МОРСКАЯ МНОГОЗАБОЙНАЯ ГАЗОВАЯ СКВАЖИНА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ С НАДВОДНЫМ РАЗМЕЩЕНИЕМ УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
MARINE MULTIHOLE GAS WELL FOR OPERATION OF OFFSHORE DEPOSITS ARCTIC ZONE WITH SURFACE ARRANGEMENT OF WELLHEAD EQUIPMENT

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону.
В настоящее время эксплуатацию морских газовых скважин осуществляют в основном с морских платформ, реже в подводном исполнении [Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. - Ставангер, М., С-Пб., Трондхейм: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 133-141]; Справочник бурового мастера: учеб. - практич. пособие / Под общ. ред. В.П. Овчинникова, С.И. Грачева, А.А. Фролова. - М.: Изд-во «Инфра-Инженерия», 2006. - . Т. 2. - С. 446-467].
7
Известна подводная скважина для добычи нефти и газа, содержащая устье скважины, расположенное на бетонном основании на морском дне, фонтанную арматуру, установленную на устье скважины, восходящую трубу для соединения с добывающим судном на поверхности моря, направляющую трубу, которая известным образом уходит на десятки метров вглубь в морское дно, и модуль управления для выполнения функций управления и контроля в фонтанной арматуре [RU 2186933 С2, МПК E21B 33/038, E21B 43/013, опубл. 27.12.2000]. Внутри направляющей трубы подвешена НКТ, которая заканчивается в верхней части непосредственно в устье скважины.
К недостаткам эксплуатации скважин с подводным размещением устьевого оборудования относят необходимость специальной подводно-водолазной техники и водолазов высокой квалификации для обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта подводного устьевого оборудования.
5
Известно устройство для обвязки устья при бурении с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, установленный на кондукторе, опорную втулку, концентрично установленную между кондуктором и водоотделяющей колонной с упором в верхний торец последней [SU 1609962 A1, МПК E21B 33/038, опубл. 1980].
5
Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, жестко связанный с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны [SU 1799996 A1, МПК E21B 33/035, опубл. 1993].
7
Известна подвеска обсадных труб морских скважин с надводным устьем, содержащая направление, кондуктор, на торцах которых установлена опорная плита и обсадную колонну, подвешенную на клиновую подвеску [RU 2169251 C1, МПК E21B 33/04, E21B 33/035, опубл. 27.12.2001].
7
Известна добывающая скважина, устье которой расположено на морской платформе, содержащей блок управления [RU 2382141 C1, МПК E02B 17/000 (2006.01), опубл. 2010].
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке конструкции морской многозабойной газовой скважины для ее эксплуатации на шельфовых месторождениях, включая арктическую зону, с возможностью дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о пластовом давлении и температуре в режиме реального времени во всех стволах без абразивного износа скважинного оборудования, а также с возможностью увеличения зон дренирования продуктивного пласта.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности скважины и ее безопасной эксплуатации за счет обеспечения оперативного реагирования на аварийные ситуации путем возможности разъединения колонн над уровнем морского дна и их подъема на морскую ледостойкую платформу, а также в повышении эффективности разработки месторождения за счет увеличения зоны дренирования продуктивного пласта и сокращения периода выработки запасов газа из шельфового месторождения по причине большой зоны дренирования.
Указанный технический результат достигается тем, что морская многозабойная газовая скважина для эксплуатации шельфовых месторождений в арктической зоне характеризуется тем, что содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины, имеющее колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с дистанционно-управляемыми задвижками. Корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе, в которой концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород, склонных к обвалам, а ее верхний торец расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части основного ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к эксплуатационному хвостовику присоединен хвостовик-фильтр основного ствола. Выше хвостовика-фильтра основного ствола к эксплуатационному хвостовику присоединен боковой ствол с размещенным в нем хвостовиком-фильтром, направленным в продуктивном пласте в сторону, диаметрально противоположную от направления хвостовика-фильтра основного ствола. В качестве подземного оборудования в верхней части составной лифтовой колонны применены приустьевой клапан-отсекатель, телескопическое соединение, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и секция внутрискважинного мониторинга, содержащая верхний оптоволоконный скважинный расходомер и скважинную камеру с датчиком давления и температуры, полированный наконечник, плотно входящий в нижнюю часть составной лифтовой колонны, представляющей собой узел миниатюрного окна, содержащий миниатюрное окно с патрубком, расположенным над ним и имеющим полированную внутреннюю поверхность, разделительный пакер, защелочное соединение, нижний посадочный ниппель, нижний оптоволоконный скважинный расходомер и подпакерный хвостовик с полированным наконечником, плотно входящий в патрубок хвостовика-фильтра основного ствола. Указанный приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры расположены выше и ниже бокового ствола для обеспечения возможности определения расхода газа в основном и боковом стволах методом пересчета.
Кроме того, верхняя часть хвостовика-фильтра основного и бокового стволов расположена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр, установленный в нижней части указанных хвостовиков-фильтров, расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из слабосцементированных горных пород, указанный погружной оптоволоконный кабель скважинных расходомеров и скважинного датчика температуры и давления проложен вдоль составной лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходит через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном и разделительном пакерах.
Заявляемое конструктивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. Расположение кондуктора и водоотделяющей колонны и их конструктивное исполнение обеспечивает стабильность работы устьевого оборудования, исключает попадание в него морской воды, а в случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа, подвижек льда в арктической зоне) возможность дистанционного закрытия приустьевого клапана-отсекателя и принудительного разъединения колонн на уровне морского дна и их подъем на поверхность, на морскую ледостойкую платформу. Наличие и расположение скважинных расходомеров повышает информативность добычи газа из основного и бокового стволов, позволяя оперативно регулировать технологический режим работы скважины.
На чертеже схематично изображена заявляемая морская многозабойная газовая скважина.
Конструкция морской многозабойной газовой скважины содержит основной 1 и боковой 2 стволы, водоотделяющую колонну 3 и устье 4 скважины, расположенное на морской ледостойкой платформе 5. Устье 4 содержит колонную головку 6 и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку 7 и фонтанную елку 8 с дистанционно-управляемыми задвижками 9, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления 10.
Внутри водоотделяющей колонны 3 в основном стволе 1 концентрично друг другу размещены обсадные колонны: кондуктор 11 и эксплуатационная колонна 12. Кондуктор 11 соединен с колонной головкой 6, а эксплуатационная колонна 12 подвешена в колонной головке 6 посредством клиновых подвесок (не показаны).
Колонны 3, 11 и 12 снабжены придонными разъединительными устройствами (на фиг. не показаны) для обеспечения возможности их разъединения и поднятия над поверхностью морского дна 13 с последующим их подъемом на морскую ледостойкую платформу 5.
В нижней части эксплуатационной колонны 12, расположенной в вертикальной части основного ствола 1 скважины, с помощью подвесного устройства 14 подвешен эксплуатационный хвостовик 15, имеющий внутреннюю полированную поверхность. В нижней части эксплуатационного хвостовика 15 с помощью подвесного устройства 16 меньшего типоразмера подвешен хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1, вскрывший продуктивный пласт 18. Диаметр эксплуатационной колонны 12 выбран с учетом размещения в ней приустьевого клапана-отсекателя 23, имеющего большой наружный диаметр. Эксплуатационный хвостовик 15 имеет меньший диаметр, нежели эксплуатационная колонна 12 с целью сокращения металлоемкости конструкции скважины, по этой же причине уменьшен и диаметр хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1. Нижняя часть хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 оборудована противопесочным фильтром 22 или фильтрующей секцией из нескольких фильтров.
Верхняя часть подвесного устройства 16 меньшего типоразмера выполнена в виде патрубка 19 с полированной внутренней поверхностью для плотного соединения с подпакерным хвостовиком 20.
Во внутренней полости эксплуатационной колонны 12 и в эксплуатационном хвостовике 15 размещена составная лифтовая колонна 21, которая подвешена в трубной головке 7, состоит из верхней и нижней частей и снабжена подземным оборудованием.
В верхней части составной лифтовой колонны 21 в качестве подземного оборудования применены (сверху вниз): приустьевой клапан-отсекатель 23 с линией управления 24 (например, в виде погружного кабеля электрического или оптоволоконного), циркуляционный клапан 25, телескопическое соединение 26 для регулирования длины верхней части лифтовой колонны 21 при ее удлинении или сжатии, внутрискважинный разъединитель колонны 27, эксплуатационный пакер 28, верхний посадочный ниппель 29, а также секция внутрискважинного мониторинга, содержащая верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30 и скважинную камеру 31, с установленным в ней скважинным датчиком давления и температуры (не показан), и верхний полированный наконечник (не показан). Нижняя часть составной лифтовой колонны 21, представляющая собой узел миниатюрного окна, снабжена (сверху вниз): верхним патрубком 32 с полированной внутренней поверхностью, миниатюрным окном 33, разделительным пакером 34, защелочном соединением 35, нижним посадочным ниппелем 36 меньшего диаметра, нижним оптоволоконным скважинным расходомером 37 и подпакерным хвостовиком 20 с нижним полированным наконечником (не показан).
Подпакерный хвостовик 20 соединен с хвостовиком-фильтром 17 основного ствола 1 посредством нижнего полированного наконечника (не показан), плотно и жестко входящего в нижний патрубок 19 хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1, создавая из верхней и нижней частей лифтовой колонны 21 и хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 единый ствол для добычи газа из продуктивного паста 18.
В эксплуатационном хвостовике 15 выполнено боковое окно 38 для сообщения бокового ствола 2 с основным стволом 1.
В боковом стволе 2 размещен хвостовик-фильтр 39 меньшего диаметра, зацементированный в месте соединения бокового ствола 2 с основным стволом 1, образуя герметичное соединение бокового ствола 2 с основным стволом 1 и единую конструкцию скважины.
1
Водоотделяющая колонна 3 спущена ниже морского дна 13 на глубину h, перекрывающую придонную зону горных пород 40, склонных к обвалам, и зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13. Водоотделяющая колонна 3 выше головы цементного камня оборудована придонным разъединителем колонны (не показан). Верхний торец водоотделяющей колонны 3 расположен над палубой морской ледостойкой платформы 5 ниже колонной головки 6.
Кондуктор 11 спущен до глубины П2 глинистого пропластка 41 и закреплен в прочных глинистых горных породах с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13 и выше цементного камня оборудован придонным разъединителем колонны (не показан).
3
Эксплуатационная колонна 12 расположена в вертикальной части основного ствола 1 скважины и спущена до глубины h (не менее 300 м), достаточной для безопасной подвески в ней эксплуатационного хвостовика 15, зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 13 и выше цементного камня оборудована придонным разъединителем колонны (не показан).
Эксплуатационный хвостовик 15 спущен до кровли 42 продуктивного пласта 18 и выполнен с боковым окном 38, расположенным выше кровли 42 продуктивного пласта 18 и сообщающим его с боковым стволом 2, оборудованным хвостовиком-фильтром меньшего диаметра 39, проложенным в продуктивном пласте 18 в направлении, диаметрально противоположном от хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1.
Составная лифтовая колонна 21 спущена до проектной глубины. На уровне морского дна 13 в составной лифтовой колонне 21 размещен придонный разделитель колонны (не показан).
Хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1 размещен в продуктивном пласте 18 в горизонтальной плоскости и направлен в наклонном направлении от кровли 42 продуктивного пласта 18 к его подошве. Верхняя часть хвостовика-фильтра 17 основного ствола 1 размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенной из заглинизированных горных пород. Нижняя часть хвостовика-фильтра 17, представляющая собой противопесочный фильтр 22 (фильтрующую секцию), размещена в высокопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенного из слабосцементированных и зачастую рыхлых горных пород. Для большого охвата толщины продуктивного пласта 18 нижнюю фильтрующую часть хвостовика-фильтра 17 размещают в интервале от кровли 42 продуктивного пласта 18 до его подошвы за исключением интервала глубин, в которых ожидается обводнение пласта под воздействием внедряющейся в процессе эксплуатации продуктивный пласт 18 пластовой воды.
Аналогичным способом размещают хвостовик-фильтр 39 бокового ствола 2. Его верхняя часть размещена над продуктивным пластом 18 и частично в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенной из заглинизированных горных пород, а нижняя часть, представляющая собой противопесочный фильтр 43 (фильтрующую секцию), размещена в высокопроницаемой части продуктивного пласта 18, сложенного из слабосцементированных горных пород.
Верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30 и скважинная камера 31 размещены под эксплуатационным пакером 28. Верхний оптоволоконный скважинный расходомер 30, скважинный датчик давления и температуры соединены с блоком сбора данных 44, размещенным на морской ледостойкой платформе 5 на устье 4 скважины, посредством погружного оптоволоконного кабеля 45, проложенного вдоль лифтовой колонны 21 по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие (не показано), выполненного эксцентрично в эксплуатационном пакере 28 и разделительном пакере 34, и закрепленного с помощью протектора (не показан) с возможностью компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны 21.
Нижний оптоволоконный скважинный расходомер 37 и скважинная камера размещены под разделительным пакером 34 и соединены с блоком сбора данных 44 аналогичным способом.
Приустьевой клапан-отсекатель 23 выполнен с возможностью дистанционного управления от гидравлической станции управления 10, размещенной на морской ледостойкой платформе 5 на устье 4 скважины, посредством линии управления 24, проложенной и закрепленной к лифтовой колонне 21.
Задвижки 9 фонтанной елки 8 снабжены исполнительными механизмами с возможностью дистанционного управления (на открытие и закрытие) от гидравлической станции управления 10, расположенной на морской ледостойкой платформе 5 рядом с блоком сбора данных 44 датчика давления и температуры, посредством наружных линий управления и наружных кабелей 46.
Морскую многозабойную газовую скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.
В водоотводящей колонне 3, спущенной с морской ледостойкой платформы 5, последовательно бурят основной 1 и боковой 2 стволы.
В пробуренный основной ствол 1 спускают последовательно: кондуктор 11, эксплуатационную колонну 12, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 6. В эксплуатационную колонну 12 спускают эксплуатационный хвостовик 15, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 12 с помощью подвесного устройства 14. В эксплуатационный хвостовик 15 спускают хвостовик-фильтр 17 основного ствола 1, который подвешивают в нижней части эксплуатационного хвостовика 15 с помощью подвесного устройства 16 меньшего типоразмера.
В пробуренный боковой ствол 2 спускают хвостовик-фильтр 39 меньшего диаметра, размещающийся напротив бокового отверстия 38.
Во внутреннюю полость эксплуатационного хвостовика 15 спускают нижнюю часть лифтовой колонны 21 до упора и ориентируют ее таким образом, чтобы она находилась напротив бокового отверстия 38. Соединяют подпакерный хвостовик 20 с нижним патрубком 19 хвостовика-фильтра 17 основного ствола, при этом миниатюрное окно 33 размещают напротив бокового отверстия 38, фиксируют это положение миниатюрного окна 33 защелочным соединением 35. Приводят разделительный пакер 34 в рабочее положение спуском в нижний посадочный ниппель 36 меньшего диаметра глухой пробки меньшего типоразмера (не показана), герметично разобщая затрубное пространство скважины ниже бокового отверстия 38 от ее трубного пространства.
Во внутренние полости эксплуатационной колонны 12 и эксплуатационного хвостовика 15 спускают верхнюю часть лифтовой колонны 18 с подземным оборудованием. Соединяют полированный наконечник с верхним патрубком 32 нижней части лифтовой колонны 21. При этом эксплуатационный пакер 28 размещают в эксплуатационном хвостовике 15 выше бокового ствола.
На трубной головке 7 монтируют фонтанную елку 8. В лифтовую колонну 21 сбрасывают шарик, перекрывающий внутреннее пространство, или в верхний посадочный ниппель 29 спускают глухую пробку (не показана) и созданием давления жидкости осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 28. При этом уплотнительные элементы, представляющие собой манжеты, эксплуатационного пакера 28 герметично перекроют затрубное пространство скважины между верхней частью составной лифтовой колонной 21 и эксплуатационным хвостовиком 15. Все соединительные линии (линия управления 24, погружные оптоволоконные кабели 45 датчика давления и температуры), а также верхнего и нижнего оптоволоконных скважинных расходомеров 30 и 37 соединяют со станцией управления 10 и блоком сбора данных 44 посредством линий управления и оптоволоконных кабелей 46.
Далее скважину осваивают и вводят ее в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемого газа по составной лифтовой колонне 21 из основного 1 и бокового 2 стволов непосредственно на морскую ледостойкую платформу 5. Причем газ из бокового ствола 2 поступает в лифтовую колонну 21 через миниатюрное окно 33. Расходы газа из основного 1 и бокового 2 стволов определяют методом пересчета как разница данных верхнего 30 и нижнего 37 оптоволоконных скважинных расходомеров, расположенных ниже и выше бокового отверстия 38. С использованием датчика давления и температуры, определяют давление и температуру в скважине.
В случае возникновения внештатных ситуаций (подвижка льда в зимний период) или аварийных ситуаций (межколонные газопроявления, выброс газа, открытый фонтан и пожар) приустьевой клапан-отсекатель 23 закрывают, перекрывая лифтовую колонну 21, разъединяют водоотделяющую колонну 3, кондуктор 11 и эксплуатационную 12 и лифтовую 21 колонны на уровне морского дна 13 и поднимают их на палубу морской платформы 5.
Пример возможного варианта реализации полезной модели.
В морской многозабойной газовой скважине, имеющей водоотделяющую колонну диаметром 660 мм, размещен кондуктор диаметром 508 мм, внутри которого размещена эксплуатационная колонна диаметром 340 мм, к нижней части которой с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого в свою очередь посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. Выше него в боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. В эксплуатационной колонне размещена лифтовая колонна диаметром 168 мм, оборудованная в верхней части придонным разъединителем колонны РК-168, приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционным клапаном ЦК-168, внутрискважинным разъединитель колонны РК-168, эксплуатационным пакером типоразмера 168/245, верхним посадочным ниппелем НП-168, верхним оптоволоконным скважинным расходомером Ρ-16, скважинной камерой КС-168, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и верхним полированным наконечником. В нижней части лифтовая колонна оборудована миниатюрным окном, разделительным пакером, защелочным соединением фирмы «Weatherford», нижним посадочным ниппелем НП-168, нижним оптоволоконным скважинным расходомером Р-168, подпакерным хвостовиком из труб диаметром 168 мм с нижним полированным наконечником. В боковом стволе размещен хвостовик-фильтр диаметром 146 мм. Лифтовая колонна подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508×340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж).
Заявляемая конструкция морской многозабойной скважины позволят повысить ее производительность и увеличить добычу газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снизить затраты на ее обслуживание.