RU2614998C1 - Method of deep gas well equipment with tubing string composition - Google Patents
Method of deep gas well equipment with tubing string composition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614998C1 RU2614998C1 RU2016109232A RU2016109232A RU2614998C1 RU 2614998 C1 RU2614998 C1 RU 2614998C1 RU 2016109232 A RU2016109232 A RU 2016109232A RU 2016109232 A RU2016109232 A RU 2016109232A RU 2614998 C1 RU2614998 C1 RU 2614998C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- column
- tubing string
- elevator
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title abstract 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 description 2
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 2
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of equipping wells drilled in the zones of widespread permafrost (MMP), in the presence of abnormally high reservoir pressures (AAP) with underground production equipment.
В настоящее время эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин в зоне ММП при наличии АВПД осуществляется по пакерной схеме, при которой конструкции скважин содержат кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, лифтовую колонну, оснащенную пакером, циркуляционным клапаном, забойным клапаном-отсекателем, установленным в посадочном ниппеле, и срезным клапаном, двух и более корпусную колонную головку и фонтанную арматуру с трубной головкой и фонтанной елкой с задвижками и угловым штуцером, открытие и закрытие которых осуществляется оператором по добыче. Скважины сгруппированы в кусты с расстоянием между скважинами от 40 до 70 м. Способ эксплуатации такой скважины недостаточно надежен, так как в условиях удаленности скважины от добывающего промысла она становится плохо управляемой или вовсе не управляемой, особенно в зимние морозы и метели, характерные для месторождений севера Западной Сибири. Наличие забойного клапана-отсекателя в посадочном ниппеле уменьшает проходное отверстие лифтовой колонны, увеличивает вероятность образования гидратных пробок, снижающих надежность работы скважин. Помимо этого, в районах Крайнего Севера высока возможность растепления ММП при эксплуатации скважин и смятия колонн при остановке скважин за счет обратного промерзания этих пород. Поэтому к технологиям оснащения скважин компоновкой лифтовой колонны подземным эксплуатационным оборудованием в этих районах придается большое значение: конструкции скважин должны быть надежными, дистанционно управляемыми и при возникновении аварийной ситуации автоматически закрываемыми, а технологии оснащения требуемым оборудованием должны быть надежными, безопасными, обеспечивающими возможность опрессовки всего спускаемого оборудования с контролем его герметичности.At present, the operation of gas and gas condensate wells in the IMF zone in the presence of AHP is carried out according to the packer scheme, in which the well designs include a conductor, technical casing, production casing, an elevator casing equipped with a packer, a circulation valve, a bottom-hole shutoff valve installed in the landing nipple , and a shear valve, two or more body column heads and fountain fittings with a pipe head and fountain tree with valves and an angle fitting, the opening and closing of which estvlyaetsya production operator. Wells are grouped in bushes with a distance between wells from 40 to 70 m. The method of operating such a well is not reliable enough, since in the conditions of the remoteness of the well from the production field, it becomes poorly managed or not at all controlled, especially during winter frosts and snowstorms that are characteristic of northern deposits Western Siberia. The presence of a downhole shutoff valve in the landing nipple reduces the passage opening of the elevator string, increases the likelihood of hydration plugs that reduce the reliability of the wells. In addition, in areas of the Far North there is a high possibility of thawing of permafrost during the operation of wells and collapse of the columns when the wells are stopped due to the reverse freezing of these rocks. Therefore, great importance is attached to technologies for equipping wells with an elevator string arrangement with underground operational equipment in these areas: well designs must be reliable, remotely controlled and automatically shut in case of an emergency, and equipping the required equipment with equipment must be reliable, safe, allowing for pressure testing equipment with control of its tightness.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности, при этом на устье собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, собранную компоновку спускают на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, проверяют герметичность нижнего пакера, производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну в течение 30 мин и определяют герметичность верхнего пакера, при негерметичной посадке хотя бы одного пакера извлекают всю компоновку, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, посадке и проверки пакеров на герметичность [RU 2518981 С1, МПК Е21В 33/122 (2006.01), опубл. 09.01.2013].A known method of sealing the production casing, including the descent on the landing tool in the production casing of the well of two packers, interconnected by a pipe, their landing in the production casing above and below the leakage interval, while at the mouth collect the following arrangement from bottom to top: bottom packer, pipe, top the packer, the hydraulic disconnector, the assembled assembly is lowered on the landing tool in the leakage interval of the production string, then subsequently landing Kerov, check the tightness of the lower packer, pressure test the production casing along the annulus of the well under excess pressure not exceeding the permissible pressure on the production casing, maintain the production casing for 30 minutes and determine the tightness of the upper packer, if the packer is not sealed, remove the entire assembly then repeat operations on temporary blocking of the formation, landing and checking the packers for leaks [RU 2518981 C1, IPC Е21В 33/122 (2006.01), publ. 01/09/2013].
К недостаткам данного способа можно отнести то, что при негерметичной посадке пакеров необходимо извлекать всю спущенную компоновку и повторно производить спускоподъемные операции и проверку вновь спущенной компоновки на герметичность, что значительно увеличивает сроки проведения работ и соответственно материально технические и финансовые затраты.The disadvantages of this method include the fact that when the packers are not sealed, it is necessary to remove the entire deflated assembly and re-carry out hoisting operations and check the newly deflated assembly for leaks, which significantly increases the time of work and, accordingly, the material and technical and financial costs.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, при котором осуществляют поблочный монтаж внутрискважинного оборудования, сначала с помощью посадочной колонны спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, вторым приемом - на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида с ниппелями трубчатых элементов [RU 2562641 С2, МПК Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 15.10.2014]. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве электро-центробежного насоса (ЭЦН) под контролем манометра.There is a method of simultaneous and separate operation of a two-well borehole, in which the downhole equipment is installed in blocks, first the lower block consisting of a funnel, bottomhole and support packers with a straight-through coupling is lowered using a landing string, and the second trick is on the tubing string (tubing) the second block of downhole equipment, consisting of a unit for regulating flows and accounting for fluid with tubular element nipples, is lowered into the production casing at a certain speed in [RU 2562641 C2, IPC Е21В 43/14 (2006.01), publ. 10/15/2014]. The tightness of the packer fit is checked by lowering the static liquid level in the above-packer space of the electric centrifugal pump (ESP) under the control of the pressure gauge.
Недостатком этого способа является отсутствие поэтапного проведения контроля герметичности посадки блоков, что приводит к возникновению негерметичности в нижнем или верхнем блоках, а следовательно к необходимости повторных операций.The disadvantage of this method is the lack of phased control of the tightness of the landing blocks, which leads to leaks in the lower or upper blocks, and therefore the need for repeated operations.
Известен способ оснащения скважины комплектом подземного оборудования, состоящим из отдельных функциональных модулей, при этом сборку каждого отдельного модуля, опрессовку на герметичность осуществляют в стационарных мастерских, а после транспортировки модулей на месторождения производят их спуск в скважину с окончательным свинчиванием в процессе спуска [RU 92461 U1, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 20.03.2010].There is a method of equipping a well with a set of underground equipment consisting of separate functional modules, wherein the assembly of each individual module, pressure testing is carried out in stationary workshops, and after the modules are transported to the fields, they are lowered into the well with final make-up during the descent [RU 92461 U1 IPC Е21В 43/00, Е21В 43/14 (2006.01), publ. 03/20/2010].
К недостаткам известного способа можно отнести то, что соединения между модулями при свинчивании в процессе спуска могут быть оказаться негерметичными, при этом, следовательно, понадобится проведение повторных спускоподъемных операций с проверкой их герметичности.The disadvantages of this method include the fact that the connections between the modules during make-up during the descent process may be leaky, and, therefore, repeated tripping operations with checking their tightness will be necessary.
Известны способы оснащения глубоких скважин компоновкой лифтовой колонны с подземным оборудованием, включающие последовательное соединение и спуск оборудования в скважину, запакеровку пакера, опрессовку [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Недра, 1975. - С. 111-134; Кустышев А.В. и др. Оборудование и инструмент для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, В.Я. Протасов, Т.И. Чижова. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2011. - 312 с.].Known methods for equipping deep wells with an elevator column layout with underground equipment, including serial connection and descent of equipment into the well, packing the packer, crimping [Korotaev Yu.P. Operation of gas wells. - M .: Nedra, 1975 .-- S. 111-134; Kustyshev A.V. and other Equipment and tools for the operation and repair of wells in the fields of Western Siberia / A.V. Kustyshev, V.Ya. Protasov, T.I. Chizhova. - Tyumen: Publishing house "Vector Buk", 2011. - 312 p.].
Недостатками этих способов являются отсутствие поэтапной проверки спущенного оборудования на герметичность, приводящая к появлению межколонных и заколонных проявлений и необходимости в их устранении, а значит к возникновению дополнительных затрат на ремонт скважины, а порою и к ликвидации скважины как объекта добычи.The disadvantages of these methods are the lack of phased testing of deflated equipment for leaks, leading to the appearance of annular and casing manifestations and the need for their elimination, which means additional costs for well repair, and sometimes even liquidation of the well as an object of production.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации глубокой скважины с АВПД в условиях наличия ММП, обеспечивающего также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.The problem to which the claimed technical solution is directed is to develop a method for equipping a deep gas well with an elevator string arrangement containing the required underground production equipment to ensure reliable and safe operation of a deep well with an AHPF in the presence of an oil and gas production, which also reduces the time for putting a well into operation .
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, снабженной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, с обеспечением проверки спущенного оборудования на герметичность, исключающей возможность возникновение межколонных и заколонных проявлений, за счет поэтапной опрессовки.In the implementation of the technical solution, the problem is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the reliability of equipping a deep gas well with an assembly of an elevator column equipped with the required underground operational equipment, ensuring that the deflated equipment is checked for leaks, eliminating the possibility of occurrence of annular and annular manifestations, due to phase crimping.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе оснащения глубокой газовой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП, компоновкой лифтовой колонны, включающим последовательное соединение и спуск в скважину компоновки, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, запакеровку пакера, опрессовку, особенностью является то, что спуск компоновки лифтовой колонны осуществляют поэтапно, при этом последовательно соединяют снизу вверх элементы, составляющие компоновку нижней части лифтовой колонны, содержащей центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны, на технологической колонне осуществляют спуск указанной нижней части компоновки лифтовой колонны в скважину до проектной глубины, производят запакеровку эксплуатационного пакера, спускают в скважину глухую пробку с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, осуществляют опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, затем извлекают из скважины глухую пробку, отсоединяют технологическую колонну в разъединителе колонны и извлекают ее из скважины, осуществляют последовательное соединение и спуск в скважину элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части компоновки лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разделителе колонны, после чего осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры.The task and the technical result are achieved by the fact that in the known method of equipping a deep gas well with an air pressure relief device in the presence of a permafrost zone in the mouth zone, an elevator string arrangement including serial connection and descent into the well of an arrangement containing the required underground production equipment, packing of the packer, crimping, is a feature is that the descent of the layout of the elevator column is carried out in stages, while sequentially connecting from the bottom up the elements that make up the layout of the lower hour ty of an elevator string containing a centering funnel, a sub-packer liner from tubing, a lower landing nipple, an operating packer, a disconnector of the column, the indicated lower part of the layout of the elevator string is lowered into the well to the design depth on the technological string, the operational packer is packaged, lowered into a blind plug with overlapping saddles of the lower landing nipple; they pressurize the elements of the lower part of the elevator column by creating excess lines not exceeding the expected working pressure at the wellhead, then a blind plug is removed from the well, the production string is disconnected in the column disconnector and removed from the well, the elements of the underground production equipment are connected in series and lowered into the well, the upper part of the elevator column layout, which is disconnected from bottom to top column disconnector part, circulation valve, upper landing nipple, telescopic connection, pressure and temperature sensor holder, cf days of the section of the lift string from tubing, inhibitor valve, estuarine shutoff valve, the top section of the lift string from tubing, attach the top of the lift string to its bottom in the splitter, and then lower the blind plug into the well by overlapping the saddles of the upper landing nipple, crimping the elements of the upper part of the elevator column by creating excess pressure not exceeding the expected working pressure at the wellhead, removing the deaf from the well oh plugs, suspension of the lift column in the tubing suspension of the pipe head of the fountain armature.
Основным элементом компоновки лифтовой колонны, отвечающим за надежность работы скважины и герметичность подземного оборудования, является эксплуатационный пакер, поэтому необходимо контролировать его работоспособность и герметичность методом опрессовки в рабочем состоянии, то есть в запакерованном состоянии, когда шлипсы и уплотнительные манжеты пакера находятся в зацеплении с эксплуатационной колонной, то есть подвергать его испытаниям на герметичность созданием избыточного давления как с наружи, так и изнутри. В случае обнаружения негерметичности необходимо проводить его замену. В глубокой скважине это влечет дополнительные затраты на извлечение всей компоновки лифтовой колонны с размещенным на ней подземным эксплуатационным оборудованием. Поэтому операцию по испытанию пакера на герметичность, то есть его опрессовку, необходимо проводить как можно раньше, чтобы исключить операцию его извлечения. Этого можно достичь путем спуска пакера на технологической колонне, не оборудованной подземным эксплуатационным оборудованием, либо, не производя полный спуск пакера, в скважину. Но для этого необходим в составе лифтовой колонны разъединитель колонны.The main element in the layout of the elevator string, which is responsible for the reliability of the well and the tightness of the underground equipment, is the production packer, so it is necessary to control its performance and tightness by crimping in the working state, that is, in the sealed state, when the slips and sealing cuffs of the packer are engaged with the production the column, that is, to subject it to leak tests by creating excessive pressure both from the outside and from the inside. If a leak is detected, it must be replaced. In a deep well, this entails additional costs for extracting the entire layout of the elevator column with underground operating equipment located on it. Therefore, the operation of testing the packer for tightness, that is, its crimping, must be carried out as soon as possible in order to exclude the operation of its extraction. This can be achieved by lowering the packer on a production string not equipped with underground production equipment, or, without making a full descent of the packer into the well. But for this, a column disconnector is required as part of the elevator column.
Заявляемый способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны с требуемым подземным эксплуатационным оборудованием обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне ММП при наличии АВПД. Преимущества заявляемого способа: позволяет поэтапно проводить опрессовку компоновки лифтовой колонны без ее извлечения в случае обнаружения негерметичности; позволяет при необходимости оперативно перекрыть ствол скважины за счет наличия приустьевого клапана-отсекателя, позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины; позволяет снизить затраты на строительство, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.The inventive method of equipping a deep gas well with the layout of the elevator column with the required underground operational equipment ensures the reliability and safety of operation in the IMF zone in the presence of automatic pressure control. The advantages of the proposed method: allows phased testing of the layout of the elevator column without removing it in case of leakage; if necessary, allows to quickly shut off the wellbore due to the presence of the estuarine shutoff valve, reduces hydraulic resistance along the wellbore, which, ultimately, leads to an increase in the working flow rate of the well; It allows to reduce the cost of construction, operation, maintenance and repair, to reduce the time the well is inactive and to obtain additional volumes of gas produced.
Поэтапный спуск частей компоновки лифтовой колонны с необходимым подземным эксплуатационным оборудованием, проверка эксплуатационного пакера на герметичность сразу после доставки в скважину нижней компоновки лифтовой колонны обеспечивает сокращение сроков ввода скважины в эксплуатацию, так как исключаются повторные спускоподъемные операции. Если эксплуатационный пакер в процессе опрессовки окажется герметичным, то проводят окончательный спуск компоновки верхней части лифтовой колонны, оснащенной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, и присоединение ее к нижней части компоновки, уже проверенной на герметичной, с последующей опрессовкой верхней части компоновки, что обеспечивает в дальнейшем требуемую надежность и безопасность скважины при эксплуатации в процессе добычи газа. В случае, если при проведении опрессовки, т.е. при осуществлении проверки эксплуатационного пакера на герметичность, он окажется не герметичным, то осуществляют извлечение только одной части - нижней компоновки лифтовой колонны, без верхней части, что сокращает материально- технические затраты.Stage-by-stage descent of parts of the elevator string assembly with the necessary underground operational equipment, verification of the operational packer for leaks immediately after delivery of the lower elevator string layout to the well reduces the time required for putting the well into operation, as repeated tripping operations are excluded. If the operational packer during the crimping process turns out to be airtight, then the final lowering of the layout of the upper part of the elevator column equipped with the required underground operational equipment is carried out, and its attachment to the lower part of the layout, already tested for tightness, followed by pressure testing of the upper part of the layout, which further provides the required reliability and safety of the well during operation during gas production. In the event that during crimping, i.e. when checking the operational packer for leaks, it will not be tight, then only one part is removed - the bottom layout of the elevator column, without the upper part, which reduces material and technical costs.
При наличии ММП, которые могут быть подвергнуты в процессе эксплуатации к растеплению в связи с возрастанием температуры при движении газа, а значит к потере крепости зоны, в которой они располагаются, и последующему сжатию породы при снижении температуры, приводящее к смятию обсадных колонн, включая эксплуатационную и лифтовую колонны, необходимо ниже зоны ММП размещать приустьевой клапан-отсекатель, а ниже него - ингибиторный клапан для подачи в скважину ингибитора коррозии и антимерзлотного ингибитора, а также телескопическое соединение, предотвращающее срыв эксплуатационного пакера или потери его герметичности за счет компенсации температурного изменения длины лифтовой колонны, теплоизолированной в зоне расположения ММП.In the presence of IMF, which can be subjected to thawing during operation due to an increase in temperature during gas movement, which means loss of strength of the zone in which they are located, and subsequent compression of the rock with a decrease in temperature, leading to casing collapse, including production and elevator columns, it is necessary to place a wellhead shutoff valve below the IMF zone, and below it an inhibitor valve for supplying a corrosion inhibitor and antimerzlot inhibitor to the well, as well as a telescopic connection of preventing operational failure of the packer or losing its integrity by compensating for temperature changes in the length of tubing, in a thermally insulated MMP location area.
Способ поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 изображена скважина, со спущенной компоновкой нижней части лифтовой колонны, оснащенной подземным эксплуатационным оборудованием, на фиг. 2 - скважина с компоновкой лифтовой колонны, верхняя и нижняя части.The method is illustrated by illustrative materials, where in FIG. 1 shows a well with a deflated layout of the lower part of the elevator string equipped with underground production equipment, FIG. 2 - well with the layout of the elevator column, the upper and lower parts.
Способ оснащения глубокой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП компоновкой лифтовой колонны, которая включает требуемые подземные приустьевые и забойные устройства, расположенные на лифтовой колонне в определенной последовательности и обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию скважины в заданном режиме, осуществляют следующим образом.The method of equipping a deep well with AHPD in the presence of an elevator column layout in the near-mouth zone of the permafrost that includes the required underground wellhead and bottomhole devices located on the elevator column in a certain sequence and ensuring reliable and safe well operation in a given mode is carried out as follows.
Первоначально осуществляют на поверхности скважины последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части 1 лифтовой колонны. Нижняя часть 1 лифтовой колонны содержит снизу вверх центрирующую воронку 2, подпакерный хвостовик 3 из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель 4 с нижней расходной муфтой (не показана), эксплуатационный пакер 5 с верхней расходной муфтой (не показано), разъединитель колонны 6. Муфты подбирают с расчетом повышенной прочности и герметичности резьбовых соединений с учетом обеспечения требуемого расхода газа.Initially, the required elements of the underground production equipment of the layout of the
Большая глубина расположения продуктивного пласта с АВПД более 3500 м от поверхности для обеспечения надежности конструкции глубокой скважины в условиях АВПД вынуждает оборудовать скважину эксплуатационным пакером 5 с его размещением на 50-100 м выше кровли продуктивного пласта 8, а башмак лифтовой колонны, в частности центрирующую воронку 2, - в интервале перфорационных отверстий 19, выполненных в эксплуатационной колонне 9. Для соединения эксплуатационного пакера 5 с центрирующей воронкой 2, которые расположены на разных глубинах, осуществляют их соединение посредством подпакерного хвостовика 3.The large depth of the location of the productive formation with AVPD more than 3500 m from the surface to ensure the reliability of the design of the deep well under the conditions of the AVP forces to equip the well with an operational packer 5 with its placement 50-100 m above the roof of the
Собираемую компоновку нижней части 1 лифтовой колонны спускают в скважину на технологической колонне 7, не снабженной подземным оборудованием, со скоростью, не превышающей 0,25 м/с до проектной глубины пласта 8. Далее, созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим максимально ожидаемое на устье скважины давления, осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 5, приводя манжеты (не показаны) эксплуатационного пакера 5 до соединения с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 9 скважины и зацепления шлипсов (не показаны) эксплуатационного пакера 5 с эксплуатационной колонной 9.The assembled arrangement of the
После чего в скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля 4. После посадки глухой пробки в седле нижнего посадочного ниппеля 4 созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, осуществляют опрессовку элементов подземного оборудования нижней части 1 лифтовой колонны. Отсутствие снижения давления в технологической колонне 7 в течение 30 минут свидетельствует о герметичности подземного оборудования, включая эксплуатационный пакер 5, как наиболее слабого звена в подземном оборудовании.After that, a blind plug (not shown) is lowered into the well with its overlap of the saddle of the lower landing nipple 4. After landing of the blind plug in the saddle of the lower landing nipple 4 by creating excess pressure in the
Далее из скважины с помощью ловильного инструмента (не показано) извлекают глухую пробку, освобождая проходной канал технологической колонны 7. Отсоединяют технологическую колонну 7 в разъединителе колонны 6 и извлекают ее из скважины.Next, a blind plug is removed from the well using a fishing tool (not shown), freeing the passage channel of the
Затем на устье скважины последовательно соединяют и спускают на лифтовой колонне в скважину элементы компоновки верхней части 10 лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны 6 с верхним монтажным патрубком с увеличенной толщиной стенки (не показан), циркуляционный клапан 11, верхний посадочный ниппель 12 с нижним монтажным патрубком (не показан), телескопическое соединение 13, держатель 14 датчика давления и температуры, в качестве которого возможно использование скважинной камеры, средней секции лифтовой колонны 15 из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана 16 с монтажным патрубком, расходной муфтой (не показаны), приустьевого клапана-отсекателя 17, верхней секции лифтовой колонны 18 из насосно-компрессорных труб.Then, at the wellhead, elements of the arrangement of the
После спуска присоединяют верхнюю часть 10 лифтовой колонны к ее нижней части 1 в разъединителе колонны 6. В скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля 12.After descent, attach the
При спуске нижней 1 и верхней 10 частей лифтовой колонны на их наружных поверхностях крепят технологические линии (не показаны) от подземного оборудования.When lowering the lower 1 and upper 10 parts of the elevator column, technological lines (not shown) from the underground equipment are fixed on their outer surfaces.
Аналогично осуществляют опрессовку элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части 10 лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье. Из скважины извлекают глухую пробку (не показана).Similarly, they pressurize the elements of the underground operational equipment of the
Подвешивают компоновку лифтовой колонны, верхнюю часть 10 и нижнюю часть 1, в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры (не показаны).Suspend the layout of the elevator column, the
При необходимости проводят дополнительную опрессовку эксплуатационной колонны с наружи подачей избыточного давления в затрубное пространство скважины.If necessary, conduct additional pressure testing of the production casing from the outside by supplying excess pressure to the annulus of the well.
На трубной головке устанавливают фонтанную елку с задвижками, возле фонтанной арматуры размещают гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном отсекателем и пульт сбора информации от датчика давления и температуры и насоса с антикоррозионным ингибитором и антимерзлотным ингибитором.A fountain tree with valves is installed on the pipe head, a hydraulic station for controlling the estuarine valve with a shutoff valve and a remote control for collecting information from a pressure and temperature sensor and a pump with an anticorrosion inhibitor and antifreeze inhibitor are installed near the fountain fittings.
После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.After that, the well is mastered and put into operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016109232A RU2614998C1 (en) | 2016-03-15 | 2016-03-15 | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016109232A RU2614998C1 (en) | 2016-03-15 | 2016-03-15 | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2614998C1 true RU2614998C1 (en) | 2017-04-03 |
Family
ID=58505678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016109232A RU2614998C1 (en) | 2016-03-15 | 2016-03-15 | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2614998C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112647857A (en) * | 2019-10-12 | 2021-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Injection-production string and well completion method using same |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4949788A (en) * | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
| RU2101472C1 (en) * | 1996-03-12 | 1998-01-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Design of well |
| RU2236561C2 (en) * | 2002-04-17 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for intensifying gas extraction from the well |
| RU92461U1 (en) * | 2009-11-16 | 2010-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | UNDERGROUND EQUIPMENT KIT FOR GAS PRODUCTION IN THE FAR NORTH AREAS |
| RU2438007C1 (en) * | 2010-05-27 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for completion of gas well (versions) |
-
2016
- 2016-03-15 RU RU2016109232A patent/RU2614998C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4949788A (en) * | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
| RU2101472C1 (en) * | 1996-03-12 | 1998-01-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Design of well |
| RU2236561C2 (en) * | 2002-04-17 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for intensifying gas extraction from the well |
| RU92461U1 (en) * | 2009-11-16 | 2010-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | UNDERGROUND EQUIPMENT KIT FOR GAS PRODUCTION IN THE FAR NORTH AREAS |
| RU2438007C1 (en) * | 2010-05-27 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for completion of gas well (versions) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112647857A (en) * | 2019-10-12 | 2021-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Injection-production string and well completion method using same |
| CN112647857B (en) * | 2019-10-12 | 2022-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | Injection-production string and well completion method using same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11512549B2 (en) | Well surface safety valve assembly with a ball valve and back pressure valve | |
| RU2362005C2 (en) | Method of conservation, completion and repair of well | |
| CA2526034C (en) | Reverse circulation cementing process | |
| US6253854B1 (en) | Emergency well kill method | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| US20160251931A1 (en) | Riserless completions | |
| CA2880638A1 (en) | Remedial technique for maintaining well casing | |
| CN111305795A (en) | Method for applying cannula bridge plug lower tube pump | |
| CN205605156U (en) | Workover device is pressed in oil gas field area | |
| DK202430127A1 (en) | Well sealing tool with isolatable setting chamber background | |
| US20150075807A1 (en) | Apparatus and Methods for Selectively Treating Production Zones | |
| RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition | |
| RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
| CN112081535A (en) | Ultra-deep high-sulfur-content gas well completion pipe string and construction method thereof | |
| RU2438007C1 (en) | Procedure for completion of gas well (versions) | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| RU2728754C2 (en) | Hydraulic device and method of detection and sealing of holes or cracks in oil well tubing | |
| RU80196U1 (en) | EQUIPMENT FOR OPERATION OF A MULTIPLE WELL | |
| RU2367774C1 (en) | Method of localising leakage zones in production casing | |
| RU2442877C1 (en) | Method for gas well suspension | |
| RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing | |
| US20230250708A1 (en) | Bell nipple with annular preventers and coolant injection | |
| RU2815245C1 (en) | Method of well sealing after multi-stage hydraulic fracturing | |
| US11441387B2 (en) | Method of securing a well with shallow leak in upward cross flow | |
| US10280740B2 (en) | Sandface liner with power, control and communication link via a tie back string |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180808 |