СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
METHOD OF GAS WELL COMPLETION

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов.
Известен способ заканчивания газовых скважин после бурового процесса, предотвращающий самопроизвольную миграцию газа по стволу скважины, включающий бурение ствола скважины до подошвы продуктивного пласта, спуск в скважину и цементирование обсадной колонны, выполнение в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом в обсадной колонне и цементном камне щелевых дуговых отверстий на разной высоте с взаимным перекрытием их по окружности в горизонтальной проекции, создание в стволе скважины гидростатического давления, позволяющего через щелевые отверстия перекрывать переточные каналы и удалять накопившийся газ через обвязку скважины (см. авторское свидетельство СССР, №354114, кл. Е21В 23/00, 1972).
Данный способ имеет низкую эффективность при своей реализации. Это обусловлено тем, что выполнение работ по данному способу после завершения бурового процесса и затвердевания цементного раствора в заколонном пространстве повышает трудоемкость и снижает надежность качественного создания щелевых отверстий в колонне и цементном камне из-за их сложной геометрии и отсутствия контроля качества производимых работ. Данный способ также не позволяет исключить утечки газа между цементным камнем и горной породой по всему стволу скважины, что сопряжено с высокими рисками, связанными с возможными выходами газа на поверхность.
Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является повышение его эффективности, надежности, а также обеспечение безопасности эксплуатации газовых скважин за счет гарантированного и качественного формирования канала гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами при строительстве скважины.
Данный технический результат достигается за счет того, что в способе заканчивания газовых скважин, включающем бурение ствола скважины до полного вскрытия продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной колонны, перед спуском обсадной колонны расширяют участок ствола скважины в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом, цементирование обсадной колонны осуществляют ступенчато, при этом спускаемую колонну устанавливают в скважине таким образом, что первую цементировочную муфту колонны располагают напротив нижней части расширенного участка ствола скважины, вторую цементировочную муфту колонны - над расширенным участком в непроницаемой кровле, ниже второй цементировочной муфты спускаемую колонну оборудуют манжетой в виде воронки из эластичного материала, далее в заколонное пространство до уровня, соответствующего расположению отверстий первой цементировочной муфты, продавливают заранее заданный объем цементного раствора, затем, создавая в начале периода ожидания затвердевания цемента избыточное давление в обсадной колонне, вскрывают отверстия первой цементировочной муфты, после чего заколонное пространство промывают и расширенный участок ствола скважины заполняют гидрозатворной жидкостью, пачку которой в заранее заданном объеме закачивают через открытые отверстия первой цементировочной муфты, далее в обсадной колонне между уровнями, соответствующими положениям обеих цементировочных муфт, устанавливают пакер-пробку, после этого в обсадной колонне над пакером-пробкой при воздействии избыточным давлением вскрывают отверстия второй цементировочной муфты, удаляют пакер-пробку из скважины и осуществляют цементирование заколонного пространства, находящегося выше расширенного участка ствола скважины и ограниченного воронкой манжеты, затем после затвердевания цемента в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего межколонное пространство между обсадной и лифтовой колоннами через циркуляционный клапан заполняют гидрозатворной жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана стадия реализации предлагаемого способа после продавливания первой порции цементного раствора для формирования нижнего зацементированного интервала заколонного пространства. На фиг.2 представлена стадия реализации способа после окончательного формирования нижнего зацементированного интервала заколонного пространства и заполнения заколонного пространства в интервале расширенного участка ствола скважины гидрозатворной жидкостью. На фиг.3 показана стадия реализации предлагаемого способа в момент формирования верхнего зацементированного интервала заколонного пространства. На фиг.4 представлена реализация способа после окончательного формирования гидрозатвора с каналом гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами в скважине.
На фиг.1-4 показаны ствол скважины 1, пробуренный до полного вскрытия продуктивного пласта 2 через непроницаемую кровлю 3, обсадная колонна 4, снабженная первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами с отверстиями соответственно 7 и 8. На фигурах также показаны внутриколонное пространство 9, заколонное пространство 10 с расширенным участком 11 ствола скважины 1, заполняемые гидрозатворной жидкостью 12, заколонные цементные кольца 13 и 14, бурильная колонна 15 с пакером-пробкой 16, лифтовая колонна 17, оснащенная пакером 18 и циркуляционным клапаном 19. Как показано на фиг.4, обсадная колонна 4 в области продуктивного пласта перфорирована отверстиями 20 для притока газа, а на забое скважины оснащена цементировочным обратным клапаном 21 со стоп-кольцом 22 под продавочную пробку 23. Обсадная колонна 4 ниже цементировочной муфты 6 оснащена манжетой 24 в виде воронки из эластичного материала.
Реализация предлагаемого способа осуществляется следующим образом.
После окончания бурения ствола скважины 1 в непроницаемой кровле 3 над продуктивным пластом 2 производят расширение участка ствола скважины, образуя расширенный участок 11 ствола скважины 1. После этого в скважину 1 спускают обсадную колонну 4 с первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами с предварительно закрытыми отверстиями 7 и 8 и с манжетой 24, которую монтируют под цементировочной муфтой 6. Затем устанавливают обсадную колонну 4 таким образом, чтобы закрытые отверстия 7 цементировочной муфты 5 располагались напротив нижней части расширенного учатка 11 ствола скважины 1. При этом отверстия 8 цементировочной муфты 6 находятся выше расширенного участка 11.
Используя продавочную пробку 23 и цементировочный обратный клапан 21 со стоп-кольцом 22, в заколонное пространство подавливают расчетный объем цементного раствора и формируют цементное кольцо 13. Объем цементного раствора рассчитывается таким образом, чтобы уровень цемента оказался немного выше отверстий 7 в цементировочной муфте 5 (фиг.1). Далее в начале периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) создают расчетное избыточное давление в обсадной колонне 4 величиной 6,0-8,0 МПа, вскрывают с его помощью отверстия 7 в цементировочной муфте 5. Через них промывают расширенный участок 11 ствола скважины 1. При этом вымываются излишки цемента, поднятого выше отверстий 7. Затем заколонное пространство в интервале расширенного участка 11 заполняют гидрозатворной жидкостью 12, пачку которой в расчетном объеме закачивают через открытые отверстия 7 (фиг.2).
После этого спускают бурильную колонну 15 с пакером-пробкой 16 и устанавливают его в обсадной колонне 4 между первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами.
Далее, создавая расчетное избыточное давление в обсадной колонне 4 над пакером-пробкой 16 величиной 12,0-15,0 МПа, вскрывают отверстия 8 в цементировочной муфте 6, раскрывают манжету 24, удаляют из скважины пакер-пробку 16 и формируют цементное кольцо 14 заколонного пространства 10 по аналогии с цементным кольцом 13 (фиг.3), закрывают скважину 1 на время затвердевания цементного раствора, предотвращая выход его в ствол скважины 1.
После окончания ОЗЦ цементного кольца 14 скважину шаблонируют до забоя и перфорируют отверстия 20 в обсадной колонне 4 в области продуктивного пласта 2. Затем в скважину 1 спускают лифтовую колонну 17 с пакером 18 и циркуляционным клапаном 19. При этом нижнюю часть лифтовой колонны 17 размещают над интервалом перфорации 20, раскрывают пакер 18 и подают по лифтовой колонне 17 через циркуляционный клапан 19 гидрозатворную жидкость 12 во внутриколонное пространство 9 (фиг.4). Проведенные манипуляции обеспечивают гидравлическую связь между расширенным участком 11 ствола скважины 1 и внутриколонным пространством 9. Скважину 1 переводят на пакерный способ эксплуатации.
Таким образом, в скважине 1 формируется надежный гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству за счет постоянного воздействия на него гидростатического давления столба гидрозатворной жидкости, превышающего максимальное пластовое давление.
Реализация предлагаемого способа позволяет повысить эффективность, надежность, а также обеспечить безопасность эксплуатации газовых скважин за счет гарантированного и качественного формирования канала гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами при строительстве скважины. Кроме того, создание гидрозатвора в процессе бурения и заканчивания газовых скважин позволит исключить трудоемкий и дорогостоящий их капитальный ремонт по причине потери герметичности.