КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ ДЛЯ БЕСПАКЕРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖРШЫ для БЕСПАКЕРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Конструкция скважины для беспакерной эксплуатации относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям глубоких нефтяных и газовых скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, в том числе к наклонно направленным и горизонтальным.
Месторождения нефти и газа, расположенные в зоне многолетнемерзлых пород, разрабатываются вертикальными и наклонно направленными скважинами. Причем  многолетнемерзлых пород, как правило, проходят вертикальным стволом, искривление скважины производится после прохождения этого интервала горных пород. Зона многолетнемерзлых пород является наиболее слабым участком ствола скважины, в котором возможно смятие обсадных колонн и колонны насосно-компрессорных труб.
Известна конструкция скважины, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, включающая колонны обсадных труб, концентрично установленную в них колонну насосно-компрессорных труб Патент РФ № 2170336.
Недостатком этой конструкции является то, что она не обеспечивает перекрытие трубного пространства при ремонте скважины.
Известна конструкция скважины, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, включающая колонны обсадных труб, концентрично установленную в
них колонну насосно-компрессорных труб с посадочным ниппелем и воронкой Патент РФ № 2190088.
Недостатками этой конструкции являются достаточно большие затраты времени по установке и извлечению глухой пробки в процессе ремонта вертикальной скважины, а в наклонно направленной скважине из-за кривизны ствола проведение этих работ значительно усложняется.
Достигаемый технический результат, который полз ается в результате использования заявляемой конструкции скважины, состоит в повышении надежности ее эксплуатации по беспакерной схеме при сокращении времени и снижении эксп.11уатационных затрат на установку и извлечение глухой пробки.
Технический результат достигается тем, что в известной конструкции скважины для беспакерной эксплуатации, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, включающей колонны обсадных труб, концентрично установленную в них колонну насосно-компрессорных труб с посадочным ниппелем и воронкой, в отличие от прототипа, посадочный ниппель размещен выше воронки в верхней части колонны насосно-компрессорных труб непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород.
На фиг. 1 изображена заявляемая конструкция скважины, на фиг. 2 - схема установки глухой пробки в посадочном ниппеле.
Конструкция скважины включает колонны обсадных труб: направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3, колонну насосно-компрессорных труб 4, посадочный ниппель 5, воронку 6, колонную головку 7, фонтанную арматзфу 8 и глухую пробку 9. Гл)осая пробка 9 размещается в посадочном ниппеле 5.
в эксплуатациоййую колонну 3, подвешенную в колонной головке 7, спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 с посадочным ниппелем 5 и воронкой 6, монтируют на колонной головке 7 фонтанную арматуру 8. Причем воронку 6 монтируют на башмаке колонны насосно-компрессорных труб 4, а посадочный ниппель 5 - в верхней части колонны насосно-компрессорных труб 4, выше воронки 6, непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород 10.
Для наклонно направленных скважин размещение посадочного ниппеля 5 предпочтительно в вертикальном участке ствола, так как искривленный ствол этих скважин затрудняет проведение спуско-подъемных операций с помощью троссовых инструментов. При значительном угле отклонения ствола от вертикали очень трудно установить в посадочном ниппеле 5 глухую пробку 9, а затем извлечь ее. Размещение посадочного ниппеля 5 непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород 10 позволяет перекрывать г.Л5осой пробкой 9 при ремонте наиболее опасную зону ствола скважины, предотвращая растепление многолетнемерзлых пород 10, образование приустьевых воронок, смятие направления 1, кондуктора 2, эксплуатационной колонны 3 и колонны насосно-комцрессорных труб 4.
После спуска колонны насосно-компрессорных труб 4 в стволе скважины заменяют глинистый раствор на раствор хлористого кальция, производят опрессовку устья скважины. В процессе опрессовки устья скважины в посадочном ниппеле 5 устанавливают с помощью троссовых инструментов глухую пробку 9. Созданием давления над глухой пробкой 9 производят опрессовку устья скважины. После опрессовки устья и извлечения глухой пробки 9 с помощью троссовых инструментов из скважины раствор хлористого кальция заменяют на облегченную жидкость и производят вызов притока пластового флюида из пласта 11. При получении устой,
чивого притока производят отработку скважины. После выхода скважины на температурный режим скважина готова к эксплуатации.
Добычу газа из пласта 11 осуществляют по колонне насоснокомпрессорных труб 4 через воронку 6 и посадочный ниппель 5, фонтанную арматуру 8.
При ремонте скважины в посадочный ниппель 5 с помощью троссовых инструментов спускают и устанавливают глухую пробку 9, которая перекрывает проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб 4 и обеспечивает возможность снизить давление в стволе скважины над глухой пробкой 9 до атмосферного, произвести ремонт скважины или устьевого оборудования, например фонтанной арматуры 8. В посадочном ниппеле 5 может устанавливаться и другой внутрискважинный инструмент, необходимый для технологического обслуживания или ремонта скважины.
Размещение посадочного ниппеля 5 выше воронки 6 в верхней части колонны насосно-компрессорных труб 4 непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород 10, вблизи устья, кроме того, способствует сокращению времени на установку глухой пробки 9 в скважине и ее извлечение.
Наличие глухой пробки 9 в стволе колонны насосно-компрессорных труб 4 повышает противофонтанную безопасность ремонтных работ на скважине, особенно связанных с ремонтом устьевого оборудования, например фонтанной арматуры 8.
Предлагаемая конструкция скважины позволяет снизить затраты на ремонтные работы, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.
l(