Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины

Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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.

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.