RU2306412C1 - Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well - Google Patents
Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2306412C1 RU2306412C1 RU2005140129/03A RU2005140129A RU2306412C1 RU 2306412 C1 RU2306412 C1 RU 2306412C1 RU 2005140129/03 A RU2005140129/03 A RU 2005140129/03A RU 2005140129 A RU2005140129 A RU 2005140129A RU 2306412 C1 RU2306412 C1 RU 2306412C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- hydraulic fracturing
- fountain
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газовых и газоконденсатных скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the intensification of hydrocarbon inflows in gas and gas condensate wells.
При гидравлическом разрыве пласта газовых и газоконденсатных скважин применяется специальная фонтанная арматура, рассчитанная на высокое давление, в 2 раза, как минимум, превышающее давление предполагаемого разрыва, а также колонна насосно-компрессорных труб, оборудованная пакером высокого давления. Перед гидравлическим разрывом пласта скважина глушится, с устья скважины демонтируется старая фонтанная арматура, монтируется превенторная установка, извлекается лифтовая колонна, находящаяся в скважине, спускается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, демонтируется превенторная установка, монтируется специальная фонтанная арматура высокого давления. Только после этого проводится гидравлический разрыв пласта. Затем демонтируется специальная фонтанная арматура высокого давления, монтируется превенторная установка, из скважины извлекается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, в скважину спускается лифтовая колонна, с устья скважины демонтируется превенторная установка и монтируется фонтанная арматура в нормальном исполнении, то есть рассчитанная на рабочее давление при эксплуатации скважины. После чего скважина осваивается.For hydraulic fracturing of gas and gas condensate wells, special fountain fittings designed for high pressure, 2 times at least higher than the pressure of the expected fracture, as well as a tubing string equipped with a high pressure packer, are used. Before hydraulic fracturing, the well is shut off, the old fountain fittings are dismantled from the wellhead, the preventer installation is mounted, the lift column located in the well is removed, the tubing string with high pressure packer is lowered, the preventer installation is dismantled, and special high pressure fountain fittings are mounted. Only after this is hydraulic fracturing performed. Then, special high-pressure fountain fittings are dismantled, a preventer installation is mounted, a tubing string with a high-pressure packer is removed from the well, an elevator string is lowered into the well, a preventive installation is dismantled from the wellhead and the fountain fittings are mounted in normal execution, i.e. designed for working pressure during well operation. After which the well is mastered.
Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в газовых и газоконденсатных скважинах на месторождениях севера Тюменской области, в частности на Ямбургском месторождении, показывает, что после проведения разрыва горных пород, особенно в скважинах простаивающего фонда, нередки случаи получения притока сразу после завершения разрыва. Это влечет за собой необходимость повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, а значит происходит повторное загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный положительный эффект от гидравлического разрыва пласта.The experience of conducting hydraulic fracturing in gas and gas condensate wells in the fields of the north of the Tyumen region, in particular at the Yamburgskoye field, shows that after rock fracturing, especially in idle well wells, inflows immediately after the completion of the fracture are frequent. This entails the necessity of re-killing the well to remove the tubing string with a high-pressure packer, which means that the bottom-hole zone of the formation is re-contaminated, which negates the positive effect of hydraulic fracturing.
Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта и освоение скважины [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - С.374-377].A known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing a well, re-arranging the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with a high pressure packer into the well, re-tying the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing and developing the well [Korotaev Yu .P. The exploitation of gas fields. - M .: Nedra, 1975. - S.374-377].
Недостатком способа является большая трудоемкость монтажных работ перед гидравлическим разрывом пласта и после него. Высока вероятность повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины в случае получения преждевременного притока газа из пласта и неизбежное, при этом, загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта. Кроме того, отсутствует возможность снижения противодавления на пласт, что затрудняет вызов притока из пласта при освоении скважины.The disadvantage of this method is the high complexity of installation work before hydraulic fracturing and after it. There is a high probability of re-killing a well to remove a tubing string with a high-pressure packer from the well in the event of a premature inflow of gas from the formation and the inevitable contamination of the bottom-hole zone of the formation, which negates the resulting effect of hydraulic fracturing. In addition, there is no possibility of reducing back pressure on the reservoir, which makes it difficult to call the inflow from the reservoir during well development.
Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта и освоение скважины [Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998. - С.173].A known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing a well, re-arranging the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with a high pressure packer, re-dressing the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing and developing the well [Basarygin Yu .M., Makarenko P.P., Mavromati V.D. Repair of gas wells. - M .: Nedra, 1998. - P.173].
Недостатком способа является большая трудоемкость монтажных работ перед гидравлическим разрывом пласта и после него. Высока вероятность повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины в случае получения преждевременного притока газа из пласта и неизбежное, при этом, загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта. Кроме того, отсутствует возможность снижения противодавления на пласт, что затрудняет вызов притока из пласта при освоении скважины.The disadvantage of this method is the high complexity of installation work before hydraulic fracturing and after it. There is a high probability of re-killing a well to remove a tubing string with a high-pressure packer from the well in the event of a premature inflow of gas from the formation and the inevitable contamination of the bottom-hole zone of the formation, which negates the resulting effect of hydraulic fracturing. In addition, there is no possibility of reducing back pressure on the reservoir, which makes it difficult to call the inflow from the reservoir during well development.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы, в устранении повторного загрязнения призабойной зоны пласта и в уменьшении продолжительности работ по освоению скважины после гидравлического разрыва пласта.The challenge in creating the invention is to ensure reliability and safety of work while reducing installation costs, to eliminate re-contamination of the bottom hole of the formation and to reduce the duration of the development work after hydraulic fracturing.
Достигаемый технический результат состоит в снижении времени на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта, а следовательно, в сокращении времени нахождения скважины в бездействующем фонде.Achievable technical result consists in reducing the time for installation work before and after hydraulic fracturing, and therefore, in reducing the time spent by the well in an idle fund.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающем глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта и освоение скважины, в отличие от прототипа колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления до проведения гидравлического разрыва пласта дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном и другим подземным оборудованием, необходимым для дальнейшей после гидравлического разрыва пласта эксплуатации скважины, во внутренней полости фонтанной арматуры размещают цилиндрический патрубок, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки фонтанной арматуры от ее рабочих струн, гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье скважины фонтанной арматуре (в нормальном исполнении), рассчитанной на рабочее давление при эксплуатации скважины, после завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и другим подземным оборудованием, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации, цилиндрический патрубок извлекают из елки фонтанной арматуры, а освоение скважины проводят путем открытия циркуляционного клапана, размещенного выше пакера высокого давления, заменой технологической жидкости, находящейся в скважине, на облегченную жидкость, при этом цилиндрический патрубок закрепляют либо между верхним фланцем буферной задвижки и буфером елки фонтанной арматуры, либо вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки фонтанной арматуры.The problem and the technical result are achieved by the fact that in the known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing the well, re-lining the well, removing the lift string from the well and lowering the tubing string with high pressure packer into the well, re-lining the well, packing the packer, hydraulic fracturing and well development, unlike the prototype, a tubing string with a high pressure packer prior to hydraulic fracturing and additionally equipped with a circulation valve and other underground equipment necessary for further after the hydraulic fracturing of the well’s operation, a cylindrical pipe is placed in the internal cavity of the fountain reinforcement, which ensures tight separation of the tree trunk of the fountain reinforcement from its working strings, hydraulic fracturing is carried out when installed at the wellhead fountain fittings (in normal execution), designed for working pressure during well operation, after completion hydraulic fracturing of the column of tubing with a high-pressure packer, a circulation valve and other underground equipment necessary for well operation, is left in the well for the entire subsequent period of its operation, the cylindrical pipe is removed from the Christmas tree, and the well is developed by opening the circulation a valve placed above the high-pressure packer, replacing the process fluid in the well with a lightweight fluid, while cue pipe is fixed either between the upper flange of the buffer valve and the buffer of the Christmas tree of the fountain reinforcement, or screwed into the upper thread of the suspension of the tubing of the pipe head of the fountain reinforcement.
На чертеже схематично изображено устройство для осуществления способа гидравлического разрыва пласта газовой скважины, оборудованной фонтанной арматурой.The drawing schematically shows a device for implementing the method of hydraulic fracturing of a gas well equipped with fountain fittings.
Устройство включает в себя колонную головку 1 с установленными на ней трубной головкой 2, елкой 3 фонтанной арматуры. Во внутренней полости елки 3 фонтанной арматуры расположен цилиндрический патрубок 4, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки 3 фонтанной арматуры от ее рабочих струн. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6, и посадочным ниппелем для глубинных приборов, необходимых для эксплуатации скважины. Колонна насосно-компрессорных труб 5 подвешена в нижней резьбе подвески 9 НКТ трубной головки 2. К быстроразъемному соединению (БРС) 10, размещенному на буферной задвижке высокого давления или кране высокого давления 11 елки 3 фонтанной арматуры, подсоединена нагнетательная линия 12, к боковым отводам трубной головки 2 - факельная линия 13 и линия контроля 14 за затрубным пространством скважины.The device includes a column head 1 with a pipe head 2 mounted on it, a Christmas tree 3 fountain fittings. In the inner cavity of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement there is a cylindrical pipe 4, which provides a tight separation of the trunk of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement from its working strings. A string of tubing (tubing) 5 was lowered into the well with a high pressure packer 6, a circulation valve 7 located above the packer 6, and a landing nipple for downhole tools necessary for well operation. The column of tubing 5 is suspended in the lower thread of the suspension 9 of the tubing of the pipe head 2. To the quick disconnect connection (BRS) 10 located on the high-pressure buffer valve or high-pressure valve 11 of the Christmas tree 3 of the fountain valve, a discharge line 12 is connected to the lateral branches of the pipe heads 2 — flare line 13 and control line 14 over the annulus of the well.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Скважину глушат. С устья скважины демонтируют фонтанную елку старой, ранее установленной на скважине, фонтанной арматуры, выполненную в нормальном исполнении, то есть рассчитанную на рабочее давление, возникающее при эксплуатации скважины. На трубной головке 2 старой фонтанной арматуры, которая размещена на колонной головке 1, монтируют противовыбросовое оборудование (ПВО). Из скважины извлекают эксплуатирующуюся в настоящий момент лифтовую колонну. В скважину спускают через ПВО колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6, и посадочным ниппелем 8, необходимым для эксплуатации скважины. Колонну насосно-компрессорных труб 5 подвешивают в нижней резьбе подвески 9 НКТ трубной головки 2.The well is jammed. A fountain tree of an old, previously installed on the well, fountain reinforcement made in the normal design, that is, designed for the working pressure arising from the operation of the well, is dismantled from the wellhead. On the pipe head 2 of the old fountain fittings, which is located on the column head 1, blowout control equipment (air defense) is mounted. The lift string currently in operation is removed from the well. A tubing string 5 with a high pressure packer 6, a circulation valve 7 located above the packer 6, and a landing nipple 8 necessary for the operation of the well are lowered through the air defense into the well. The tubing string 5 is suspended in the lower thread of the suspension 9 of the tubing of the tubing head 2.
С устья скважины демонтируют ПВО и монтируют елку 3 фонтанной арматуры. Во внутренней полости елки 3 фонтанной арматуры размещают и закрепляют цилиндрический патрубок 4, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки 3 фонтанной арматуры от ее рабочих струн. На крестовину 15 елки 3 фонтанной арматуры вместо старой буферной задвижки монтируют буферную задвижку высокого давления или кран высокого давления 11, а на нее БРС 10.From the wellhead dismantle the air defense and mount the Christmas tree 3 of the fountain. In the inner cavity of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement, a cylindrical pipe 4 is placed and fixed, which provides a tight separation of the trunk of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement from its working strings. Instead of the old buffer valve, a high pressure buffer valve or a high pressure valve 11, and BRS 10 on it, are mounted on the crosspiece 15 of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement.
Цилиндрический патрубок 4 закрепляют либо между верхним фланцем буферной задвижки 11 и БРС 10 елки 3 фонтанной арматуры, либо вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ 9 трубной головки 2 фонтанной арматуры.The cylindrical pipe 4 is fixed either between the upper flange of the buffer valve 11 and the BRS 10 of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement, or screwed into the upper thread of the suspension of the tubing 9 of the pipe head 2 of the fountain reinforcement.
К буферу 10, размещенному на буферной задвижке высокого давления или кране высокого давления 11 елки 3 фонтанной арматуры, подсоединяют нагнетательную линию 12, к боковым отводам трубной головки 2 - факельную линию 13 и линию контроля 14 за затрубным пространством скважины.A pressure line 12 is connected to a buffer 10 located on a high-pressure buffer valve or a high-pressure valve 11 of a Christmas tree 3 of a fountain reinforcement, a flare line 13 and a control line 14 for the annular space of the well to the lateral outlets of the pipe head 2.
Подачей жидкости через нагнетательную линию 12 от насосной установки (не показано) приводят пакер высокого давления 6 в рабочее состояние, когда он перекрывает затрубное пространство скважины, герметично отсекая забой скважины от устья. Герметичность пакера высокого давления 6 проверяют созданием давления в затрубном пространстве скважины с помощью линии контроля 14 за затрубным пространством скважины.By supplying liquid through the injection line 12 from the pump unit (not shown), the high-pressure packer 6 is brought into operation when it overlaps the annulus of the well, hermetically cutting off the bottom of the well from the wellhead. The tightness of the high-pressure packer 6 is checked by creating pressure in the annulus of the well using the control line 14 for the annular space of the well.
Нагнетанием жидкости разрыва через нагнетательную линию 12 проводят гидравлический разрыв пласта и закрепляют образовавшиеся трещины 15 проппантом, закачиваемым через нагнетательную линию 12 жидкостью-проппантоносителем и продавливаемым в трещины 16 продавочной жидкостью.By pumping a fracturing fluid through the injection line 12, a hydraulic fracturing of the formation is carried out and the formed cracks 15 are fixed with proppant pumped through the injection line 12 with a proppant carrier fluid and forced into the fractures 16 with a squeezing fluid.
После завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7 и посадочным ниппелем 8, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации. Из елки 3 фонтанной арматуры извлекают цилиндрический патрубок 4. С крестовины 14 елки 3 фонтанной арматуры демонтируют буферную задвижку высокого давления или кран высокого давления 11, вместо нее монтируют старую, ранее снятую, буферную задвижку. С помощью «канатной техники» открывают циркуляционный клапан 7, заменяют технологическую жидкость, находящуюся в скважине, на облегченную жидкость, снижая противодавление на пласт. После получения притока из пласта циркуляционный клапан 7 закрывают и скважину осваивают по известной технологии через факельную линию 13.After completion of the hydraulic fracturing, the tubing string 5 with the high pressure packer 6, the circulation valve 7 and the landing nipple 8 necessary for the operation of the well is left in the well for the entire subsequent period of its operation. A cylindrical pipe 4 is removed from the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement 4. From the crosspiece 14 of the Christmas tree 3 of the fountain reinforcement, the high pressure buffer valve or high pressure valve 11 is removed, and the old, previously removed, buffer valve is mounted instead. Using the "cable technology" open the circulation valve 7, replace the process fluid in the well with a lightweight fluid, reducing the back pressure on the reservoir. After receiving inflow from the formation, the circulation valve 7 is closed and the well is mastered according to the known technology through the flare line 13.
Предлагаемый способ позволяет сократить время на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта при обеспечении безопасности производства работ, устранить условия повторного загрязнения призабойной зоны пласта, снизить продолжительность работ по освоению скважины, уменьшить время нахождения скважины в бездействующем фонде.The proposed method allows to reduce the time for installation work before and after hydraulic fracturing while ensuring the safety of work, eliminate the conditions of re-contamination of the bottom-hole formation zone, reduce the duration of the well development work, reduce the time spent by the well in an idle fund.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005140129/03A RU2306412C1 (en) | 2005-12-21 | 2005-12-21 | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005140129/03A RU2306412C1 (en) | 2005-12-21 | 2005-12-21 | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005140129A RU2005140129A (en) | 2007-06-27 |
| RU2306412C1 true RU2306412C1 (en) | 2007-09-20 |
Family
ID=38315205
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005140129/03A RU2306412C1 (en) | 2005-12-21 | 2005-12-21 | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2306412C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651716C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for upgrading gas-condensate well |
| RU2750792C1 (en) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Method for conducting hydraulic fracturing in inclined-directional oil well operating single product reservoir |
-
2005
- 2005-12-21 RU RU2005140129/03A patent/RU2306412C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАСАРЫГИН Ю.М. и др. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998, с.173. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651716C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for upgrading gas-condensate well |
| RU2750792C1 (en) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Method for conducting hydraulic fracturing in inclined-directional oil well operating single product reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005140129A (en) | 2007-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7438126B2 (en) | Apparatus for controlling a tool having a mandrel that must be stroked into or out of a well | |
| US6769489B2 (en) | Well stimulation tool and method of using same | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| US20080164036A1 (en) | Artificial Lift System | |
| US8261838B2 (en) | Artificial lift system | |
| US10900313B2 (en) | Method and apparatus for production well pressure containment for blowout | |
| US8727020B2 (en) | Frac adapter for wellhead | |
| CN205605156U (en) | Workover device is pressed in oil gas field area | |
| RU2301885C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of reservoir in gas well | |
| RU52919U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC TURNING A GAS WELL | |
| RU2306412C1 (en) | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| RU2324050C2 (en) | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole | |
| RU2438007C1 (en) | Procedure for completion of gas well (versions) | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| CN110685616B (en) | Well repairing operation method for low-permeability water-sensitive oil well | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer | |
| RU2379467C1 (en) | Multihole low debit well conservation in abnormal low pressure reservoir conditions | |
| RU2651716C1 (en) | Method for upgrading gas-condensate well | |
| RU2562644C1 (en) | Method of preparation of gas well to dewatering | |
| RU80196U1 (en) | EQUIPMENT FOR OPERATION OF A MULTIPLE WELL | |
| RU2750792C1 (en) | Method for conducting hydraulic fracturing in inclined-directional oil well operating single product reservoir | |
| RU85943U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2764406C1 (en) | Well plugging method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081222 |