КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ 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 добывающим, а также наблюдательным скважинам.
Месторождения нефти и газа, расположенные в зоне многолетнемерзлых пород, разрабатываются вертикальными и наклонно-направленными скважинами. Причем зону многолетнемерзлых пород, как правило, проходят вертикальным стволом, искривление скважины проводится после прохождения зоны многолетнемерзлых пород. При вскрытии слабоизученных коллекторов нефти и газа необходимо постоянная информация о пластовых условиях пробуренных скважин. В процессе эксплуатации скважин, особенно глубоких, значение этой информации, получаемой в реальном времени, возрастает неимоверно. Зная величину текущего пластового давления и пластовой температуры можно эффективно регулировать режимы работы скважин, обеспечивать получение оптимальных дебитов нефти и газа.
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].
Недостатком этой конструкции является то, что она не обеспечивает возможность получения информации о текущем давлении и температуре в реальном времени в процессе эксплуатации для регулирования технологических режимов работы скважин.
Достигаемый технический результат, который получается в результате использования заявляемой конструкции скважины, состоит в возможности оперативного контроля, регулирования режима работы скважины в зависимости от полученной информации по давлению и температуре в реальном времени.
Технический результат достигается тем, что конструкция скважины для беспакерной эксплуатации, расположенная в зоне многолетнемерзлых пород, включает обсадные колонны и концентрично установленную в них колонну насосно-компрессорных труб с посадочным ниппелем, расположенном непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород, держателем, расположенным на уровне верхних отверстий интервала перфорации и центрирующей воронкой, расположенной на уровне нижних отверстий интервала перфорации, при этом держатель включает в себя верхнюю и нижнюю муфты, снабженные равновеликими сквозными отверстиями, и отрезок трубы, снабженный на торцах резьбой и соединяющей верхнюю и нижнюю муфты с образованием единой конструкции, кроме того, в верхней муфте выполнено сквозное отверстие малого диаметра, размещенное параллельно оси скважины с расточкой на нижнем торце нижней муфты, нижняя муфта снабжена Т-образным отверстием равным по диаметру малому отверстию верхней муфты, и снабженное расточкой на верхнем торце нижней муфты, в расточке отверстий малого диаметра муфт установлен измерительный датчик давления и температуры, датчик соединен с устьем скважины посредством погружного электрического кабеля.
На фиг.1 изображена заявляемая конструкция скважины, на фиг.2 - схема держателя с установленным в нем датчиком давления и температуры.
Конструкция скважины включает обсадные колонны: кондуктор 1, техническую колонну 2, эксплуатационную колонну 3, колонну насосно-компрессорных труб 4 с посадочным ниппелем 5, держателем 6 и центрирующей воронкой 7.
Обсадные колонны подвешены в колонной головке 8, на которой установлена фонтанная арматура, включающая трубную головку 9 и фонтанную елку 10.
Держатель 6 содержит верхнюю 11 и нижнюю 12 муфты, снабженные равновеликими сквозными отверстиями 13 и 14, и отрезок трубы 15, снабженный на торцах резьбой и соединяющей верхнюю 11 и нижнюю 12 муфты с образованием единой конструкции.
В верхней муфте 11 выполнено сквозное отверстие 16 малого диаметра, размещенное параллельно оси скважины с расточкой на нижнем торце верхней муфты 11.
Нижняя муфта 12 снабжена Т-образным отверстием 17, равным по диаметру малому отверстию 16 верхней муфты 11 и, снабженным расточкой на верхнем торце нижней муфты 12, заглушенной заглушкой 18 с наружной стороны нижней муфты 12.
Между верхней 11 и нижней 12 муфтами держателя 6 в расточках установлен датчик давления и температуры 19, к которому крепится погружной кабель 20. Датчик давления и температуры 19 посредством погружного кабеля 20 соединен с устьем скважины и выводится из скважины через устьевой кабельный ввод 21, выполненный трубной головке 9 фонтанной арматуры.
Погружной кабель 20 крепится к муфтам 22 колонны насосно-компрессорных труб 4 и посадочному ниппелю 5 зажимными устройствами 23, выполненными в виде протектора. Дополнительно погружной кабель 20 крепится к трубам колонны насосно-компрессорных труб 4 банжетной лентой (не показано).
Скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.
В эксплуатационную колонну 3, подвешенную в колонной головке 8, спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 с посадочным ниппелем 5, держателем 6 и центрирующей воронкой 7.
Центрирующую воронку 7 монтируют на башмаке колонны насосно-компрессорных труб 4 и размещают на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Такое размещение центрирующей воронки 7 обеспечивает возможность промывки забоя скважины от выносимого из продуктивного пласта песка.
Держатель 6 с датчиком 19, представляющие единый монтажный элемент, монтируют в составе колонны насосно-компрессорных труб 4 выше центрирующей воронки 8 и размещают на уровне верхних отверстий интервала перфорации. Такое размещение держателя обеспечивает получение неискаженных значений текущего давления и температуры в трубном пространстве скважины, непосредственно в продуктивном пласте 24.
Наличие погружного кабеля 20 обеспечивает передачу значений текущего давления и температуры в реальном времени оператору для обработки данных и принятия управленческих решений по регулированию технологического режима скважины.
Посадочный ниппель 5 монтируют в составе колонны насосно-компрессорных труб 4 непосредственно под зоной многолетнемерзлых пород 25.
Такое размещение посадочного ниппеля 5 обеспечивает возможность аварийного прекращения поступления газа из продуктивного пласта 24 при установке в нем глухой пробки (не показано).
Спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб 4 подвешивают в трубной головке 10, смонтированной на многосекционной колонной головке 9. Количество секций зависит от количества обсадных колонн (технических 2 и эксплуатационной 3), спущенных в скважину при ее строительстве. Технические колонны 2 предназначены для перекрытия вышерасположенных газоносных или водоносных пластов 26. На трубную головку 9 устанавливают фонтанную елку 10. Фонтанная елка 10 вместе с трубной головкой 9 образуют фонтанную арматуру, обеспечивающую регулирование процесса добычи нефти и газа из продуктивного пласта 24.
Пример реализации полезной модели. В скважину, состоящую из кондуктора диаметром 426 мм, первой технической колонной диаметром 324 мм, второй технической колонной диаметром 245 мм и эксплуатационной колонной диаметром 140 мм спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, оборудованной посадочным ниппелем НП-89, держателем типоразмера 89 мм с датчиком давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS и воронкой В 73-102/118. Колонна насосно-компрессорных труб подвешена в фонтанной арматуре АФ6-80/65-700, установленной на колонной головке ОКК3-700-140х245х324х426.
Предлагаемая конструкция скважины позволяет оперативно осуществлять контроль за параметрами работы скважины и получать проектные объемы добываемого газа при обеспечении противофонтанной безопасности скважины, а при техническом обслуживании и ремонте снижать затраты и сокращать время нахождения скважины в бездействии.