optimizing pump stroke speed | |
Ady et al. | Plunger-Enhanced Chamber Lift (PECL) is the Best Lift Method for Continuous Dewatering of Tight CBM Reservoir with Very Low Water Production and Bottom Hole Pressure | |
Carpenter | Hybrid Gas-Lifting Method Optimizes High-GOR Production | |
EA043017B1 (ru) | Система для газлифтной механизированной эксплуатации скважины низкого давления | |
RU2263771C1 (ru) | Способ разработки участка нефтяной залежи | |
Bismark | Case Study of Natural Flow and Artificial Lift for a Solution Gas Drive Reservoir |