RU2442877C1 - Способ консервации газовой скважины - Google Patents
Способ консервации газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2442877C1 RU2442877C1 RU2010132739/03A RU2010132739A RU2442877C1 RU 2442877 C1 RU2442877 C1 RU 2442877C1 RU 2010132739/03 A RU2010132739/03 A RU 2010132739/03A RU 2010132739 A RU2010132739 A RU 2010132739A RU 2442877 C1 RU2442877 C1 RU 2442877C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- valve
- gas
- filled
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации. Технический результат заключается в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения призабойной зоны пласта и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. Сущность изобретения: способ включает спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины. При этом перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом. После спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью. Затем закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель. В подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки. Ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.
Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: ВНИИБТ, 1985. - С.11].
Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора, длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие призабойную зону пласта (ПЗП) и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.
Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [А.С. №1388541 СССР].
Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами консервирующей жидкости и жидкой фракции самой консервирующей жидкости, попавших на забой в период заполнения ствола скважины консервирующей жидкостью перед установкой глухих пробок, то есть при повторном глушении скважины, и длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие ПЗП и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения ПЗП и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после завершения периода консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.
Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовых скважин, включающем спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, в отличие от прототипа перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки остается заполненным газовым конденсатом.
В процессе строительства скважин нередки случаи отставания процесса обустройства куста бурящихся скважин, то есть подключения скважин к газосборному коллектору, что вынуждает уже пробуренные скважины консервировать на период завершения обустройства куста. В процессе консервации пробуренной скважины технологический раствор, например буровой раствор, техническая вода или другая консервирующая жидкость, проникает в ПЗП, загрязняет пласт фильтратами этих растворов и обводняет их жидкими фракциями, что приводит к кольматации и обводненности ПЗП, к затруднению вызову притока газа из пласта в период освоения при расконсервации скважины.
Наиболее оптимальным способом консервации является консервация путем оставления эксплуатационной колонны неперфорированной, то есть не имеющей связи с продуктивным пластом, и заполнение ствола эксплуатационной колонны консервирующей жидкостью. В то же время предпочтительно перед консервацией скважины провести все работы по подготовке скважины к последующей эксплуатации, такие как спустить в скважину лифтовую колонну с комплексом подземного оборудования с буровой установки, уже находящейся на устье скважины, запакеровать пакер, заполнить надпакерное пространство незамерзающей и теплоизолирующей надпакерной жидкостью, предотвращающей обратное промерзание многолетнемерзлых пород (ММП) и смятие эксплуатационной колонны в зоне ММП и обеспечивающей минимальную теплопередачу от добывающего в скважине газа ММП за эксплуатационной колонной.
На фиг. показана схема реализации заявляемого способа консервации газовой скважины.
Способ реализуется следующим образом.
На Бованенковском месторождении пробуренную скважину не перфорируют, а временно консервируют на период ожидания обустройства куста и ввода скважины в эксплуатацию, при этом в скважину спускают все подземное оборудования для скорейшего ввода скважины в эксплуатацию после завершения обустройства куста.
В пробуренной скважине буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1, заменяют техническую воду на газовый конденсат или водометанольный раствор.
В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем 6.
В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку 7, которая перекрывает трубное пространство 8 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 7 осуществляют запакеровку пакера 5. В процессе запакеровки пакера 5 осуществляется крепление пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства 9 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера. При этом ниже глухой пробки 7 и пакера 5 ствол эксплуатационной колонны 1 остается заполненным газовым конденсатом или водометанольным раствором.
С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан 4 и последовательно закачивают в затрубное пространство 9 незамерзающую жидкость в объеме надпакерного трубного пространства 8, а затем незамерзающую более низкой теплопроводности надпакерную жидкость в объеме надпакерного затрубного пространства 9. Незамерзающая надпакерная жидкость заполняет надпакерное затрубное пространство 9, выдавливая незамерзающую жидкость через циркуляционный клапан 4 в надпакерное трубное пространство 8. После этого циркуляционный клапан 4 закрывают.
Затем закрывают приустьевой клапан-отсекатель 3.
Далее в подвеске 10 трубной головки 11 фонтанной арматуры 12 устанавливают обратный клапан 13, а в боковых отводах трубной головки 11 - резьбовые пробки 14. Задвижки 15 на фонтанной арматуре 12 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 12 герметизируют глухими фланцами 16. На фонтанной арматуре 12 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.
В качестве незамерзающей жидкости возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора.
В качестве незамерзающей надпакерной жидкости для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.
При выводе скважины из консервации в ПЗП не попадает никакая рабочая жидкость, приводящая к снижению продуктивности пласта.
Предлагаемый способ консервации скважин обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта на весь период ее консервации, уменьшает продолжительность технологических процессов консервации и последующей расконсервации скважины, снижает затраты на консервацию и последующую расконсервацию скважины.
Применение этого способа особенно актуально для консервации скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора или рабочей жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще ввести скважину в эксплуатацию. Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, большинство из которых так и не удалось ввести в эксплуатацию после консервации.
Claims (1)
- Способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010132739/03A RU2442877C1 (ru) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Способ консервации газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010132739/03A RU2442877C1 (ru) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Способ консервации газовой скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2442877C1 true RU2442877C1 (ru) | 2012-02-20 |
Family
ID=45854632
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010132739/03A RU2442877C1 (ru) | 2010-08-04 | 2010-08-04 | Способ консервации газовой скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2442877C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106014319A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-10-12 | 西南石油大学 | 一种卧式海底采油树复合堵头装置 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1388541A1 (ru) * | 1986-02-21 | 1988-04-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ консервации скважин |
RU35816U1 (ru) * | 2003-09-29 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Устройство для консервации газовых скважин |
US20060011343A1 (en) * | 2002-08-01 | 2006-01-19 | Burts Boyce D Iii | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
RU2301880C2 (ru) * | 2005-07-22 | 2007-06-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ консервации газовой скважины |
RU2353756C2 (ru) * | 2007-04-18 | 2009-04-27 | Александр Васильевич Кустышев | Способ консервации газовых и газоконденсатных скважин с высокой проницаемостью продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2379467C1 (ru) * | 2008-07-25 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ консервации многозабойной низкодебитной скважины в условиях аномально низких пластовых давлений |
-
2010
- 2010-08-04 RU RU2010132739/03A patent/RU2442877C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1388541A1 (ru) * | 1986-02-21 | 1988-04-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ консервации скважин |
US20060011343A1 (en) * | 2002-08-01 | 2006-01-19 | Burts Boyce D Iii | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
RU35816U1 (ru) * | 2003-09-29 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Устройство для консервации газовых скважин |
RU2301880C2 (ru) * | 2005-07-22 | 2007-06-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ консервации газовой скважины |
RU2353756C2 (ru) * | 2007-04-18 | 2009-04-27 | Александр Васильевич Кустышев | Способ консервации газовых и газоконденсатных скважин с высокой проницаемостью продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2379467C1 (ru) * | 2008-07-25 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ консервации многозабойной низкодебитной скважины в условиях аномально низких пластовых давлений |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106014319A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-10-12 | 西南石油大学 | 一种卧式海底采油树复合堵头装置 |
CN106014319B (zh) * | 2016-06-30 | 2017-08-25 | 西南石油大学 | 一种卧式海底采油树复合堵头装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7717181B2 (en) | Artificial lift system | |
RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
US8261838B2 (en) | Artificial lift system | |
CA2562085A1 (en) | Apparatus and method for dewatering low pressure gradient gas wells | |
CA2552072A1 (en) | Packer cups | |
AU2011321094A1 (en) | Method and device for plugging of a subsea well | |
US20150198009A1 (en) | Remedial technique for maintaining well casing | |
BR112019001538B1 (pt) | Método e aparelho para modificar reversivelmente um conjunto de cabeça de poço de produção em um furo de poço sujeito a pressões aumentadas de operações de fraturamento subterrâneas adjacentes ao conjunto de cabeça de poço | |
RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
CA1129335A (en) | Reservoir fluid sampling | |
US20160084079A1 (en) | Fast-Setting Retrievable Slim-Hole Test Packer and Method of Use | |
CN205605156U (zh) | 一种油气田带压修井作业装置 | |
US20150136406A1 (en) | Subsea Intervention Plug Pulling Device | |
EP2964873B1 (en) | Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion | |
RU2442877C1 (ru) | Способ консервации газовой скважины | |
RU2438007C1 (ru) | Способ заканчивания газовой скважины (варианты) | |
RU77899U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта | |
EP3087246B1 (en) | Method for running conduit in extended reach wellbores | |
RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны | |
CN203394451U (zh) | 一种稠油水平井封漏堵水采油管柱 | |
RU96167U1 (ru) | Устройство для промывки скважины | |
RU137571U1 (ru) | Конструкция хвостовика, спускаемого в скважину, пробуренную на депрессии | |
RU2652400C1 (ru) | Способ и устройство для поинтервального исследования горизонтального ствола скважины | |
RU80196U1 (ru) | Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины | |
US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery |