способ беспакерной эксплуатации газовых скважин

Формула изобретения

1. Способ беспакерной эксплуатации газовых скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающий спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, обвязку устья скважины и последующий подъем продукции скважины, отличающийся тем, что спуск кондуктора производят на глубину, превышающую глубину подошвы многолетнемерзлых пород как минимум на 20%, цементный камень в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и породой поднимают до устья с одновременным созданием искусственного забоя на уровне, превышающем уровень пластовых вод, колонну лифтовых труб оборудуют ниппелем для установки глухой пробки и воронкой для прохождения геофизических приборов, при этом ниппель устанавливают между воронкой и уровнем искусственного забоя, а отбор газа из продуктивного пласта осуществляют при подаче в кольцевое пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами ингибитора для снижения коррозии и инертного газа, плотность которого ниже плотности газа, поступающего из продуктивного пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что башмак колонны лифтовых труб спускают на глубину, определяемую из выражения

H= L+(0, l-0,5)h,

где Н - глубина спуска башмака колонны лифтовых труб;

L - глубина расположения кровли газонасыщенного пласта;

h - толщина газонасыщенного пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано при извлечении газа из скважин, пробуренных преимущественно в многолетнемерзлых породах (ММП).

При эксплуатации скважин большое внимание уделяется как безопасности ведения работ, так и защите окружающей среды.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, установку пакера между эксплуатационной колонной и колонной лифтовых труб, обвязку устья скважины и последующий подъем продукции скважины (см., например, А.И.Ширковский "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", М., Недра, 1987, с.69, рис. 11.5.).

Недостатком данного способа эксплуатации газовых скважин является необходимость установки пакера, предназначенного для постоянного разъединения пласта и кольцевого пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами с целью защиты эксплуатационной колонны и лифтовых труб от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов, входящих в состав пластового газа. Кроме того, способ не предназначен для эксплуатации газовых скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах и требующих соблюдения особого температурного режима как для предотвращения аварийных ситуаций, так и для охраны окружающей среды.

Кроме того, необходимость установки пакера требует прекращения эксплуатации и выполнения комплекса работ капитального ремонта скважины:

- обследования состояния эксплуатационной колонны;

- обработки поверхности эксплуатационной колонны с целью исправления дефектов и ее защиты;

- комплекса работ по установке пакера.

Необходимость закачки жидкого ингибитора коррозии и гидратообразования в пространство между эксплуатационной колонной и лифтовой колонной ведет к увеличенной теплопередаче между слоем многолетнемерзлых пород (ММП) и газовым пластом, что может привести к серьезным нарушениям окружающей среды и созданию аварийной ситуации.

Наиболее близким по своей технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу эксплуатации газовых скважин является способ эксплуатации газовых скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах, включающий расчет модели скважины, получаемой в результате проведения всех необходимых операций, включая спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, обвязку устья скважины и последующий подъем продукции скважины (см. , например, патент РФ 2170336 М.кл. Е 21В 43/00, опублик. 10.07.2001).

Недостатком данного способа является то, что он не решает конкретных практических вопросов, связанных с технологией и оборудованием газовой скважины.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение нормальной эксплуатации скважины, пробуренной в многолетнемерзлых породах, без пакера, устанавливаемого выше башмака колонны лифтовых труб и обеспечивающего изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия газа, поступающего из продуктивного пласта, доставку ингибитора при исключении создания условий образования песчаной или жидкостной пробки и растепления многолетнемерзлых пород.

Технический результат, который может быть получен от использования изобретения, состоит в экономии времени, затраченного на ввод скважины в эксплуатацию и повышении безопасности ведения работ при наличии в разрезе скважины слоя ММП.

Указанный технический результат достигается за счет осуществления способа беспакерной эксплуатации газовой скважины, пробуренной в многолетнемерзлых породах (ММП), включающего спуск и цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, обвязку устья скважины и последующий подъем продукции скважины, при котором спуск кондуктора производят на глубину, превышающую глубину подошвы ММП как минимум на 20%, цементный камень в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и породой поднимают до устья с одновременным созданием искусственного забоя на уровне, превышающем уровень пластовых вод, колонну лифтовых труб оборудуют ниппелем для установки глухой пробки и воронкой для прохождения геофизических приборов, при этом ниппель устанавливают между воронкой и уровнем искусственного забоя, а отбор газа из продуктивного пласта осуществляют при подаче в кольцевое пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами ингибитора коррозии и инертного газа, плотность которого ниже плотности газа, поступающего из продуктивного пласта.

Целесообразно осуществлять способ таким образом, чтобы башмак колонны лифтовых труб был спущен на глубину, определяемую из выражения

Н =L+(0,1-0,5)h,

где H - глубина спуска башмака колонны лифтовых труб;

L - глубина расположения кровли газонасыщенного пласта;

h - толщина газонасыщенного пласта.

В указанную совокупность включены признаки, каждый из которых необходим, а все вместе достаточны для достижения поставленного технического результата во всех случаях использования изобретения, на которые распространяется испрашиваемый объем правовой охраны.

Одним из основных условий осуществления способа беспакерной эксплуатации газовых скважин является наличие достаточного количества обсадных колонн для надежного крепления продуктивного пласта. Поэтому после установки и цементирования направления, перекрывающего и укрепляющего верхний слой пород, производят спуск кондуктора на глубину, превышающую глубину расположения подошвы слоя многолетнемерзлых пород (ММП) как минимум на 20%. Такое расположение кондуктора позволяет укрепить промежуток пород, наиболее чувствительный к нарушениям температурного режима, возникающим в процессе эксплуатации скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах.

Цементный камень в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и породой поднимают до устья скважины, что способствует более надежному закреплению верхнего слоя пород с одновременным созданием теплоизоляционного экрана между эксплуатационной колонной и породой. На уровне, превышающем уровень пластовых вод, создают искусственный забой, который служит одновременно заколонным пакером, препятствующим проникновению газа в пространство между эксплуатационной колонной и породой.

Лифтовую колонну оборудуют ниппелем для установки в нем глухой пробки при ремонте или консервации скважины и воронкой для надежного прохождения геофизических приборов. Ниппель, как правило, устанавливают между воронкой и уровнем искусственного забоя.

При установке лифтовой колонны ее башмак спускают на глубину, которую определяют согласно эмпирически установленному соотношению

H=L+(0,l-0,5)h,

где Н - глубина спуска башмака колонны лифтовых труб;

L - глубина расположения кровли газонасыщенного пласта;

h - толщина газонасыщенного пласта.

Все величины должны быть подставлены в соотношение в одних и тех же единицах длины.

После спуска в скважину колонны лифтовых труб производят ее соединение с переводной планшайбой посредством соединительного патрубка и устанавливают на устье скважины фонтанную арматуру, опрессованную на величину пробного давления. После установки фонтанной арматуры производят ее повторную опрессовку на величину, равную давлению опрессовки эксплуатационной колонны или приемистости пласта.

По окончании вышеописанных работ производят пуск скважины в работу посредством открытия задвижек на фонтанной арматуре. Затем производят прогрев скважины до температуры, превышающей температуру гидратообразования на 2-4^oС. Прогрев производится путем открытия задвижек на факельной линии, манифольде и стволе фонтанной арматуры и закрытием задвижек на задавочных линиях и шлейфе. При этом газ движется по лифтовой колонне фонтанной арматуре и факельной линии через штуцер 10-25 мм. После прогрева скважины и выхода ее на температурный режим, производят пуск скважины в эксплуатацию путем открытия задвижек на шлейфе и закрытия задвижек на факельной линии.

Отбор газа из продуктивного пласта осуществляют при подаче в кольцевое пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами ингибитора коррозии и инертного газа, плотность которого ниже плотности газа, поступающего из продуктивного пласта. При этом не происходит перекачки инертного газа в лифтовую колонну вследствие подбора соответствующих скоростей подачи газа. Кроме того, ингибитор коррозии и инертный газ с более низкой плотностью, заполняющие кольцевое пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами, способствуют не только снижению коррозии указанных колонн, но и снижают теплопередачу к верхним слоям пород за счет более низкой, по сравнению с отобранным из продуктивного пласта газом, теплоемкости.