Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям 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, малая эффективность процесса ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать или предупредить перетоки жидкости между пластами в заколонном пространстве скважины;

- в-третьих, недостаточная 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 пласта высокопластичных 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 от «головы» 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 над другом) 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, продолжаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, недостаточная 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 с обсадной колонной и пластами 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 тумбу и репер.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность процесса ликвидации скважины при заполнении всего ствола скважины цементным раствором, при этом межинтервальные (межпластовые) перетоки в заколонном пространстве скважины продолжаются;

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

- в-третьих, недостаточная 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 процесса ликвидации скважины за счет изоляции межпластового перетока в заколонном пространстве скважины и повышение надежности ликвидации скважины за счет возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации скважины и повышения прочности цементного моста.

Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающим спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья.

Новым является то, что при ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта, между которыми происходят заколонные перетоки жидкости, далее в интервал вырезанного участка обсадной колонны скважины спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, извлекают керноотборник из скважины и проводят анализ отобранного керна, по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, далее в скважину до забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб и под давлением производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост, после чего спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину до верхнего конца глиняного моста и под давлением производят установку второго цементного моста до устья скважины, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, причем установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента, после чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью, далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, с помощью которого периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после 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, 4 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа ликвидации скважины.

Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.

Оценочная скважина 1 (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 заколонного перетока пара (конденсата) 2 (потерь тепла) из пласта 3 (нижний пласт) шешминского горизонта, имеющего давление Р₁, в поглощающий пласт 4 (верхний пласт) пресных вод казанского горизонта, имеющего давление Р₂, при этом P₁>Р₂.

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, по данным, представляемым геологической службой нефтегазодобывающего предприятия, глубина оценочной скважины 1 составляет 105 м, высота l₁ нижнего пласта 3 составляет 3 м; высота l₂ верхнего пласта 4 - 4 м.

Для ликвидации скважины 1 (см. фиг.2) вырезают часть 5 длиной Н обсадной колонны 6 от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4, между которыми происходят заколонные перетоки жидкости 2.

Для этого на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана) спускают в обсадную колонну 6 (см. фиг.2) скважины 1 любое известное вырезающее устройство (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), например, применяют универсальное вырезающее устройство, изготовленное в ОАО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Россия).

Например, расстояние L от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4 равно 12 м.

Вырезают часть 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 в скважине 1 высотой Н=L+l₁+l₂,

где Н - высота вырезаемого участка обсадной колонны, м;

L - расстояние от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4, м, например 12 м;

l₁ - высота нижнего пласта 3, м;

l₂ - высота верхнего пласта 4, м.

Подставляют числовые значения в формулу: Н=12 м + 3 м + 4 м=19 м.

Далее извлекают колонну труб с вырезающим устройством из скважины 1.

Затем в интервал вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 спускают керноотборник (на фиг.1, 2, 3 и 4 не показан) и производят отбор керна, находящегося в разрезе вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1.

Например, в интервал вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 спускают сверлящий боковой керноотборник (RSCT™), который позволяет произвести отбор образцов керна за один спуск без нарушения структуры керна для широкого диапазона петрофизических испытаний и анализов, без микротрещин.

Извлекают керноотборник из скважины 1 с образцами керна и проводят анализ отобранных образцов керна, определяют минеральный или химический состав (содержание компонентов). Например, образец керна имеет следующий минеральный состав, % (по массе):

- смешанослойный минерал - 48

- каолинит - 19

- кварц - 17

- полевой шпат - 9

- гидрослюда - 7.

По этим данным в цехе, например в ООО «НПО БентоТехнологии» (г. Альметьевск, Республика Татарстан, Россия) или в ЗАО «Керамзит» (г. Серпухов, Россия), готовят глину с подобным минеральным составом (на основе полученного состава отобранного керна, состав которого соответствует составу породы).

Затем в скважину 1 (см. фиг.2) от устья 9 до забоя 10 спускают заглушенную снизу заглушкой 11 (фиг.3) колонну труб 12 малого диаметра. Например, в качестве колонны труб 12 малого диаметра применяют колонну безмуфтовых гибких труб диаметром 38 мм или насосно-компрессорные трубы диаметром 48 мм. Колонну труб 12 малого диаметра выбирают с тем условием, чтобы через ее внутренний диаметр проходил оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.4).

Далее в скважину 1 (см. фиг.3) от устья 9 до забоя 10 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана). Под давлением закачивают цементный раствор по колонне НКТ и производят установку первого цементного моста 14 (см. фиг.3) от забоя 10 до интервала скважины 1 на 5 м выше подошвы нижнего пласта 3. Извлекают колонну НКТ из скважины 1 и выдерживают до затвердевания цемента.

Затем в скважине 1 от верхнего конца первого цементного моста 14 до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта 4 устанавливают глиняный мост 15 из приготовленной глины.

Для установки глиняного моста 15 засыпают с устья 9 скважины 1 глину с последующим ее уплотнением в скважине 1 спуском колонны НКТ.

Количество засыпаемой в скважину 1 глины выбирают в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны 6 (см. фиг.3) скважины 1, высоты вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 и т.д., которые определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем.

Вследствие подбора состава глины, аналогичного составу породы, находящейся в разрезе вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1, между ними происходит адгезия, т.е. слипание поверхностей двух соприкасающихся разнородных твердых тел (глины и породы), что связано с межмолекулярным притяжением, обеспечивающим целостность веществ в местах контакта их поверхностей.

После застывания глины получается глиняный мост 15 в виде плотной глиняной прослойки достаточной толщины, которая исключает заколонные перетоки пара (конденсата) 2 между нижним 3 и верхним 4 пластами в скважине 1.

Спускают колонну НКТ в скважину до верхнего конца глиняного моста 15 (см. фиг.3) и под давлением закачивают по колонне НКТ цементный раствор и производят установку второго цементного моста 16 до устья 9 скважины 1, после чего извлекают колонну НКТ из скважины 1.

Установку первого 14 и второго 16 цементного мостов производят (см. фиг.3) с применением термостойкого цемента с добавлением базальтового фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента.

Применение термостойкого цемента позволяет сохранить прочность цементного камня в условиях циклически меняющихся температур (в пароциклических скважинах), т.е. на месторождениях, разрабатываемых парогравитационным воздействием, по сравнению с обычным цементом, используемым в прототипе.

Добавление фиброволокна в термостойкий цемент позволяет получить прочную, пластичную, безусадочную, непроницаемую и коррозионно-стойкую структуру цементного камня, устойчивую к воздействию высоких температур.

В качестве термостойкого цемента используют известные термостойкие цемента, например ЦТ Activ II KM-160, выпускаемые по ГОСТ 1581-96.

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.

Затем с устья 9 (см. фиг.3) скважины 1 заполняют колонну труб 12 малого диаметра незамерзающей жидкостью, например дизельным топливом.

Верхний конец колонны труб 12 малого диаметра герметизируют на устье 9 скважины 1 глухой пробкой 17.

Для этого на устье 9 скважины 1 отворачивают пробку 17 (см. фиг.3), верхний конец оптоволоконного кабеля 13 (см. фиг.4) присоединяют к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 18 (на фиг.4 показана условно).

Далее в колонну труб 12 малого диаметра до забоя 10 скважины 1 спускают оптоволоконный кабель (термодатчики) 13 (см. фиг.4). Оптоволоконный кабель 13 изготавливают в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2). Диаметр спускаемого оптоволоконного кабеля 13 выбирают с условием прохождения через колонну труб 12 малого диаметра.

Далее с помощью оптоволоконного кабеля 13 производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 10 до устья 9 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 18 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ (пульт управления) 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 ГНКТ с оптоволоконным кабелем / Ноя В. [и др.] // Время колтюбинга. - 2011. - №37).

По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 13 на устье 9 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 18. Извлекают оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.3 и 4) из колонны труб 12 малого диаметра. Верхний конец колонны труб 12 малого диаметра герметизируют на устье 9 скважины 1 пробкой 17.

Заполнение колонны труб 12 малого диаметра незамерзающей жидкостью позволяет спускать в колонну труб 12 малого диаметра и извлекать из нее оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.4) независимо от температуры окружающей среды.

Аналогичным образом, как описано выше, например, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 18 на устье скважины 1 и с использованием оптоволоконного кабеля 13. Для этого производят описанные выше операции, начиная с отворачивания пробки 17 с колонны труб 12 малого диаметра и заканчивая герметизацией верхнего конца колонны труб 12 малого диаметра пробкой 17.

Неизменяемость температурного режима в стволе скважины 1 свидетельствует об отсутствии перетоков пара (конденсата) между пластами и надежной изоляции источника (пласта) межпластовых перетоков.

Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет повысить эффективность ликвидации скважины за счет изоляции межпластового перетока в заколонном пространстве скважины путем вырезания обсадной колонны и установки глиняного моста, а также повысить надежность ликвидации скважины за счет возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации скважины и повышения прочности цементного моста.