Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны
METHOD OF DEEP GAS WELL EQUIPMENT WITH TUBING STRING COMPOSITION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.
В настоящее время эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин в зоне ММП при наличии АВПД осуществляется по пакерной схеме, при которой конструкции скважин содержат кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, лифтовую колонну, оснащенную пакером, циркуляционным клапаном, забойным клапаном-отсекателем, установленным в посадочном ниппеле, и срезным клапаном, двух и более корпусную колонную головку и фонтанную арматуру с трубной головкой и фонтанной елкой с задвижками и угловым штуцером, открытие и закрытие которых осуществляется оператором по добыче. Скважины сгруппированы в кусты с расстоянием между скважинами от 40 до 70 м. Способ эксплуатации такой скважины недостаточно надежен, так как в условиях удаленности скважины от добывающего промысла она становится плохо управляемой или вовсе не управляемой, особенно в зимние морозы и метели, характерные для месторождений севера Западной Сибири. Наличие забойного клапана-отсекателя в посадочном ниппеле уменьшает проходное отверстие лифтовой колонны, увеличивает вероятность образования гидратных пробок, снижающих надежность работы скважин. Помимо этого, в районах Крайнего Севера высока возможность растепления ММП при эксплуатации скважин и смятия колонн при остановке скважин за счет обратного промерзания этих пород. Поэтому к технологиям оснащения скважин компоновкой лифтовой колонны подземным эксплуатационным оборудованием в этих районах придается большое значение: конструкции скважин должны быть надежными, дистанционно управляемыми и при возникновении аварийной ситуации автоматически закрываемыми, а технологии оснащения требуемым оборудованием должны быть надежными, безопасными, обеспечивающими возможность опрессовки всего спускаемого оборудования с контролем его герметичности.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности, при этом на устье собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, собранную компоновку спускают на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, проверяют герметичность нижнего пакера, производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну в течение 30 мин и определяют герметичность верхнего пакера, при негерметичной посадке хотя бы одного пакера извлекают всю компоновку, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, посадке и проверки пакеров на герметичность [RU 2518981 С1, МПК Е21В 33/122 (2006.01), опубл. 09.01.2013].
К недостаткам данного способа можно отнести то, что при негерметичной посадке пакеров необходимо извлекать всю спущенную компоновку и повторно производить спускоподъемные операции и проверку вновь спущенной компоновки на герметичность, что значительно увеличивает сроки проведения работ и соответственно материально технические и финансовые затраты.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, при котором осуществляют поблочный монтаж внутрискважинного оборудования, сначала с помощью посадочной колонны спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, вторым приемом - на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида с ниппелями трубчатых элементов [RU 2562641 С2, МПК Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 15.10.2014]. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве электро-центробежного насоса (ЭЦН) под контролем манометра.
Недостатком этого способа является отсутствие поэтапного проведения контроля герметичности посадки блоков, что приводит к возникновению негерметичности в нижнем или верхнем блоках, а следовательно к необходимости повторных операций.
Известен способ оснащения скважины комплектом подземного оборудования, состоящим из отдельных функциональных модулей, при этом сборку каждого отдельного модуля, опрессовку на герметичность осуществляют в стационарных мастерских, а после транспортировки модулей на месторождения производят их спуск в скважину с окончательным свинчиванием в процессе спуска [RU 92461 U1, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 20.03.2010].
К недостаткам известного способа можно отнести то, что соединения между модулями при свинчивании в процессе спуска могут быть оказаться негерметичными, при этом, следовательно, понадобится проведение повторных спускоподъемных операций с проверкой их герметичности.
Известны способы оснащения глубоких скважин компоновкой лифтовой колонны с подземным оборудованием, включающие последовательное соединение и спуск оборудования в скважину, запакеровку пакера, опрессовку [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Недра, 1975. - С. 111-134; Кустышев А.В. и др. Оборудование и инструмент для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, В.Я. Протасов, Т.И. Чижова. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2011. - 312 с.].
Недостатками этих способов являются отсутствие поэтапной проверки спущенного оборудования на герметичность, приводящая к появлению межколонных и заколонных проявлений и необходимости в их устранении, а значит к возникновению дополнительных затрат на ремонт скважины, а порою и к ликвидации скважины как объекта добычи.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации глубокой скважины с АВПД в условиях наличия ММП, обеспечивающего также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, снабженной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, с обеспечением проверки спущенного оборудования на герметичность, исключающей возможность возникновение межколонных и заколонных проявлений, за счет поэтапной опрессовки.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе оснащения глубокой газовой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП, компоновкой лифтовой колонны, включающим последовательное соединение и спуск в скважину компоновки, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, запакеровку пакера, опрессовку, особенностью является то, что спуск компоновки лифтовой колонны осуществляют поэтапно, при этом последовательно соединяют снизу вверх элементы, составляющие компоновку нижней части лифтовой колонны, содержащей центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны, на технологической колонне осуществляют спуск указанной нижней части компоновки лифтовой колонны в скважину до проектной глубины, производят запакеровку эксплуатационного пакера, спускают в скважину глухую пробку с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, осуществляют опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, затем извлекают из скважины глухую пробку, отсоединяют технологическую колонну в разъединителе колонны и извлекают ее из скважины, осуществляют последовательное соединение и спуск в скважину элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части компоновки лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разделителе колонны, после чего осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры.
Основным элементом компоновки лифтовой колонны, отвечающим за надежность работы скважины и герметичность подземного оборудования, является эксплуатационный пакер, поэтому необходимо контролировать его работоспособность и герметичность методом опрессовки в рабочем состоянии, то есть в запакерованном состоянии, когда шлипсы и уплотнительные манжеты пакера находятся в зацеплении с эксплуатационной колонной, то есть подвергать его испытаниям на герметичность созданием избыточного давления как с наружи, так и изнутри. В случае обнаружения негерметичности необходимо проводить его замену. В глубокой скважине это влечет дополнительные затраты на извлечение всей компоновки лифтовой колонны с размещенным на ней подземным эксплуатационным оборудованием. Поэтому операцию по испытанию пакера на герметичность, то есть его опрессовку, необходимо проводить как можно раньше, чтобы исключить операцию его извлечения. Этого можно достичь путем спуска пакера на технологической колонне, не оборудованной подземным эксплуатационным оборудованием, либо, не производя полный спуск пакера, в скважину. Но для этого необходим в составе лифтовой колонны разъединитель колонны.
Заявляемый способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны с требуемым подземным эксплуатационным оборудованием обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне ММП при наличии АВПД. Преимущества заявляемого способа: позволяет поэтапно проводить опрессовку компоновки лифтовой колонны без ее извлечения в случае обнаружения негерметичности; позволяет при необходимости оперативно перекрыть ствол скважины за счет наличия приустьевого клапана-отсекателя, позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины; позволяет снизить затраты на строительство, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.
Поэтапный спуск частей компоновки лифтовой колонны с необходимым подземным эксплуатационным оборудованием, проверка эксплуатационного пакера на герметичность сразу после доставки в скважину нижней компоновки лифтовой колонны обеспечивает сокращение сроков ввода скважины в эксплуатацию, так как исключаются повторные спускоподъемные операции. Если эксплуатационный пакер в процессе опрессовки окажется герметичным, то проводят окончательный спуск компоновки верхней части лифтовой колонны, оснащенной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, и присоединение ее к нижней части компоновки, уже проверенной на герметичной, с последующей опрессовкой верхней части компоновки, что обеспечивает в дальнейшем требуемую надежность и безопасность скважины при эксплуатации в процессе добычи газа. В случае, если при проведении опрессовки, т.е. при осуществлении проверки эксплуатационного пакера на герметичность, он окажется не герметичным, то осуществляют извлечение только одной части - нижней компоновки лифтовой колонны, без верхней части, что сокращает материально- технические затраты.
При наличии ММП, которые могут быть подвергнуты в процессе эксплуатации к растеплению в связи с возрастанием температуры при движении газа, а значит к потере крепости зоны, в которой они располагаются, и последующему сжатию породы при снижении температуры, приводящее к смятию обсадных колонн, включая эксплуатационную и лифтовую колонны, необходимо ниже зоны ММП размещать приустьевой клапан-отсекатель, а ниже него - ингибиторный клапан для подачи в скважину ингибитора коррозии и антимерзлотного ингибитора, а также телескопическое соединение, предотвращающее срыв эксплуатационного пакера или потери его герметичности за счет компенсации температурного изменения длины лифтовой колонны, теплоизолированной в зоне расположения ММП.
Способ поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 изображена скважина, со спущенной компоновкой нижней части лифтовой колонны, оснащенной подземным эксплуатационным оборудованием, на фиг. 2 - скважина с компоновкой лифтовой колонны, верхняя и нижняя части.
Способ оснащения глубокой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП компоновкой лифтовой колонны, которая включает требуемые подземные приустьевые и забойные устройства, расположенные на лифтовой колонне в определенной последовательности и обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию скважины в заданном режиме, осуществляют следующим образом.
Первоначально осуществляют на поверхности скважины последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части 1 лифтовой колонны. Нижняя часть 1 лифтовой колонны содержит снизу вверх центрирующую воронку 2, подпакерный хвостовик 3 из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель 4 с нижней расходной муфтой (не показана), эксплуатационный пакер 5 с верхней расходной муфтой (не показано), разъединитель колонны 6. Муфты подбирают с расчетом повышенной прочности и герметичности резьбовых соединений с учетом обеспечения требуемого расхода газа.
Большая глубина расположения продуктивного пласта с АВПД более 3500 м от поверхности для обеспечения надежности конструкции глубокой скважины в условиях АВПД вынуждает оборудовать скважину эксплуатационным пакером 5 с его размещением на 50-100 м выше кровли продуктивного пласта 8, а башмак лифтовой колонны, в частности центрирующую воронку 2, - в интервале перфорационных отверстий 19, выполненных в эксплуатационной колонне 9. Для соединения эксплуатационного пакера 5 с центрирующей воронкой 2, которые расположены на разных глубинах, осуществляют их соединение посредством подпакерного хвостовика 3.
Собираемую компоновку нижней части 1 лифтовой колонны спускают в скважину на технологической колонне 7, не снабженной подземным оборудованием, со скоростью, не превышающей 0,25 м/с до проектной глубины пласта 8. Далее, созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим максимально ожидаемое на устье скважины давления, осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 5, приводя манжеты (не показаны) эксплуатационного пакера 5 до соединения с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 9 скважины и зацепления шлипсов (не показаны) эксплуатационного пакера 5 с эксплуатационной колонной 9.
После чего в скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля 4. После посадки глухой пробки в седле нижнего посадочного ниппеля 4 созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, осуществляют опрессовку элементов подземного оборудования нижней части 1 лифтовой колонны. Отсутствие снижения давления в технологической колонне 7 в течение 30 минут свидетельствует о герметичности подземного оборудования, включая эксплуатационный пакер 5, как наиболее слабого звена в подземном оборудовании.
Далее из скважины с помощью ловильного инструмента (не показано) извлекают глухую пробку, освобождая проходной канал технологической колонны 7. Отсоединяют технологическую колонну 7 в разъединителе колонны 6 и извлекают ее из скважины.
Затем на устье скважины последовательно соединяют и спускают на лифтовой колонне в скважину элементы компоновки верхней части 10 лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны 6 с верхним монтажным патрубком с увеличенной толщиной стенки (не показан), циркуляционный клапан 11, верхний посадочный ниппель 12 с нижним монтажным патрубком (не показан), телескопическое соединение 13, держатель 14 датчика давления и температуры, в качестве которого возможно использование скважинной камеры, средней секции лифтовой колонны 15 из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана 16 с монтажным патрубком, расходной муфтой (не показаны), приустьевого клапана-отсекателя 17, верхней секции лифтовой колонны 18 из насосно-компрессорных труб.
После спуска присоединяют верхнюю часть 10 лифтовой колонны к ее нижней части 1 в разъединителе колонны 6. В скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля 12.
При спуске нижней 1 и верхней 10 частей лифтовой колонны на их наружных поверхностях крепят технологические линии (не показаны) от подземного оборудования.
Аналогично осуществляют опрессовку элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части 10 лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье. Из скважины извлекают глухую пробку (не показана).
Подвешивают компоновку лифтовой колонны, верхнюю часть 10 и нижнюю часть 1, в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры (не показаны).
При необходимости проводят дополнительную опрессовку эксплуатационной колонны с наружи подачей избыточного давления в затрубное пространство скважины.
На трубной головке устанавливают фонтанную елку с задвижками, возле фонтанной арматуры размещают гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном отсекателем и пульт сбора информации от датчика давления и температуры и насоса с антикоррозионным ингибитором и антимерзлотным ингибитором.
После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.