СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти.

Известен способ ликвидации скважин (РД 39-2-1182-84 - Инструкция по оборудованию устьев и отвалов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации и консервации. М., 1985), включающий установку над продуктивным пластом цементного моста и размещение под и над ним пачек бурового раствора, обработанного ингибитором коррозии и нейтрализатором агрессивных сред.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (установка цементного моста, закачка пачек бурового раствора под и над цементным мостом) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, низкая эффективность процесса ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать перетоки жидкости между пластами в заколонном пространстве скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как цементный мост установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Также известен способ ликвидации скважины с источником межколонного давления (патент RU №2168607, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001 г., бюл. №16), включающий выполнение первого цементного моста в скважине над продуктивным горизонтом и ниже интервала высокопластичных пород, сообщение заколонного пространства скважины с ее колонным пространством в пределах интервала высокопластичных пород с последующей установкой второго цементного моста над первым и обеспечение течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины путем снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород, при этом выбирают пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления и ближайший к нему, верхнюю границу первого цементного моста устанавливают на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичпых пород, заколонное пространство скважины сообщают с колонным пространством в интервале, составляющем часть мощности пласта высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы, путем удаления части обсадной колонны, второй цементный мост устанавливают поверх первого цементного моста высотой, равной интервалу сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны, после чего сообщают заколонное пространство скважины на оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород с колонным пространством скважины путем удаления части обсадной колонны, а затем обеспечивают течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (удаление нескольких участков обсадной колонны, установка нескольких цементных мостов друг на друга) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью возможных перетоков жидкости между пластами после ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки жидкости, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, остаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Наиболее близким по технической сущности является способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны (патент RU №2436932, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.12.2011 г., бюл. №35), при котором скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), извлекают из скважины лифтовую колонну, спускают в скважину до ее забоя промывочные трубы, обвязывают их с насосной установкой, закачивают через промывочные трубы цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из скважины, с установкой цементного моста от забоя до устья скважины, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют ПВО, монтируют на корпусе трубной головки переводную катушку и центральную задвижку фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонны и трубной головки, а также центральной задвижки цементным раствором аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонны и трубной головки и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры глухими фланцами с установкой репера.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс ликвидации скважины, так как заполнение ствола скважины цементным раствором ведется с одновременным подъемом труб и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, обусловленная тем, что ликвидацию скважины производят при наличии в ней эксплуатационной колонны, что чревато возникновением заколонных перетоков за эксплуатационной колонной между пластами после ликвидации скважины. Кроме того, эти заколонные перетоки между пластами бесконтрольны, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, остаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен из обычного (нетермостойкого) цемента.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности ликвидации скважины за счет надежной изоляции межпластового перетока и установки цементного моста повышенной прочности с возможностью контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.

Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающим спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.

Новым является то, что при наличии цементного кольца за обсадной колонной проводят геофизические исследования и определяют длину незацементированной части обсадной колонны, производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой части обсадной колонны, отрезают трубу обсадной колонны в скважине на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части обсадной колонны, извлекают незацементированную часть обсадной колонны, далее в скважину от устья до забоя спускают колонну труб малого диаметра с перфорированными отверстиями и заглушкой на конце, при этом суммарная площадь перфорированных отверстий превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра не менее чем в два раза, после чего в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель и дополнительную колонну труб, далее производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации.

При ликвидации оценочных и разведочных скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан, разработка которого ведется парогравитационным воздействием с образованием паровой камеры, главным условием эффективной ликвидации скважин является исключение возможности перетока тепла из шешминского горизонта в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта, поэтому заполнение всего ствола даже самым высококачественным цементом не исключает заколонных перетоков, которые возникают вследствие слабосцементированности пород в этом интервале скважины.

На фиг.1, 2, 3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа ликвидации скважины.

Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.

Скважина 1 (например, оценочная) (см. фиг.1), пробуренная на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан в 70-е годы прошлого столетия и отработавшая свой срок по назначению, является источником межпластового перетока жидкости 2 (потерь тепла) из пласта 3 шешминского горизонта, имеющего давление P₁, в поглощающий пласт 4 пресных вод казанского горизонта, имеющего давление P₂, при этом P₁>P₂.

В связи с наличием заколонных перетоков жидкости происходят потери тепла в паровой камере, что снижает эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием, поэтому оценочная скважина 1 подлежит физической ликвидации.

Например, глубина оценочной скважины 1 составляет 110 м. Известным геофизическим методом, например, с помощью акустического цементомера АКЦ-8С определяют наличие и расположение цементного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) за обсадной колонной 5 (см. фиг.2). При наличии цементного кольца за обсадной колонной 5 из скважины 1 извлекают только незацементированную часть 6 обсадной колонны 5.

Определяют длину L незацементированной части 6 обсадной колонны 5. Для этого проводят геофизические исследования методом установки магнитных меток, например определяют, что незацементированная часть 6 обсадной колонны 5 составляет 60 м.

Производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой (незацементированной) части обсадной колонны 5, например для 168 мм обсадной колонны 5 с толщиной стенки 9 мм при длине незацементированной части 6 обсадной колонны 5 60 м натяжку производят с усилием, равным 60·351 H = 2,1·10⁴ H, где 351 H - вес одного метра обсадной колонны 5 диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм.

Отрезают трубу обсадной колонны 5 в скважине 1 на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части 6 обсадной колонны 5, например отрезают незацементированную часть 6 обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства на 7 м выше нижнего конца незацементированной части 6 обсадной колонны, т.е. 60 м - 7 м = 53 м.

Универсальное вырезающее устройство изготавливают в ОАО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш, Ивано-Франковская область, Россия).

Извлекают незацементированную часть 6 обсадной колонны 5 из скважины 1.

Затем от устья 7 (см. фиг.3) до забоя 8 спускают колонну труб малого диаметра 9 (см. фиг.3) с перфорированными отверстиями диаметром 8-10 мм и заглушкой на конце (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана). В качестве колонны труб малого диаметра 9 (см. фиг.3) с перфорированными отверстиями (на фиг.1, 2, 3, 4 не показаны) применяют, например, колонну гибких труб диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм.

Перфорированные отверстия диаметром 8-10 мм равномерно распределены по периметру колонны труб малого диаметра 9, при этом их суммарная площадь превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра 9 не менее чем в два раза. Например, площадь внутреннего сечения колонны S диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм составляет 359,5 мм², тогда суммарная площадь перфорированных отверстий должна быть больше 719 мм², например 750 мм².

Колонну труб малого диаметра 9 выбирают с тем условием, чтобы через ее внутренний диаметр проходил оптоволоконный кабель 10.

Затем в колонну труб малого диаметра 9 до забоя 8 спускают оптоволоконный кабель 10. Оптоволоконный кабель 10 изготавливают в ООО «Спец-М» (г.Пермь, Россия).

Оптоволоконный кабель 10 позволяет фиксировать температурное распределение по стволу скважины 1 после ее ликвидации. Затем в скважину 1 до забоя 8 спускают дополнительную колонну труб 11, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.

Производят установку цементного моста 12 (см. фиг.4) тампонированием под давлением, например 6,0 МПа, с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, например, в объеме 0,2% от массы сухого цемента. Фиброволокно производят на ЗАО «Минерал 7» по ТУ В В.2.7-26.8-32673353-001:2007. Количество термостойкого цемента выбирают в зависимости от глубины скважины, внутреннего диаметра обсадной колонны и т.д., которые определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем.

Закачивают цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) по дополнительной колонне труб 11 от забоя 8 до устья 7 скважины 1. В качестве цементного раствора используют растворы из известных термостойких цементов, например ЦТ Activ II КМ-160, выпускаемых по ГОСТ 1581-96.

Применение термостойкого цемента в отличие от обычного, используемого в прототипе, позволяет сохранить прочность цементного моста в условиях воздействия высоких температур для месторождений сверхвязкой нефти, разрабатываемых парогравитационным воздействием. Добавление фиброволокна в термостойкий цемент позволяет повысить прочность цементного моста, предотвратить его растрескивание под действием высоких температур.

Из скважины 1 (см. фиг.4) извлекают дополнительную колонну труб 11, доливают в обсадную колонну 5 скважины 1 до устья 7 цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан).

После ликвидации скважины 1 периодически (по согласованию с геологической службой нефтегазодобывающего управления), например через один квартал, фиксируют температурное распределение в стволе скважины 1. Для этого на устье 7 (см. фиг.4) скважины 1 присоединяют оптоволоконный кабель 10 (см. фиг.4) к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 13 (на фиг.4 показана условно).

Далее с помощью оптоволоконного кабеля 10 ежеквартально производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 8 до устья 7 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 13 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ 13 на аппаратуру, снабженную системой кодирования и декодирования, а также специализированным программным обеспечением, использующимся для получения, отображения, наблюдения и записи в реальном времени распределения температуры по стволу скважины 1. Аппаратура фиксирует распределение температуры по стволу скважины 1. (Первый мировой опыт проведения геофизических исследований в добывающих скважинах с использованием гибкой колонны труб с оптоволоконным кабелем / Ноя В. [и др.] // Время колтюбинга - 2011. - №37 (сент.)).

По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 10 на устье 7 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 13. Аналогичным образом, как описано выше, с периодичностью, определенной предприятием - недропользователем, например, раз в квартал в течение одного года фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 13 на устье 7 скважины 1.

Отсутствие изменения температурного режима по стволу скважины 1 свидетельствует об отсутствии перетоков жидкости между пластами и надежной изоляции источника (пласта) межпластовых перетоков.

Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет повысить эффективность и надежность ликвидации скважины за счет надежной изоляции межпластового перетока и установки цементного моста повышенной прочности с возможностью контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.