RU2301885C1

RU2301885C1 - Method for hydraulic fracturing of reservoir in gas well

Info

Publication number: RU2301885C1
Application number: RU2005134480/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Васильевич Кустышев (RU); Александр Васильевич Кустышев; Виктор Борисович Обиднов (RU); Виктор Борисович Обиднов; Олег Владимирович Сизов (RU); Олег Владимирович Сизов; Григорий Павлович Зозул (RU); Григорий Павлович Зозуля; Алексей Владимирович Немков (RU); Алексей Владимирович Немков; Руслан Владимирович Ткаченко (RU); Руслан Владимирович Ткаченко; Денис Александрович Кустышев (RU); Денис Александрович Кустышев
Priority date: 2005-11-07
Filing date: 2005-11-07
Publication date: 2007-06-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry, particularly to stimulate hydrocarbon influx in gas and gas condensate wells.

SUBSTANCE: method involves killing well, remanifolding well head; removing production tubing from well; lowering pipe string provided with high-pressure packer in well; remanifolding well head; setting packer; performing hydraulic fracturing of reservoir; remanifolding well head; detaching and removing high-pressure packer; lowering production string in well; remanifolding well head and developing well. Pipe string is additionally provided with circulation valve arranged over packer and is suspended to pendant pipe fastened over preventer plant. Reservoir fracturing is performed when preventer plant is arranged at well head. After hydraulic fracturing of reservoir before packer detachment and removal plugging liquid is injected in productive reservoir interval, circulation valve is removed and hole clearance is filled with killing liquid having necessary density. Then at least of two liquid circulation cycles are carried out.

EFFECT: decreased assemblage work time before hydraulic reservoir fracturing and after the fracturing, liquidation of secondary bottomhole reservoir zone contamination and increased safety of high-pressure packer removal from well.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газовых и газоконденсатных скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the intensification of hydrocarbon inflows in gas and gas condensate wells.

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.For hydraulic fracturing of gas and gas condensate wells, special fountain fittings designed for high pressure, 2 times at least higher than the pressure of the expected fracture, as well as a tubing string equipped with a packer withstanding high fracture pressure of rocks, are used. Before hydraulic fracturing, the well is shut off, the old fountain fittings are dismantled from the wellhead, the preventer installation is mounted, the lift column located in the well is removed, the tubing string with high pressure packer is lowered, the preventer installation is dismantled, and special high pressure fountain fittings are mounted. Only after this is hydraulic fracturing performed. Then, a special high-pressure fountain fitting is dismantled, a preventer installation is mounted, a tubing string with a high-pressure packer is removed from the well, an elevator string is lowered into the well, a preventive installation is dismantled from the wellhead and a fountain fitting is mounted. After which the well is mastered. The experience of conducting hydraulic fracturing in gas and gas condensate wells in the fields of the north of the Tyumen region, in particular at the Yamburgskoye field, shows that after the fracturing of rocks, especially in idle well wells, there are frequent cases of gas inflow immediately after completion of the fracturing. This entails the necessity of re-killing the well to remove the tubing string with a high-pressure packer, which means that the bottom-hole zone of the formation is re-contaminated, which negates the positive effect of hydraulic fracturing.

Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - С.374-377].A known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing the well, re-fitting the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with the high pressure packer, re-dressing the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing, re-laying the well, stalling and removing the high-pressure packer, lowering the elevator string into the well, re-arranging the mouth and developing the well [Korotaev Yu.P. The exploitation of gas fields. - M .: Nedra, 1975. - S.374-377].

Недостатком способа является большая 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.The disadvantage of this method is the high complexity of installation work before and after hydraulic fracturing, there is a high probability of re-killing a well to remove a string of tubing with a high pressure packer from the well in the event of a premature gas influx from the formation and the inevitable pollution of the bottom hole of the formation, nullifying the resulting effect of hydraulic fracturing. In addition, it is not possible to equalize the densities of liquids in the pipe and annulus of the well, which can lead to complications when removing the high-pressure packer.

Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины [Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998. - С.173].A known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing the well, re-fitting the wellhead, extracting the lift string from the well and lowering the tubing string with the high pressure packer, re-dressing the well, packing the packer, conducting hydraulic fracturing, re-laying the well, stalling and removing the high-pressure packer, lowering the elevator string into the well, re-arranging the wellhead and developing the well [Basarygin Yu.M., Makarenko PP, Mavromati VD Repair of gas wells. - M .: Nedra, 1998. - P.173].

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы.The challenge in creating the invention is to ensure reliability and safety of work while reducing installation costs.

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.The technical result achieved is to reduce installation time before and after hydraulic fracturing, to eliminate re-contamination of the bottom-hole formation zone, to create safe conditions for extracting a high-pressure packer from the well, and, therefore, to reduce the time spent by the well in an idle fund.

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.The problem and the technical result are achieved by the fact that in the known method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing the well, re-lining the well, removing the lift string from the well and lowering the tubing string with high pressure packer into the well, re-lining the well, packing the packer, hydraulic fracturing, re-dressing of the mouth, disruption and removal of the high-pressure packer, descent of the lift string into the well, re-dressing of the well and development of the well, unlike of the ototype, the tubing string is additionally equipped with a circulation valve located above the packer and suspended on a suspension pipe mounted above the preventer installation, hydraulic fracturing is carried out with the preventer installation installed on the mouth, after hydraulic fracturing before disruption and removal of the high-pressure packer in the interval blocking fluid is pumped into the reservoir, the circulation valve is opened and the annular and tubular space is filled with the jammed fluid the required density, circulate the fluid for at least 2 cycles.

На фиг.1 схематично изображено устройство для реализации данного способа в процессе разрыва пласта, на фиг.2 - в процессе срыва пакера высокого давления из скважины.Figure 1 schematically shows a device for implementing this method in the process of fracturing, figure 2 - in the process of disruption of the high-pressure packer from the well.

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.The device includes a column head 1 with a pipe head 2 installed on it, a preventer installation 3 and a super-pre-reel coil 4. A tubing string 5 with a high-pressure packer 6 and a circulation valve 7 located above the packer 6 is lowered into the well inside them. tubing 5 is suspended on a suspension pipe 8, mounted using a hanging flange 9 on a super-reel coil 4. On a suspension pipe 8 there is a valve or a high pressure valve 10 and quick disconnect connections 11, p memory location above and below the high-pressure valve or tap 10. By pipe head 2 is attached flare line 12 and annulus control line 13. To the suspension through a conduit 8 bystrorazmnoe upper wiring 11 is connected the delivery line 14.

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

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

Подачей жидкости через линию 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.By supplying fluid through the injection line 14 from a pump unit, for example, CA-320 (not shown), the high-pressure packer 6 is brought into operation when it overlaps the annulus of the well, hermetically cutting off the bottom of the well from the wellhead. The tightness of the high-pressure packer 6 is checked by creating pressure in the annulus of the well using the control line for the annulus 14.

Нагнетанием жидкости разрыва через линию нагнетания 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.By pumping a fracturing fluid through the injection line 12, a hydraulic fracturing of the formation is carried out and the formed cracks 15 are fixed with proppant pumped through the injection line 14 with a proppant carrier fluid and pushed into the fractures 15 with a squeezing fluid.

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.After completion of the hydraulic fracturing, after the squeezing fluid, blocking fluid 16 is pumped into the interval of the reservoir to prevent killing fluid in the wellbore from entering the bottomhole zone. The injection of the blocking fluid 16 can be carried out through the tubing string 5 or using a flexible pipe of a coiled tubing installation (not shown). Open the circulation valve 7 and fill (pump) the annular and pipe spaces of the well with a kill fluid 17 of the required density. The density of liquids is equalized in the pipe and annular spaces of the well by creating a circulation of at least 2 cycles.

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).After equalizing the densities of the silencing fluid and unfastening the hanging flange 9 with the over-heater coil 4, the high-pressure packer 6 is disengaged from the well with production string 18 by pulling the tubing string 5 upwards using a lifting unit (not shown).

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.Then, the tubing string 5 with the high-pressure packer 6 and the circulation valve 7 is removed from the well, while the suspension pipe 8 with the hanging flange 9 is disconnected from the tubing string 5 and the lift string is lowered into the well for operation of the well. Dismantle the preventer installation 3 with a super-pre-reel coil 4. Dismantle the fittings intended for well operation to be mounted on the pipe head 2. After that, the well is mastered according to known technology through the flare line 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.The proposed method allows to reduce the time for installation work before and after hydraulic fracturing while ensuring safe working conditions, to eliminate the conditions of re-contamination of the bottom-hole formation zone, to ensure safe removal of the high-pressure packer 6 from the well, to reduce the time spent by the well in an idle fund.

Claims

A method of hydraulic fracturing of a gas well, including killing a well, re-arranging a wellhead, extracting an elevator string from a well, and lowering a string of tubing with a high pressure packer into a well, re-wrapping a well, packing a packer, conducting hydraulic fracturing, re-forming a well, stalling and removing high-pressure packer, descent of an elevator string into the well, re-dressing of the wellhead and well development, characterized in that the tubing string is additionally equipped with circulation with a valve located above the high-pressure packer and suspended on a suspension pipe mounted above the preventer installation, hydraulic fracturing is carried out with the preventer installation installed on the mouth, after hydraulic fracturing, before blocking and removing the high-pressure packer, blocking fluid is pumped into the interval of the reservoir, open the circulation valve and fill the annulus and tube space with a kill fluid of the required density, circulate the fluid at least her 2 cycles.