Способ консервации газовой скважины

Способ консервации газовой скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: ВНИИБТ, 1985. - С.11].

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора, длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие призабойную зону пласта (ПЗП) и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины [А.С. №1388541 СССР].

Недостатком является загрязнение призабойной зоны пласта фильтратами консервирующей жидкости и жидкой фракции самой консервирующей жидкости, попавших на забой в период заполнения ствола скважины консервирующей жидкостью перед установкой глухих пробок, то есть при повторном глушении скважины, и длительное время, на период консервации, остающиеся после перфорации эксплуатационной колонны в стволе скважины ниже пакера и глухой пробки, фильтрующиеся в пласт, кольматирующие ПЗП и затрудняющие последующий после завершения периода консервации ввод скважины в эксплуатацию в процессе ее расконсервации.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения ПЗП и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после завершения периода консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовых скважин, включающем спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, в отличие от прототипа перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки остается заполненным газовым конденсатом.

В процессе строительства скважин нередки случаи отставания процесса обустройства куста бурящихся скважин, то есть подключения скважин к газосборному коллектору, что вынуждает уже пробуренные скважины консервировать на период завершения обустройства куста. В процессе консервации пробуренной скважины технологический раствор, например буровой раствор, техническая вода или другая консервирующая жидкость, проникает в ПЗП, загрязняет пласт фильтратами этих растворов и обводняет их жидкими фракциями, что приводит к кольматации и обводненности ПЗП, к затруднению вызову притока газа из пласта в период освоения при расконсервации скважины.

Наиболее оптимальным способом консервации является консервация путем оставления эксплуатационной колонны неперфорированной, то есть не имеющей связи с продуктивным пластом, и заполнение ствола эксплуатационной колонны консервирующей жидкостью. В то же время предпочтительно перед консервацией скважины провести все работы по подготовке скважины к последующей эксплуатации, такие как спустить в скважину лифтовую колонну с комплексом подземного оборудования с буровой установки, уже находящейся на устье скважины, запакеровать пакер, заполнить надпакерное пространство незамерзающей и теплоизолирующей надпакерной жидкостью, предотвращающей обратное промерзание многолетнемерзлых пород (ММП) и смятие эксплуатационной колонны в зоне ММП и обеспечивающей минимальную теплопередачу от добывающего в скважине газа ММП за эксплуатационной колонной.

На фиг. показана схема реализации заявляемого способа консервации газовой скважины.

Способ реализуется следующим образом.

На Бованенковском месторождении пробуренную скважину не перфорируют, а временно консервируют на период ожидания обустройства куста и ввода скважины в эксплуатацию, при этом в скважину спускают все подземное оборудования для скорейшего ввода скважины в эксплуатацию после завершения обустройства куста.

В пробуренной скважине буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1, заменяют техническую воду на газовый конденсат или водометанольный раствор.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем 6.

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку 7, которая перекрывает трубное пространство 8 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 7 осуществляют запакеровку пакера 5. В процессе запакеровки пакера 5 осуществляется крепление пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства 9 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера. При этом ниже глухой пробки 7 и пакера 5 ствол эксплуатационной колонны 1 остается заполненным газовым конденсатом или водометанольным раствором.

С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан 4 и последовательно закачивают в затрубное пространство 9 незамерзающую жидкость в объеме надпакерного трубного пространства 8, а затем незамерзающую более низкой теплопроводности надпакерную жидкость в объеме надпакерного затрубного пространства 9. Незамерзающая надпакерная жидкость заполняет надпакерное затрубное пространство 9, выдавливая незамерзающую жидкость через циркуляционный клапан 4 в надпакерное трубное пространство 8. После этого циркуляционный клапан 4 закрывают.

Затем закрывают приустьевой клапан-отсекатель 3.

Далее в подвеске 10 трубной головки 11 фонтанной арматуры 12 устанавливают обратный клапан 13, а в боковых отводах трубной головки 11 - резьбовые пробки 14. Задвижки 15 на фонтанной арматуре 12 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 12 герметизируют глухими фланцами 16. На фонтанной арматуре 12 крепится табличка с необходимыми сведениями о сроках консервации данной скважины.

В качестве незамерзающей жидкости возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора.

В качестве незамерзающей надпакерной жидкости для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата или водометанольного раствора, а для скважин в условиях аномально высокого пластового давления возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.

При выводе скважины из консервации в ПЗП не попадает никакая рабочая жидкость, приводящая к снижению продуктивности пласта.

Предлагаемый способ консервации скважин обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта на весь период ее консервации, уменьшает продолжительность технологических процессов консервации и последующей расконсервации скважины, снижает затраты на консервацию и последующую расконсервацию скважины.

Применение этого способа особенно актуально для консервации скважин с низким пластовым давлением или невысокими продуктивными характеристиками пласта, для скважин с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, когда даже непродолжительное время нахождения скважины под воздействием бурового раствора или рабочей жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию или невозможностью вообще ввести скважину в эксплуатацию. Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, большинство из которых так и не удалось ввести в эксплуатацию после консервации.

Способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом, а после спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью, закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель, в подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, при этом ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом.