способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении

Формула изобретения

Способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, спуск в ее внутреннюю полость лифтовой колонны с пакером, запакеровку, обвязку устья скважины, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, последующий подъем продукции скважины через колонну лифтовых труб, отличающийся тем, что в заглушенной скважине первоначально проводят геофизические исследования и определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны, а затем спускают лифтовую колонну с пакером, при этом пакер размещают ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, отсекая поступление пластовых вод из вышележащего пласта на забой скважины, над пакером создают давление, препятствующее подъему по затрубному пространству скважины пластовых вод, при этом поступающая из вышележащего пласта пластовая вода скапливается над пакером и создает дополнительное противодавление газу, движущемуся с забоя скважины в вертикальном направлении.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении 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 вышележащие продуктивные (например, сеноманский) горизонты, отсекая их от нижележащих (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 месторождениях 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 вышележащий (например, сеноманский) продуктивный горизонт, продуктивную газоносную часть которого как раз и перекрывает техническая колонна, но она не перекрывает водоносную часть этого продуктивного горизонта.

Известен способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, спуск в ее внутреннюю полость лифтовой колонны с пакером, запакеровку, обвязку устья скважины, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, последующий подъем продукции скважины через колонну лифтовых труб [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 этого способа является невозможность обеспечения герметичности пакера, установленного над кровлей нижележащего продуктивного горизонта, из-за воздействия на него большого столба пластовой воды (высотой до 1000-1500 м), поступающей из вышележащего 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.

Известен способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовом месторождении, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, спуск в ее внутреннюю полость лифтовой колонны с пакером, запакеровку, обвязку устья скважины, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, последующий подъем продукции скважины через колонну лифтовых труб [Ширковский А.М. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987, С.69, рис.11.5].

Недостатком этого способа является невозможность обеспечения герметичности пакера, установленного над кровлей нижележащего продуктивного горизонта, из-за воздействия на него большого столба пластовой воды (высотой до 1000-1500 м), поступающей из вышележащего 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 изобретения, состоит в разработке способа эксплуатации скважин, исключающего поступление верхних пластовых вод на забой скважины через негерметичности эксплуатационной колонны.

Технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации газовых скважин, включающем спуск и цементирование эксплуатационной колонны, спуск в ее внутреннюю полость лифтовой колонны с пакером, запакеровку, обвязку устья скважины, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, последующий подъем продукции скважины через колонну лифтовых труб в отличие от прототипа в заглушенной скважине первоначально проводят геофизические исследования и определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны, а затем спускают лифтовую колонну с пакером, при этом пакер размещают ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, отсекая поступление пластовых вод из вышележащего пласта на забой скважины, над пакером создают давление, препятствующее подъему по затрубному пространству скважины пластовых вод, при этом поступающая из вышележащего пласта пластовая вода скапливается над пакером и создает дополнительное противодавление газу, движущемуся с забоя скважины в вертикальном направлении.

На чертеже изображена конструкция скважины для осуществления заявляемого способа, где цифрами обозначены: 1 - направление, 2 - кондуктор, 3 - техническая колонна, 4 - эксплуатационная колонна с перфорированными отверстиями 5, 6 - интервал негерметичности эксплуатационной колонны 4, 7 - выше лежащий продуктивный горизонт, 8 - лифтовая колонна с пакером 9, 10 - забой скважины, 11 - нижележащий продуктивный горизонт, 12 - затрубное пространство скважины, 13 - водоносная часть из вышележащего продуктивного горизонта 7, 14 - газоносная часть из вышележащего продуктивного горизонта 7.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале в заглушенной жидкостью глушения скважине со спущенной и зацементированной эксплуатационной колонной 4 проводят геофизические исследования с целью определения интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, через который в скважину поступают пластовые воды из вышележащего продуктивного горизонта 7. В скважину спускают лифтовую колонну 8 с пакером 9, который размещают ниже интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, определенного геофизическими методами. Оптимальным местом размещения пакера в скважине является место вблизи нижнего окончания интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4. Однако если по каким-либо техническим, геологическим, организационным причинам разместить пакер в этом месте не представляется возможным, то допускается размещать его ниже. Необходимо помнить, что размещение пакера 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 размещения пакера 9 в вышеуказанном месте, ниже интервала негерметичности 6 эксплуатационной колонны 4, проводится обвязка и освоение скважины путем вызова притока из нижележащего продуктивного горизонта 11 за счет замены утяжеленного технологического раствора на облегченную жидкость и как следствие снижение противодавления на нижележащий 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 (продукция скважины) из нижележащего 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 вышележащего продуктивного горизонта 7, из его водоносной части 13, скапливается в затрубном пространстве 12 скважины над пакером 9. При этом поступление газа из вышележащего 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 P ₂ (например, подачей газа от соседней скважины), превышающее давление Р₃ поступающей из водоносной части 13 вышележащего продуктивного горизонта 7. В результате в затрубном пространстве 12 скважины над пакером 9 создается давление Р ₄, складывающееся из давления Р₂ и массы пластовой воды, скопившейся над пакером 9, которое воздействует на пакер 9 сверху и направлено вниз. Это давление Р ₄ уравновешивает давление P₁ газа, движущегося с забоя 10 скважины в вертикальном направлении, действующее на пакер 9 снизу, не позволяя пакеру 9 сдвинуться вверх или вниз и нарушить его герметичность, обусловленную его передвижением относительно эксплуатационной колонны 4. Сохранение герметичности пакера 9 не позволяет пластовой воде, поступающей из вышележащего продуктивного горизонта 7, попасть на забой 10 скважины и заглушить скважину.

Предлагаемый способ позволяет эксплуатировать скважину в условиях поступающей из вышележащего продуктивного горизонта 7 пластовой воды и не проводить малоэффективные и недолговечные ремонты скважин, сохраняя финансовые ресурсы предприятия, которые можно направить на более насущные проблемы.