СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 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 интервалов негерметичности эксплуатационных колонн может быть несколько, они находятся порой 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, которая может привести к возникновению газопроявлений или открытого газового фонтана и пожара.

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, 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 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 нефтегазовую 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 нефтегазовых скважин с множеством интервалов 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 нефтегазовой скважины с множеством интервалов 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 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 с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенной в труднодоступной местности в зоне распространения ММП, при минимальных капитальных затратах за счет сокращения продолжительности ремонтных работ.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что ликвидацию нефтегазовой 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, демонтируют ПВО и монтируют колтюбинговое оборудование, включающее блок превенторов, спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, обвязывают ее с насосной установкой, закачивают через ГТ цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, и вязкостью, обеспечивающей сохранение текучести цементного раствора при его прокачивании по ГТ, с одновременным подъемом ГТ по стволу скважины до устья, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют колтюбинговое оборудование с блоком превенторов, 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 по заявляемому способу.

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 (не показано).

Извлекают из скважины лифтовую колонну (не показано), демонтируют ПВО и монтируют колтюбинговое оборудование 4, включающее блок превенторов 5, спускают в скважину до забоя 6 ГТ 7, обвязывают их с насосной установкой (не показано).

Закачивают во внутреннюю полость ГТ 7 цементный раствор 8 в объеме, достаточном для заполнения ствола 9 скважины, внутренней полости эксплуатационной колонны 1 с учетом интервалов негерметичности 2 и интервала перфорации 10, и вязкостью, обеспечивающей сохранение текучести цементного раствора 8 при его прокачивании по ГТ 7, не допускающего прихват ГТ 7 цементным раствором 8. Тем самым изолируя продуктивный пласт 11 и интервалы негерметичности 2 от ствола 9 скважины.

Одновременно с закачиванием цементного раствора 8 осуществляют подъем ГТ 7 по стволу 9 скважины до устья.

После ОЗЦ демонтируют колтюбинговое оборудование 4 с блоком превенторов 5, монтируют на корпусе трубной головки 3 переводную катушку 12 и центральную задвижку 13 фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонной 14 и трубной 3 головок, а также центральной задвижки 13 цементным раствором 8 аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонной 14 и трубной 3 головок и верхний фланец центральной задвижки 13 фонтанной арматуры глухими фланцами 15 с установкой репера 16.

При этом в качестве цементного раствора 8 при ликвидации нефтегазовой скважины применяют состав ПТЦ-50 или ПТЦ-50 с наполнителем и незамерзающей добавкой, например с газовым конденсатом или метанолом, либо облегченный тампонажный раствор на основе ЦТРОА по ТУ 5734-004-020664928-02 с аналогичными наполнителями.

Предлагаемый способ ликвидации нефтегазовой 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, применяемых ранее вместо ГТ 7, для установки цементных мостов, и с проведением нескольких ОЗЦ по 24 часа каждый.

Устраняются за счет применения ГТ 7 и ее постоянного перемещения по стволу 9 скважины условия аварийного прихвата промывочных труб, через которые осуществляется закачивание цементного раствора 8.

В результате применения данного способа получается один монолитный цементный мост, перекрывающий все интервалы негерметичности 2 эксплуатационной колонны 1, в частности всю зону ММП 17 и интервал перфорации 10, что обеспечивает более высокую степень надежности ликвидации нефтегазовой скважины как опасного производственного объекта и повышает экологическую безопасность территории, освобожденной от ранее существующей здесь нефтегазовой скважины.

Кроме того, устраняется необходимость вывоза с устья ликвидированной 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). Из скважины извлекают лифтовую колонну, демонтируют ПВО и монтируют колтюбинговое оборудование, включающее блок превенторов. Спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу (ГТ), обвязывают ее с насосной установкой, закачивают через ГТ цементный раствор в объеме, достаточным для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом ГТ по стволу скважины до устья. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) демонтируют колтюбинговое оборудование с блоком превенторов, на его 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.

Способ ликвидации нефтегазовой 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, демонтируют ПВО и монтируют колтюбинговое оборудование, включающее блок превенторов, спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, обвязывают ее с насосной установкой, закачивают через ГТ цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, и вязкостью, обеспечивающей сохранение текучести цементного раствора при его прокачивании по ГТ, с одновременным подъемом ГТ по стволу скважины до устья, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют колтюбинговое оборудование с блоком превенторов, 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.