СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В ТРУДНОДОСТУПНОЙ МЕСТНОСТИ Российский патент 2012 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 нефтегазовых эксплуатационных скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами, причем интервалы негерметичности эксплуатационных колонн 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, корродирующих, с каждым годом теряющих свой технический ресурс и надежность, что чревато возникновением 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 возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

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 насосно-компрессорных труб и 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 насосно-компрессорных труб и устьевого оборудования, ранее применяемого на скважине.

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

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в разработке надежного и экологически безопасного способа ликвидации нефтегазовой скважины со 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 труднодоступной местности, осуществляют способом, при котором скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), приподнимают лифтовую колонну над интервалом перфорации, закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения затрубного и трубного пространств в интервале перфорации, продавливают его в затрубное пространство продавочной жидкостью, не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), допускают и продавливают лифтовую колонну до забоя скважины с наращиванием лифтовой колонны в верхней ее части, после ОЗЦ в стенке лифтовой колонны выполняют сквозные отверстия, закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения затрубного и трубного пространств скважины до устья, продавливают его через сквозные отверстия в лифтовой колонне в затрубное пространство с выходом его на устье, 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 в процессе закачивания цементного раствора в интервал перфорации; на фиг.2 - то же в процессе закачивания цементного раствора в ствол до устья скважины, на фиг.3 - 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.

Приподнимают лифтовую колонну 5 выше интервала перфорации 6 с размещением ее верхней части над устьем скважины, обвязывают лифтовую колонну 5 с насосной установкой (не показано).

Закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны 5 цементный раствор 7 в объеме, достаточном для заполнения затрубного 8 и трубного 9 пространств скважины в интервале перфорации 6, продавливают его в затрубное пространство 8 скважины продавочной жидкостью 10.

Не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) допускают и продавливают лифтовую колонну 5 до забоя 11 скважины с наращиванием лифтовой колонны 5 в верхней ее части, тем самым изолируя продуктивный пласт 12 и интервалы негерметичности 2 от ствола скважины, затрубного пространства 8.

После ОЗЦ в стенке лифтовой колонны 5 выполняют сквозные отверстия 13. Закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны 5 цементный раствор 7 в объеме, достаточном для заполнения затрубного 8 и трубного 9 пространств скважины до устья, продавливают его через сквозные отверстия 13 в лифтовой колонне 5 в затрубное пространство 8 скважины с выходом его на устье.

Демонтируют ПВО 4, монтируют на корпусе трубной головки 3 переводную катушку 14 и центральную задвижку 15 фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонной 16 и трубной 3 головок, а также центральной задвижки 15 цементным раствором 7 аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонной 16 и трубной 3 головок и верхний фланец центральной задвижки 16 фонтанной арматуры глухими фланцами 17 с установкой репера 18.

При этом в качестве цементного раствора 7 при ликвидации нефтегазовой скважины применяют состав ПТЦ-50 или ПТЦ-50 с наполнителем и незамерзающими добавками, либо облегченный тампонажный раствор на основе ЦТРОА по ТУ 5734-004-020664928-02. В условиях наличия ММП 19 цементный раствор 7 можно затворять раствором хлорида кальция, калия или натрия.

В качестве продавочной жидкости 10 в зимний период применяют водный раствор хлорида кальция или хлорида калия, либо хлорида натрия, а в летний период - техническую воду. При необходимости при продавливании цементного раствора 7 между ним и продавочной жидкостью 10 прокачивают буферную жидкость - техническую воду.

Выполнение сквозных отверстий 14 в лифтовой колонне 6 можно осуществлять с помощью пробойника, например ПСМ 102, спускаемого на кабеле, или с помощью перфораторов ПР 43.

Предлагаемый способ ликвидации скважин 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, которые применяют в аналогичных технологиях для установки цементных мостов, и с проведением нескольких ОЗЦ по 24 часа каждый.

В результате применения данного способа получается один монолитный армированный лифтовой колонной 5 цементный мост, перекрывающий все интервалы негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1, в частности всю зону ММП 19 и интервал перфорации 6, 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 насосно-компрессорных труб, используемых в составе лифтовой колонны 5, и устьевого оборудования, за исключением елки фонтанной арматуры, что в условиях труднодоступной местности при отсутствии дорог крайне проблематично.

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). Приподнимают лифтовую колонну над интервалом перфорации, в её внутреннюю полость закачивают цементный раствор и продавливают его в затрубное пространство до заполнения интервала перфорации. До окончания затвердевания цемента (ОЗЦ) доспускают лифтовую колонну до забоя скважины с её наращиванием в верхней части. После ОЗЦ в стенке лифтовой колонны выполняют сквозные отверстия, в её внутреннюю полость закачивают и продавливают через сквозные отверстия цементный раствор с заполнением затрубного и трубного пространств скважины до устья. 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. 3 ил.

Способ ликвидации нефтегазовой скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенной в труднодоступной местности, при котором скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), приподнимают лифтовую колонну над интервалом перфорации, закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения затрубного и трубного пространств в интервале перфорации, продавливают его в затрубное пространство продавочной жидкостью, не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) допускают и продавливают лифтовую колонну до забоя скважины с наращиванием лифтовой колонны в верхней ее части, после ОЗЦ в стенке лифтовой колонны выполняют сквозные отверстия, закачивают во внутреннюю полость лифтовой колонны цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения затрубного и трубного пространств скважины до устья, продавливают его через сквозные отверстия в лифтовой колонне в затрубное пространство с выходом его на устье, 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.