Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением

Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится, переходя в бездействующий фонд [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]

Для удаления жидкости с забоев самозадавливающихся газовых скважин и вывода их из бездействующего фонда применяются различные методы, например:

- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;

- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;

- уменьшение диаметра лифтовой колонны;

- применение плунжерного лифта.

На многопластовых месторождениях, имеющих над эксплуатируемым нижним низконапорным продуктивным пластом с АНПД верхний высоконапорный продуктивный пласт с более высоким давлением, для добычи низконапорного газа из нижнего низконапорного продуктивного пласта и удаления скопившейся на забое жидкости можно использовать энергию высоконапорного верхнего продуктивного пласта, подавая высоконапорный газ в нижний низконапорный продуктивный пласт.

Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном, подачу газа через затрубное пространство скважины и газлифтный клапан в лифтовую колонну, подъем жидкости из скважины по лифтовой колонне [Патент РФ №2239696, опубл. 2004].

Недостатком этого способа является неизбежная кольматация призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) в процессе глушения и спуска в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном.

Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в лифтовую колонну колонны труб меньшего диаметра [Патент РФ №345266, опубл. 1972].

Недостатком этого способа является неизбежная кольматация ПЗП в процессе глушения и спуска в скважину колонны труб меньшего диаметра.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся газовой скважины и выводе ее из бездействующего фонда при минимальных затратах.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что восстановление самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, осуществляют способом, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер, затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения, извлекают из скважины лифтовую колонну, устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель, вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно, бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта, спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром, цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель, спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением, устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна, затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга, после чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения, затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке, закачивают через хвостовик растворитель, разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой, далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны, извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию.

На фиг.1 представлена схема реализации заявляемого способа при установке «жидкого» пакера; на фиг.2 - то же, при бурении бокового ствола; на фиг.3 - то же, при установке в эксплуатационной колонне подвесного устройства; на фиг.4 - то же, при спуске лифтовой колонны; на фиг.5 - то же, при спуске хвостовика лифтовой колонны; на фиг.6 - то же, при установке хвостовика в рабочем положении; на фиг.7 - то же, после завершения работ по восстановлению скважины.

Способ реализуется следующим образом.

Восстановление самозадавливающейся газовой скважины с АНПД, расположенной на многопластовом месторождении и имеющей следующую конструкцию (фиг.1): кондуктор 1, перекрывающий зону многолетнемерзлых пород (ММП) 2, эксплуатационную колонну (ЭК) 3, перекрывающую верхний высоконапорный 4 и нижний низконапорный 5 продуктивные пласты и подвешенную в колонной головке (не показано), лифтовую колонну (ЛК) 6, подвешенную в трубной головке (не показано), на которой размещена елка фонтанной арматуры (не показано), осуществляют следующим способом.

Во внутреннюю полость ЛК 6 закачивают изолирующую композицию 7, которая после затвердевания ниже башмака ЛК 6 превращается в «жидкий» пакер 8.

После (фиг.2) затвердевания «жидкого» пакера 8 заполняют внутреннюю полость ЭК 3 над «жидким» пакером 8 жидкостью глушения 9. После этого с трубной головки фонтанной арматуры демонтируют фонтанную елку, монтируют противовыбросовое оборудование (не показано) и из скважины извлекают ЛК 6.

Затем во внутренней полости ЭК 3 устанавливают клин-отклонитель 10, в ЭК 3 по известной технологии вырезают боковое окно 11 и осуществляют бурение через него бокового ствола (БС) 12 в верхний высоконапорный продуктивный пласт 4. В пробуренный БС 12 спускают обсадную колонну 13 с установленным на ее концевом участке фильтром 14, например, типа ФБ, и цементируют ее выше фильтра 14 до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4. Причем в обсадную колонну 13 БС 12 колонну насосно-компрессорных труб не спускают, поэтому профиль ствола представляет собой нисходящий участок ствола до подошвы верхнего высоконапорного продуктивного пласта и последующий восходящий участок ствола, при этом точка перегиба располагается на расстоянии, равном 2/3 длины ствола, проходящего в пласте. Такой профиль ствола обеспечивает добычу газа со всех интервалов, как из начального, так и из концевого, при этом выделяющаяся из газового потока концевого участка ствола жидкость скапливается на участке перегиба и выносится из скважины, так как скорость потока в этой точке достаточная для ее выноса, но недостаточная для выноса жидкости из концевого интервала. После завершения цементирования обсадной колонны 13 из скважины извлекают клин-отклонитель 10.

В скважину (фиг.3) на технологической колонне из бурильных труб (не показано) спускают подвесное устройство 15 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением 16, осуществляют установку подвесного устройства 15 во внутренней полости ЭК 3 ниже бокового окна 11, извлекают из скважины технологическую колонну.

В скважину (фиг.4), во внутреннюю полость ЭК 3, спускают ЛК 6 с выполненным в ней боковым окном 17, взаимодействующую с защелочным соединением 16 подвесного устройства 15 посредством защелочного соединения 18, выполненного на наружной поверхности ЛК 6 таким образом, что боковое окно 17 лифтовой колонны и боковое окно 11 эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга.

ЛК 6 (фиг.5) спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта 5 и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры, установленной на колонной головке. На трубной головке фонтанной арматуры, после демонтажа противовыбросового оборудования, монтируют фонтанную елку. Осваивают скважину, вызывая приток высоконапорного газа из БС 12 через отверстия фильтра 14 и удаляя при этом из ЭК 3 жидкость глушения 9. На устье скважины монтируют колтюбинговую установку (не показано).

Во внутреннюю полость ЛК 6 спускают па гибкой трубе (ГТ) 19 до «жидкого» пакера 8 хвостовик 20 с центрирующей воронкой 21 на его башмаке и пакерующим подвесным устройством 22 на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик 20 растворитель 23, например раствор соляной кислоты, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер 8, остатки пакера 8 падают на забой 24.

Доспускают хвостовик 20 (фиг.6) до нижних отверстий интервала перфорации 25 нижнего низконапорного продуктивного пласта 5, подвешивают хвостовик 20 с помощью пакерующего подвесного устройства 22 в ЛК 6 выше бокового окна 17 лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ 19 и демонтируют ненужное для дальнейших работ оборудование.

Высоконапорный газ (фиг.7) из верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4 через отверстия фильтра 14 обсадной колонны, обсадную колонну 13 и боковые окна 11 эксплуатационной колонны и 17 лифтовой колонны, упираясь в запакерованный герметичный пакер 26, поступает в кольцевое пространство 27 между ЛК 6 и хвостовиком 20 и далее на забой 24 скважины, где подхватывает низконапорный газ низконапорного продуктивного пласта 5 и скопившуюся на забое 24 жидкость и по внутренней полости хвостовика 20 и далее по ЛК 6 поднимает на поверхность. Для осуществления циркуляции технологических жидкостей над и под пакером 26 смонтированы верхний 28 и нижний 29 циркуляционные клапаны. Газоводяной контакт (ГВК) 30 находится ниже нижних отверстий интервала перфорации 25.

Пример реализации способа.

Пример 1. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из карбоксиметилцеллозы (КМЦ), бихромата, нефти, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 168 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор хлорида кальция (CaCl₂) плотностью 1200 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 114 мм, оборудованную фильтром ФБ-114, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 42 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-114/168 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 114 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-114/168 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-324×168. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 42 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/114 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/114 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Пример 2. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 102 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из метилцеллюлозы (МЦ), дихромата и керосина, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 146 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl₂ плотностью 1900 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 102 мм, оборудованную фильтром ФБ-102, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 38 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-102/146 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 102 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-102/146 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×146. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 38 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/102 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют неозон, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/102 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Пример 3. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из КМЦ, алюмонатриевых квасцов и дизельного топлива, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 140 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl₂ плотностью 1800 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 89 мм, оборудованную фильтром ФБ-89, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 32 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-89/140 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 89 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующей с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-89/140 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×140. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 32 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 50 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-50/89 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-50/89 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Заявляемый способ обеспечивает надежное восстановление ранее бездействующей по причине ее самозадавливания скважины и ввод ее в эксплутацию без кольматации ПЗП в условиях АНПД.

Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер, затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения, извлекают из скважины лифтовую колонну, устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель, вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно, бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта, спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром, цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель, спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением, устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна, затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга, после чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения, затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке, закачивают через хвостовик растворитель, разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой, далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны, извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию.