способ заканчивания газовой скважины (варианты)

Формула изобретения

1. Способ заканчивания газовой скважины, при котором в скважине на обустроенном кусте после завершения бурения и крепления заменяют буровой раствор на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны, в скважину спускают лифтовую колонну с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивают лифтовую колонну в подвеске трубной головки и устанавливают на устье скважины фонтанную арматуру, ствол скважины заполняют незамерзающей рабочей жидкостью, например газовым конденсатом, водометанольным раствором или дизельным топливом, в посадочном ниппеле устанавливают глухую пробку, в лифтовой колонне над глухой пробкой создают избыточное давление и запакеровывают пакер, из скважины извлекают глухую пробку, в лифтовую колонну спускают гибкую трубу и из скважины вытесняют незамерзающую рабочую жидкость инертным газом, из скважины поднимают гибкую трубу, в лифтовую колонну спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой среде, скважину осваивают, отрабатывают в газопровод до чистого газа и пускают в эксплуатацию, при этом в затрубном надпакерном пространстве находится незамерзающая рабочая жидкость, например газовый конденсат, водометанольный раствор или дизельное топливо.

2. Способ заканчивания газовой скважины, при котором на необсаженном кусте при опережающем строительстве заменяют буровой раствор на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны, в скважину спускают лифтовую колонну с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивают лифтовую колонну в подвеске трубной головки и устанавливают на устье скважины фонтанную арматуру, ствол скважины заполняют незамерзающей рабочей жидкостью, например газовым конденсатом, водометанольным раствором или дизельным топливом, в посадочном ниппеле устанавливают глухую пробку, в лифтовой колонне над глухой пробкой создают избыточное давление и запакеровывают пакер, закрывают приустьевой клапан, в подвеске трубной головки устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, оставляют скважину на период ожидания обустройства куста, при этом в трубном и затрубном надпакерном пространстве находится незамерзающая рабочая жидкость, после завершения обустройства куста из боковых отводов трубной головки извлекают резьбовые пробки, а из подвески - обратный клапан, открывают приустьевой клапан-отсекатель, из скважины извлекают глухую пробку, в лифтовую колонну спускают гибкую трубу и из скважины вытесняют незамерзающую рабочую жидкость инертным газом, из скважины поднимают гибкую трубу, в лифтовую колонну спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой среде, скважину осваивают, отрабатывают в газопровод до чистого газа и пускают в эксплуатацию, при этом в затрубном надпакерном пространстве находится незамерзающая рабочая жидкость, например газовый конденсат, водометанольный раствор или дизельное топливо.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к заканчиванию после бурения и крепления газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП), в том числе в процессе опережающего до обустройства месторождения строительства этих скважин.

Известен способ заканчивания строительства скважин, включающий крепление ствола скважин, спуск насосно-компрессорных труб, вскрытие продуктивного пласта-коллектора, вызов притока флюида в скважину [RU 2165516].

Недостатком данного способа является загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) фильтратами бурового раствора и фильтрационной жидкостью.

Известен способ заканчивания скважины, включающий бурение скважины из-под башмака предыдущей колонны до проектного горизонта, спуск и цементирования обсадной колонны путем закачки и продавки буферной жидкости и тампонажного раствора, ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) и последующую опрессовку обсадной колонны. После этого в скважину спускают обсадную колонну, перфорируют и осваивают [Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979. с.169, 170-175, 211-214, 235-236, 263-264, 266-272].

Недостатком данного способа является загрязнение ПЗП фильтратами бурового раствора и фильтрационной жидкости.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке надежного способа заканчивания скважин.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в устранении загрязнения ПЗП, сокращении продолжительности работ по заканчиванию скважины и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию.

Поставленная задача и технический результат по двум вариантам достигаются тем, что при заканчивании газовой скважины на обустроенном и необустроенном кусте после завершения бурения и крепления заменяют буровой раствор на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны, в скважину спускают лифтовую колонну с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивают лифтовую колонну в подвеске трубной головки и устанавливают на устье скважины фонтанную арматуру, ствол скважины заполняют незамерзающей рабочей жидкостью, например газовым конденсатом, водометанольным раствором или дизельным топливом, в посадочном ниппеле устанавливают глухую пробку, в лифтовой колонне над глухой пробкой создают избыточное давление и запакеровывают пакер, по второму варианту, при котором на необсаженном кусте при опережающем строительстве закрывают приустьевой клапан, расположенный выше пакера, в подвеске трубной головки устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки, оставляют скважину на период ожидания обустройства куста, при этом в трубном и затрубном надпакерном пространстве находится незамерзающая рабочая жидкость, после завершения обустройства куста из боковых отводов трубной головки извлекают резьбовые пробки, а из подвески - обратный клапан, открывают приустьевой клапан-отсекатель. По обоим вариантам из скважины извлекают глухую пробку, в лифтовую колонну спускают гибкую трубу и из скважины вытесняют незамерзающую рабочую жидкость инертным газом, из скважины поднимают гибкую трубу, в лифтовую колонну спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой среде, скважину осваивают, отрабатывают в газопровод до чистого газа и пускают в эксплуатацию, при этом в затрубном надпакерном пространстве находится незамерзающая рабочая жидкость, например газовый конденсат, водометанольный раствор или дизельное топливо.

На чертеже показана схема реализации способа при заканчивании газовой скважины.

В пробуренной скважине, размещенной на обустроенном кусте по обоим вариантам, буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем 6. Лифтовую колонну 2 подвешивают в подвеске 7 трубной головки 8 фонтанной арматуры 9.

Ствол скважины заполняют незамерзающей рабочей жидкостью, например газовым конденсатом, водометанольным раствором или дизельным топливом.

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку, которая перекрывает трубное пространство 10 скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой 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 11 скважины с помощью уплотнительных манжет пакера 5. При этом затрубное пространство 11 и трубное пространство 10 выше и ниже глухой пробки и пакера 5 остаются заполненными незамерзающей рабочей жидкостью, например газовым конденсатом, дизельным топливом или водометанольным раствором.

По второму варианту при заканчивании газовой скважины на необустроенном кусте при опережающем строительстве после установки глухой пробки и запакеровки пакера 5 закрывают приустьевой клапан 3. В подвеске 7 трубной головки 8 фонтанной арматуры 9 устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки 8 - резьбовые пробки.

Задвижки на фонтанной арматуре 9 закрывают, с них снимают штурвалы. Боковые отводы фонтанной арматуры 9 герметизируют глухими фланцами.

Оставляют скважину на период ожидания обустройства куста, при этом в трубном 10 и затрубном 11, в том числе и в надпакерном затрубном, пространствах скважины остается незамерзающая жидкость.

После завершения обустройства куста из боковых отводов трубной головки 8 извлекают резьбовые пробки, а из подвески 7 - обратный клапан и открывают приустьевой клапан-отсекатель 3.

По обоим вариантам освоение скважины проводят идентично. Из скважины извлекают глухую пробку В лифтовую колонну 2 спускают гибкую трубу и с ее помощью вытесняют из лифтовой колонны 2 незамерзающую рабочую жидкость инертным газом. Из скважины извлекают гибкую трубу. В лифтовую колонну 2 спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны 1 в газовой среде.

Скважину осваивают, отрабатывают в газопровод до чистого газа и пускают в эксплуатацию, при этом в надпакерном затрубном пространстве 11 остается незамерзающая рабочая жидкость, например газовый конденсат, водометанольный раствор или дизельное топливо.

В качестве незамерзающей жидкости для скважин в условиях гидростатического или аномально низкого пластового давлений возможно использование газового конденсата, дизельного топлива 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.

Предлагаемый способ заканчивания газовой скважины обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта, уменьшает продолжительность технологических процессов, снижает затраты, облегчает вызов притока из пласта.

Применение этого способа особенно актуально для 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, утяжеленной технологической жидкости или перфорационной жидкости чревато негативными последствиями: большими затратами на ввод скважины в эксплуатацию. Примером тому служат газовые и газоконденсатные скважины Ямбургского месторождения, пробуренные на необустроенных кустах в процессе опережающего строительства, не освоенные и не введенные в эксплуатацию до настоящего времени.