Конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в осложненных условиях, связанных с поступлением верхних пластовых вод на забой через негерметичности эксплуатационной колонны. Технический результат - разработка надежной конструкции скважины, исключающей поступление верхних пластовых вод на забой через негерметичности эксплуатационной колонны. Конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою содержит направление, кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну с пакером, колонную головку и фонтанную арматуру. Пакер размещен под нижним окончанием интервала негерметичности эксплуатационной колонны. 1 илл.
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в осложненных условиях, связанных с поступлением верхних пластовых вод на забой через негерметичности эксплуатационной колонны.
Многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются чаще всего наклонно направленными и горизонтальными скважинами. Конструкция их содержит ряд обсадных колонн, которые перекрывают выше лежащие продуктивные (например, сеноманский) горизонты, отсекая их от ниже лежащих (например, неокомский или ачимовский) горизонтов. Искривление ствола скважины осуществляется либо из-под кондуктора, либо из-под технической колонны. Как показывает опыт эксплуатации скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождения в интервале искривления ствола скважины чаще всего нарушается герметичность резьбовых соединений эксплуатационной колонны, а то и происходит излом самой эксплуатационной колонны. В этом напряженном деформацией на изгиб месте могут появиться трещины различной величины и протяженности.
Через эти негерметичные места во внутреннюю полость эксплуатационной колонны может поступать пластовая вода, подстилающая выше лежащий (например, сеноманский) продуктивный горизонт, продуктивную газоносную часть которого как раз и перекрывает техническая колонна, но она не перекрывает водоносную часть этого продуктивного горизонта.
Известна конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою, включающая направление, кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну с пакером, колонную головку и фонтанную арматуру [Кроль B.C., Варданян А.М., Карапетов А.К. Эксплуатация глубоких фонтанных скважин, оборудованных пакером// Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1983, вып.2].
Недостатком этой конструкции является невозможность обеспечения герметичности пакера, установленного над кровлей ниже лежащего продуктивного горизонта, из-за воздействия на него большого столба пластовой воды (высотой до
1000-1500 м), поступающей из выше лежащего продуктивного горизонта через негерметичности эксплуатационной колонны. Под воздействием большой массы пластовой воды (столба жидкости) происходит разгерметизация пакера, образование зазоров между уплотнениями пакера и эксплуатационной колонны и поступление по ним пластовой воды на забой скважины, накопление на забое пластовой воды и глушение ею скважины с прекращением поступления газа на устье скважины, то есть происходит прекращение добычи газа.
Известна конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою, включающая направление, кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну с пакером, колонную головку и фонтанную арматуру [Ширковский А.М. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987, С.69, рис.11.5].
Недостатком этой конструкции является невозможность обеспечения герметичности пакера, установленного над кровлей ниже лежащего продуктивного горизонта, из-за воздействия на него большого столба пластовой воды (высотой до 1000-1500 м), поступающей из выше лежащего продуктивного горизонта через негерметичности эксплуатационной колонны. Под воздействием большой массы пластовой воды (столба жидкости) происходит разгерметизация пакера, образование зазоров между уплотнениями пакера и эксплуатационной колонны и поступление по ним пластовой воды на забой скважины, накопление на забое пластовой воды и глушение ею скважины с прекращением поступления газа на устье скважины, то есть происходит прекращение добычи газа.
Достигаемый технический результат, который получается в результате осуществления полезной модели, состоит в разработке надежной конструкции скважины, исключающей поступление верхних пластовых вод на забой через негерметичности эксплуатационной колонны.
Технический результат достигается тем, что в известной конструкции газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою, содержащей направление, кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну с пакером, колонную головку и фонтанную арматуру, в отличие от прототипа пакер размещен под нижним окончанием интервала негерметичности эксплуатационной колонны.
На фиг. изображена заявляемая конструкция скважины.
Конструкция скважины включает направление 1, кондуктор 2, техническую колонну 3 и эксплуатационную колонну 4 с перфорированными отверстиями 5. Скважина оборудована колонной головкой и фонтанной арматурой (не показаны).
Скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.
Вначале в заглушенной скважине проводят геофизические исследования с целью определения интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, через который в скважину поступают верхние пластовые воды из выше лежащего продуктивного горизонта 7. В эксплуатационную колонну 4 скважину концентрично спускают лифтовую колонну 8 с пакером 9, который размещают под нижним окончанием интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, определенного геофизическими методами. Это место является оптимальным местом размещения пакера в скважине. Однако, если по каким-либо техническим, геологическим, организационным причинам разместить пакер 9 в этом месте не представляется возможным, то допускается размещать его ниже. Необходимо помнить, что размещение пакера 9 в удалении от интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4 влечет за собой увеличение высоты столба скапливающейся над пакером 9 пластовой воды и ее массы, что влияет на степень герметичности пакера 9. При скоплении над пакером 9 пластовой воды большой мощности и массы возможна разгерметизация пакера и поступление пластовой воды на забой 10 скважины.
После спуска лифтовой колонны 8 в скважину и размещение пакера 9 ниже интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, проводится вызов притока из ниже лежащего продуктивного горизонта 11 путем замены утяжеленного технологического раствора на облегченную жидкость и снижения за счет этого противодавления на ниже лежащий продуктивный горизонт 11. Замена утяжеленного технологического раствора на облегченную жидкость проводится подачей облегченной жидкости во внутреннюю полость лифтовой колонны 8 и вытеснением ею утяжеленного технологического раствора по затрубному пространству 12 скважины через выкидную линию (не показано) на поверхность.
После вызова притока из пласта проводится запакеровка пакера 9, то есть пакер 9 из транспортного положения приводится в рабочее состояние, когда его уплотнительные элементы герметично разобщают затрубное пространство 12 скважины, плотно прилегая к внутренней поверхности эксплуатационной колонны 4.
В этом положении скважина сдается в эксплуатацию.
Газ из ниже лежащего продуктивного горизонта 11 поступает по внутренней полости лифтовой колонны 8 на дневную поверхность и далее по системе
трубопроводов (не показано) - потребителю. Одновременно газ движется по затрубному пространству 12 скважины и упирается в пакер 9, создавая под ним давление P1, направленное вверх и стремящееся сорвать пакер 9.
Пластовая вода, поступающая из выше лежащего продуктивного горизонта 7, из его водоносной части 13, скапливается в затрубном пространстве 12 скважины над пакером 9. При этом поступление газа из выше лежащего продуктивного горизонта 7, из его газоносной части 14, не происходит, так как она перекрыта технической колонной 3.
Для предотвращения подъема пластовой воды, скапливающейся над пакером 9, по затрубному пространству 12 скважины в нем создают давление Р2 (например, подачей газа от соседней скважины), превышающее давление Р 3 поступающей из водоносной части 13 выше лежащего продуктивного горизонта 7. В результате в затрубном пространстве 12 скважины над пакером 9 создается давление P4, складывающееся из давления Р2 и массы пластовой воды, скопившейся над пакером 9, которое воздействует на пакер 9 сверху и направлено вниз. Это давление P4 уравновешивает давление P1 газа, действующее на пакер 9 снизу, не позволяя пакеру 9 сдвинуться вверх или вниз и нарушить его герметичность, связанного с его передвижением относительно эксплуатационной колонны 4. Сохранение герметичности пакера 9 не позволяет пластовой воде, поступающей из выше лежащего продуктивного горизонта 7 попасть на забой 10 скважины и заглушить скважину.
При необходимости глушения скважины в процессе эксплуатации, например, для проведения каких-либо ремонтных работ, глушение скважины проводится либо методом «глушения в лоб», либо с помощью колтюбинговой установки спуском гибкой трубы (не показано) во внутреннюю полость лифтовой колонны 8. Глушение скважины методом «глушения в лоб» проводится путем закачивания жидкости глушения на забой 10 скважины через внутреннюю полость лифтовой колонны 8 и продавливания ее в пласт. Глушение скважины с помощью колтюбинговой установки проводится путем закачивания жидкости глушения на забой 10 скважины через гибкую трубу и созданием циркуляции через кольцевое пространство между гибкой трубой (не показано) и внутренней поверхностью лифтовой колонны 8 без продавливания в пласт. Глушение скважины в обоих случаях осложнено наличием «газовой» шапки в затрубном пространстве 12 скважины под пакером 9. Поэтому необходимо периодически останавливать процесс закачивания и циркуляции жидкости глушения для стравливания газа из «газовой» шапки.
При необходимости повторного вызова притока из пласта освоение скважины проводится с помощью колтюбинговой установки (не показано). Только вместо жидкости глушения через гибкую трубу в скважину закачивается облегченная жидкость с выпуском ее через кольцевое пространство между гибкой трубой (не показано) и внутренней поверхностью лифтовой колонны 8 на выкидную линию (не показано).
При необходимости извлечения из скважины пакера 9 работы по распакеровки пакера, то есть приведение его в транспортное положение, проводятся по инструкции завода-изготовителя. После распакеровки пакера и приведения его в транспортное положение из скважины извлекают лифтовую колонну 8 вместе с пакером 9 либо первоначально проводят отсоединение верхней части лифтовой колонны 8 от пакера 9 и ее извлечение, а потом извлекают пакер 9 с помощью специальных инструментов его извлечения.
Предлагаемая конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении позволяет эксплуатировать скважину в условиях поступающей из выше лежащего продуктивного горизонта 7 верхней пластовой воды и не проводить малоэффективные и недолговечные ремонты скважин, сохраняя финансовые ресурсы предприятия, которые можно направить на более насущные проблемы.
Конструкция газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении для эксплуатации в условиях притока верхних пластовых вод к забою, содержащая направление, кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну с пакером, колонную головку и фонтанную арматуру, отличающаяся тем, что пакер размещен под нижним окончанием интервала негерметичности эксплуатационной колонны.
