Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - изоляция притока пластовых вод, обеспечение герметичности эксплуатационной колонны и получение дополнительной добычи газа из ранее простаивающих скважин. В способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, первоначально промывают песчаную пробку до глубины на 2-3 м ниже текущего газоводяного контакта - ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта. Проводят цементирование хвостовика цементным раствором и после окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ осуществляют перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистым пропластком до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК. Через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают 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 на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше первого над текущим ГВК глинистым пропластком. После ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистым пропластком до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа. В качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию. 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).

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 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 РФ, №2273718 Е21В 29/10, заявлено 02.07.04, опубл. 10.04.06].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого, интервала эксплуатационной колонны, чему будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным давлением и сплошная двойной плотности перфорация эксплуатационной колонны. 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. РФ, №2231630 Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубл. 2004].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полное или частичное его разрушение, 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.

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

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, первоначально промывают песчаную пробку до глубины на 2-3 м ниже текущего газоводяного контакта - ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором и после окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ осуществляют перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистым пропластком до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК, через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее на 2-3 м ниже текущего ГВК, через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают 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 на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше первого над текущим ГВК глинистым пропластком, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистым пропластком 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 в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и спуске хвостовика, на фиг.3 - то же, в процессе перфорации «под водоизоляцию» и 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, сплошным интервалом и двойной плотностью перфорации, ствол скважины частично перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 на 2-3 м ниже текущего ГВК 4, шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и спускают в нее хвостовик 5 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 6 промытой песчаной пробки 3 с размещением головы 7 хвостовика 5 на 20 м выше кровли 8 продуктивного пласта 2 для предотвращения возможного смятия эксплуатационной колонны 1 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Хвостовик 5 цементируют цементным раствором 9 с оставлением цементного стакана 10 высотой 1-2 м в башмаке 11 хвостовика 5. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 9 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий, например, мас.%: суперпластификатор С-3 0,5-1, поливиниловый спирт 0,5-1, полипропиленовое волокно 0,06-0,08, портландцемент остальное. 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» или инертный волокнистый наполнитель.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют перфорацию двух колонн (фиг.3), эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 5, в интервале ниже первого над текущим ГВК 4 или головой 6 промытой песчаной пробки 3 глинистого пропластка 12 до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК 4, то есть нижней части продуктивного пласта 2. Перфорацию осуществляют мощным кумулятивным перфоратором или проводят гидропескоструйную перфорацию (ГПП). В качестве кумулятивного перфоратора можно использовать перфоратор PJ 2906 «омега» или ПКС 80, ПРК 42С. Закачивают водоизоляционную композицию 13 в объеме 15-20 м³, через образованные «под водоизоляцию» перфорационные отверстия 14. В качестве водоизоляционной композиции можно использовать «жидкое стекло», ПВС 18/11 или ПВС В1Н. Водоизоляционную композицию 13 продавливают вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 15 цементным раствором 16 в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана 17 высотой на 1-2 м выше первого глинистого пропластка 12. Состав цементного раствора 16 аналогичен составу цементного раствора 9 при цементировании хвостовика 5.

После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 5, в интервале выше второго над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 18 до кровли 8 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 19. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину вводят в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине №307 Вынгапуровского месторождения

Первоначально в скважине промыли песчаную пробку на 2 м ниже текущего ГВК, прошаблонировали эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и спустили в нее хвостовик из обсадных труб 114 мм до головы промытой песчаной пробки. При этом голова хвостовика оказалась на 20 м выше кровли продуктивного пласта, что обеспечивает предотвращение смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Хвостовик зацементировали цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 2 м в башмаке хвостовика. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применили состав, содержащий, мас.%: суперпластификатор С-3 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 0,7, полипропиленовое волокно - «фибра» 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 98,53.

После ОЗЦ осуществили перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистого пропластка до глубины на 2 м ниже текущего ГВК. Перфорацию провели мощным кумулятивным перфоратором - PJ 2906 «омега», обеспечивающим создания длинных трещин без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной. Такой перфоратор относится к «щадящим» перфораторам, не разрушающим целостность цементного камня. После этого закачали водоизоляционную композицию - «жидкое стекло» по ГОСТ 13078-81, в объеме 15 м через образованные «под водоизоляцию» перфорационные отверстия. Водоизоляционную композицию продавили вглубь продуктивного пласта цементным раствором, состоящим из портландцемента ПТЦ 1-50, суперпластификатора С-3, поливинилового спирта ПВС 18/11 и полипропиленового волокна - «фибра», в объеме 4 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1 м выше первого глинистого пропластка. Закаченная вглубь пласта водоизоляционная композиция образовала водоизоляционный экран, препятствующий продвижению пластовых вод к забою скважины. Полипропиленовое волокно - «фибра», выполнено из полипропилена C₃H₆, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.

После ОЗЦ осуществили перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта. 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 более надежен по сравнению с аналогами. Он устраняет поступление пластовых вод в скважину, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны, повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины и обеспечивает дополнительную добычу газа из ранее простаивающей скважины.

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, отличающийся тем, что первоначально промывают песчаную пробку до глубины на 2-3 м ниже текущего газоводяного контакта - ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором и после окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ осуществляют перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистым пропластком до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК, через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают 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 на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше первого над текущим ГВК глинистым пропластком, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистым пропластком 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 в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.