КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОВОЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ПАКЕРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Конструкция газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
В настоящее время эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин в зоне многолетнемерзлых пород осуществляется по пакерной конструкции, включающую кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, лифтовую колонну с пакером, циркуляционным клапаном, забойным клаланом-отсекателем, установленным в посадочном ниппеле, срезным клапаном, двухкорпусную 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 40 м. Конструкция такой скважины недостаточно надежна, так как в условиях удаленности ее от добывающего промысла она становится плохо управляемой или вовсе не управляемой, особенно в зимние морозы и метели, характерные для этой зоны. Наличие забойного клапана-отсекателя в посадочном ниппеле уменьшает проходное отверстие лифтовой колонны, увеличивает вероятность образования гидратных пробок, снижающих надежность работы скважин. Наличие двухкорпусной колонной
головки увеличивает габаритные размеры, что при сильных ветрах еще более охлаждает фонтанную елку, приводя ее к замораживанию или к образованию в ней гидратных пробок. В условиях полуострова Ямал, где планируется использование заявляемой конструкции, многолетнемерзлые породы обладают большой степенью льдистости, более высокой, чем в остальных районах Крайнего Севера. Здесь более высока возможность растепления многолетнемерзлых пород при эксплуатации скважин и смятия колонн при остановке скважин за счет обратного промерзания многолетнемерзлых пород. Поэтому к конструкциям скважин в этих районах придается большое значение: они должны быть надежными, дистанционно управляемыми и при возникновении аварийной ситуации автоматически закрываемыми. В условиях дефицита грунтов, характерного для полуострова Ямал, второй насущной проблемой является экономия грунта для строительства кустовых площадок под скважины. Решение проблемы видится в сокращении расстояний между скважинами, сближение их устьев на оптимальное, не снижающее надежность и безопасность, расстояние, например, до 10-20 метров. Это позволит сократить габаритные размеры кустовых площадок скважин и сэкономить такой дефицитный на полуострове Ямал грунт.
Известна конструкция газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород, включающая кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны, лифтовую колонну, концентрично установленную в эксплуатационной колонне, с пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, посадочным ниппелем и срезным клапаном, колонную и трубную головки и фонтанную елку с задвижками и угловым штуцером [Коротаев Ю.П. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1961. - C.116-134].
Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
Известна конструкция газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород, включающая кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны, лифтовую колонну, концентрично установленную в эксплуатационной колонне, с пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, посадочным ниппелем и срезным клапаном, колонную и трубную головки и фонтанную елку с задвижками и угловым штуцером [Кустышев А.В. и др. Эксплуатация и ремонт скважин // НТС Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 1999. - №3. - С.42-44].
Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
Задача, стоящая при создании полезной модели, состоит в возможности сближения устьев рядом размещенных на одном кусте скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в создании надежной конструкции газовой и газоконденсатной скважины для эксплуатации в районах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной конструкции газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород, включающей кондуктор, техническую и
эксплуатационную колонны, лифтовую колонну, концентрично установленную в эксплуатационной колонне, с пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, посадочным ниппелем и срезным клапаном, колонную и трубную головки и фонтанную елку с задвижками и угловым штуцером, в отличие от прототипа, эксплуатационная колонна крепится к нижней части технической колонны, лифтовая колонна дополнительно снабжена компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны, ингибиторным клапаном и разъединителем лифтовой колонны, при этом клапан-отсекатель выполнен с возможностью управления с поверхности, например, посредством гидравлики, и размещен в лифтовой колонне в приустьевой зоне ниже многолетнемерзлых пород с наиболее низкой температурой, трубная головка снабжена отверстием для присоединения линии управления клапаном-отсекателем, например, посредством гидравлики, а фонтанная елка снабжена задвижками и угловым дроссельным клапаном управляемыми, например, посредством гидравлики. Возможно выполнение лифтовой колонны в зоне многолетнемерзлых пород из теплоизолированных труб, при этом клапан-отсекатель размещается на нижнем торце теплоизолированных труб. Возможно выполнение лифтовой колонны из теплоизолированных труб, состоящей из двух частей, при этом клапан-отсекатель размещается либо между частями лифтовой колонны из теплоизолированных труб, либо на нижнем торце нижней части лифтовой колонны из теплоизолированных труб.
На фиг.1 изображена заявляемая конструкция скважины, оборудованная лифтовой колонной из насосно-компрессорных труб, на фиг.2 - то же, но верхняя часть лифтовой колонны оборудована теплоизолированными трубами.
Конструкция скважины включает кондуктор 1, техническую колонну 2, эксплуатационную колонну 3, лифтовую колонну 4, клапан-отсекатель 5, компенсатор температурных изменений длины лифтовой колонны 6, ингибиторный клапан 7, циркуляционный клапан 8, разъединитель лифтовой колонны 9, пакер 10, посадочный ниппель 11, срезной клапан 12, колонную головку 13, трубную головку 14 и фонтанную елку 15. На стволе фонтанной елки 15 размещены одна дистанционно управляемая стволовая задвижка 16 и одна стволовая задвижка 17 с ручным управлением. На рабочей струне 18 фонтанной елки 15 размещены дистанционно управляемый угловой дроссельный клапан 19, дистанционно управляемая струнная задвижка 20 и струнная задвижка 21 с ручным управлением, а на резервной струне 22 фонтанной елки 15 - две струнные задвижки 21 с ручным управлением.
Скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.
В скважину спускают лифтовую колонну 4 с клапаном-отсекателем 5, компенсатором температурных изменений длины лифтовой колонны 6, ингибиторным клапаном 7, циркуляционным клапаном 8, разъединителем лифтовой колонны 9, пакером 10, посадочным ниппелем 11, срезным клапаном 12. При этом пакер 10 размещают во внутренней полости эксплуатационной колонны 3, а клапан-отсекатель 5 - во внутренней полости технической колонны 2, подвешенной в колонной головке 13, в приустьевой зоне ниже многолетнемерзлых пород с наиболее низкой температурой, которая характерна для многолетнемерзлых пород с высокой степенью льдистости.
Лифтовую колонну 4 комплектуют из высокогерметичных насосно-компрессорных труб 23. Возможно выполнение лифтовой колонны 4 в верней части,
размещенной в зоне многолетнемерзлых пород, из теплоизолированных 24 труб. К лифтовой колонне 4 присоединяют трубки линии управления 25.
В случае комплектации верхней части лифтовой колонны 4 из теплоизолированных труб 24 последние могут быть выполнены из одной или двух частей. Если верхняя часть лифтовой колонны 4 выполнена из одной части теплоизолированных труб 24, то клапан-отсекатель 5 размещают на нижнем торце теплоизолированных труб 24. Если верхняя часть лифтовой колонны 4 выполнена из двух частей тепло-изолированных труб 24, то клапан-отсекатель 5 размещают либо между частями теплоизолированных труб 24, либо на нижнем торце нижней части теплоизолированных труб 24.
Пакер 10 размещают над продуктивным пластом 26, башмак лифтовой колонны 4 со срезным клапаном 12 - выше верхних отверстий интервала перфорации 27 при обсаженном стволе скважины или выше верхних отверстий хвостовика-фильтра при открытом стволе (не показано).
Лифтовую колонну 4 подвешивают в трубной головке 14 фонтанной арматуры, размещенной на колонной головке 13. Трубная головка 14 выполнена с возможностью прохождения через ее внутреннюю полость клапана-отсекателя 5, теплоизолированных труб 24 и пакера 10. Трубки линии управления 25, закрепленные на лифтовой колонне 4, присоединяют к отверстию 28, выполненному в корпусе трубной головки 14. С наружной стороны корпуса трубной головки 14 к отверстию 28 присоединяют трубки линии управления 21, идущие по поверхности земли от станции управления (не показано).
На трубной головке 14 размещают фонтанную елку 15 фонтанной арматуры. При этом на стволе фонтанной елки 15 размещают одну дистанционно управляемую
стволовую задвижку 16 и одну стволовую задвижку 17 с ручным управлением. На рабочей струне 18 фонтанной елки 15 размещают дистанционно управляемый угловой дроссельный клапан 19, дистанционно управляемую струнную задвижку 20 и струнную задвижку 21 с ручным управлением, а на резервной струне 22 фонтанной елки 15 - две струнные задвижки 21 с ручным управлением. Трубки линии управления 25 от станции управления (не показано) присоединяют к стволовой 16 и струнной задвижке 20 и угловому дроссельному клапану 19, которые управляются от станции управления (не показано) дистанционно.
После установки на устье скважины фонтанной елки 15 и обвязки устья трубопроводами перекрывают внутреннюю полость лифтовой колонны 4 каким-либо устройством, например, сбрасыванием шара в седло срезного клапана 12 или установкой глухой пробки в посадочном ниппеле 11. Созданием давления в стволе скважины над этим устройством приводят пакер 10 из транспортного положения в рабочее положение. При этом пакер 10 герметично перекрывает кольцевое пространство скважины между лифтовой колонной 4 и эксплуатационной колонной 3. После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.
Крепление эксплуатационной колонны 3 к нижней части технической колонны 2 позволяет, с одной стороны, герметично перекрыть кольцевое пространство скважины между лифтовой колонной 4 и эксплуатационной колонной 3, а, с другой, - разместить во внутренней полости технической колонны 2 клапан-отсекатель 5 и теплоизолированные трубы 24 лифтовой колонны 4, имеющие наружные диаметры соразмеримые с наружным диаметром эксплуатационной колонны 3, тем самым обеспечить требуемую надежность конструкции скважины. Ведь, чем меньше наружный диаметр эксплуатационной колонны 3 и кольцевой зазор между лифтовой 4
и эксплуатационной 3 колоннами, тем выше степень герметизации пакера, тем ниже вероятность возникновения межколонных газопроявлений, снижающих надежность скважины. Чем больше размер наружного диаметра клапана-отсекателя 5 и теплоизолированных труб 24 лифтовой колонны 4, тем больше их проходные отверстия, а следовательно меньшая вероятность возникновения гидратных пробок, снижающих надежность скважины.
Компенсатор температурных изменений длины лифтовой колонны 6 позволяет сохранять надежность зацепления пакера 10 с эксплуатационной колонной 3 и высокую степень герметизации кольцевого пространства скважины между лифтовой колонной 4 и эксплуатационной колонной 3.
Ингибиторный клапан 7 позволяет при снижении температуры по стволу скважины и образовании гидратных пробок провести закачивание в скважину ингибитора гидратообразования, тем самым предотвратить образование гидратных пробок или разрушить их, повысив надежность скважины, предотвратив возникновение осложнений при эксплуатации скважины, в том числе возникновение газопроявлений и даже открытых газовых фонтанов.
Разъединитель лифтовой колонны 9 позволяет извлечь лифтовую колонну 4 из скважины, не извлекая при этом комплекс подземного оборудования, не нарушая герметизацию кольцевого пространства скважины между лифтовой колонной 4 и эксплуатационной колонной 3, а затем повторно соединиться ее с комплексом подземного оборудования опять же без нарушения герметичности пакера 10, устраняя условия возникновения газопроявлений и открытых газовых фонтанов.
Клапан-отсекатель 5 позволяет в аварийной ситуации (например, при смятие технической 2 и лифтовой 4 колонн, обрыве трубок линии управления 21, повреждении
фонтанной арматуры и др.) автоматически закрыться, перекрыв внутреннюю полость лифтовой колонны 4, а кольцевое пространство скважины между лифтовой колонной 4 и эксплуатационной колонной 3 уже перекрыто пакером 10, тем самым предотвратить возникновение открытого газового фонтана. Это особенно важно при сближении устьев скважин, расположенных на одном кусте, когда возникновение открытого газового фонтана, а тем более пожара, на одной скважине автоматически выводит из строя все скважины куста, превращая одиночный фонтан в неуправляемое чрезвычайное бедствие, в экологическую катастрофу. Наиболее вероятно смятие технической 2 и лифтовой 4 колонн в зоне многолетнемерзлых пород с наиболее низкой температурой, в зоне с наибольшей степенью льдистости пород, поэтому клапан-отсекатель 5 необходимо размещать именно ниже интервала их залегания в интервале пород с более высокой температурой. Лучше всего его размещать под зоной многолетнемерзлых пород, но такое размещение технически трудновыполнимо, если вообще возможно, из-за необходимости иметь в скважине очень длинную линию управления 21, длиной до 500-800 м.
Трубная головка 14 снабжена отверстием 28 для присоединения трубок линии управления 25, размещенных в стволе скважины, к трубкам линии управления 25, размещенных на поверхности, от станции управления (не показано), что также направлено на повышение надежности конструкции скважины и повышение технологичности ее работы.
Фонтанная елка 15 снабжена дистанционно управляемыми задвижками 16, 20 и угловым дроссельным клапаном 19 для регулирования режимов работы скважины в условиях ее удаленности от газового промысла, в том числе для автоматического и дистанционного отключения скважины при сбое в режимах работы или при
возникновении аварийной ситуации, тем самым обеспечивая надежность работы скважины и всей конструкции в целом.
Весь этот комплекс технических решений направлен на решение общей задачи - обеспечить сближение устьев рядом расположенных скважин, находящихся на одном укрупненном кусте газовых скважин (до 24 и более), на оптимальное расстояние, обеспечивающее безопасную эксплуатацию скважин с возможностью предупреждения и предотвращения возникновения открытых газовых фонтанов. Возможность такого сближения обеспечивается за счет повышения надежности конструкции скважины. Именно такая надежная конструкция предлагается в данной заявке.
Конструкция скважины, помимо обеспечения надежности, позволяет проводить перфорацию эксплуатационной колонны 3 в обсаженном стволе путем установки на головке фонтанной елки 15 лубрикатора (не показано), закрытия клапана-отсекателя 5, ввода во внутреннюю полость лубрикатора и фонтанной елки 15 перфорационной сборки (не показано), открытия клапана-отсекателя 5, спуска в скважину перфорационной сборки и перфорации эксплуатационной колонны 3. В скважине с открытым стволом проводят разбуривание заглушек хвостовика-фильтра фрезерным инструментом, спускаемым на гибкой трубе внутрь лифтовой колонны 4. Снижением противодавления на пласт проводят вызов притока из пласта.
Добычу газа из продуктивного пласта осуществляют по лифтовой колонне 4. При этом дистанционно управляемые клапан-отсекатель 5, стволовая 16 и струнная 20 задвижки, а также угловой дроссельный клапан 19 открыты. Закрытие и открытие их осуществляется путем повышения или снижения давления в трубках линии управления 25 от станции управления (не показано).
Исследования скважин с помощью глубинных приборов проводят путем спуска их в скважину при открытом клапане-отсекателе 5.
Ремонт фонтанной арматуры проводят без глушения скважины после закрытия клапана-отсекателя 5 и снижения давление во внутренней полости лифтовой колонны 4 до величины атмосферного давления.
Ремонт скважины без извлечения лифтовой колонны 4 проводят при открытом клапане-отсекателе 5 после ее глушения.
Заявляемая конструкция скважины обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород, особенно при наличии горных пород с высокой степенью льдистости. Позволяет при необходимости оперативно перекрыть ствол скважины, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет уменьшить выпуск газа в атмосферу, то есть сберечь ценнейшее углеводородное сырье. 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.