Курсовая работа по Нефтегазовое дело на тему Месторождения Быстринское

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.
Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.
Оценочная скважина, 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 (потерь тепла) из пласта шешминского горизонта, имеющего давление P1 в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта, имеющего давление Р2, при этом Р1>Р2.
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 подлежит физической ликвидации. Например, глубина оценочной скважины составляет 120 м. Для ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него.
Для этого на колонне труб спускают в обсадную колонну выше забоя 7 скважины любое известное вырезающее устройство, например применяют универсальное вырезающее устройство, изготовленное в ОАО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Россия).
Вырезают часть 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. Затем от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра , например, в качестве колонны труб малого диаметра применяют колонну гибких труб диаметром 25,4 мм с толщиной стенки мм, что позволяет производить фиксацию температурного распределения по стволу скважины. В колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. Оптоволоконный кабель изготавливают в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2). Затем в скважину до забоя спускают колонну труб, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.
Производят установку цементного моста тампонированием под давлением, например, 6,0 МПа с использованием термостойкого цемента. Закачивают цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 , по колонне труб от забоя до устья скважины. 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.