RU2423602C1

RU2423602C1 - Procedure for completion and operation of gas well

Info

Publication number: RU2423602C1
Application number: RU2010112667/03A
Authority: RU
Inventors: Сумбат Набиевич Закиров (RU); Сумбат Набиевич Закиров; Эрнест Сумбатович Закиров (RU); Эрнест Сумбатович Закиров; Илья Михайлович Индрупский (RU); Илья Михайлович Индрупский; Даниил Павлович Аникеев (RU); Даниил Павлович Аникеев; Александр Дмитриевич Лысенко (RU); Александр Дмитриевич Лысенко
Original assignee: Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН
Priority date: 2010-04-02
Filing date: 2010-04-02
Publication date: 2011-07-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. ^ SUBSTANCE: procedure consists in cementing producer, in lowering production string to roof of pay, in replacing drill agent with fluid of less density, in perforating lower exposed interval of pay, in successive completion of well, and in perforating rest part of pay in gas medium. Before lowering a coupling-choke with a through orifice is screwed on the end of the last pipe of the production string. After perforation of whole production core and for well operation a removable plastic shank end of specified length is lowered into the well on a cable through the orifice in the coupling-choke. The shank end is suspended in the coupling-choke. During current well survey the removable shank end is extracted from the well for time of survey a metal ring for lowering and lifting the shank end is arranged on internal surface in an upper part of it; there is used an electro-magnetic device on the cable the same, as during fishing operations. In case length of the removable shank end exceeds internal dimension of a traditional metal oil cup, then one more or more removable shank end is lowered for the period of well operation. ^ EFFECT: high efficiency and normal operation of well at withdrawal of mechanical impurities, seam or condensation water and condensate. ^ 3 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности, а именно к эффективному способу освоения, оснащения забоя, эксплуатации и исследования газовой скважины.The invention relates to the gas industry, in particular to an effective method of development, equipping the face, operation and research of a gas well.

Известен следующий способ освоения, эксплуатации и исследования газовой скважины [Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007, с.170]. Согласно этому способу, после завершения процесса бурения скважины в нее спускают эксплуатационную колонну. Затем ее цементируют и опрессовывают на предмет установления степени герметичности. После этого в скважину спускают гирлянду перфораторов и производят операцию перфорирования скважины на репрессии. Затем в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до нижних дыр интервала перфорации, осуществляют освоение скважины и передают ее недропользователю.The following method is known for the development, operation and research of a gas well [Raikevich S.I. Ensuring the reliability and high productivity of gas wells. M .: LLC "IRC Gazprom", 2007, p.170]. According to this method, after completion of the drilling process, a production casing is lowered into it. Then it is cemented and pressed to determine the degree of tightness. After that, a string of punchers is lowered into the well and the hole is punched for repression. Then, a string of tubing (tubing) is lowered into the well to the lower holes of the perforation interval, the well is developed and transferred to the subsoil user.

Недостатками известного способа являются следующие:The disadvantages of this method are the following:

- Перфорирование скважины в жидкостной среде и на репрессии, как известно, негативно сказывается на ее продуктивности. И как следствие, приводит к увеличению потребного числа скважин на разработку месторождения.- Well perforation in a liquid medium and repression, as you know, negatively affects its productivity. And as a result, it leads to an increase in the required number of wells for field development.

- Низкая подвеска НКТ не позволяет в процессе эксплуатации скважины осуществлять в ней геофизические исследования с целью контроля за процессом разработки.- The low suspension of the tubing does not allow during the operation of the well to carry out geophysical studies in it in order to control the development process.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, описанный в книге [Райкович С.М. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.: ООО ИРЦ Газпром", 2007, с.174-175]. В рассматриваемом способе освоения, эксплуатации и исследования скважины НКТ опускают до кровли продуктивного пласта, буровой раствор заменяют на жидкость меньшей плотности (конденсат), осуществляют перфорацию и освоение нижней вскрытой части пласта. После удаления из ствола скважины всей жидкости производят перфорацию оставшейся части пласта в газовой среде и приступают к эксплуатации скважины. Однако и рассматриваемый способ характеризуется следующими недостатками.Closest to the proposed method is the method described in the book [S. Raikovich Ensuring the reliability and high productivity of gas wells. M .: OOO IRC Gazprom, 2007, p.174-175]. In the considered method of development, operation and research, the tubing wells are lowered to the top of the reservoir, the drilling fluid is replaced with a lower density fluid (condensate), perforation and development of the lower exposed After removal of all the fluid from the wellbore, the remaining part of the formation is perforated in the gas medium and the well is put into operation.

- Во-первых, по мере снижения пластового давления в газовой залежи и вследствие высокой подвески НКТ дебита газа уже может быть недостаточно для удаления с забоя продуктов разрушения пласта, пластовой и конденсационной воды. В случае газоконденсатной скважины возникает необходимость выноса на поверхность выпадающего в призабойной зоне и скважине конденсата. При высокой же подвеске НКТ удаление конденсата становится серьезной проблемой.- Firstly, as the reservoir pressure decreases in the gas reservoir and due to the high suspension of the tubing, the gas production rate may already be insufficient to remove the products of the formation destruction, formation and condensation water from the bottom. In the case of a gas condensate well, there is a need for removal of condensate falling on the surface in the bottomhole zone and the well. With a high tubing suspension, condensate removal becomes a serious problem.

- Во-вторых, вследствие формирования на забое песчано-глинисто-жидкостной пробки и перекрытия части интервала перфорации в скважине вынуждены проводить дорогостоящие ремонтные работы.- Secondly, due to the formation of a sand-clay-liquid plug on the bottom and the overlapping of part of the perforation interval in the well, expensive repairs are required.

В основу настоящего изобретения положена задача устранения недостатков прототипа с сохранением его достоинств.The basis of the present invention is the task of eliminating the disadvantages of the prototype while maintaining its advantages.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ освоения, оснащения забоя, эксплуатации и исследования газовой скважины включает цементирование эксплуатационной колонны, спуск НКТ до кровли продуктивного пласта, замену бурового раствора на жидкость меньшей плотности, перфорацию нижнего вскрытого интервала продуктивного пласта с последующим освоением скважины, перфорацию остальной части пласта в газовой среде, отличается тем, что предварительно, до спуска на конец последней трубы НКТ навинчивают муфту-заглушку с проходным отверстием; после перфорации всего продуктивного разреза в скважину на кабеле через отверстие в муфте-заглушке спускают съемный пластиковый хвостовик заданной длины для этапа эксплуатации скважины, который подвешивают в муфте-заглушке, для проведения текущих геофизических исследований съемный хвостовик удаляют из скважины исследования скважины; после чего съемный хвостовик вновь спускают на забой до фиксации его в муфте-заглушке. Другие отличительные моменты состоят в следующем.The task is achieved by the fact that the proposed method of developing, equipping the bottom, operating and researching a gas well includes cementing the production string, lowering the tubing to the roof of the reservoir, replacing the drilling fluid with a lower density fluid, perforating the lower open interval of the reservoir with subsequent development of the well, perforation of the rest of the formation in a gaseous medium, characterized in that previously, before lowering to the end of the last tubing pipe, a plug sleeve is screwed in a bore; after perforation of the entire productive section into the well on the cable, a removable plastic shank of a given length for the well operation phase is suspended through the hole in the plug sleeve, which is suspended in the plug sleeve; for current geophysical surveys, the removable liner is removed from the well exploration well; then the removable shank is again lowered to the face until it is fixed in the stub sleeve. Other distinctive points are as follows.

- На внутренней поверхности в верхней части съемного хвостовика устанавливают металлическое кольцо для спуска и подъема съемного хвостовика с использованием магнитного устройства на кабеле как при ловильных работах.- On the inner surface in the upper part of the removable shank, a metal ring is installed to lower and raise the removable shank using a magnetic device on the cable as when fishing.

- Если длина съемного хвостовика превышает внутренний размер традиционного металлического лубрикатора, то на период эксплуатации скважины спускают еще один или более съемный хвостовик.- If the length of the detachable liner exceeds the internal size of a traditional metal lubricator, then one or more detachable liners are lowered for the period of operation of the well.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

- После спуска и цементирования эксплуатационной колонны в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) до кровли продуктивного пласта. Компоновка низа НКТ изображена на чертеже. Особенность компоновки низа НКТ состоит в следующем. На последнюю трубу НКТ 1 наворачивают муфту-заглушку 2 с наличием проходного отверстия, имеющего скосы для свободного прохождения съемного хвостовика 4.- After the descent and cementing of the production string into the well, the tubing (tubing) is lowered to the roof of the reservoir. The layout of the bottom of the tubing is shown in the drawing. The layout feature of the bottom of the tubing is as follows. A screw plug 2 is screwed onto the last pipe of the tubing 1 with a passage opening having bevels for free passage of the removable shank 4.

- Производят замену жидкости в стволе скважины на жидкость меньшей плотности, обеспечивающей достижение условия депрессии в продуктивном интервале пласта.- Produce the replacement of fluid in the wellbore with fluid of lower density, ensuring the achievement of the conditions of depression in the productive interval of the reservoir.

- На забой скважины, через проходное отверстие муфты-заглушки, спускают гирлянду перфораторов и перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Скважину осваивают с целью выноса из ствола скважины бурового раствора и приобщить к дренированию нижнюю часть продуктивного пласта.- At the bottom of the well, through the bore of the plug-clutch, lower the garland of perforators and perforate the lower part of the reservoir. The well is mastered in order to remove the drilling fluid from the wellbore and attach the lower part of the reservoir to drainage.

- После этого на забой скважины спускают новую гирлянду перфораторов и перфорируют оставшуюся часть пласта в газовой среде, что исключает его засорение. Скважину отрабатывают на факел или в шлейф.- After that, a new garland of perforators is lowered into the bottom of the well and the remaining part of the formation is perforated in the gas medium, which eliminates its clogging. A well is drilled to a torch or to a train.

- Для этапа эксплуатации в скважину спускают сменный пластиковый хвостовик заданного (из реальной толщины пласта) диаметра и длины. Схема съемного хвостовика показана на чертеже.- For the operation phase, a replaceable plastic liner of a given diameter and length (from the actual thickness of the formation) is lowered into the well. A diagram of the removable shank is shown in the drawing.

Отличительные особенности съемного хвостовика следующие.The distinctive features of the removable shank are as follows.

1. Диаметр D₁ диктуется проходным сечением фонтанной арматуры. Диаметр D₃ меньше диаметра D₂, чтобы съемный хвостовик мог проходить через отверстие в муфте-заглушке.1. The diameter D ₁ is dictated by the flow area of the fountain. The diameter D _{3 is} smaller than the diameter D ₂ so that the removable shank can pass through the hole in the plug sleeve.

2. В верхней части съемного хвостовика монтируется металлическое кольцо, которое позволяет с помощью электромагнита на кабеле опускать и извлекать съемный хвостовик.2. In the upper part of the removable shank, a metal ring is mounted, which allows using the electromagnet on the cable to lower and remove the removable shank.

3. Верхний выступ съемного хвостовика имеет скос для облегчения прохождения электромагнита.3. The upper protrusion of the removable shank has a bevel to facilitate the passage of the electromagnet.

- При необходимости проведения геофизических исследований съемный хвостовик с помощью электромагнита на кабеле поднимают в лубрикатор и извлекают из него.- If it is necessary to conduct geophysical studies, the removable shank with the help of an electromagnet on the cable is lifted into the lubricator and removed from it.

- После проведения исследования съемный хвостовик с помощью электромагнита на кабеле возвращают на прежнее место.- After conducting the study, the removable shank with the help of an electromagnet on the cable is returned to its original place.

- В случае если длина съемного хвостовика превышает внутренний размер традиционного лубрикатора, то на период эксплуатации скважины спускают еще один съемный хвостовик, как указано на чертеже.- If the length of the detachable liner exceeds the internal size of the traditional lubricator, then another detachable liner is lowered for the period of well operation, as indicated in the drawing.

Пример реализации предлагаемого способаAn example implementation of the proposed method

Многие основные позиции предлагаемого способа прошли успешную промышленную апробацию на Заполярном месторождении в рамках реализации идей способа-прототипа. Дополнения к способу-прототипу являются очевидными и не требуют доказательства на практике.Many of the main positions of the proposed method have passed successful industrial testing at the Zapolyarnoye field as part of the implementation of the ideas of the prototype method. Additions to the prototype method are obvious and do not require evidence in practice.

Таким образом, предлагаемый способ освоения, оснащения забоя, эксплуатации и исследования газовой скважины позволит достигнуть высокой ее продуктивности, нормальной эксплуатации скважины при выносе механических примесей, пластовой или конденсационной воды, конденсата и осуществлять периодические геофизические исследования.Thus, the proposed method for the development, equipping of the bottom, operation and research of a gas well will allow to achieve high productivity, normal operation of the well during the removal of mechanical impurities, formation or condensation water, condensate and to carry out periodic geophysical studies.

Claims

1. A method of developing, equipping the bottom hole, operating and researching a gas well, including cementing the production string, lowering the tubing to the roof of the reservoir, replacing the drilling fluid with a liquid of lower density, perforating the lower open interval of the reservoir with subsequent development of the well, perforating the rest of the reservoir into gaseous medium, characterized in that prior to descent to the end of the last tubing pipe, a plug-in plug with a passage hole is screwed; after perforation of the entire productive section into the well on the cable, a removable plastic shank of a given length for the operation phase of the well, which is suspended in the plug sleeve, is lowered through the hole in the plug sleeve; for current geophysical surveys, the removable liner is removed from the well for the duration of the well study; then the removable shank is again lowered to the face until it is fixed in the stub sleeve.

2. The method according to claim 1, characterized in that on the inner surface in the upper part of the removable shank set a metal ring for lowering and lifting the removable shank using an electromagnetic device on the cable as when fishing.

3. The method according to claims 1 and 2, characterized in that if the length of the removable liner exceeds the internal size of the traditional metal lubricator, then one or more removable liners are lowered for the period of operation of the well.