Способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений

Изобретение относится к восстановлению обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений. Согласно способу скважину глушат, промывают песчаную пробку в стволе скважины ниже текущего газоводяного контакта на 2-5 м. Затем перфорируют эксплуатационную колонну ниже текущего ГВК на 2-3 м и выше текущего ГВК на 1-2 м. Через образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию закачивают водоизоляционную композицию, продавливают ее в глубину пласта по радиусу и докрепляют интервал водоизоляции цементным раствором. После затвердевания цемента разбуривают цементный мост в стволе скважины до глубины верхних отверстий интервала перфорации под водоизоляцию. Затем спускают в ствол скважины хвостовик - секцию труб меньшего диаметра, цементируют его с оставлением цементного стакана во внутренней полости высотой 0,2-0,5 м. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб на глубину на 2-5 м выше головы хвостовика, через них спускают перфорационную сборку и проводят перфорацию хвостовика и эксплуатационной колонны выше интервала водоизоляции на 1,5-3,0 м до кровли продуктивного пласта. Осуществляют вызов притока из пласта, после чего скважину вводят в эксплуатацию. Технический результат заключается в изоляции притока пластовых вод, обеспечении герметичности эксплуатационной колонны и в получении дополнительной добычи газа из ранее обводненной и простаивающей скважины. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых скважин, интервал перфорации которых полностью перекрыт пластовой водой и которые по этой причине находятся в бездействии. Обычно такие скважины в условиях АНПД подлежат ликвидации, так как перфорация вышележащего интервала из-за большой разницы горного и забойного давлений приводит к смятию эксплуатационной колонны.

Известен способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины, при котором проводятся ремонтно-изоляционные работы и осуществляется вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне [Пат. РФ 2231630, Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубликовано 2004].

Недостатком этого способа при восстановлении обводненной нефтегазовой скважины в условиях АНПД 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 может привести к нарушению герметичности эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давлений.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа восстановления обводненной нефтегазовой скважины 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 обводненной и простаивающей скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при восстановлении обводненной нефтегазовой скважины в условиях АНПД скважину глушат, промывают песчаную пробку в стволе скважины ниже текущего газоводяного контакта - ГВК, на 2-5 м, перфорируют эксплуатационную колонну ниже текущего ГВК на 2-3 м и выше текущего ГВК на 1-2 м, через образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию закачивают водоизоляционную композицию, продавливают ее в глубину пласта по радиусу и докрепляют интервал водоизоляции цементным раствором, после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ, разбуривают цементный мост в стволе скважины до глубины верхних отверстий интервала перфорации под водоизоляцию, спускают в ствол скважины хвостовик - секцию труб меньшего диаметра, цементируют хвостовик с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика высотой 0,2-0,5 м, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, на глубину на 2-5 м выше головы хвостовика, через них спускают перфорационную сборку и проводят перфорацию под эксплуатацию двух колонн: хвостовика и эксплуатационной колонны, выше интервала водоизодяции на 1,5-3,0 м до кровли продуктивного пласта, осуществляют вызов притока из пласта, после чего скважину вводят в эксплуатацию.

На фиг.1 показана конструкция обводненной нефтегазовой скважины в условиях АНПД перед ремонтом; на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и перфорации под водоизоляцию; на фиг.3 - то же в процессе изоляции притока пластовых вод; на фиг.4 - то же в процессе докрепления интервала водоизоляции цементным раствором; на фиг.5 - то же в процессе спуска хвостовика; на фиг.6 - то же в процессе спуска колонны НКТ, перфорации под эксплуатацию и вызова притока газа из пласта.

Способ реализуется в обводненной нефтегазовой скважине, интервал перфорации 1 которой полностью перекрыт пластовой водой 2 по причине подъема ГВК 3 выше интервала перфорации 1 или подтягиванием конуса воды из водоносного пропластка и которая по этой причине находится в бездействии (фиг.1). Кроме того, интервал перфорации 1 полностью перекрыт песчаной пробкой 4. Однако продуктивный пласт 5 этой скважины неполностью вскрыт перфорацией, выше интервала перфорации 1 находится невскрытая толщина продуктивного пласта 5. При этом горное давление в прискважинной зоне во много раз превышает забойное давление скважины и может в условиях АНПД явиться причиной смятия эксплуатационной колонны 6.

Первоначально (фиг.2) скважину глушат. Затем промывают песчаную пробку 4 в стволе скважины ниже текущего ГВК 3 на 2-5 м. Перфорируют эксплуатационную колонну 6 под водоизоляцию ниже текущего ГВК 3 на 2-3 м и выше текущего ГВК 3 на 1-2 м, образуя новый интервал перфорации под водоизоляцию 7. Перфорацию можно проводить кумулятивными перфораторами повышенной мощности, например PJ 2906 «омега» или ЗПКТ 73-ГП.

Через вновь образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию 7 (фиг.3) закачивают водоизоляционную композицию 8, продавливают ее в глубину продуктивного пласта 5 по радиусу. В качестве водоизоляционной композиции можно использовать «жидкое стекло», жидкий гипан-1 или гипан-0,7 ТУ 6-01-160-89 (г.Дзержинск, нижегородская область), нафтены ГОСТ 13302-77, ТУ 38-1011216-89.

Затем через перфорационные отверстия под водоизоляцию 7 (фиг.4) закачивают цементный раствор 9 и докрепляют им интервал водоизоляции. В качестве цементного раствора можно использовать цементный раствор на основе портландцемента ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100 с различными наполнителями, повышающими прочность цементного камня.

После ОЗЦ (фиг.5) разбуривают цементный мост 9 в стволе скважины до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации под водоизоляцию 7. Спускают в скважину, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, хвостовик 10 - секцию труб меньшего диаметра, цементируют хвостовик 10. При этом голова 11 хвостика 10 находится выше кровли 12 продуктивного пласта 5 в глинистом пропластке 13.

Спускают в скважину, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, колонну НКТ 14 (фиг.6) на глубину на 2-5 м выше головы 11 хвостовика 10. Через них спускают перфорационную сборку и проводят перфорацию под эксплуатацию двух колонн: хвостовика 10 и эксплуатационной колонны 6, выше интервала перфорации под водоизоляцию 7 на 1,5-3,0 м до кровли 12 продуктивного пласта 5, образуя интервал перфорации под эксплуатацию 15. Перфорацию можно проводить кумулятивными перфораторами повышенной мощности, например PJ 2906 «омега» или ЗПКТ 73-ГП.

Затем осуществляют вызов притока из продуктивного пласта 5, после чего скважину вводят в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине №116 Вынгапуровского месторождения

Первоначально скважину заглушили водным раствором хлорида натрия.

Затем в стволе скважины промыли песчаную пробку до глубины на 5 м ниже текущего ГВК и извлекли старую, ранее находящуюся в скважине, колонну НКТ.

В интервале ниже текущего ГВК на 3 м и выше текущего ГВК на 1 м провели перфорацию эксплуатационной колонны под водоизоляцию. Перфорацию провели перфоратором ЗПКТ 73-ГП.

Через образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию закачали водоизоляционную композицию - жидкое стекло в объеме 20 м³, продавили ее в глубину продуктивного пласта по радиусу и докрепили интервал водоизоляции цементным раствором, состоящим из ПТЦ 1-50 с суперпластификатором С-3, в объеме 5 м³.

После ОЗЦ разбурили цементный мост в стволе скважины до глубины верхних отверстий интервала перфорации под водоизоляцию. Спустили в ствол скважины хвостовик - секцию труб диаметром 114 мм с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта в глинистом пропластке. Зацементировали хвостовик цементным раствором того же состава, что и при докреплении интервала водоизоляции, с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика высотой 0,5 м.

Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 114 мм на глубину на 2 м выше головы хвостовика. Через нее спустили перфорационную сборку и провели перфорацию под эксплуатацию двух колонн: хвостовика и эксплуатационной колонны выше интервала водоизоляции на 3,0 м до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели перфоратором PJ 2906 «омега». Перед перфорацией определили приемистость скважины.

Снижением противодавления на продуктивный пласт с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки и с применением пенной системы на основе ОП-10 вызвали приток газа через перфорационные отверстия под эксплуатацию. При этом проводили плавное снижение уровня путем продувки скважины инертным газом. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.

Предлагаемый способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины 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 и повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины. Нахождение колонны НКТ над хвостовиком позволяет оперативно проводить ремонты скважины по промывке песчаных пробок и удалению скапливающейся на забое пластовой и конденсационной воды с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки.

Способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД, при котором скважину глушат, промывают песчаную пробку в стволе скважины ниже текущего газоводяного контакта - ГВК на 2-5 м, перфорируют эксплуатационную колонну ниже текущего ГВК на 2-3 м и выше текущего ГВК на 1-2 м, через образованные перфорационные отверстия под водоизоляцию закачивают водоизоляционную композицию, продавливают ее в глубину пласта по радиусу и докрепляют интервал водоизоляции цементным раствором, после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ разбуривают цементный мост в стволе скважины до глубины верхних отверстий интервала перфорации под водоизоляцию, спускают в ствол скважины хвостовик - секцию труб меньшего диаметра, цементируют хвостовик с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика высотой 0,2-0,5 м, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб - НКТ на глубину на 2-5 м выше головы хвостовика, через них спускают перфорационную сборку и проводят перфорацию под эксплуатацию двух колонн: хвостовика и эксплуатационной колонны, выше интервала водоизоляции на 1,5-3,0 м до кровли продуктивного пласта, осуществляют вызов притока из пласта, после чего скважину вводят в эксплуатацию.