СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL ABANDONMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации горизонтальных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти.
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 выбранного пласта высокопластичпых 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, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента;
- в четвертых, при глушении горизонтальных стволов большие материальные и временные затраты, связанные с глушением скважины по всей длине.
Также известен 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 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, низкая 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;
- в четвертых, при глушении горизонтальных стволов большие материальные и временные затраты, связанные с глушением скважины по всей длине.
Наиболее близким по технической сущности является способ физической ликвидации скважины (патент RU №2576422, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.03.2016 г., бюл. №7), включающий этапы, на которых монтируют колтюбинговое оборудование, спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу колтюбинговой установки, закачивают через гибкую трубу цементный раствор, после завершения периода ожидания затвердевания цемента в стволе скважины демонтируют колтюбинговое оборудование, герметизируют скважину с установкой репера. До начала цементирования определяют интервалы негерметичности эксплуатационной колонны и производят перфорацию отверстий, опускают гибкие трубы в скважину, предварительно долив скважину до устья технологической жидкостью, причем спуск гибких труб производят с постоянной промывкой, производят установку цементного моста высотой от 50 м до 1000 м в два этапа, причем на первом этапе цементный раствор через колтюбинговые трубы доводят до забоя скважины и поднимают по межтрубью до верхних перфорационных отверстий пласта и под давлением продавливают в пласт, поднимают колтюбинговые трубы выше уровня цемента, выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, на втором этапе производят доподъем цемента от кровли предыдущего цементного моста до устья скважины через колтюбинговые трубы и доустановку цементного моста, причем перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне перекрывают установкой цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже их, снова выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, герметизируют скважину путем установки тумбы.
Недостатками данного способа являются большие материальные затраты при ликвидации горизонтальных скважин на залежах высоковязкой нефти, низкое качество изоляции заколонных перетоков, так как цемент замещается давлением, а при отсутствии приемистости в интервале перетоков это осуществить невозможно, при наличии перетоков - цементный камень в затрубье получается неравномерным, что полностью не исключает перетоки. При этом при глушении горизонтальных стволов большие материальные и временные затраты, связанные с глушением скважины по всей длине.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности ликвидации горизонтальной скважины за счет надежной изоляции межпластовых заколонных перетоков, благодаря вытеснению скважинной жидкости за обсадную колонну и заполнению интервалов негерметичности цементным раствором, который также уплотняют повышенным давлением, а также сокращение затрат при проведении ликвидационных работ в горизонтальных и наклонных скважинах.
Технические задачи решаются способом ликвидации скважины, включающим определение интервалов негерметичности заколонного пространства обсадной колонны геофизическими методами, проведение перфорации отверстиями обсадной колонны в интервалах негерметичности, причем ликвидацию скважины проводят после спуска технологической колонны в два этапа, на первом из которых проводят задавливание цементного раствора в интервалы негерметичности через перфорационные отверстия, а на втором - производят заполнение скважины цементным раствором до устья скважины.
Новым является то, что в горизонтальных или наклонных скважинах, оборудованных фильтрами-хвостовиками в интервале продуктивного пласта, перед перфорацией устанавливают пакер-пробку, перекрывая фильтрующую часть хвостовика со стороны устья, технологическую колонну перед спуском оборудуют съемным пакером, на первом этапе закачивают цементный раствор до нижних перфорационных отверстий, съемный пакер устанавливают в средний части нижнего интервала негерметичности, в который через технологическую колонну закачивают расчетный объем цементного раствора, позволяющий заполнить весь интервал негерметичности, с давлением закачки, не превышающим допустимого давления для данной скважины, съемный пакер после схватывания цементного раствора, но до его отверждения, снимают и переустанавливают после заполнения скважины цементным раствором до следующих перфорационных отверстий, последовательно снизу вверх аналогично заполняют все интервалы негерметичности цементным раствором, после снятия съемного пакера с верхнего интервала негерметичности приступают ко второму этапу.
Новым является также то, что для ликвидации скважин, применяемых для технологических процессов, использующих термическое воздействие на пласт, используют термостойкий цемент.
На чертеже изображена схема расположения скважины в залежи.
Способ реализуется следующим образом.
Способ ликвидации скважины 1 включает определение интервалов негерметичности 2 заколонного пространства обсадной колонны 3 геофизическими методами (например, методами акустической цементометрии (АКЦ), термометрии или т.п.), проведение перфорации отверстиями 4 обсадной колонны 3 в интервалах негерметичности 2. Ликвидацию скважины 1 проводят после спуска технологической колонны 5 в два этапа, на первом из которых проводят задавливание цементного раствора в интервалы негерметичности 2 через перфорационные отверстия 4, а на втором - производят заполнение скважины 1 цементным раствором до устья (не показано) скважины 1. В горизонтальных или наклонных скважинах 1, оборудованных фильтрами-хвостовиками 6 в интервале продуктивного пласта 7, перед перфорацией устанавливают пакер-пробку 8, перекрывая фильтрующую часть 9 хвостовика 6 со стороны устья. Технологическую колонну 5 перед спуском оборудуют съемным пакером 10. На первом этапе закачивают цементный раствор до нижних перфорационных отверстий 4. Съемный пакер 10 устанавливают в средний части нижнего интервала негерметичности 2, в который через технологическую колонну 5 закачивают расчетный объем цементного раствора, позволяющий заполнить весь интервал негерметичности 2 (определяют эмпирически, исходя из опыта работы на подобных скважинах), с давлением закачки, не превышающим допустимого давления для данной скважины 1 (определяют исследованиями, для месторождений Татарстана обычно не более 3 МПа). Съемный пакер 10 на технологической колонне 5 после схватывания цементного раствора, но до его отверждения, снимают, приподнимают, а после заполнения скважины 1 цементным раствором до следующих перфорационных отверстий 4 переустанавливают в среднюю часть следующего снизу интервала негерметичности 2' для его заполнения цементным раствором. При заполнении верхних интервалов негерметичности 2 через технологическую колонну 5 в скважине 1 между съемным пакером 10 и пакером-пробкой 8 также создается избыточное давление, которое уплотняет цементный раствор как в скважине между пакерами 8 и 10 так и в расположенных ниже интервалах негерметичности 2, обеспечивая надежную изоляцию заколонного пространства обсадной колонны 3 и глушение ствола обсадной колоны 3 скважины 1. Последовательно снизу вверх аналогично заполняют все интервалы негерметичности 2' цементным раствором, после снятия съемного пакера 10 с верхнего интервала негерметичности 2' приступают ко второму этапу - производят заполнение скважины 1 цементным раствором до устья скважины 1. При глушении скважин 1, работающих при добыче высоковязякой нефти, сверхвысоковязкой нефти и/или битума, предпочтительно использовать термостойкий цемент (например, ЦТ Activ II КМ-160 и т.п.). Не изоляция цементным раствором фильтрующей части 9 фильтра-хвостовика 6 позволяет сэкономить цементный раствор, ускорить процесс глушения скважины 1, при этом не повлияет на свойства пласта, так как этот участок скважины находится в одном продуктивном пласте 8. Пример конкретного применения.
2
3
3
На Ашальчинском месторождении битума с продуктивным пластом 8, находящемся на глубине 90 м, пласт 7 представлен однородным пластом толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м, вязкостью 22000 мПас Пробурили горизонтальные скважины 1. Произвели добычу продукции (битума) с помощью закачки теплоносителя - пара с прогревом продуктивного пласта 7 и созданием паровой камеры. После 25 лет эксплуатации на поздней стадии разработки пласта 7, когда добыча продукции стала нерентабельной, провели геофизические исследования методом АКЦ обсадной колонны 3 для выявления интервалов с низким качеством цементирования - интервалов негерметичности 2 (нижний - 2 и верхний 2'). После выявления провели перфорацию данных интервалов 2 отверстиями 4, далее произвели установку пакера-пробки 8 на голову (со стороны устья скважины 1) фильтра-хвостовика 6 для изоляции его фильтрующей части 9, находящейся в продуктивном пласте 7. Технологическую колонну 5 перед спуском оборудуют съемным пакером 10. На первом этапе закачали термостойкий цементный раствор марки ЦТ Activ II КМ-160 до нижних перфорационных отверстий 4 нижнего интервала негерметичности 2. Съемный пакер 10 установили в средний части нижнего интервала негерметичности 2, в который через технологическую колонну 5 закачали расчетный объем (1,4 м) термостойкого цементного раствора, позволяющий заполнить весь интервал негерметичности 2 с давлением закачки (2 МПа), не превышающим допустимого давления для данной скважины 1. Съемный пакер 10 на технологической колонне 5 после схватывания цементного раствора (11 часов выдержки), но до его отверждения, сняли, приподняли в верхний интервал негерметичности 2', а после заполнения скважины 1 цементным раствором до следующих перфорационных отверстий 4 переустанавливают в среднюю часть верхнего интервала негерметичности 2' для его заполнения цементным раствором (1,9 м). Съемный пакер 10 на технологической колонне 5 после схватывания цементного раствора (12 часов выдержки), но до его отверждения, сняли и извлекли из скважины 1. Приступили ко второму этапу - произвели заполнение скважины 1 цементным раствором до устья скважины 1 с поддержанием давления 2 МПа до схватывания цементного раствора (15 часов выдержки). В результате полностью и надежно изолировали интервалы негерметичности 2, сэкономили 12,6 м цементного раствора и 18 ч времени.
Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет повысить эффективность и надежность ликвидации горизонтальной скважины за счет надежной изоляции межпластовых заколонных перетоков, благодаря вытеснению скважинной жидкости за обсадную колонну и заполнению интервалов негерметичности цементным раствором, который также уплотняют повышенным давлением, а также сократить материальные и временные затраты при проведении ликвидационных работ в горизонтальных и наклонных скважинах.