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, сокращение времени нахождения скважины в бездействующем фонде. 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 и освоение скважины. При этом колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления до проведения гидравлического разрыва пласта дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном и подземным оборудованием, необходимым для дальнейшей после гидравлического разрыва пласта эксплуатации скважины. Во внутренней полости фонтанной арматуры размещают цилиндрический патрубок, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки фонтанной арматуры от ее рабочих струн. При этом цилиндрический патрубок закрепляют либо между верхним фланцем буферной задвижки и буфером елки фонтанной арматуры, либо вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье скважины фонтанной арматуре, рассчитанной на рабочее давление при эксплуатации скважины. После завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и другим подземным оборудованием, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации. Цилиндрический патрубок извлекают из елки фонтанной арматуры. Освоение скважины проводят путем открытия циркуляционного клапана заменой технологической жидкости, находящейся в скважине, на облегченную жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

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 высокого давления. 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 в нормальном исполнении, то есть рассчитанная на рабочее давление при эксплуатации скважины. 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 сразу после завершения разрыва. 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 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 снижения противодавления на пласт, что затрудняет вызов притока из пласта при освоении скважины.

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 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 снижения противодавления на пласт, что затрудняет вызов притока из пласта при освоении скважины.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы, в устранении повторного загрязнения призабойной зоны пласта и в уменьшении продолжительности работ по освоению скважины после гидравлического разрыва пласта.

Достигаемый технический результат состоит в снижении времени на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта, 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 и освоение скважины, в отличие от прототипа колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления до проведения гидравлического разрыва пласта дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном и другим подземным оборудованием, необходимым для дальнейшей после гидравлического разрыва пласта эксплуатации скважины, во внутренней полости фонтанной арматуры размещают цилиндрический патрубок, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки фонтанной арматуры от ее рабочих струн, гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье скважины фонтанной арматуре (в нормальном исполнении), рассчитанной на рабочее давление при эксплуатации скважины, после завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и другим подземным оборудованием, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации, цилиндрический патрубок извлекают из елки фонтанной арматуры, а освоение скважины проводят путем открытия циркуляционного клапана, размещенного выше пакера высокого давления, заменой технологической жидкости, находящейся в скважине, на облегченную жидкость, при этом цилиндрический патрубок закрепляют либо между верхним фланцем буферной задвижки и буфером елки фонтанной арматуры, либо вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки фонтанной арматуры.

На чертеже схематично изображено устройство для осуществления способа гидравлического разрыва пласта газовой скважины, оборудованной фонтанной арматурой.

Устройство включает в себя колонную головку 1 с установленными на ней трубной головкой 2, елкой 3 фонтанной арматуры. Во внутренней полости елки 3 фонтанной арматуры расположен цилиндрический патрубок 4, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки 3 фонтанной арматуры от ее рабочих струн. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6, и посадочным ниппелем для глубинных приборов, необходимых для эксплуатации скважины. Колонна насосно-компрессорных труб 5 подвешена в нижней резьбе подвески 9 НКТ трубной головки 2. К быстроразъемному соединению (БРС) 10, размещенному на буферной задвижке высокого давления или кране высокого давления 11 елки 3 фонтанной арматуры, подсоединена нагнетательная линия 12, к боковым отводам трубной головки 2 - факельная линия 13 и линия контроля 14 за затрубным пространством скважины.

Способ осуществляется следующим образом.

Скважину глушат. С устья скважины демонтируют фонтанную елку старой, ранее установленной на скважине, фонтанной арматуры, выполненную в нормальном исполнении, то есть рассчитанную на рабочее давление, возникающее при эксплуатации скважины. На трубной головке 2 старой фонтанной арматуры, которая размещена на колонной головке 1, монтируют противовыбросовое оборудование (ПВО). Из скважины извлекают эксплуатирующуюся в настоящий момент лифтовую колонну. В скважину спускают через ПВО колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6, и посадочным ниппелем 8, необходимым для эксплуатации скважины. Колонну насосно-компрессорных труб 5 подвешивают в нижней резьбе подвески 9 НКТ трубной головки 2.

С устья скважины демонтируют ПВО и монтируют елку 3 фонтанной арматуры. Во внутренней полости елки 3 фонтанной арматуры размещают и закрепляют цилиндрический патрубок 4, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки 3 фонтанной арматуры от ее рабочих струн. На крестовину 15 елки 3 фонтанной арматуры вместо старой буферной задвижки монтируют буферную задвижку высокого давления или кран высокого давления 11, а на нее БРС 10.

Цилиндрический патрубок 4 закрепляют либо между верхним фланцем буферной задвижки 11 и БРС 10 елки 3 фонтанной арматуры, либо вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ 9 трубной головки 2 фонтанной арматуры.

К буферу 10, размещенному на буферной задвижке высокого давления или кране высокого давления 11 елки 3 фонтанной арматуры, подсоединяют нагнетательную линию 12, к боковым отводам трубной головки 2 - факельную линию 13 и линию контроля 14 за затрубным пространством скважины.

Подачей жидкости через нагнетательную линию 12 от насосной установки (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 14 за затрубным пространством скважины.

Нагнетанием жидкости разрыва через нагнетательную линию 12 проводят гидравлический разрыв пласта и закрепляют образовавшиеся трещины 15 проппантом, закачиваемым через нагнетательную линию 12 жидкостью-проппантоносителем и продавливаемым в трещины 16 продавочной жидкостью.

После завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6, циркуляционным клапаном 7 и посадочным ниппелем 8, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации. Из елки 3 фонтанной арматуры извлекают цилиндрический патрубок 4. С крестовины 14 елки 3 фонтанной арматуры демонтируют буферную задвижку высокого давления или кран высокого давления 11, вместо нее монтируют старую, ранее снятую, буферную задвижку. С помощью «канатной техники» открывают циркуляционный клапан 7, заменяют технологическую жидкость, находящуюся в скважине, на облегченную жидкость, снижая противодавление на пласт. После получения притока из пласта циркуляционный клапан 7 закрывают и скважину осваивают по известной технологии через факельную линию 13.

Предлагаемый способ позволяет сократить время на монтажные работы перед и после гидравлического разрыва пласта при обеспечении безопасности производства работ, устранить условия повторного загрязнения призабойной зоны пласта, снизить продолжительность работ по освоению скважины, уменьшить время нахождения скважины в бездействующем фонде.

1. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, оборудованной фонтанной арматурой, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта и освоение скважины, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления до проведения гидравлического разрыва пласта дополнительно оборудуют циркуляционным клапаном и подземным оборудованием, необходимым для дальнейшей после гидравлического разрыва пласта эксплуатации скважины, во внутренней полости фонтанной арматуры размещают цилиндрический патрубок, обеспечивающий герметичное разобщение ствола елки фонтанной арматуры от ее рабочих струн, гидравлический разрыв пласта проводят при установленной на устье скважины фонтанной арматуре, рассчитанной на рабочее давление при эксплуатации скважины, после завершения гидравлического разрыва пласта колонну насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и внутрискважинным подземным оборудованием, необходимым для эксплуатации скважины, оставляют в скважине на весь последующий период ее эксплуатации, цилиндрический патрубок извлекают из елки фонтанной арматуры, а освоение скважины проводят путем открытия циркуляционного клапана, размещенного выше пакера высокого давления, заменой технологической жидкости, находящейся в скважине, на облегченную жидкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что цилиндрический патрубок закрепляют между верхним фланцем буферной задвижки и буфером елки фонтанной арматуры.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что цилиндрический патрубок вкручивают в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки фонтанной арматуры.