RU2324050C2

RU2324050C2 - Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole

Info

Publication number: RU2324050C2
Application number: RU2006122771/03A
Authority: RU
Inventors: Виктор Борисович Обиднов (RU); Виктор Борисович Обиднов; Александр Васильевич Кустышев (RU); Александр Васильевич Кустышев; Григорий Павлович Зозул (RU); Григорий Павлович Зозуля; Руслан Владимирович Ткаченко (RU); Руслан Владимирович Ткаченко; Денис Александрович Кустышев (RU); Денис Александрович Кустышев; Юрий Владимирович Ваганов (RU); Юрий Владимирович Ваганов
Priority date: 2006-06-26
Filing date: 2006-06-26
Publication date: 2008-05-10
Also published as: RU2006122771A

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry.

SUBSTANCE: method includes killing of well, mouth remanifolding, removal of production tubing from borehole and lowering into borehole flow column with high pressure packer, following mouth remanifolding, pack sealing, performing hydraulic fracturing of formation with fixing faults by proppant, then mouth remanifolding, tearing off high pressure packer, lowering flow column into borehole, mouth remanifolding and well completion. According to invention, after killing of well, during mouth remanifolding, preventer is installed. In hydraulic fracturing of formation, sealing solution and well killing fluid of necessary density is pumped into production pipes and annula space via circular valve. After that, at least 2 cycles of fluid circulation is performed.

EFFECT: reliability and safety of process is increased while assembling cost is reduced.

3 dwg

Description

Изобретение тносится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газоконденсатных скважинах с низкой продуктивностью методом гидравлического разрыва пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, namely to the intensification of hydrocarbon inflows in gas condensate wells with low productivity by the method of hydraulic fracturing under conditions of abnormally low formation pressure (ANP).

При гидравлическом разрыве пласта скважин применяется специальная фонтанная арматура, рассчитанная на высокое давление, в 2 раза как минимум превышающее давление предполагаемого разрыва. А также применяется колонна насосно-компрессорных труб, оборудованная пакером, выдерживающим высокое давление разрыва горных пород и защищающем эксплуатационную колонну от воздействия высокого давления. Перед гидравлическим разрывом ласта 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. После чего скважина осваивается.In case of hydraulic fracturing of wells, special fountain fittings are designed, designed for high pressure, 2 times at least higher than the pressure of the expected fracture. And also a tubing string is used, equipped with a packer that can withstand high rock burst pressure and protects the production string from high pressure. Before hydraulic fracturing of the flipper, 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, a special high-pressure fountain fitting is 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 a fountain fitting is mounted. After which the well is mastered.

Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в газоконденсатных скважинах с низкой продуктивностью на месторождениях севера Тюменской области, в частности на Ямбургском месторождении, показывает, что после проведения разрыва горных пород нередки случаи поглощения значительных объемов жидкости глушения и получения притока газа сразу после завершения разрыва пласта. Это характерно для скважин с АНПД или для скважин с низкими прочностными характеристиками скелета пласта. Неуправляемое проявление скважины требует проведения повторного глушения скважины для восстановления контроля над скважиной и проведения последующих плановых работ по извлечению колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления. В результате повторного, незапланированного, глушения скважины происходит повторное загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный ранее положительный эффект от гидравлического разрыва пласта.The experience of hydraulic fracturing in gas condensate wells with low productivity in the fields of the north of the Tyumen region, in particular at the Yamburgskoye field, shows that after the fracturing of rocks, there are frequent cases of absorption of significant volumes of kill fluid and gas inflow immediately after completion of the fracture. This is typical for wells with API and for wells with low strength characteristics of the skeleton of the reservoir. Uncontrolled manifestation of the well requires re-killing the well to regain control of the well and carry out subsequent scheduled work to remove the tubing string with high pressure packer. As a result of repeated, unplanned, well killing, the bottom-hole zone of the formation is re-contaminated, which negates the previously obtained 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, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья 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 the well, re-fitting the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with the high pressure packer, re-dressing the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing, re-laying the well, stalling and removing the high-pressure packer, lowering the elevator string into the well, re-arranging the mouth and developing the well [Korotaev Yu.P. The exploitation of gas fields. - M .: Nedra, 1975. - S.374-377].

Недостатком способа является большая вероятность неуправляемых поглощений пластом больших объемов жидкости глушения и необходимость повторного глушения скважины для восстановления контроля над скважиной и возможности проведения дальнейших плановых ремонтных работ по извлечению колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины. Вследствие повторного глушения скважины неизбежно дальнейшее загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта.The disadvantage of this method is the high likelihood of uncontrolled absorption of large volumes of killing fluid by the formation and the need for re-killing the well to regain control of the well and the possibility of further planned repairs to remove the tubing string with high pressure packer from the well. Due to repeated killing of the well, further contamination of the bottom-hole formation zone is inevitable, which negates the resulting 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, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья 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 the well, re-fitting the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with the high pressure packer, re-dressing the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing, re-laying the well, stalling and removing the high-pressure packer, lowering the elevator string into the well, re-arranging the wellhead and developing the well [Basarygin Yu.M., Makarenko PP, Mavromati VD Repair of gas wells. - M .: Nedra, 1998. - P.173].

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в устранении поглощения технологических жидкостей пластом и загрязнения свежепорванного аномально проницаемого интервала продуктивного пласта, а также в создании безопасных условий извлечения из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пакером и циркуляционным клапаном.The challenge in creating the invention is to eliminate the absorption of process fluids by the formation and contamination of the freshly broken abnormally permeable interval of the reservoir, as well as to create safe conditions for extracting tubing from the well with a packer and a circulation valve.

Достигаемый технический результат состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы.The technical result achieved is to ensure the reliability and safety of work while reducing installation costs.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе гидравлического разрыва пласта газоконденсатной 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 с закреплением образовавшихся трещин проппантом, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины, в отличие от прототипа в скважину при проведении гидроразрыва пласта непосредственно за проппантом закачивают блокирующий раствор, после чего заполняют затрубное и трубное пространство жидкостью глушения необходимой плотности, проводят циркуляцию жидкости не менее 2-х циклов.The problem and the technical result are achieved by the fact that in the known method of hydraulic fracturing of a gas condensate 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 with fixing proppant cracks, re-mouthing, disruption and removal of the high-pressure packer, descent of the elevator well into the well onny, pereobvyazku mouth and development wells, unlike the prototype into the wellbore during fracturing proppant pumped directly behind the blocking solution, and then fill the annular space and pipe jamming required density of the fluid, the fluid circulation is carried out for at least 2 cycles.

На фиг.1 схематично изображено устройство для реализации данного способа в процессе разрыва пласта, на фиг.2 - в процессе срыва пакера высокого давления из скважины, на фиг.3 - заполненная проппантом и блокирующим раствором трещина вновь порванного аномально проницаемого интервала продуктивного пласта.In Fig.1 schematically shows a device for implementing this method in the process of fracturing, in Fig.2 - in the process of disruption of the high-pressure packer from the well, in Fig.3 - the fracture of the newly broken abnormally permeable interval of the productive reservoir filled with proppant and blocking solution.

Устройство включает в себя колонную головку 1 с установленными на ней трубной головкой 2, превенторной установкой 3 и надпревенторной катушкой 4. В скважину внутри них спущена колонна насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6. Колонна насосно-компрессорных труб 5 подвешена на подвесном патрубке 8, закрепленном с помощью подвесного фланца 9 на надпревенторной катушке 4. На подвесном патрубке 8 размещены задвижка или кран высокого давления 10 и быстроразъемные соединения 11, расположенные выше и ниже задвижки или крана высокого давления 10. К трубной головке 2 присоедены факельная линия 12 и линия контроля за затрубным пространством 13. К подвесному патрубку 8 через верхнее быстроразъмное соединение 11 подсоединена нагнетательная линия 14.The device includes a column head 1 with a pipe head 2 installed on it, a preventer installation 3 and a super-pre-reel coil 4. A tubing string 5 with a high-pressure packer 6 and a circulation valve 7 located above the packer 6 is lowered into the well inside them. tubing 5 is suspended on a suspension pipe 8, mounted using a hanging flange 9 on a pre-convector coil 4. On a suspension pipe 8 there is a valve or high pressure valve 10 and quick disconnect connections 11, p memory location above and below the valve or the high pressure tap 10. tubular torch head 2 of connecting line 12 and annulus control line 13. To the suspension through a conduit 8 bystrorazmnoe upper wiring 11 is connected the delivery line 14.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

Скважину глушат. С устья скважины демонтируют фонтанную елку старой, ранее установленной на скважине, фонтанной арматуры. На трубной головке 2 старой фонтанной арматуры, которая размещена на колонной головке 1, монтируют превенторную установку 3 с надпревенторной катушкой 4. Из скважины извлекают лифтовую колонну, находящуюся в скважине. В скважину спускают через превенторную установку 3 колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7. Колонну насосно-компрессорных труб 5 подвешивают на подвесном патрубке 8, который закрепляют с помощью подвесного фланца 9 на надпревенторной катушке 4. На подвесном патрубке 8 размещены задвижка или кран высокого давления 10, ниже и выше которых размещены быстроразъемные соединения 11. К трубной головке 2 присоединяют факельную линию 12 и линию контроля за затрубным пространством 13. К подвесному патрубку 8 через верхнее быстроразъемное соединение 11 присоединяют линию нагнетания 14.The well is jammed. From the wellhead dismantle the fountain tree of the old, previously installed on the well, fountain reinforcement. On the pipe head 2 of the old fountain fittings, which is located on the column head 1, a preventer installation 3 with a pre-heater coil 4 is mounted. An elevator column located in the well is removed from the well. A column of tubing 5 with a high-pressure packer 6 and a circulation valve 7 is lowered into the well through a preventive installation 3. The tubing string 5 is suspended on a suspension pipe 8, which is fixed using a hanging flange 9 on a over-heater coil 4. On a hanging pipe 8 a valve or a high pressure valve 10 is placed, quick and quick disconnect connections 11 are located below and above it. A flare line 12 and a control line for the annulus 13 are connected to the pipe head 2. wheelhouse 8 through the upper quick disconnect 11 connect the discharge line 14.

Подачей жидкости через линию нагнетания 14 от насосной установки, например, ЦА-320 (не показано) приводят пакер высокого давления 6 в рабочее состояние, когда он перекрывает и изолирует 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 за затрубным пространством 14.By supplying fluid through the injection line 14 from a pump unit, for example, CA-320 (not shown), the high-pressure packer 6 is brought into operation when it overlaps and isolates 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 for the annulus 14.

Нагнетанием жидкости разрыва через линию нагнетания 14 проводят гидравлический разрыв пласта и закрепляют образовавшиеся трещины 15 проппантом 16, закачиваемым через линию нагнетания 14 жидкостью-проппантоносителем и продавливаемым в трещины 15 блокирующим раствором 17, состав и плотность которого зависят от конкретных геолого-технических условий, в частности от пластового давления. Так, для скважин с повышенным пластовым давлением можно использовать блокирующий раствор плотностью свыше 1400 кг/м³, а при низком пластовом давлении плотность блокирующего раствора составляет от 700 кг/м³ и выше. Блокирующий раствор 17, закачиваемый непосредственно вслед за проппантом 16 перед жидкостью глушения 18, позволяет заблокировать призабойную зону пласта (ПЗП) от проникновения в нее твердой фазы жидкости глушения 18, с одной стороны, тем самым предотвратить загрязнение ПЗП. С другой стороны, позволяет предотвратить поглощение жидкости глушения 18 вновь порванным аномально проницаемым интервалом продуктивного пласта через трещины разрыва 15, устранить катастрафическое снижение уровня жидкости глушения 18 и не допустить неуправляемое проявление скважины. Блокирование трещин разрыва 15 не позволит пластовому флюиду (газу, газовому конденсату) двинуться к забою скважины далее на устье под действием пластового давления через вновь образовавшиеся трещины разрыва 15. Движение пластового флюида к устью скважины может привести к выбросу колонны насосно-компрессорных труб 5 с пакером 6 и циркуляционным клапаном 7 в процессе ее извлечения из скважины, к неуправляемым газопроявлениям и даже к открытому газовому фонтану.By pumping a fracturing fluid through the injection line 14, a hydraulic fracturing of the formation is carried out and the formed cracks 15 are fixed with proppant 16 pumped through the injection line 14 with a proppant carrier fluid and the blocking solution 17 pressed into the cracks 15, the composition and density of which depend on specific geological and technical conditions, in particular from reservoir pressure. So, for wells with high reservoir pressure, you can use a blocking solution with a density of more than 1400 kg / m ³ , and at low reservoir pressure the density of the blocking solution is from 700 kg / m ³ and above. The blocking solution 17, injected immediately after the proppant 16 in front of the kill fluid 18, allows you to block the bottomhole formation zone (PZP) from the penetration of the solid phase of the kill fluid 18, on the one hand, thereby preventing contamination of the PPP. On the other hand, it helps to prevent the absorption of kill fluid 18 by a newly torn abnormally permeable interval of the reservoir through fracture fractures 15, eliminate the catastrophic decrease in the level of kill fluid 18 and prevent uncontrolled manifestation of the well. Blocking of fracture cracks 15 will not allow formation fluid (gas, gas condensate) to move to the bottom of the well further at the wellhead under the action of reservoir pressure through newly formed fracture cracks 15. The movement of formation fluid towards the wellhead can lead to the discharge of tubing string 5 with a packer 6 and circulation valve 7 in the process of its extraction from the well, to uncontrolled gas manifestations and even to an open gas fountain.

После завершения гидравлического разрыва пласта вслед за блокирующим раствором 17 в скважину закачивают жидкость глушения 18, заполняя ею трубное пространство (ствол НКТ). После этого открывают циркуляционный клапан 7 и закачивают через него в затрубное пространство скважины жидкость глушения 18 необходимой плотности, достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт. Проводят выравнивание плотностей жидкостей в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции не менее 2-х циклов.After completion of the hydraulic fracturing, following the blocking solution 17, a kill fluid 18 is pumped into the well to fill the pipe space (tubing bore) with it. After that, open the circulation valve 7 and pump through it into the annulus of the well killing fluid 18 of the required density, sufficient to provide the necessary back pressure on the formation. Conduct alignment of the density of liquids in the pipe and annular spaces of the well by creating a circulation of at least 2 cycles.

После выравнивания плотностей жидкости глушения 18 и раскрепления подвесного фланца 9 с надпревенторной катушкой 4 проводят срыв пакера высокого давления 6, отрывая шлипсы пакера из зацепления с эксплуатационной колонной 19 скважины, путем натяжения колонны насосно-компрессорных труб 5 вверх с помощью подъемного агрегата (не показано).After equalization of the densities of the silencing fluid 18 and the suspension of the hanging flange 9 with the super-pre-reel coil 4, the high-pressure packer 6 is disengaged, tearing the packer slips out of engagement with the production casing 19 of the well by pulling the tubing string 5 upward using a lifting unit (not shown) .

Извлекают из скважины колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7, отсоединяя при этом от колонны насосно-компрессорных труб 5 подвесной патрубок 8 с подвесным фланцем 9. Затем спускают в скважину лифтовую колонну, предназначенную для эксплуатации скважины. Закрепляют ее в трубной головке 2 фонтанной арматуры, размещенной на колонной головке 1. Демонтируют превенторную установку 3 с надпревенторной катушкой 4. На трубную головку 2 монтируют фонтанную арматуру, предназначенную для эксплуатации скважины. После этого скважину осваивают по известной технологии через факельную линию 12.A tubing string 5 with a high pressure packer 6 and a circulation valve 7 is removed from the well while disconnecting from the tubing string 5 a suspension pipe 8 with a hanging flange 9. Then, an elevator string for operating the well is lowered into the well. Fix it in the pipe head 2 of the fountain fittings located on the column head 1. Dismantle the preventer unit 3 with the over-heater coil 4. On the pipe head 2 mount the fountain fittings intended for well operation. After that, the well is mastered according to known technology through the flare line 12.

Предлагаемый способ позволяет предохранить ПЗП от фильтратов жидкости глушения, устранить поглощение жидкости глушения и связанное с этим неуправляемое проявление скважины. Устранить вероятность возникновения открытого фонтана. Устранить повторное, не запланированное, глушение скважины с неизбежным повторным загрязнением ПЗП, восстановить контроль за скважиной, а также обеспечить безопасное извлечение колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления и циркуляционным клапаном из скважины, уменьшить время нахождения скважины в бездействующем фонде.The proposed method allows to protect the PPP from the filtrate of the kill fluid, to eliminate the absorption of the kill fluid and the associated uncontrolled manifestation of the well. Eliminate the likelihood of an open fountain. Eliminate repeated, unplanned killing of the well with the inevitable re-contamination of the bottom hole, restore control of the well, as well as ensure safe removal of the tubing string with high pressure packer and circulation valve from the well, reduce the time spent by the well in an idle fund.

Claims

A method of hydraulic fracturing of a gas condensate well, including killing a well, re-arranging a wellhead, removing an elevator string from a well and lowering a tubing string with a high pressure packer into a well, re-dressing a well, packing a packer, carrying out a hydraulic fracturing with fixing proppant cracks, re-dressing wellhead, disruption and removal of the high-pressure packer, descent of the elevator string into the well, re-dressing of the wellhead and well development, characterized in that after When re-lining the well, a preventer installation is mounted, pump-compressor pipes with a high-pressure packer and a circulation valve are lowered into the well, and during hydraulic fracturing, a blocking solution and damping fluid of the required density are pumped directly behind the proppant, which fill the pump-compressor pipes and the annulus through the circulation valve, after which the fluid is circulated for at least 2 cycles.