СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B33/13 

Описание патента на изобретение RU2436932C1

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 и открытых газовых фонтанов с возгоранием газовой струи.

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, приводящее к потери негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах перфорации, либо на всей протяженности толщины продуктивного пласта.

Наличие большого количества интервалов негерметичности эксплуатационной колонны влечет за собой необходимость проведение 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 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, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из 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.

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 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 ствола 7 скважины, внутренней полости эксплуатационной колонны 1 с учетом интервалов негерметичности 2 и интервала перфорации 8. Тем самым изолируя продуктивный пласт 9 и интервалы негерметичности 2 от ствола 7 скважины.

Одновременно с закачиванием цементного раствора 6 осуществляют подъем промывочных труб 5 по стволу 7 скважины до устья и извлечением их из скважины.

После ОЗЦ демонтируют ПВО 4, монтируют на корпусе трубной головки 3 переводную катушку 10 и центральную задвижку 11 фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонной 12 и трубной 3 головок, а также центральной задвижки 11 цементным раствором 6 аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонной 12 и трубной 3 головок и верхний фланец центральной задвижки 11 фонтанной арматуры глухими фланцами 13 с установкой репера 14.

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 цементный раствор 6 можно затворять растворами холорида 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, перекрывающий все интервалы негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1, в частности всю зону ММП 15 и интервал перфорации 8, 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.

Похожие патенты RU2436932C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 2010
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Чижов Иван Васильевич
  • Афанасьев Ахнаф Васильевич
  • Рахимов Станислав Николаевич
  • Кустышев Александр Васильевич
RU2441135C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ, РАСПОЛОЖЕННЫХ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2010
  • Кустышев Денис Александрович
  • Федосеев Андрей Петрович
  • Магомедова Мисирина Кутуевна
  • Кустышева Светлана Александровна
RU2435935C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В ТРУДНОДОСТУПНОЙ МЕСТНОСТИ 2010
  • Костенюк Сергей Алексеевич
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Афанасьев Ахнаф Васильевич
  • Чижов Иван Васильевич
  • Шаталов Дмитрий Александрович
  • Кустышев Александр Васильевич
RU2439288C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В АКВАТОРИИ НЕГЛУБОКОГО ВОДОЕМА 2009
  • Дмитрук Владимир Владимирович
  • Рахимов Николай Васильевич
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Хозяинов Владимир Николаевич
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Федосеев Андрей Петрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Журавлев Валерий Владимирович
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
RU2418152C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ СО СМЯТОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ 2009
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
RU2403376C1
СПОСОБ ФИЗИЧЕСКОЙ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН 2014
  • Макаров Дмитрий Николаевич
  • Фаррахов Руслан Мансурович
  • Мурадов Расим Алиевич
  • Тухватуллин Рамиль Равилевич
RU2576422C1
СПОСОБ РАСКОНСЕРВАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С НЕГЕРМЕТИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ В РАЗРЕЗЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2008
  • Крылов Георгий Васильевич
  • Кустышев Денис Александрович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Рахимов Николай Васильевич
  • Немков Алексей Владимирович
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Вакорин Егор Викторович
  • Попова Жанна Сергеевна
RU2378493C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МЕЖКОЛОННЫМИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯМИ 2005
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Щербич Николай Ефимович
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Лахно Елена Юрьевна
  • Кустышев Денис Александрович
RU2305754C2
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ 2013
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2527446C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ 2018
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Аслямов Нияз Анисович
  • Гарифуллин Марат Зуфарович
RU2691425C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 436 932 C1

Реферат патента 2011 года СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

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). Из скважины извлекают лифтовую колонну, спускают до забоя промывочные трубы, через которые закачивают цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из скважины. После завершения периода ожидания затвердевания цемента демонтируют ПВО, на ее место 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. Повышается надежность и экологическая безопасность способа ликвидации нефтегазовой скважины, при минимальных капитальных затратах. 2 ил.

Формула изобретения RU 2 436 932 C1

Способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, 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, 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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2011 года RU2436932C1

Способ ликвидации скважины 2002
  • Кустышев А.В.
  • Чижова Т.И.
  • Кустышев И.А.
  • Облеков Г.И.
  • Чабаев Л.У.
RU2225500C2
Способ ликвидационного тампонажа буровых скважин 1977
  • Кипко Эрнест Яковлевич
  • Кипиани Гиви Тедаозович
  • Полозов Юрий Аркадьевич
  • Лагунов Владимир Андреевич
  • Ивачев Леонтий Михайлович
  • Саломатов Михаил Антонович
  • Кущ Александр Митрофанович
SU697685A1
Способ ликвидации скважины 2002
  • Кустышев И.А.
  • Кустышев А.В.
  • Зотов А.С.
  • Гейхман М.Г.
  • Чижова Т.И.
  • Чабаев Л.У.
RU2222687C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ 2004
  • Пономаренко Дмитрий Владимирович
  • Дмитриевский Анатолий Николаевич
  • Журавлев Сергей Романович
  • Фатихов Василь Абударович
  • Куликов Константин Владимирович
  • Кондратьев Дмитрий Венидиктович
RU2283942C2
СПОСОБ КОНСЕРВАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2005
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Щербич Николай Ефимович
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Кустышев Денис Александрович
RU2301880C2
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МЕЖКОЛОННЫМИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯМИ 2005
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Щербич Николай Ефимович
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Лахно Елена Юрьевна
  • Кустышев Денис Александрович
RU2305754C2
US 3490535 A, 20.01.1970.

RU 2 436 932 C1

Авторы

Кустышев Игорь Александрович

Хозяинов Владимир Николаевич

Шаталов Дмитрий Александрович

Кустышева Ирина Николаевна

Даты

2011-12-20Публикация

2010-06-25Подача