Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны включает производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта. Шаблонируют колонну, исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к газоводяному контакту - ГВК глинистого пропластка, спускают в колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика. После ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ разбуривают цементный стакан, промывают песчаную пробку до текущего ГВК, закачивают над ее головой до текущего ГВК через перфорационные отверстия интервала перфорации 15-20 м³ водоизоляционной композиции, продавливают ее 3-5 м³ цементного раствора в пласт с образованием водоизоляционного экрана и оставлением над песчаной пробкой цементного стакана указанной высоты. После ОЗЦ осуществляют перфорацию гидропескоструйную или мощным кумулятивным перфоратором эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана до кровли пласта и вызов притока газа. Цементный раствор содержит портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. Технический результат - повышение надежности восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин. 4 ил.

 

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 наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны.

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, связанного с подъемом газоводяного контакта (ГВК), низкой продуктивностью, смятием 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 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 наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого интервала эксплуатационной колонны. Этому будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным давлением и наличие сплошной перфорации эксплуатационной колонны двойной плотности. 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 [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 наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полного или частичного его разрушения, 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 наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны.

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

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, первоначально шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к ГВК глинистого пропластка, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы намытой 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 ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до текущего ГВК, закачивают в интервале ниже первого над головой промытой песчаной пробки глинистого пропластка до текущего ГВК 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 над промытой песчаной пробкой 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 головы цементного стакана 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 для перфорации применяют мощные кумулятивные перфораторы или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны; на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при намывании песчаной пробки и спуске хвостовика; на рис.3 - то же в процессе изоляции притока пластовых вод; 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 частично перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 поднялся выше забоя 5 скважины до нижних отверстий интервала перфорации 6, 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.

Первоначально в скважине (фиг.2) шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и исправляют ее смятие 7 по известной технологии до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее хвостовика 9. Намывают песчаную пробку 3 до глубины залегания ближайшего к ГВК 4 глинистого пропластка 8.

В выпрямленную эксплуатационную колонну 1 спускают хвостовик 9 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 10 намытой песчаной пробки 3 с размещением головы 11 хвостовика 9 на 20 м выше кровли 12 продуктивного пласта 2. Хвостовик 9 спускают в эксплуатационную колонну 1 для предотвращения в процессе дальнейшей эксплуатации скважины смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Он выполняет функцию длинного изоляционного пакера, так как установить изоляционный пакер в скважине с плотным интервалом перфорации технически невозможно. Хвостовик 9 цементируют цементным раствором 13 с оставлением цементного стакана 14 высотой 1-2 м выше башмака 15 хвостовика 9. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 13 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент; суперпластификатор С-3; поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, в качестве поливинилового спирта - например, ПВС 18/11 или ПВС В1Н; а в качестве полипропиленового волокна - полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый полипропиленовый наполнитель. Обычно используют цементный раствор следующего состава, мас.% (на сухое): С-3 - 0,5-1, поливиниловый спирт - 0,5-1, волокно - 0,06-0,08, портландцемент - остальное.

После ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана 14 и промывку намытой песчаной пробки 3 до текущего ГВК 4 (не показано).

Закачивают (фиг.3) через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации 6 в интервале ниже интервала глинистого пропластка 8 водоизоляционную композицию 16 в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 17 цементным раствором 18 в объеме 3-5 м³ с оставлением над песчаной пробкой цементного стакана 19 высотой на 1-2 м выше башмака 15 хвостовика 9. Состав цементного раствора 18 аналогичен составу цементного раствора 13 при цементировании хвостовика 9, а в качестве водоизоляционной композиции можно использовать "жидкое стекло" или поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н.

После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн - эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 9 в интервале выше головы 20 цементного стакана 19 до кровли 12 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. Перфорацию осуществляют мощным кумулятивным перфоратором или осуществляют гидропескоструйную перфорацию. В качестве кумулятивных перфораторов можно использовать перфораторы PJ 2906 «омега» или ПКС 80, или ПРК 42С.

Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 21. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину пускают в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине №310 Вынгапуровского месторождения.

Первоначально в скважине прошаблонировали эксплуатационную колонну и исправили ее смятие с помощью оправочного инструмента до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее хвостовика. После этого намыли песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к ГВК глинистого пропластка.

В выпрямленную эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спустили хвостовик из обсадных труб диаметром 114 мм до головы намытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта. Хвостовик в эксплуатационную колонну спустили с целью недопущения смятия эксплуатационой колонны в процессе дальнейшей эксплуатации скважины из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. В то же время он выполнял функцию длинного эксплуатационного пакера. Хвостовик зацементировали цементным раствором следующего состава, мас.% (на сухое): суперпластификатор С-3 - 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 - 0,7, полипропиленовое волокно "фибра" - 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 - 98,53 при В/Ц 0,5, с оставлением цементного стакана высотой 1,4 м выше башмака хвостовика. Полипропиленовое волокно "фибра" представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 мкм.

После ОЗЦ разбурили цементный стакан и промыли намытую песчаную пробку до текущего ГВК.

Закачали через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию - "жидкое стекло" по ГОСТ 13078-81 в объеме 18 м³, продавили ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором аналогичного состава в объеме 4 м³ с оставлением над песчаной пробкой цементного стакана высотой на 1,3 м выше башмака хвостовика. После ОЗЦ провели перфорацию "под эксплуатацию" двух колонн - эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана 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 осуществили вызов притока 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 наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны 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.

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, для чего первоначально шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к газоводяному контакту - ГВК глинистого пропластка, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы намытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика и после ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до текущего ГВК, закачивают в интервале ниже первого над головой промытой песчаной пробки глинистого пропластка до текущего ГВК 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 над промытой песчаной пробкой 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 головы цементного стакана 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 при указанной перфорации применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.