СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ СО СМЯТОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ
METHOD OF WELL ABANDONMENT WITH COLLAPSED PRODUCTION STRING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород ММП со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД.
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 вторичное вскрытие таких залежей, то есть перфорация эксплуатационной колонны, осуществляется сплошным интервалом и двойной плотностью. Причем толщины таких залежей могут быть достаточно большими, что вынуждает осуществлять изоляцию залежи ликвидационным цементным мостом большой высоты, а это нередко приводит к низкой прочности и недолговечности ликвидационного цементного моста.
На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, низкой продуктивности, смятия эксплуатационной колонны, обусловленного возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.
В этих условиях традиционными методами надежно ликвидировать скважину невозможно.
Известен способ ликвидации скважины, включающий установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [Патент 2074308].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличие ММП в приустьевой зоне скважины, периодическое растепление и замораживание крепи скважины. Способ не учитывает трудности транспортирования на устье ликвидируемой скважины необходимой техники и оборудования, не учитывает наличие смятия нижней части эксплуатационной колонны, не учитывает агрессивное воздействие пластовой воды на прочность цементного камня и разрушительное воздействие давления горных пород, во много раз превышающего забойное давление.
Известен способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной, включающий установку цементного моста в интервалах перфорации и смятия, заполнение ствола скважины технологическим раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов.- М.: Госгортехнадзор, 2000. - 22 с. (п.2.2.3.3)].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны. Он не учитывает агрессивное воздействие пластовой воды на прочность цементного камня и разрушительное воздействие давления горных пород, во много раз превышающего забойное давление, ведущие к разрушению цементного моста, нарушению его герметичности и к пропускам пластового газа через него, возникновению межколонных и внутриколонных перетоков. Кроме того, способ не учитывает трудности транспортирования на устье ликвидируемой скважины необходимой техники и оборудования.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной, расположенной в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении надежной ликвидации скважин при минимальных капитальных затратах.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной последнюю глушат, извлекают лифтовую колонну, промывают песчаную пробку на 20 м ниже интервала перфорации или смятия, шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну секцию труб меньшего диаметра на 1-2 м выше головы промытой песчаной пробки с размещением головы секции труб на 20-100 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование секции труб цементным раствором, не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ, продавливают секцию труб до головы промытой песчаной пробки, а после ОЗЦ проводят цементирование внутренней полости секции труб, заполняют ствол скважины над зацементированной секцией труб жидкостью глушения, устанавливают цементные мосты в башмаках технических колонн и в башмаке кондуктора, заполняют ствол скважины между цементными мостами жидкостью глушения, а в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтируют фонтанную арматуру и колонную головку, устанавливают на устье бетонную тумбу с репером, либо в стволе скважины под устьем на глубине залегания нейтрального слоя устанавливают глухую пробку, заполняют цементным раствором внутренние полости колонной и трубной головок, центральной задвижки фонтанной арматуры и ствол скважины над глухой пробкой, а боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры герметизируют глухими фланцами с установкой репера.
Реализация способа приведена на примере ликвидации газовой скважины, пробуренной по двух колонной конструкции с эксплуатационной колонной и кондуктором. Технических колонн в этой конструкции скважины нет. В рассматриваемой скважине (фиг.1) эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, двойной плотностью перфорации 3. Ствол скважины частично перекрыт песчаной пробкой 4. ГВК 5 поднялся выше забоя 6 скважины, перекрыв интервал перфорации 3. Нижняя часть эксплуатационной колонны 1 прокорродировала, имеет смятие 7, обусловленное возникновением в условиях АНПД большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.
На фиг.1 показана конструкция ликвидированной скважины с установкой на устье бетонной тумбы, на фиг.2 - то же с установкой на устье колонной и трубной головок и центральной задвижки фонтанной арматуры.
Первоначально скважину глушат, извлекают лифтовую колонну (не показано). Промывают песчаную пробку 4 до глубины на 20 м ниже интервала перфорации 3 или смятия 7, либо до забоя 6 скважины, если он находится выше этой отметки. В рассматриваемом примере интервал перфорации 3 совпадает с интервалом смятия 7. Шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и при наличии смятия определяют его местоположение, то есть местоположение интервала смятия 7, в скважине. Осуществляют работы по исправлению смятия 7 эксплуатационной колонны 1 по известной технологии до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее секции обсадных труб меньшего диаметра 8. Спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну 1 секцию обсадных или лифтовых труб 8 меньшего диаметра на 1-2 м выше головы промытой песчаной пробки 4 с размещением головы хвостовика на 20-100 м выше кровли продуктивного пласта 2.
Секцию труб 8 спускают в эксплуатационную колонну 1 для предотвращения дальнейшего смятия эксплуатационной колонны 1 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД.
Размещение секции труб 8 в указанном интервале осуществляется для обеспечения более надежного цементирования секции труб 8 и для обеспечения более надежного перекрытия интервала смятия 7 эксплуатационной колонны 1.
Секцию труб 8 цементируют цементным раствором 9. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 9 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н и полипропиленовое волокно. 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».
Не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ, продавливают секцию труб 8 до головы промытой песчаной пробки 4, а после ОЗЦ проводят цементирование внутренней полости секции труб 8 цементным раствором 9 того же состава. Зацементированная секция труб 8 играет роль армированного нижнего ликвидационного цементного моста, он более прочен по сравнению с классическим нижним ликвидационным цементным мостом, выполненным из чистого цемента.
После повторного ОЗЦ осуществляют заполнение ствола скважины, эксплуатационной колонны 1 жидкостью глушения 10. В качестве жидкости глушения 10 можно использовать водные растворы хлорида кальция, либо хлорида калия, хлорида натрия.
Далее в башмаке кондуктора 11 устанавливают верхний цементный мост 12. Выше него, в интервале ММП 13, ствол скважины, внутреннюю полость эксплуатационной колонны 1 заполняют незамерзающей жидкостью 14.
Затем осуществляют герметизацию устья скважины. Герметизацию устья можно провести путем демонтажа фонтанной арматуры и колонной головки (не показано), после чего на устье скважины устанавливают бетонную тумбу 15 с репером 16.
В условиях больших перепадов температур окружающего воздуха, а также в условиях труднодоступности местности, при высокой степени заболоченности или заозеренности территории, при отсутствии дорог к скважине, наиболее оптимальной герметизацией устья (фиг.2) является его герметизация путем размещения в стволе скважины, во внутренней полости эксплуатационной колонны 1, под устьем на глубине залегания нейтрального слоя глухой пробки 17, выше которой внутренние полости колонной 18 и трубной 19 головок, центральной задвижки 20 фонтанной арматуры и ствол скважины, эксплуатационную колонну 1 заполняют цементным раствором 9 того же состава. Боковые отводы колонной 18 и трубной 19 головок и верхний фланец центральной задвижки 20 фонтанной арматуры герметизируют глухими фланцами 21. На верхнем фланце центральной задвижки 20 фонтанной арматуры устанавливают репер 16.
Пример реализации способа в скважине № 314 Вынгапуровского месторождения.
Первоначально скважину заглушили. Из скважины извлекли лифтовую колонну диаметром 114 мм. Промыли песчаную пробку с помощью колтюбинговой установки до глубины на 20 м ниже интервала перфорации. Прошаблонировали эксплуатационную колонну и устранили ее смятие оправочным инструментом до величины, равной 148 мм. В выпрямленную эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спустили секцию лифтовых труб диаметром 114 мм из состава ранее извлеченной из скважины лифтовой колонны до глубины на 2 м выше головы промытой песчаной пробки, до глубины 1180 м. Голову секции лифтовых труб разместили на 100 м выше кровли продуктивного пласта. В качестве лифтовых труб использовали отбракованные, негерметичные лифтовые трубы.
3
6
Секцию лифтовых труб зацементировали цементным раствором, содержащим портландцемент ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно «фибра». Полипропиленовое волокно - «фибра» выполнено из полипропилена CH, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.
Не дожидаясь окончания периода ОЗЦ, продавили секцию лифтовых труб до головы промытой песчаной пробки, до упора.
3
После ОЗЦ провели цементирование внутренней полости секции лифтовых труб цементным раствором того же состава. После повторного ОЗЦ ствол скважины над зацементированной секцией лифтовых труб заполнили водным раствором хлорида кальция плотностью 820 кг/м.
3
Далее в башмаке кондуктора установили верхний цементный мост, выше которого в интервале ММП ствол скважины заполнили в качестве незамерзающей жидкости водным раствором хлорида кальция плотностью 820 кг/м.
Затем осуществили герметизацию устья скважины. После демонтажа фонтанной арматуры и колонной головки на устье скважины установили бетонную тумбу с репером.
Предлагаемый способ ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, более надежен по сравнению с аналогами. Он обеспечивает надежную изоляцию ликвидированной скважины от продуктивного пласта за счет установки в интервалах перфорации и смятия эксплуатационной колонны секции труб меньшего диаметра, зацементированных с наружной и внутренней стороны цементным раствором повышенного качества, устраняет дальнейшее смятие эксплуатационной колонны и предотвращает поступление пластовых вод в скважину за счет перекрытия интервалов перфорации и смятия секцией труб большой протяженностью, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны и обеспечивает более длительный срок сохранения герметизации устья. Позволяет значительно снизить затраты на ликвидацию скважины, в том числе на устранение необходимости вывоза демонтированного оборудования и извлеченных ируб с устья ликвидированной скважины. Кроме того, обеспечивает в случае необходимости возможность ввода скважины в эксплуатацию при минимальных затратах на ее разликвидацию.