способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и большой степени обводненности

Формула изобретения

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений и большой степени обводненности, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, отличающийся тем, что первоначально промывают песчаную пробку до первого над текущим газоводяным контактом - ГВК глинистого пропластка, но не выше 5-7 м от текущего ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1-2 м выше башмака хвостовика и после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК, закачивают через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности простаивающих нефтегазовых скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и большой степени обводненности.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости, в том числе песчаники и глины. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять вторичное вскрытие продуктивного пласта, перфорацию эксплуатационной колонны сплошным интервалом и двойной плотностью.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывают из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, связанной с подъемом газоводяного контакта (ГВК), низкой продуктивностью, смятием эксплуатационной колонны, обусловленным возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. В этих условиях традиционными методами восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной ее перфорации двойной плотности и пониженной по этой причине прочности эксплуатационной колонны осуществить технически невозможно.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент № 2273718 РФ Е21В 29/10, заявлено 02.07.04, опубликовано 10.04.06]. Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого, интервала эксплуатационной колонны, чему будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным и наличие сплошной перфорации эксплуатационной колонны двойной плотностью. Кроме того, способ не устраняет поступление пластовых вод к забою и не обеспечивает восстановление продуктивности самой скважины, наоборот, способствует дальнейшему загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП).

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне [Пат. 2231630 РФ, Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубликовано 2004].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полное или частичное его разрушение, что будет способствовать еще большему притоку пластовых вод к забою скважины. Кроме того, этот способ не устраняет негерметичность эксплуатационной колонны при большой разнице горного и забойного давлений.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в изоляции притока пластовых вод, обеспечении герметичности эксплуатационной колонны и в получении дополнительной добычи газа из ранее простаивающих скважин.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, отличающемся тем, что первоначально промывают песчаную пробку до первого над текущим газоводяным контактом - ГВК глинистого пропластка, но не выше 5-7 м от текущего ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1-2 м выше башмака хвостовика и после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК, закачивают через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности; на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и спуске хвостовика; на фиг.3 - то же, в процессе изоляции притока пластовых вод и докрепления водоизоляционного экрана цементным раствором; на фиг.4 - то же, в процессе перфорации под эксплуатацию и вызова притока газа из пласта.

Способ реализуется в простаивающей длительное время скважине (фиг.1), в которой эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, двойной плотностью перфорации, ствол скважины полностью перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 поднялся выше забоя 5 скважины, перекрыв нижние и средние отверстия интервала перфорации, нижняя часть эксплуатационной колонны 1 прокорродировала, и возможно имеет место ее негерметичность, обусловленная возникновением в условиях АНПД большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

Первоначально в скважине (фиг.2) промывают песчаную пробку 3 до первого над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 6, но не выше 5-7 м от текущего ГВК 4, шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и спускают в нее хвостовик 7 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 8 промытой песчаной пробки 3 с размещением головы 9 хвостовика 7 на 20 м выше кровли 10 продуктивного пласта 2 для предотвращения возможного его смятия из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. Хвостовик 7 цементируют цементным раствором 11 с оставлением цементного стакана 12 высотой 1-2 м выше башмака 13 хвостовика 7. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 11 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий, например, мас.%: суперпластификатор С-3 0,5-1, поливиниловый спирт 0,5-1, полипропиленовое волокно 0,06-0,08, портландцемент остальное. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.

После завершения ОЗЦ осуществляют (фиг.3) разбуривание цементного стакана 12 и промывку песчаной пробки 3 до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК 4. Закачивают водоизоляционную композицию 14 в объеме 15-20 м³ через перфорационные отверстия 15 существующего интервала перфорации 16. В качестве водоизоляционной композиции можно использовать «жидкое стекло», ПВС 18/11 или ПВС В1Н. Водоизоляционную композицию 14 продавливают вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 17 цементным раствором 18 (фиг.4) в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана 12 высотой на 1-2 м выше башмака 13 хвостовика 7. Состав цементного раствора 18 аналогичен составу цементного раствора 11 при цементировании хвостовика 7.

После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 7, в интервале выше второго над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 19 до кровли 10 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. В качестве кумулятивных перфораторов можно использовать перфораторы PJ 2906 «омега» или ПКС 80, ПРК 42С.

Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 20. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину вводят в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине № 340 Вынгапуровского месторождения.

Первоначально в скважине промыли песчаную пробку до первого над текущим ГВК глинистого пропластка (6 м от текущего ГВК). Прошаблонировали эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и спустили в нее хвостовик из обсадных труб диаметром 114 мм до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта. Такое размещение головы хвостовика предотвращает его смятие из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. Хвостовик зацементировали цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1 м выше башмака хвостовика. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применили состав, содержащий, мас.%: суперпластификатор С-3 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 0,7, полипропиленовое волокно - «фибра» 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 98,53.

После ОЗЦ разбурили цементный стакан и промыли песчаную пробку до глубины на 1,5 м ниже текущего ГВК. Закачали водоизоляционную композицию - «жидкое стекло» по ГОСТ 13078-81 в объеме 18 м ³ через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации.

Водоизоляционную композицию продавили вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором, содержащим портландцемент ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно - «фибра», в объеме 4 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 2 м выше башмака хвостовика. Полипропиленовое волокно - «фибра» выполнено из полипропилена С₃Н₆, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.

После ОЗЦ провели перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели мощным кумулятивным перфоратором - PJ 2906 «омега», обеспечивающим создание длинных трещин без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной. Такой перфоратор относится к «щадящим» перфораторам, не разрушающим целостность цементного камня. Снижением противодавления на продуктивный пласт вызвали приток газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию». После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.

Предлагаемый способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности более надежен по сравнению с аналогами. Он устраняет поступление пластовых вод в скважину, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны и повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины.