СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ
METHOD OF WELL ABANDONMENT

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 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 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, продолжаются 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 колонной и трубной головок, а также центральной задвижки цементным раствором аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры глухими фланцами с установкой репера.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, длительный и 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, 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;
- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен из обычного (нетермостойкого) цемента марки ПТЦ-50 или ПТЦ-50 с наполнителем либо облегченного тампонажного раствора на основе ЦТРОА по ТУ 5734-004-020664928-02.
Техническими задачами предложения являются сокращение длительности технологического процесса ликвидации скважины, а также повышение надежности реализации способа за счет повышения прочности цементного моста и возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.
Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающем спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.
Новым является то, что вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, а в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, далее в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента, затем извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья, ежеквартально 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.
1
2
1
2
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 жидкости 2 (потерь тепла) из пласта 3 шешминского горизонта, имеющего давление P в поглощающий пласт 4 пресных вод казанского горизонта, имеющего давление Р, при этом Р>Р.
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 120 м. Для ликвидации скважины 1 (см. фиг.2) вырезают часть 5 обсадной колонны 6 в интервале пласта 3 - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него.
Для этого на колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показана) спускают в обсадную колонну 6 (см. фиг.2) выше забоя 7 скважины 1 любое известное вырезающее устройство (на фиг.1, 2, 3 не показано), например применяют универсальное вырезающее устройство, изготовленное в ОАО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Россия).
Вырезают часть 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 в скважине 1 общей высотой:
Н=L+h=12 м+10 м=22 м,
где Н - общая высота интервала вырезания, м;
L - высота в интервале пласта 3, м, например 12 м;
h - высота вырезаемого интервала выше пласта 3, 10 м.
Далее извлекают колонну труб с вырезающим устройством из скважины 1. Затем от устья 8 до забоя 7 спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра 9, например в качестве колонны труб малого диаметра 9 применяют колонну гибких труб диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм, что позволяет производить фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1. В колонну труб малого диаметра 9 до забоя 7 спускают оптоволоконный кабель 10. Оптоволоконный кабель 10 изготавливают в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2). Затем в скважину 1 до забоя 7 спускают колонну труб 11 (см. фиг.3), 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. Закачивают цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) по колонне труб 11 от забоя 7 до устья 8 скважины 1. В качестве цементного раствора используют растворы из известных термостойких цементов, например ЦТ Activ II КМ-160, выпускаемого 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. Термостойкий цемент позволяет повысить надежность установки цементного моста, предотвратить его разрушение под действием высоких температур.
Из скважины 1 извлекают колонну труб 11, доливают обсадную колонну 6 скважины 1 до устья 8 закачкой цементного раствора 13 из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан).
После этого на устье 8 (см. фиг.4) скважины 1 присоединяют оптоволоконный кабель 10 (см. фиг.2) к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 14 (на фиг.4 показана условно).
Далее с помощью оптоволоконного кабеля 10 ежеквартально производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 7 до устья 8 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 14 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ 14 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(сент.)).
По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 10 на устье 8 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 14.
Аналогичным образом, как описано выше, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 14 на устье 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 сократить продолжительность технологического процесса и повысить надежность реализации способа за счет повышения прочности цементного моста с удалением части обсадной колонны скважины в интервале возможного перетока, а также с возможностью контроля надежности ликвидации скважины.