СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/26 

Описание патента на изобретение RU2301885C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газовых и газоконденсатных скважинах.

При гидравлическом разрыве пласта газовых и газоконденсатных скважин применяется специальная фонтанная арматура, рассчитанная на высокое давление, в 2 раза, как минимум, превышающее давление предполагаемого разрыва, а также колонна насосно-компрессорных труб, оборудованная пакером, выдерживающим высокое давление разрыва горных пород. Перед гидравлическим разрывом пласта скважина глушится, с устья скважины демонтируется старая фонтанная арматура, монтируется превенторная установка, извлекается лифтовая колонна, находящаяся в скважине, спускается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, демонтируется превенторная установка, монтируется специальная фонтанная арматура высокого давления. Только после этого проводится гидравлический разрыв пласта. Затем демонтируется специальная фонтанная арматура высокого давления, монтируется превенторная установка, из скважины извлекается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, в скважину спускается лифтовая колонна, с устья скважины демонтируется превенторная установка и монтируется фонтанная арматура. После чего скважина осваивается. Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в газовых и газоконденсатных скважинах на месторождениях севера Тюменской области, в частности на Ямбургском месторождении, показывает, что после проведения разрыва горных пород, особенно в скважинах простаивающего фонда, нередки случаи получения притока газа сразу после завершения разрыва пласта. Это влечет за собой необходимость повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, а значит происходит повторное загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный положительный эффект от гидравлического разрыва пласта.

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].

Недостатком способа является большая трудоемкость монтажных работ перед гидравлическим разрывом пласта и после него, высока вероятность повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины в случае получения преждевременного притока газа из пласта и неизбежное при этом загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта. Кроме того, отсутствует возможность выравнивания плотностей жидкостей, находящихся в трубном и затрубном пространствах скважины, что может привести к осложнениям при извлечении пакера высокого давления.

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].

Недостатком способа является большая трудоемкость монтажных работ перед гидравлическим разрывом пласта и после него, высока вероятность повторного глушения скважины для извлечения колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины в случае получения преждевременного притока газа из пласта и неизбежное при этом загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта. Кроме того, отсутствует возможность выравнивания плотностей жидкостей, находящихся в трубном и затрубном пространствах скважины, что может привести к осложнениям при извлечении пакера высокого давления.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы.

Достигаемый технический результат состоит в снижении времени на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта, в устранении повторного загрязнения призабойной зоны пласта, в создании безопасных условий извлечения из скважины пакера высокого давления, а следовательно, в сокращении времени нахождения скважины в бездействующем фонде.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающем глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины, в отличие от прототипа колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном, размещенным выше пакера, и подвешивают на подвесном патрубке, закрепленном над превенторной установкой, гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье превенторной установке, после гидравлического разрыва пласта перед срывом и извлечением пакера высокого давления в интервал продуктивного пласта закачивают блокирующую жидкость, открывают циркуляционный клапан и заполняют затрубное и трубное пространство жидкостью глушения необходимой плотности, проводят циркуляцию жидкости не менее 2-х циклов.

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.

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 присоединена факельная линия 12 и линия контроля за затрубным пространством 13. К подвесному патрубку 8 через верхнее быстроразъмное соединение 11 подсоединена нагнетательная линия 14.

Способ реализуется следующим образом.

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.

Подачей жидкости через линию нагнентания 14 от насосной установки, например, ЦА-320 (не показано) приводят пакер высокого давления 6 в рабочее состояние, когда он перекрывает затрубное пространство скважины, герметично отсекая забой скважины от устья. Герметичность пакера высокого давления 6 проверяют созданием давления в затрубном пространстве скважины с помощью линии контроля за затрубным пространством 14.

Нагнетанием жидкости разрыва через линию нагнетания 12 проводят гидравлический разрыв пласта и закрепляют образовавшиеся трещины 15 проппантом, закачиваемым через линию нагнентания 14 жидкостью-проппантоносителем и продавливаемым в трещины 15 продавочной жидкостью.

После завершения гидравлического разрыва пласта вслед за продавочной жидкостью в интервал продуктивного пласта закачивают блокирующую жидкость 16 для предотвращения попадания в призабойную зону жидкости глушения, находящейся в стволе скважины. Закачивание блокирующей жидкости 16 можно осуществлять через колонну насосно-компрессорных труб 5 или с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки (не показано). Открывают циркуляционный клапан 7 и заполняют (закачивают) затрубное и трубное пространства скважины жидкостью глушения 17 требуемой плотности. Проводят выравнивание плотностей жидкостей в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции не менее 2-х циклов.

После выравнивания плотностей жидкости глушения и раскрепления подвесного фланца 9 с надпревенторной катушкой 4 проводят срыв пакера высокого давления 6 из зацепления с эксплуатационной колонной 18 скважины путем натяжения колонны насосно-компрессорных труб 5 вверх с помощью подъемного агрегата (не показано).

Затем 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. Спускают в скважину лифтовую колонну, предназначенную для эксплуатации скважины. 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.

Предлагаемый способ позволяет сократить время на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта при обеспечении условий безопасного производства работ, устранить условия повторного загрязнения призабойной зоны пласта, обеспечить безопасное извлечение пакера высокого давления 6 из скважины, уменьшить время нахождения скважины в бездействующем фонде.

Похожие патенты RU2301885C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ 2006
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Ваганов Юрий Владимирович
RU2324050C2
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2005
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кряквин Дмитрий Александрович
  • Афанасьев Ахнаф Васильевич
  • Кочетов Геннадий Сергеевич
  • Токарев Александр Павлович
  • Лахно Елена Юрьевна
RU2306412C1
Способ перевооружения газоконденсатной скважины 2016
  • Антонов Максим Дмитриевич
  • Немков Алексей Владимирович
  • Кряквин Дмитрий Александрович
RU2651716C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ САМОЗАДАВЛИВАЮЩЕЙСЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ 2013
  • Красовский Александр Викторович
  • Немков Алексей Владимирович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Кустышев Денис Александрович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Антонов Максим Дмитриевич
RU2539060C1
КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2008
  • Крылов Георгий Васильевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Гафаров Наиль Анатольевич
  • Штоль Владимир Филиппович
  • Чижова Тамара Ивановна
  • Немков Алексей Владимирович
  • Артеменков Валерий Юрьевич
  • Кряквин Дмитрий Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Чижов Иван Васильевич
RU2379496C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2006
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кряквин Дмитрий Александрович
  • Кустышев Игорь Александрович
RU2347066C2
Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны 2016
  • Немков Алексей Владимирович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Красовский Александр Викторович
  • Сырчин Андрей Андреевич
  • Антонов Максим Дмитриевич
  • Канашов Владимир Петрович
RU2614998C1
КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2008
  • Крылов Георгий Васильевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Гафаров Наиль Анатольевич
  • Штоль Владимир Филиппович
  • Чижова Тамара Ивановна
  • Немков Алексей Владимирович
  • Артеменков Валерий Юрьевич
RU2379487C1
СПОСОБ АВАРИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2015
  • Сехниашвили Владимир Амиранович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Штоль Антон Владимирович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Журавлев Валерий Владимирович
RU2591866C1
СПОСОБ КОНСЕРВАЦИИ МНОГОЗАБОЙНОЙ НИЗКОДЕБИТНОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ 2008
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
RU2379467C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 301 885 C1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газовых и газоконденсатных скважинах. Обеспечивает снижение времени на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта, устранение повторного загрязнения призабойной зоны пласта, создание безопасных условий извлечения из скважины пакера высокого давления. Сущность изобретения: способ включает 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. При этом колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном, размещенным выше пакера, и подвешивают на подвесном патрубке, закрепленном над превенторной установкой. Гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье превенторной установке. После гидравлического разрыва пласта перед срывом и извлечением пакера высокого давления в интервал продуктивного пласта закачивают блокирующую жидкость, открывают циркуляционный клапан и заполняют затрубное и трубное пространство жидкостью глушения необходимой плотности, проводят циркуляцию жидкости не менее 2-х циклов. 2 ил.

Формула изобретения RU 2 301 885 C1

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, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном, размещенным выше пакера высокого давления, и подвешивают на подвесном патрубке, закрепленном над превенторной установкой, гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье превенторной установке, после гидравлического разрыва пласта перед срывом и извлечением пакера высокого давления в интервал продуктивного пласта закачивают блокирующую жидкость, открывают циркуляционный клапан и заполняют затрубное и трубное пространство жидкостью глушения необходимой плотности, проводят циркуляцию жидкости не менее 2-х циклов.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2301885C1

БАСАРЫГИН Ю.М
и др
Ремонт газовых скважин
- М.: Недра, 1998, с.173
Способ гидроразрыва пластов в скважинах 2000
  • Иванников В.И.
RU2219335C2
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 1991
  • Шеляго В.В.
  • Алекперов В.Ю.
RU2007552C1
RU 2055172 C1, 27.02.1996
Способ разрыва пласта 1990
  • Меркурьев Анатолий Борисович
  • Николаенко Николай Андреевич
  • Петриняк Владимир Андреевич
  • Сук Юрий Григорьевич
SU1744245A1
US 4044833 А, 30.08.1977.

RU 2 301 885 C1

Авторы

Кустышев Александр Васильевич

Обиднов Виктор Борисович

Сизов Олег Владимирович

Зозуля Григорий Павлович

Немков Алексей Владимирович

Ткаченко Руслан Владимирович

Кустышев Денис Александрович

Даты

2007-06-27Публикация

2005-11-07Подача