способ ликвидации скважины

Формула изобретения

Способ ликвидации скважины, включающий спуск колонны труб в скважину с эксплуатационной колонной, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями определяют наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявляют нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затем при отсутствии цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявлении нарушений герметичности эксплуатационной колонны тампонированием производят наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной и герметизацию зон нарушения эксплуатационной колонны, определяют качество тампонирования эксплуатационной колонны проведением повторных геофизических исследований, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, далее до забоя скважины спускают дополнительную колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента, затем извлекают дополнительную колонну труб из скважины, доливают в ствол скважины термостойкий цемент до устья, после чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью, далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, после ликвидации скважины периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины.

Описание изобретения к патенту

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, малая эффективность ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать 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 E21B 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 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 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, 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 E21B 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, недостаточная 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.

Технической задачей предложения является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины за счет герметичной изоляции межпластового перетока и установки цементного моста повышенной прочности с возможностью контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.

Поставленная задача решается способом ликвидации скважины, включающим спуск колонны труб в скважину с эксплуатационной колонной, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.

Новым является то, что геофизическими исследованиями определяют наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявляют нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затем при отсутствии цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявлении нарушений герметичности эксплуатационной колонны тампонированием производят наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной и герметизацию зон нарушения эксплуатационной колонны, определяют качество тампонирования эксплуатационной колонны проведением повторных геофизических исследований, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, далее до забоя скважины спускают дополнительную колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента, затем извлекают дополнительную колонну труб из скважины, доливают в ствол скважины термостойкий цемент до устья, после чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью, далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, после ликвидации скважины периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины.

При ликвидации оценочных и разведочных скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан, разработка которого ведется парогравитационным воздействием с образованием паровой камеры, главным условием эффективности является исключение возможности перетока тепла из шешминского горизонта в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта.

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 назначенный срок службы, является источником заколонного перетока 2 (потери тепла) из пласта 3 шешминского горизонта, имеющего давление P₁, в поглощающий пласт 4 пресных вод казанского горизонта, имеющего давление P₂(P ₁>P₂).

В связи с наличием заколонного перетока (потерь тепла) 2 снижается эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием, поэтому оценочная скважина 1 подлежит физической ликвидации. Глубина оценочной скважины 1 составляет 120 м.

Геофизическими исследованиями, например методами акустической цементометрии (АКЦ) и термометрии, определяют наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной 5 и выявляют нарушения герметичности эксплуатационной колонны 5.

Например, определяют отсутствие цементного кольца за эксплуатационной колонной 5 в интервале от 0 до 80 м и выявляют наличие нарушений в эксплуатационной колонне 5, например нарушений 6' в интервале 92 м и 6 в интервале 37 м.

Далее производят наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной 5 скважины 1 по любой известной технологии.

Например, для этого в эксплуатационной колонне 5 в интервале 80 м выполняют специальные отверстия 7 с помощью кумулятивного перфоратора (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) марки ПК-105 Т производства ООО «Стилит» (г. Челябинск, Россия).

Далее в эксплуатационной колонне 5 (см. фиг.1) скважины 1 ниже интервала 80 м устанавливают, например, извлекаемую пакер-пробку ИПП-168, разработанную институтом «ТатНИПИнефть» (г. Бугульма, Республика Татарстан, Россия) (патент RU № 2395668, МПК E21B 33/13) и тампонированием - закачкой цементного раствора по колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана) - наращивают цементное кольцо 8 (см. фиг.2) за эксплуатационной колонной 5 скважины 1.

После чего производят герметизацию зон нарушения 6' и 6 эксплуатационной колонны 5 скважины 1 тампонированием закачкой цементного раствора по любой известной технологии. Например, сначала герметизируют нижнее нарушение 6'. Для этого в скважину 1 спускают колонну труб с разбуриваемым пакером (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан). Производят посадку разбуриваемого пакера, закачивают под давлением тампонажный материал, например цементный раствор с использованием цемента марки ПТЦ-50 по ТУ 5734-004-020664928-02, по колонне труб в зону нарушения 6' (см. фиг.1) эксплуатационной колонны 5, затем извлекают колонну труб, ожидают затвердевание цементного раствора, разбуривают пакер. В качестве разбуриваемого пакера применяют пакер ПРК-ЯМ-168 производства ООО «Нефтяник» (г. Бугульма, Республика Татарстан, Россия).

Аналогично герметизируют верхнее нарушение 6" эксплуатационной колонны 5 скважины 1.

Проводят повторные геофизические исследования методами АКЦ и термометрии и определяют качество цементирования, т.е. наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной в интервале от 0 до 80 м и герметичность заизолированных цементным раствором зон нарушения 6' и 6 (см. фиг.2) эксплуатационной колонны 5 скважины 1.

Затем в скважину от устья 8 (см. фиг.3) до забоя 9 спускают заглушенную снизу заглушкой 10 колонну труб 11 малого диаметра. В качестве колонны труб 11 малого диаметра применяют, например, колонну безмуфтовых гибких труб диаметром 38 мм.

Далее в скважину 1 от устья 8 до забоя 9 спускают дополнительную колонну труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана). Производят установку цементного моста 12 (см. фиг.4) тампонированием под давлением от забоя до устья скважины путем закачки по колонне труб термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Затем извлекают дополнительную колонну труб из скважины 1 и ожидают затвердевание цемента. С устья 8 скважины доливают в ствол термостойкий цемент.

В качестве термостойкого цемента используют растворы из известных термостойких цементов, например ЦТ Activ II КМ-160, выпускаемых по ГОСТ 1581-96 с добавлением базальтового фиброволокна в количестве 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.

Применение термостойкого цемента позволяет сохранить прочность цементного моста в условиях циклически меняющихся температур (пароциклических скважинах), т.е. для месторождений, 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.

Затем с устья 8 (см. фиг.3) скважины 1 заполняют колонну труб 11 малого диаметра незамерзающей жидкостью 13, например дизельным топливом, что позволит при необходимости фиксации температурного распределения в стволе скважины спускать в колонну труб 11 малого диаметра и извлекать из нее оптоволоконный кабель 14.

В колонну труб 10 малого диаметра до забоя 9 спускают оптоволоконный кабель (термодатчики) 14, изготавливаемый в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2).

Колонну труб малого диаметра 11 выбирают с тем условием, чтобы через ее внутренний диаметр проходил оптоволоконный кабель 14.

Верхний конец колонны труб малого диаметра 11 герметизируют на устье 9 скважины 1 пробкой 15.

После ликвидации скважины 1 периодически (по согласованию с геологической службой нефтегазодобывающего управления), например через квартал, фиксируют температурное распределение в стволе скважины 1. Для этого на устье 8 скважины 1 отворачивают пробку 15 (см. фиг.4), верхний конец оптоволоконного кабеля 14 присоединяют к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 16 (на фиг.3 показана условно).

Далее с помощью оптоволоконного кабеля 14 производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 9 до устья 8 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 16 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 14 на устье 8 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 15. Извлекают оптоволоконный кабель 14 (см. фиг.3 и 4) из колонны труб 11 малого диаметра. Верхний конец колонны труб 11 малого диаметра герметизируют на устье 8 скважины 1 пробкой 15.

Аналогичным образом, как описано выше, например ежеквартально, фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 16 на устье скважины 1 и использованием оптоволоконного кабеля 14. Для этого повторяют вышеописанные технологические операции, начиная с отворачивания пробки 15 с колонны труб 11 малого диаметра и заканчивая герметизацией верхнего конца колонны труб 11 малого диаметра пробкой 15.

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 реализации способа за счет повышения прочности цементного моста и герметизации нарушений эксплуатационной колонны скважины, а также контролировать надежность ликвидации скважины.