СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ, РАСПОЛОЖЕННЫХ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД Российский патент 2011 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, в частности к ликвидации эксплуатационных, разведочных и поисковых скважин, имеющих множество интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП).

На месторождениях Западной Сибири, особенно на этапе завершающей стадии разработки месторождений, имеется большое количество газовых, газоконденсатных и нефтяных эксплуатационных скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами, причем интервалов негерметичности эксплуатационных колонн может быть несколько, они находятся порою в самых разных местах по длине колонны: в зоне ММП, в интервале набора кривизны ствола скважины, в интервале продуктивного пласта.

Помимо прочего, имеется большое количество разведочных и поисковых скважин, зачастую брошенных, имеющих большое количество интервалов негерметичности, коррелирующих, с каждым годом теряющих свой технический ресурс и надежность, что может привести к возникновению газопроявлений, открытых газовых фонтанов и пожаров.

Негерметичность эксплуатационной колонны возможна из-за смятия стенок эксплуатационной колонны в зоне ММП или нарушения целостности резьбовых соединений в интервале набора кривизны эксплуатационной колонны либо возникновения большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте, приводящего к потере герметичности эксплуатационной колонны в интервалах перфорации, либо на всей протяженности толщины продуктивного пласта.

Наличие большого количества интервалов негерметичности эксплуатационной колонны влечет за собой необходимость проведения работ по изоляции всех интервалов негерметичности, что соответственно увеличивает затраты на ликвидацию такой скважины.

При этом после ликвидации скважины проводятся работы по вывозу насосно-компрессорных труб, извлеченных из скважины, и устьевого оборудования, демонтированного с устья, что в труднодоступной местности при отсутствии дорог очень проблематично, требуются большие технические и финансовые затраты.

В этих условиях надежно ликвидировать скважину с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны традиционными методами невозможно.

Известен способ ликвидации скважины, включающий установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [патент РФ №2074308].

Недостатком этого способа при ликвидации скважин с множественными интервалами негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличие ММП в приустьевой зоне скважины, периодическое растепление и замораживание крепи скважины, приводящее к возникновению негерметичности эксплуатационной колонны. Способ не учитывает множественное количество интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, приводящее к увеличению затрат на проведение работ по изоляции всех интервалов негерметичности. Способ не учитывает трудности транспортирования с устья ликвидируемой скважины устьевого оборудования, ранее применяемого на скважине.

Известен способ ликвидации скважины с негерметичной эксплуатационной колонной, включающий установку цементных мостов в интервалах перфорации и во всех интервалах негерметичности, заполнение ствола скважины технологическим раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - 22 с. (п.2.2.3.2)].

Недостатком этого способа при ликвидации скважин с множественными интервалами негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличие ММП в приустьевой зоне скважины, периодическое растепление и замораживание крепи скважины, приводящее к возникновению негерметичности эксплуатационной колонны. Способ не учитывает множественное количество интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, приводящее к увеличению затрат на проведение работ по изоляции всех интервалов негерметичности. Способ не учитывает трудности транспортирования с устья ликвидируемой скважины устьевого оборудования, ранее применяемого на скважине.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежной ликвидации скважины как опасного производственного объекта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в разработке надежного и экологически безопасного способа ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенной в труднодоступной местности в зоне распространения ММП, при минимальных капитальных затратах.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что ликвидацию скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенную в зоне ММП, осуществляют способом, 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, достаточным для заполнения затрубного и трубного пространств скважины, продавливают его в затрубное пространство с выходом его на устье, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) демонтируют ПВО, обрезают зацементированные в скважине промывочные трубы на уровне верхнего фланца корпуса трубной головки, 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.

На фиг.1 показана схема реализации заявляемого способа, на фиг.2 - конструкция ликвидированной скважины.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально скважину, имеющую эксплуатационную колонну 1 с множеством интервалов негерметичности 2, глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки 3, монтируют на корпусе трубной головки 3 ПВО 4.

Извлекают из скважины лифтовую колонну (не показано), спускают в скважину до ее забоя промывочные трубы 5, обвязывают их с насосной установкой (не показано).

Закачивают во внутреннюю полость промывочных труб 5 цементный раствор 6 в объеме, достаточном для заполнения затрубного 7 и трубного 8 пространств скважины с учетом интервалов негерметичности 2 и интервала перфорации 9. Цементный раствор 6 продавливают в затрубное пространство 7 скважины с выходом его на устье. Тем самым изолируя продуктивный пласт 10 и интервалы негерметичности 2 от ствола скважины, от затрубного пространства 7. При этом промывочные трубы 5 из скважины не извлекаются, а полностью заполняются цементным раствором 6. После ОЗЦ демонтируют ПВО 4, обрезают зацементированные в скважине промывочные трубы 5 на уровне верхнего фланца корпуса трубной головки 3, монтируют на корпусе трубной головки 3 переводную катушку 11 и центральную задвижку 12 фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонной 13 и трубной 3 головок, а также центральной задвижки 12 цементным раствором 6 аналогичного состава.

Герметизируют боковые отводы колонной 13 и трубной 3 головок и верхний фланец центральной задвижки 12 фонтанной арматуры глухими фланцами 14 с установкой репера 15.

При этом в качестве цементного раствора 6 при ликвидации скважины применяют состав ПТЦ-50 или ПТЦ-50 с наполнителем и незамерзающей добавкой либо облегченный тампонажный раствор на основе ЦТРОА по ТУ 5734-004-020664928-02. В условиях наличия ММП 16 цементный раствор 6 можно затворять растворами хлорида кальция, калия или натрия.

Предлагаемый способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1 более надежен по сравнению с традиционными способами ликвидации скважин, так как исключает необходимость проведения геофизических исследований скважин (ГИС) по поиску всех интервалов негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1.

Отпадает необходимость в целой серии установок цементных мостов во всех интервалах негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1 со спуском и подъемом промывочных труб 5 для установки цементных мостов, и с проведением нескольких ОЗЦ по 24 часа каждый.

В результате применения данного способа получается один монолитный цементный мост, армированный промывочными трубами 5, перекрывающий все интервалы негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1, в частности всю зону ММП 16 и интервал перфорации 9, что обеспечивает более высокую степень надежности ликвидации скважины как опасного производственного объекта и повышает экологическую безопасность территории, освобожденной от ранее существующей здесь скважины.

Кроме того, устраняется необходимость вывоза с устья скважины устьевого оборудования за исключением елки фонтанной арматуры.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации эксплуатационных, разведочных и поисковых скважин, имеющих множество интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). При осуществлении способа скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, на которой устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО). Извлекают из скважины лифтовую колонну, спускают до забоя промывочные трубы, через которые закачивают цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения затрубного и трубного пространств скважины, продавливают его в затрубное пространство с выходом на устье. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) демонтируют ПВО, обрезают зацементированную в скважине колонну промывочных труб на уровне верхнего фланца корпуса трубной головки, монтируют переводную катушку и центральную задвижку, заполняют внутренние полости колонной и трубной головок, а также центральной задвижки цементным раствором, герметизируют все боковые отводы и верхний фланец центральной задвижки глухими фланцами с установкой репера. Повышаются надежность и экологическая безопасность способа ликвидации нефтегазовой скважины, при минимальных капитальных затратах. 2 ил.

Способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП), 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 затрубного и трубного пространств скважины, продавливают его в затрубное пространство с выходом его на устье, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) демонтируют ПВО, обрезают зацементированные в скважине промывочные трубы на уровне верхнего фланца корпуса трубной головки, 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.