КОНСТРУКЦИЯ СУБГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ С БЛИЗКО РАСПОЛОЖЕННЫМИ ПОДОШВЕННЫМИ ВОДАМИ

Конструкция субгоризонтальной газовой скважины для эксплуатации залежи углеводородов с близко расположенными подошвенными водами относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использована в процессе всего периода эксплуатации углеводородных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой от начальной стадии разработки до ее завершающей стадии.
В основном конструкции скважин включают ряд обсадных колонн, состоящих из направления, кондуктора, промежуточных колонн и эксплуатационной колонны [Пат. 69137 РФ. E21B 7/20, опубл. 10.12.07]; [Пат. 103561 РФ. E21B 7/00, опубл. 20.04.11].
Недостатком этих конструкций является то, что они вскрывают ограниченную часть продуктивного пласта, только по вертикали, и поэтому имеют недостаточную зону дренирования, а следовательно обеспечивают минимальный приток газа в ствол скважины из пласта.
Известна конструкция вертикальной скважины, включающая направление, кондуктор и эксплуатационную колонну [Пат. 26077 РФ. E21B 43/00, опубл. 10.11.02].
Недостатком этой конструкции является то, что она вскрывает ограниченную часть продуктивного пласта, несмотря на вскрытие всего разреза продуктивного пласта по вертикали, она имеет недостаточную зону дренирования, а следовательно обеспечивает недостаточный приток газа в ствол скважины из пласта. При этом продуктивный пласт после разрушения стенок эксплуатационной колонны, выполненных из легкосплавного материала алюминия или магния, механическим или химическим способом остается не обсаженным за счет чего конструкция скважины теряет свою прочность и надежность.
Для расширения зоны дренирования продуктивного пласта и увеличения притока газа из него можно применять горизонтальные и субгоризнтальные скважины.
Широко известны конструкции горизонтальных скважин для эксплуатации углеводородных залежей [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С. 78]; [Калинин А.Г., Никитин К.М. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра, 1997.].
Недостатком этих конструкций является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи уже на начальной стадии эксплуатации.
Из известных конструкций горизонтальных скважин для эксплуатации углеводородных залежей близких к заявляемой является конструкция скважины, включающая направление, кондуктор и эксплуатационную колонну [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С. 19].
Недостатком этой конструкции является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи уже на начальной стадии эксплуатации.
Наиболее близким из известных конструкций горизонтальных скважин для эксплуатации углеводородных залежей, выбранным в качестве прототипа, является конструкция субгоризонтальной скважины, включающая направление, кондуктор, первую промежуточную колонну, вторую промежуточную колонну с подвешенным в ней хвостовиком-фильтром. [А.С. Повалихин, А.Г. Калинин и др. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. - М: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2011. С. 49-50.].
Недостатком этой конструкции является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи уже на начальной стадии эксплуатации.
3
При существующих конструкциях горизонтальных скважин для эксплуатации нефтегазовых месторождений повысить величину коэффициентов эксплуатации и конечного коэффициента газоотдачи не удается ввиду массового обводнения скважин, обусловленного поднятием и подтягиванием газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень их заколонного пространства. Необходим дорогостоящий капитальный ремонт по изоляции притока пластовых вод с последующей промывкой песчаной пробки, в противном случае необходима ликвидация скважины как объекта добычи для устранения различных экологических последствий. Но увеличение только на один процент коэффициента эксплуатации и газоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд.м, что равносильно открытию нового месторождения.
Задача, стоящая при создании полезной модели, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи газа из залежи углеводородов за весь период ее разработки.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели состоит в повышении продолжительности эксплуатации скважины без дорогостоящего капитального ремонта, а значит в увеличении продолжительности добычи газа из обводняющихся скважин с минимальными затратами.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной конструкции субгоризонтальной газовой скважины для эксплуатации залежи углеводородов с близко расположенными подошвенными водами, включающей направление, кондуктор, эксплуатационную колонну в отличие от прототипа кондуктор расположен в зоне многолетнемерзлых пород, перекрывая их на 0,5 м, эксплуатационная колонна расположена над продуктивным пластом и спущена до его кровли, при этом искривление эксплуатационной колонны начато из-под башмака кондуктора под углом от 30 до 40 градусов от вертикали, нижняя часть эксплуатационной колонны оборудована хвостовиком-фильтром, подвешенным с помощью подвесного устройства, верхняя часть хвостовика-фильтра размещена в верхней части продуктивного пласта под углом от 45 до 60 градусов от вертикали и спущена до глубины на 20 м выше газоводяного контакта, в нижней части хвостовика-фильтра размещен скважинный фильтр с отверстиями, скважинный фильтр размещен в горизонтальной части ствола, проложенного по продуктивному пласту под углом от 80 до 90 градусов от вертикали длиной от 150 до 450 м параллельно газоводяному контакту, верхняя часть хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до глубины на 10-20 м выше головы скважинного фильтра снабжена отверстиями, перекрытыми заглушками, изготовленными из мягкого материала, например, алюминия или магния, легко растворимого в кислоте, например, соляной, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра.
Отличительным признаком заявляемой полезной модели является то, что конструкция субгоризонтальной газовой скважины для эксплуатации залежи углеводородов с близко расположенными подошвенными водами позволяет осуществлять эксплуатацию залежи углеводородов на всем ее жизненном цикле, с начальной стадии эксплуатации залежи, когда подошвенная вода находится в покое, до завершающей стадии, когда подошвенная вода начинает внедряться в залежь, обводняя скважину.
На фиг. 1 показана заявляемая конструкция субгоризонтальной газовой скважины для эксплуатации залежи углеводородов с близко расположенными подошвенными водами на начальной стадии эксплуатации залежи; на фиг. 2 - на завершающей стадии эксплуатации залежи при обводнении горизонтального участка ствола скважины; на фиг. 3 - выкопировка участка верхней части хвостовика-фильтра с перфорационными отверстиями, перекрытыми заглушками.
Конструкция субгоризонтальной газовой скважины для эксплуатации залежи углеводородов с близко расположенными подошвенными водами включает направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3.
Направление 1 служит для перекрытия неустойчивой зоны осыпаний и предотвращения осыпей горной породы в поверхностном слое земли.
Кондуктор 2 расположен вертикально в интервале от поверхности земли до глубины на 0,5 м ниже подошвы многолетнемерзлых пород 4. При глубине выше отметки 0,5 м башмак кондуктора находится в неустойчивой зоне сезонных колебаний температур многолетнемерзлых пород, ниже глубины 0,5 м наблюдается устойчивая зона сезонных колебаний температур многолетнемерзлых пород, не требующая крепления этих пород.
Эксплуатационная колонна 3 расположена над продуктивным пластом 5 и спущена до его кровли. Верхняя часть эксплуатационной колонны 3 выполнена вертикально, ее искривление начинается из-под башмака кондуктора 2 под углом от 30 до 40 градусов от вертикали.
Нижняя часть эксплуатационной колонны 3 оборудована хвостовиком-фильтром 6, подвешенным с помощью подвесного устройства 7.
Верхняя часть хвостовика-фильтра 6 длиной 450-800 м размещена в верхней части продуктивного пласта 5, сложенного низкопроницаемыми породами под углом от 45 до 60 градусов от вертикали и спущена до глубины на 20 м выше начального газоводяного контакта 8.
В нижней части хвостовика-фильтра 6 размещен скважинный фильтр 9 с отверстиями 10. Скважинный фильтр 9 размещен в горизонтальной части ствола скважины, проложенный по продуктивному пласту 5, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, склонными к обвалам и пескопроявлениям, параллельно газоводяному контакту 8 под углом от 80 до 90 градусов от вертикали длиной от 150 до 450 м.
Верхняя часть хвостовика-фильтра 6 до глубины на 10-20 м выше головы скважинного фильтра 9 снабжена перфорационными отверстиями 11, перекрытыми заглушками 12.
Заглушки 12 изготовлены из мягкого материала, например, алюминия или магния, легко растворимого в кислоте, например, соляной.
Во внутренней полости эксплуатационной колонны 3 размещена лифтовая колонна 13 из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака 14 скважинного фильтра 9.
При размещении эксплуатационной колонны 3 под углом менее 30 градусов от вертикали велика вероятность ее попадания в ствол рядом бурящейся на одном кусте скважины.
При размещении эксплуатационной колонны 3 под углом более 40 градусов от вертикали велика вероятность непопадания ее в заданную проектом разработки точку входа в продуктивный пласт.
При размещении хвостовика-фильтра 6 под углом менее 45 градусов от вертикали велика вероятность попадания его мимо заданного проектом разработки интервала продуктивного пласта, в котором имеются запасы газа или нефти, либо в зону отсутствия данного продуктивного интервала, например, ниже продуктивного пласта.
При размещении хвостовика-фильтра 6 под углом более 60 градусов от вертикали велика вероятность его непопадания в заданный проектом разработки интервал продуктивного пласта и невскрытия им продуктивного пласта, например, выше продуктивного пласта.
Верхняя часть хвостовика-фильтра 6 выбирается в интервале 450-800 м, являющимся оптимальной величиной его длины, обеспечивающий приток газа из продуктивного пласта 5 через перфорационные отверстия 11 хвостовика-фильтра 6 после обводнения скважинного фильтра 9.
При длине перфорированного участка менее 450 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит и недостижения проектного объема добычи газа.
При длине перфорированного участка более 800 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит и недостижения проектного объема добычи газа из-за быстрого подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних перфорационных отверстий 11 хвостовика-фильтра 6.
Прокладка горизонтального участка ствола скважины, в котором размещен скважинный фильтр 9, строго под углом в 90 градусов от вертикали практически невозможна, поэтому интервал разброса величин этого угла в пределах 80-90 градусов представляет собой оптимальный люфт, то есть возможный разброс этого угла.
Исходя из опыта эксплуатации, длина скважинного фильтра 9 в интервале 150-450 м выбрана из условия недопущения обвала стенок горизонтального участка ствола скважины и его зашламованности обвалившимися частицами окружающей горной породы.
В случае отсутствия в горизонтальном стволе скважинного фильтра зашламованность горизонтального участка ствола из опыта эксплуатации в рыхлых породах составляет первоначально 200 м, а по мере добычи газа за счет обвалов стенок и выноса слабосцементированных пород зашламованность ствола увеличивается, а длина ствола уменьшается до 150 м или до полного перекрытия ствола.
При наличии скважинного фильтра 9 длину горизонтального участка можно увеличить до 450 м, но не до бесконечности. Со временем отверстия фильтра будут перекрыты породой и добыча газа прекратится.
Скважина работает следующим образом. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа через отверстия 10 скважинного фильтра 9 и транспортировку его на поверхность по лифтовой колонне 13.
По мере снижения пластового давления в залежи и обводнения по этой причине скважинного фильтра 9, лифтовую колонну 13 приподнимают и в скважину закачивают соляную кислоту 15. Под воздействием соляной кислоты заглушки 12, выполненные из легкорастворимого мягкого материала, например, алюминия или магния, растворяются или разрушаются, освобождая перфорированные отверстия 11, через которые осуществляется приток газа из верхней части продуктивного пласта 5.
Затем при необходимости осуществляют ликвидацию обводненного скважинного фильтра, например, путем закачивания в него цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны 13 до башмака 14 скважинного фильтра 9 (не показано).
Реализация заявляемой конструкции субгоризонтальной скважины устраняет те негативные обстоятельства, которые не позволяют увеличить продолжительность ее эксплуатации.
Во-первых, может быть обеспечена длительная эксплуатация скважины и в целом залежи на всем ее жизненном цикле, начиная от начальной стадии разработки до завершающей.
Во-вторых, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на начальной стадии эксплуатации, прискважинная зона которых в горизонтальном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта из-за наличия скважинного фильтра с уже готовыми, выполненными на поверхности, отверстиями.
В третьих, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на последующих стадиях эксплуатации, прискважинная зона которых на наклонном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта химическим методом, то есть за счет разрушения заглушек в соляной кислоте.
В-четвертых, оборудование горизонтального участка ствола скважинным фильтром позволяет увеличить длину этого участка без опасения его зашламованности или обвала стенок ствола при проводке горизонтального участка в рыхлых породах, таких как сеноманские песчаные отложения.
Примеры реализации заявляемой конструкции скважины.
Пример первый.
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальную газовую скважину, конструкция которой содержит направление диаметром 426 мм, спущенное до глубины 40 м, кондуктор диаметром 324 мм, спущенный до глубины 500 м, перекрывая зону многолетнемерзлых пород на 0,5 м, эксплуатационную колонну диаметром 245 мм, спущенную из под кондуктора под углом 30 градусов на глубину до кровли продуктивного пласта. Нижняя часть эксплуатационной колонны оборудована хвостовиком-фильтром, подвешенным с помощью подвесного устройства ПХН 245/168. Верхняя часть хвостовика-фильтра на 450 м размещена в верхней части продуктивного пласта под углом 45 градусов от вертикали и спущена до глубины 1200 м, что на 20 м выше газоводяного контакта. В нижней части хвостовика-фильтра размещен скважинный фильтр ФС-168 с отверстиями, размещенный в горизонтальной части ствола, проложенного по продуктивному пласту под углом 80 градусов от вертикали длиной 150 м параллельно газоводяному контакту. Верхняя часть хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до глубины на 14,4 м выше головы скважинного фильтра снабжена перфорированными отверстиями, перекрытыми заглушками, изготовленными из мягкого материала - алюминия, легко растворимого в соляной кислоте. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна диаметром 114 мм из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра.
Пример второй.
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальную газовую скважину, конструкция которой содержит направление диаметром 324 мм спущенное до глубины 30 м, кондуктор диаметром 245 мм, спущенный до глубины 450 м, перекрывая зону многолетнемерзлых пород на 0,8 м, эксплуатационную колонну диаметром 219 мм, спущенную из под кондуктора под углом 40 градусов на глубину до кровли продуктивного плата. Нижняя часть эксплуатационной колонны оборудована хвостовиком-фильтром, подвешенным с помощью подвесного устройства ПХН 219/146. Верхняя часть хвостовика-фильтра длиной 600 м размещена в верхней части продуктивного пласта под углом 50 градусов от вертикали и спущена до глубины 3200 м, что на 20 м выше газоводяного контакта. В нижней части хвостовика-фильтра размещен скважинный фильтр ФС-146 с отверстиями, размещенный в горизонтальной части ствола, проложенного по продуктивному пласту под углом 85 градусов от вертикали длиной 250 м параллельно газоводяному контакту. Верхняя часть хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до глубины на 16 м выше головы скважинного фильтра снабжена перфорированными отверстиями, перекрытыми заглушками, изготовленными из мягкого материала - магния, легко растворимого в соляной кислоте. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна диаметром 89 мм из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра.
Пример третий.
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальную газовую скважину, конструкция которой содержит направление диаметром 245 мм спущенное до глубины 40 м, кондуктор диаметром 219 мм, спущенный до глубины 400 м, перекрывая зону многолетнемерзлых пород на 0,8 м, эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, спущенную из под кондуктора под углом 45 градусов на глубину до кровли продуктивного плата. Нижняя часть эксплуатационной колонны оборудована хвостовиком-фильтром, подвешенным с помощью подвесного устройства ПХН 168/140. Верхняя часть хвостовика-фильтра длиной 800 м размещена в верхней части продуктивного пласта под углом 60 градусов от вертикали и спущена до глубины 4200 м, что на 20 м выше газоводяного контакта. В нижней части хвостовика-фильтра размещен скважинный фильтр ФС-140 с отверстиями, размещенный в горизонтальной части ствола, проложенного по продуктивному пласту под углом 90 градусов от вертикали длиной 450 м параллельно газоводяному контакту. Верхняя часть хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до глубины на 20 м выше головы скважинного фильтра снабжена перфорированными отверстиями, перекрытыми заглушками, изготовленными из мягкого материала - алюминия, легко растворимого в соляной кислоте. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна диаметром 73 мм из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра.