RU2413838C2

RU2413838C2 - Procedure for stabilised operation of watered fiery seam

Info

Publication number: RU2413838C2
Application number: RU2008125753/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Сергеевич Смирнов (RU); Владимир Сергеевич Смирнов; Рафаиль Габрашидович Темиргалеев (RU); Рафаиль Габрашидович Темиргалеев; Нона Викторовна Серегина (RU); Нона Викторовна Серегина
Original assignee: Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority date: 2008-06-24
Filing date: 2008-06-24
Publication date: 2011-03-10
Also published as: RU2008125753A

Abstract

FIELD: gas-and-oil producing industry.

SUBSTANCE: at moment of borehole watering in given seam there is performed temporary mudding in upper watered fiery seam. Further, a flow string is lifted from the borehole; the borehole is after-drilled with a bit of diametre smaller, than diametre of the flow string, to dense rock in a sub-face of a lower fiery seam. A blind flow string is lowered into the borehole. In its head this string is equipped with a packing-suspended system facilitating location of a shoe of the blind flow string in dense rock of the sub-face of the lower fiery seam, while location of its head is in a lower part of the flow string. The blind flow string is cemented and perforated at the level of the lower fiery seam. A sub-packer shank end of diametre smaller, than diametre of the flow string, is lowered to the lower fiery seam. Also, a head of the sub-packer shank end is positioned above the head of the blind flow string. During lowering there is installed a sub in the head of the sub-packer shank end; the flow string with a packer; a behind-the packer valve installed on this string is connected to this sub. The behind-the-packer valve is arranged 10-20 m above a roof of the upper fiery seam, while the packer is installed below the sub-face of the upper fiery seam. Mudding of the upper watered fiery seam is removed, and fiery seams are developed and tested. Through perforations in the blind flow string gas is withdrawn from the lower fiery seam to the sub-packer shank end and further to the flow string where it is mixed with gas and fluid from the watered upper fiery seam in an internal cavity of the behind-the-packer valve. Gas with fluid is supplied along the flow string to the sell head and further into a loop.

EFFECT: stabilised operation of watered upper production fiery seam due to supply of gas from lower production fiery seam in same borehole possessing seam power higher, than upper production fiery seam.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта, в случае когда энергии газового пласта недостаточно для стабильного выноса жидкости вместе с потоком газа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for stable operation of an irrigated gas reservoir, in the case when the energy of the gas reservoir is not sufficient for stable removal of fluid along with the gas stream.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ эксплуатации малодебитных скважин в условиях обводнения путем закачки газа в затрубное пространство, включающий подачу дополнительного газа в затрубное пространство с малогабаритного компрессора или выхода дожимной компрессорной станции на забой скважины и движение дополнительного газа вместе с газом и жидкостью из пласта по лифтовой колонне к устью скважины. В результате расход газа в лифтовой колонне возрастает и происходит вынос жидкости из ствола скважины («Газовая промышленность», Изд. «Газоил пресс», М., 2006, вып.11, стр.60-61).Closest to the proposed method is a method of operating low-yield wells under watering conditions by injecting gas into the annulus, including supplying additional gas to the annulus from a small compressor or entering the booster compressor station to the bottom of the well and moving additional gas along with gas and fluid from the reservoir through lift column to the wellhead. As a result, the gas flow in the elevator string increases and fluid is removed from the wellbore (“Gas Industry”, Publishing House “Gasoil Press”, M., 2006, issue 11, pp. 60-61).

В известном техническом решении имеются следующие недостатки: необходима подача дополнительного газа в скважину и установка на устье скважины подогревателя и устьевого компрессора, что приводит к дополнительным эксплуатационным расходам на подогрев газа.The known technical solution has the following disadvantages: it is necessary to supply additional gas to the well and to install a heater and wellhead compressor at the wellhead, which leads to additional operating costs for heating the gas.

Технический результат, на достижение которого направлен предлагаемый способ, заключается в достижении стабильной эксплуатации верхнего обводняющегося продуктивного газового пласта за счет подачи газа из нижнего продуктивного газового пласта, находящегося в этой же скважине и обладающего большей пластовой энергией, чем верхний продуктивный газовый пласт, что увеличивает скорость суммарного потока газа в лифтовой колонне над верхним продуктивным газовым пластом.The technical result, which the proposed method aims to achieve, is to achieve stable operation of the upper waterlogging productive gas reservoir by supplying gas from the lower productive gas reservoir located in the same well and having a greater reservoir energy than the upper productive gas reservoir, which increases the speed the total gas flow in the elevator column above the upper productive gas reservoir.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе эксплуатации газового пласта, как только эксплуатирующая данный пласт скважина начинает обводняться, проводят временную кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, поднимают из скважины лифтовую колонну, затем добуривают скважину долотом меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны, до плотных пород в подошве нижнего газового пласта, в скважину спускают потайную эксплуатационную колонну, оснащенную находящейся в ее голове уплотнительно-подвесной системой, так, чтобы башмак потайной эксплуатационной колонны находился в плотных породах подошвы нижнего газового пласта, а голова ее была расположена в нижней части эксплуатационной колонны, цементируют потайную эксплуатационную колонну и перфорируют ее на уровне нижнего газового пласта, до нижнего газового пласта спускают подпакерный хвостовик, имеющий диаметр меньше диаметра лифтовой колонны, при этом голову подпакерного хвостовика располагают выше головы потайной эксплуатационной колонны, в ходе спуска в голове подпакерного хвостовика устанавливают переходник, к которому подсоединяют лифтовую колонну с установленными на ней пакером и надпакерным клапаном, при этом надпакерный клапан устанавливают на 10-20 метров выше кровли верхнего газового пласта, а пакер ниже подошвы верхнего газового пласта, снимают кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, осваивают и испытывают пласты, газ из нижнего газового пласта через перфорационные отверстия в потайной эксплуатационной колонне подают в подпакерный хвостовик и затем в лифтовую колонну, где его смешивают с газом и жидкостью из обводняющегося верхнего газового пласта во внутренней полости надпакерного клапана, затем газ с жидкостью по лифтовой колонне подают на устье скважины и далее в шлейф.This technical result is achieved due to the fact that in the method of operating the gas reservoir, as soon as the well operating the given reservoir begins to be watered, temporary calcination of the upper hydrated gas reservoir is carried out, an elevator string is lifted from the well, then the well is drilled with a bit of a smaller diameter than the diameter of the production string, to dense rocks at the bottom of the lower gas layer, a secret production casing equipped with a sealing-suspension located in its head is lowered into the well system, so that the shoe of the secret production casing is in dense rocks of the bottom of the lower gas formation, and its head is located in the lower part of the production casing, the secret production casing is cemented and perforated at the level of the lower gas formation, the under-packer liner is lowered to the lower gas formation having a diameter smaller than the diameter of the lift string, with the head of the sub-packer liner being positioned higher than the head of the countersunk production string, during descent in the head of the sub-packer an adapter is installed to the shank, to which an elevator column is connected with a packer and an over-packer valve installed on it, the over-packer valve is installed 10-20 meters above the roof of the upper gas reservoir, and the packer is below the sole of the upper gas reservoir, the calcination of the upper flooded gas reservoir is removed, mastered and test the strata, gas from the lower gas stratum is fed through the perforations in the countersunk production casing into the under-packer liner and then into the lift casing, where it is mixed dissolved with the gas and liquid from the watered overhead gas formation in the inner cavity nadpakernogo valve, then the gas to liquid on the tubing fed to the wellhead and into a train.

На чертеже приведена схема скважины с обводняющимся газовым пластом, к которой применен предлагаемый способ стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта, где 1 - эксплуатационная колонна, 2 - лифтовая колонна, 3 - уплотнительно-подвесная система, 4 - потайная эксплуатационная колонна, 5 - подпакерный хвостовик, 6 - пакер, 7 - переходник, 8 - надпакерный клапан, 9 - верхний обводняющийся газовый пласт, 10 - нижний газовый пласт.The drawing shows a diagram of a well with a flooded gas reservoir, to which the proposed method for the stable operation of a flooded gas reservoir is applied, where 1 is a production string, 2 is an elevator string, 3 is a sealing and suspension system, 4 is a countersunk production string, 5 is a sub-packer liner, 6 - packer, 7 - adapter, 8 - nadpakerny valve, 9 - upper flooded gas reservoir, 10 - lower gas reservoir.

Предложенный способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

Газовая скважина эксплуатировала верхний газовый пласт (9). Эксплуатационная колонна (1), перекрывающая верхний газовый пласт (9), была проперфорирована на уровне этого пласта. В скважину была спущена лифтовая колонна (2), башмак которой находился на уровне верхнего газового пласта (9). При эксплуатации скважины произошло накопление жидкости на ее забое, что привело к снижению ее дебита и в итоге - к остановке (самозадавливанию) скважины. В данном техническом решении стабильную эксплуатацию верхнего обводняющегося газового пласта скважины (9) достигают за счет подачи газа из нижнего газового пласта (10), обладающего пластовой энергией, достаточной при смешивании с газом из верхнего обводняющегося газового пласта, обеспечить стабильный вынос жидкости из этого пласта и ранее не подключенного к работе в этой скважине. Для подключения нижнего газового пласта (10) проводят следующие работы. Специальным раствором производят временную кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта (9) (например, закачка мелового раствора). Поднимают из скважины лифтовую колонну (2). Добуривают скважину долотом меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны (1), до плотных пород в подошве нижнего газового пласта (10). Потайную эксплуатационную колонну (4) оснащают уплотнительно-подвесной системой (3), которая герметизирует соединение между эксплуатационной колонной (1) и потайной эксплуатационной колонной (4). Затем спускают потайную эксплуатационную колонну (4) так, чтобы ее башмак находился в плотных породах подошвы нижнего газового пласта (10), а голова ее была расположена в нижней части эксплуатационной колонны (1). Цементируют потайную эксплуатационную колонну (4) и перфорируют ее на уровне нижнего газового пласта (10). Затем в скважину до нижнего газового пласта (10) спускают подпакерный хвостовик (5), имеющий диаметр меньше диаметра лифтовой колонны (2). В ходе спуска в голове подпакерного хвостовика (5) устанавливают переходник (7), необходимый для соединения труб разного диаметра, к которому подсоединяют лифтовую колонну (2) с установленным на ней пакером (6) и надпакерным клапаном (8). Снимают кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта (9) (например, проводят соляно-кислотную обработку), осваивают и испытывают верхний и нижний газовые пласты. По результатам испытания уточняют режимы работы верхнего обводняющегося и нижнего газовых пластов (9,10). Газ из нижнего газового пласта (10) через перфорационные отверстия в потайной эксплуатационной колонне (4) поступает в подпакерный хвостовик (5) и затем в лифтовую колонну (2), где его смешивают с газом и жидкостью из верхнего обводняющегося газового пласта (9) во внутренней полости надпакерного клапана (8). В скважине на уровне верхнего обводняющегося газового пласта (9) суммарный дебит и скорость газа возрастают, обеспечивая возможность выноса жидкости из верхнего обводняющегося газового пласта, исключая самозадавливание скважины. Затем газ с жидкостью по лифтовой колонне (2) поступает на устье скважины и далее в шлейф.The gas well operated the upper gas reservoir (9). The production string (1), overlapping the upper gas reservoir (9), was perforated at the level of this reservoir. An elevator string (2) was lowered into the well, the shoe of which was at the level of the upper gas layer (9). During well operation, fluid accumulated at its bottom, which led to a decrease in its flow rate and, as a result, to shutdown (self-capping) of the well. In this technical solution, the stable operation of the upper flooded gas reservoir of the well (9) is achieved by supplying gas from the lower gas reservoir (10), which has reservoir energy sufficient when mixed with gas from the upper flooded gas reservoir, to ensure stable fluid removal from this reservoir and not previously connected to work in this well. To connect the lower gas reservoir (10) carry out the following work. Using a special solution, temporary calcination of the upper waterlogging gas layer (9) is performed (for example, chalk solution injection). Lift the lift column (2) from the well. Drill the well with a bit of smaller diameter than the diameter of the production string (1), to dense rocks in the bottom of the lower gas layer (10). The secret production casing (4) is equipped with a sealing and suspension system (3), which seals the connection between the production casing (1) and the secret production casing (4). Then, a secret production casing (4) is lowered so that its shoe is in the dense rocks of the bottom of the lower gas formation (10), and its head is located at the bottom of the production casing (1). Cement a secret production casing (4) and perforate it at the level of the lower gas reservoir (10). Then, a sub-packer liner (5) having a diameter less than the diameter of the lift column (2) is lowered into the well to the lower gas reservoir (10). During the descent, an adapter (7) is installed in the head of the sub-packer shank (5), which is necessary for connecting pipes of different diameters, to which an elevator column (2) is connected with a packer (6) and an over-packer valve (8) installed on it. Calculation of the upper waterlogged gas reservoir is removed (9) (for example, hydrochloric acid treatment is performed), the upper and lower gas reservoirs are mastered and tested. According to the test results, the operating modes of the upper waterlogged and lower gas reservoirs are specified (9.10). Gas from the lower gas reservoir (10) through the perforations in the countersunk production casing (4) enters the under-packer liner (5) and then into the lift casing (2), where it is mixed with gas and liquid from the upper flooded gas reservoir (9) in the inner cavity of the over-packer valve (8). In the well at the level of the upper waterlogging gas formation (9), the total flow rate and gas velocity increase, providing the possibility of fluid removal from the upper waterlogging gas formation, excluding self-jamming of the well. Then gas with liquid through the lift column (2) enters the wellhead and then into the plume.

Способ основан на использовании пластовой энергии нижнего газового пласта, дополнительное подключение в работу которого в одной и той же скважине приводит к повышению суммарного дебита газа. В итоге скорость движения потока газа в скважине возрастает до такой величины, которая обеспечивает равномерный и устойчивый вынос жидкости.The method is based on the use of reservoir energy of the lower gas reservoir, the additional connection to the work of which in the same well leads to an increase in the total gas production. As a result, the gas flow velocity in the well increases to a value that ensures uniform and stable fluid removal.

В настоящее время значительное количество газовых скважин, особенно, на крупнейших месторождениях крайнего севера Тюменской области находится на поздней стадии эксплуатации. Дебиты газа из многих скважин снизились настолько, что скорость потока газа в стволе не обеспечивает равномерный вынос жидкости, поступающей из пласта, что приводит к накоплению жидкости и самоглушению скважин.Currently, a significant number of gas wells, especially in the largest fields of the far north of the Tyumen region, are at a late stage of operation. The gas production rate from many wells has decreased so much that the gas flow rate in the wellbore does not provide an even outflow of fluid coming from the formation, which leads to fluid accumulation and self-suppression of the wells.

Предложенный способ стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта позволит увеличить коэффициент газоотдачи верхнего газового пласта, исключить эксплуатационные затраты, сопряженные с подачей газа в затрубное пространство на устье скважины от ДКС или малогабаритного компрессора.The proposed method for the stable operation of an irrigated gas reservoir will increase the gas recovery coefficient of the upper gas reservoir, eliminate operating costs associated with the supply of gas to the annulus at the wellhead from a compressor station or small-sized compressor.

Данное изобретение может быть использовано в течение всего периода разработки верхнего газового пласта, при условии сохранения более высокого пластового давления в нижнем газовом пласте.This invention can be used during the entire period of development of the upper gas reservoir, provided that a higher reservoir pressure is maintained in the lower gas reservoir.

Данное изобретение может быть реализовано на сеноманских скважинах Уренгойского, Ямбургского и других месторождениях.This invention can be implemented on the Cenomanian wells of the Urengoy, Yamburg and other fields.

Claims

The method of operating the gas reservoir, which consists in the fact that as soon as the well operating the reservoir begins to be watered, temporary calcination of the upper watered gas reservoir is carried out, the lift string is lifted from the well, then the well is drilled with a bit of a smaller diameter than the diameter of the production string to dense rocks in at the bottom of the lower gas reservoir, a secret production casing equipped with a sealing-suspension system located in its head is lowered into the well so that the shoe is secret of the production casing was in dense rocks of the bottom of the lower gas formation, and its head was located at the bottom of the production casing, the secret production casing was cemented and perforated at the level of the lower gas formation, a sub-packer shank having a diameter smaller than the diameter of the lift casing was lowered to the lower gas formation , while the head of the sub-packer shank is positioned above the head of the countersunk production casing, during the descent, an adapter is installed in the head of the sub-packer shank to which an elevator column is connected with a packer and an over-packer valve installed on it, the over-packer valve is installed 10-20 m above the roof of the upper gas layer, and the packer is below the bottom of the upper gas layer, the calcination of the upper water-saturated gas layer is removed, mastered and tested layers, gas from the lower gas layer through the perforations in the countersunk production casing is fed into the under-packer shank and then into the lift casing, where it is mixed with gas and liquid from the waterlogged the upper gas layer in the inner cavity of the over-packer valve, then gas with liquid through the lift column is fed to the wellhead and then to the plume.