Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищ природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов, и может быть использовано при цементировании заколонного пространства газовых скважин.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ заканчивания газовых скважин после бурового процесса, предотвращающий самопроизвольную миграцию газа по стволу скважины, включающий бурение ствола скважины до подошвы продуктивного пласта, спуск в скважину, закачку в скважину цементного раствора и продавливание его посредством технологической жидкости в заколонное пространство, установку пакера над интервалом перфорации, выполнение в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом в обсадной колонне и цементном камне щелевых дуговых отверстий на разной высоте с взаимным перекрытием их по окружности в горизонтальной проекции, создание в стволе скважины гидростатического давления, позволяющего через щелевые отверстия перекрывать переточные каналы и удалять накопившийся газ через обвязку скважины (а.с. SU 354114, F21B 23/00, 19.07.1972).

Недостатками упомянутого выше способа заканчивания газовых скважин являются:

- высокая трудоемкость выполнения щелевых отверстий в стволе скважины, обсадной колонне и цементном камне, которая обусловлена тем, что щелевые отверстия имеют сложную геометрию, а также тем, что щелевые отверстия выполняют уже после затвердения цементного раствора;

- низкая надежность, которая обусловлена тем, что при выполнении отверстий после цементирования обсадной колонны отсутствует возможность осуществления контроля качества производимых работ и, следовательно, не исключены утечки газа между цементным камнем и горной породой по всему стволу скважины, что сопряжено с высокими рисками, связанными с возможными выходами газа на поверхность.

Вышеуказанные недостатки снижают эффективность, надежность и безопасность упомянутого выше способа заканчивания газовых скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа заканчивания газовой скважины без упомянутых выше недостатков.

Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное изобретение, является обеспечение предотвращения миграции газа через заколонное пространство за счет создания постоянно действующего гидравлического затвора в скважине до начала ее эксплуатации, что обеспечивает повышение эффективности и безопасности эксплуатации газовой скважины, а также позволяет исключить трудоемкий и дорогостоящий капитальный ремонт при потере герметичности скважины.

Поставленная техническая задача решается тем, что способ заканчивания газовой скважины включает бурение ствола скважины, спуск в скважину обсадной колонны, закачку в скважину цементного раствора и продавливание его посредством технологической жидкости в заколонное пространство, а также установку пакера над интервалом перфорации. При бурении скважины в непроницаемой кровле продуктивного пласта выполняют расширение участка ствола с образованием кольцевой камеры, обсадную колонну оснащают устройством с предварительно закрытыми сквозными отверстиями, которые сообщены с внутриколонным пространством, и производят установку обсадной колонны в скважину таким образом, чтобы сквозные отверстия устройства находились напротив кольцевой камеры, при этом до схватывания закачанного в скважину цементного раствора создают в обсадной колонне такое избыточное давление, под действием которого находящаяся во внутриколонном пространстве технологическая жидкость вскрывает сквозные отверстия устройства и поступает в кольцевую камеру, после чего устанавливают пакер над интервалом перфорации ниже кольцевой камеры и технологическую жидкость замещают жидкостью, имеющей плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением.

Посредством устройства со сквозными предварительно закрытыми отверстиями, которым оснащена обсадная колонна, происходит заполнение кольцевой камеры жидкостью, имеющей плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления столба упомянутой жидкости над пластовым давлением, что позволяет сформировать в скважине гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству.

При формировании гидравлического затвора на этапе заканчивания скважины, т.е. до начала эксплуатации газовой скважины, отпадает необходимость в последующей остановке эксплуатации скважины и проведении ремонтных работ, связанных с обнаружением миграции газа по заколонному пространству в процессе эксплуатации скважины.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежом, на котором показана принципиальная схема реализации способа заканчивания газовой скважины.

На схеме реализации способа заканчивания газовой скважины показаны: ствол скважины 1, пробуренный до подошвы продуктивного пласта 2 через непроницаемую кровлю 3 продуктивного пласта 2, обсадная колонна 4, устройство 5 со сквозными отверстиями 6, внутриколонное пространство 7, заколонное пространство 8, кольцевая камера 9, которая заполнена жидкостью 10, а также цементное кольцо, разделенное на нижнюю 11 и верхнюю 12 части, и лифтовая колонна 13, оснащенная пакером 14 и циркуляционным клапаном 15.

Устройство 5 может быть установлено между торцами смежных труб обсадной колонны таким образом, чтобы сквозные отверстия 6 были бы сообщены с внутриколонным пространством 7 через зазор между упомянутыми трубами. Торцы смежных труб обсадной колонны труб могут быть соединены между собой устройством 5, выполненным, например, в виде муфты со сквозными предварительно закрытыми отверстиями.

Обсадная колонна 4 в области продуктивного пласта 2 имеет интервал перфорации с отверстиями 16 притока газа с образованием в нижней части обсадной колонны 4 зоны притока газа.

Обсадная колонна 4 на забое скважины оснащена цементировочным обратным клапаном 17 со стоп-кольцом под продавочную пробку.

Жидкость 10 имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением.

В качестве жидкости 10 могут быть использованы, например, вода с высоким солесодержанием, дизельное топливо, газовый конденсат, полимеры или ингибиторы коррозии.

Выбор жидкости 10 с плотностью, обеспечивающей превышение гидростатического давления столба упомянутой жидкости над пластовым давлением, т.е. с плотностью, необходимой для создания гидравлического затвора в скважине, производят путем расчета упомянутой выше плотности жидкости. Расчет производят с учетом величины максимального пластового давления, высоты столба жидкости, а также принимая во внимание необходимость превышения гидростатического столба жидкости над пластовым давлением.

Способ заканчивания газовой скважины осуществляют следующим образом.

После бурения ствола 1 скважины до подошвы продуктивного пласта 2 в скважину спускают бурильную колонну с расширителем (на чертеже не показано), производят в зоне непроницаемой кровли 3 над продуктивным пластом 2 расширение ствола скважины до образования кольцевой камеры 9, имеющей диаметр, превышающий диаметр ствола 1 скважины. Извлекают из скважины бурильную колонну с расширителем и спускают в нее обсадную колонну 4. Обсадная колонна оснащена устройством 5 со сквозными отверстиями 6, которые герметично закрыты перед спуском обсадной колонны в скважину. Устанавливают обсадную колонну таким образом, чтобы отверстия 6 в устройстве 5 находились напротив кольцевой камеры 9. Устройство 5 со скозными отверстиями 6 предназначено для обеспечения подачи в кольцевой канал жидкости 10 и создания тем самым гидрозатвора.

Закачивают в скважину цементный раствор и продавливают его в заколонное пространство 8 технологической жидкостью до фиксации пробки в башмаке обсадной колонны 4. До схватывания цементного раствора создают в обсадной колонне 4 избыточное давление, величину которого подбирают таким образом, чтобы она была достаточной для вскрытия сквозных отверстий 6 устройства 5. Причем упомянутая выше величина избыточного давления больше величины давления, создаваемого в обсадной колонне для нагнетания технологической жидкости при цементировании скважины.

Под действием избыточного давления технологическая жидкость, находящаяся во внутриколонном пространстве 7, вскрывает сквозные отверстия 6 устройства 5 и поступает в кольцевую камеру 9, выдавливая при этом из нее цементный раствор. Таким образом, до окончания затвердения цемента, цементное кольцо в заколонном пространстве 8 разделяется на нижнюю 11 и верхнюю 12 части, а кольцевая камера 9 гидравлически сообщается с внутриколонным пространством 7.

На время затвердения цементного раствора скважину закрывают, постепенно снижая при этом давление в обсадной колонне 4 до атмосферного, после чего обсадную колонну 4 в области продуктивного пласта 2 перфоририруют отверстиями 16 притока газа.

Спускают в скважину лифтовую колонну 13 с пакером 14 и циркуляционным клапаном 15. Изолируют интервал перфорации с отверстиями 16 притока газа посредством размещения пакера 14 ниже кольцевой камеры 9 над интервалом перфорации.

Подают жидкость 10 по лифтовой колонне 13 через циркуляционный клапан 15 во внутриколонное пространство 7 и через отверстия 6 в устройстве 5 в кольцевую камеру 9. Таким образом, происходит замещение технологической жидкости, находящейся во внутриколонном пространстве 7, жидкостью 10.

Таким образом, в скважине формируется гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству 8 за счет воздействия на него гидростатического давления столба жидкости 10, и скважину переводят на пакерный способ эксплуатации.

Реализация предлагаемого способа заканчивания газовых скважин позволит повысить эффективность и безопасность эксплуатации газовых скважин за счет повышения надежности предотвращения миграции газа через заколонное пространство.