RU2441135C1

RU2441135C1 - Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections

Info

Publication number: RU2441135C1
Application number: RU2010126020/03A
Authority: RU
Inventors: Игорь Александрович Кустышев (RU); Игорь Александрович Кустышев; Денис Александрович Кустышев (RU); Денис Александрович Кустышев; Иван Васильевич Чижов (RU); Иван Васильевич Чижов; Ахнаф Васильевич Афанасьев (RU); Ахнаф Васильевич Афанасьев; Станислав Николаевич Рахимов (RU); Станислав Николаевич Рахимов; Александр Васильевич Кустышев (RU); Александр Васильевич Кустышев
Original assignee: Игорь Александрович Кустышев
Priority date: 2010-06-25
Filing date: 2010-06-25
Publication date: 2012-01-27
Also published as: RU2010126020A

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.

SUBSTANCE: in compliance with proposed method, well is killed, blowing valves and accessories are dismantled up to case head whereon blowout equipment is mounted. Well tubing is withdrawn from the well, blowout equipment is removed to mount coiled tubing equipment that comprises preventer unit. Flexible pipe is lowered into the well, up to its bottom, connected with pump unit to inject mortar via flexible pipe in amount sufficient for well shaft filling and to lift said flexible pipe along well shaft to its head. After mortar thickening, coiled tubing equipment with preventer unit is dismantled to mount bypass coil and central gate valve. String and pip heads as well as central; gate valve are filled with mortar. All branch pipes and top flange of central gate valve are stopped by blank flange and. Thereafter, benchmark is installed.

EFFECT: higher reliability and safety at minimum costs.

2 dwg

Description

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).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the elimination of gas, gas condensate and oil wells with leaky production casing, in particular to the elimination of production, exploration and prospecting wells that have many intervals of leakage of the production casing located in hard-to-reach areas in the permafrost distribution zone (permafrost )

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.In the fields of Western Siberia, especially at the stage of the final stage of field development, there are a large number of oil and gas production wells with leaky production cores, and there can be several intervals of leakage of production cores, they are sometimes in different places along the length of the column: in the IMF zone, in the interval a set of curvature of the wellbore, in the interval of the reservoir.

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.Among other things, there are a large number of exploration and prospecting wells, often abandoned, having a large number of leakage intervals, correlating, losing their technical resource and reliability every year, which can lead to gas phenomena or an open gas fountain and fire.

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.Leakage in the production casing is possible due to crushing of the walls of the production casing in the IMF zone, or violation of the integrity of threaded joints in the interval of curvature of the production casing, or the occurrence of a large difference in rock and bottomhole pressures, i.e. rock pressure and pressure in the borehole and reservoir, resulting in to loss of leakage of the production string in the perforation intervals, or throughout the entire thickness of the reservoir.

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.The presence of a large number of leakage intervals of the production string entails the need for work to isolate all leakage intervals, which accordingly increases the cost of eliminating such a well.

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.At the same time, after the well is liquidated, work is underway to remove the tubing extracted from the well and wellhead equipment dismantled from the wellhead, which is very problematic in difficult terrain in the absence of roads, requiring large technical and financial costs.

В этих условиях надежно ликвидировать нефтегазовую скважину с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны традиционными методами невозможно.Under these conditions, it is impossible to reliably eliminate an oil and gas well with many intervals of leakage in a production string using traditional methods.

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].A well-known method of well liquidation, including the installation of a cement bridge over the reservoir, filling the wellbore with a technological solution, dismantling the fountain fittings, installation at the mouth of a concrete pedestal with a benchmark [RF patent No. 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.The disadvantage of this method during the liquidation of oil and gas wells with many intervals of leakage of the production string located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution is the lack of reliability. The method does not take into account the presence of permafrost in the wellhead zone of the well, periodic thawing and freezing of the well support leading to leakage of the production string. The method does not take into account the multiple number of intervals of leakage of the production string, leading to an increase in the cost of carrying out work to isolate all intervals of leakage. The method does not take into account the difficulties of transporting wellhead equipment previously used at the well from the wellhead of the well being liquidated.

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)].A known method of liquidating a well with an unpressurized production casing, including installing cement bridges in the perforation intervals and in all leakage intervals, filling the wellbore with a technological solution, installing a cement bridge in the conductor shoe, filling the wellbore in the IMF interval with non-freezing fluid, dismantling the flow fitting, installing on the mouth of the concrete pedestal with a benchmark [RD 08-347-00. Instruction on the procedure for liquidation, conservation of wells and equipment of their mouths and shafts. - M .: Gosgortekhnadzor, 2000 .-- 22 p. (Clause 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.The disadvantage of this method during the liquidation of an oil and gas well with many intervals of leakage of the production string located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution is the lack of reliability. The method does not take into account the presence of permafrost in the wellhead zone of the well, periodic thawing and freezing of the well support leading to leakage of the production string. The method does not take into account the multiple number of intervals of leakage of the production string, leading to an increase in the cost of carrying out work to isolate all intervals of leakage. The method does not take into account the difficulties of transporting wellhead equipment previously used at the well from the wellhead of the well being liquidated.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении надежной ликвидации нефтегазовой скважины как опасного производственного объекта.The challenge in creating the invention is to ensure the reliable liquidation of an oil and gas well as a hazardous production facility.

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.The technical result achieved as a result of the invention is to develop a reliable and environmentally friendly method for eliminating an oil and gas well with multiple leakage intervals of a production string located in hard-to-reach areas in the IMF distribution zone, with minimal capital costs by reducing the duration of repair work.

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.The task and technical result are achieved in that the oil and gas well with multiple intervals of leakage of the production casing is liquidated by a method in which the well is shut off, the fountain fittings are dismantled to the pipe head casing, blow-out equipment (air defense) is mounted on the pipe casing, the lift column is removed from the well , dismantle the air defense and mount the coiled tubing equipment, including a block of preventers, lowered a coiled tubing flexible pipe (GT) into the well before its bottom installation, tie it to the pumping unit, pump cement slurry through the hydraulic fluid in a volume sufficient to fill the wellbore, and a viscosity that maintains the fluidity of the cement slurry when pumping along the hydraulic well, while lifting the hydraulic slurry along the wellbore to the mouth, after the waiting period hardening of cement (OZZ) in the well bore dismantle coiled tubing equipment with a block of preventers, mount a transfer coil and a central valve of the fountain valves on the body of the pipe head, they fill the internal cavities of the column and pipe heads, as well as the central valve with cement mortar of a similar composition, seal the lateral branches of the column and pipe heads and the upper flange of the central valve of the fountain valves with blind flanges with a benchmark.

На фиг.1 показана схема реализации заявляемого способа, на фиг.2 - конструкция ликвидированной скважины по заявляемому способу.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method, figure 2 - design of the abandoned wells according to the claimed method.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

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).Initially, a well having a production casing 1 with a plurality of leakage intervals 2 is plugged, dismantled fountain fittings to the body of the pipe head 3, mounted on the housing of the pipe head 3 of the air defense (not shown).

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).An elevator string (not shown) is removed from the well, air defense is dismantled, and coiled tubing equipment 4 is mounted, including a preventer unit 5, lowered into the well until the bottom 6 of GT 7, and tied to a pump unit (not shown).

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.Cement mortar 8 is pumped into the internal cavity of GT 7 in a volume sufficient to fill the wellbore 9, the internal cavity of the production string 1 taking into account the leakage intervals 2 and the perforation interval 10, and the viscosity, which ensures the preservation of the fluidity of cement mortar 8 when pumping along GT 7, not allowing the seizure of GT 7 cement mortar 8. Thus, isolating the reservoir 11 and the leakage intervals 2 from the wellbore 9.

Одновременно с закачиванием цементного раствора 8 осуществляют подъем ГТ 7 по стволу 9 скважины до устья.Simultaneously with the injection of cement mortar 8 carry out the rise of GT 7 along the wellbore 9 to the mouth.

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.After the OZC, the coiled tubing equipment 4 with the preventer unit 5 is dismantled, the transfer coil 12 and the central valve 13 of the fountain fittings are mounted on the body of the tube head 3, the internal cavities of the column 14 and the tube 3 of the head are filled, as well as the central valve 13 with cement mortar 8 of a similar composition, the side ones are sealed bends of the column 14 and pipe 3 heads and the upper flange of the central valve 13 of the fountain valves with blind flanges 15 with the installation of a benchmark 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.At the same time, as a cement mortar 8, when liquidating an oil and gas well, the PTTs-50 or PTTs-50 composition with a filler and an antifreeze additive, for example with gas condensate or methanol, or a lightweight cement slurry based on TsTROA according to TU 5734-004-020664928-02 s are used similar fillers.

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.The proposed method of liquidation of an oil and gas well with many intervals of leakage 2 of production casing 1 is more reliable compared to traditional methods of liquidation of wells, since it eliminates the need for geophysical well surveys (GIS) to search for all intervals of leakage 2 of production casing 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.There is no need for a whole series of cement bridge installations in all leakage intervals 2 of the production casing 1 with the descent and lifting of the washing pipes, previously used instead of GT 7, for the installation of cement bridges, and with the conduct of several OZC for 24 hours each.

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.Eliminated due to the use of GT 7 and its constant movement along the wellbore 9, the conditions for emergency sticking of flushing pipes through which cement mortar 8 is pumped are eliminated.

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.As a result of the application of this method, one monolithic cement bridge is obtained that covers all leakage intervals 2 of the production string 1, in particular the entire MMP zone 17 and the perforation interval 10, which provides a higher degree of reliability of liquidation of an oil and gas well as a hazardous production facility and increases the environmental safety of the territory, exempted from the previously existing oil and gas well.

Кроме того, устраняется необходимость вывоза с устья ликвидированной скважины устьевого оборудования, за исключением елки фонтанной арматуры.In addition, the need to remove wellhead equipment from the wellhead of the abandoned well, with the exception of the Christmas tree, is eliminated.

Claims

A method of liquidating an oil and gas well with multiple intervals of leakage of the production casing, in which the well is shut off, dismantling the fountain fittings to the body of the pipe head, installing blowout protection equipment (POP) on the pipe body, removing the lift column from the well, dismantling the POP and installing the coiled tubing equipment, including a block of preventers, a flexible pipe (GT) of the coiled tubing installation is lowered into the well before its bottom, it is tied to a pump installation, cement cement is pumped through the GT the well in a volume sufficient to fill the wellbore, and viscosity, ensuring the preservation of the fluidity of the cement slurry when it is pumped along the well, with the simultaneous rise of the well along the well to the mouth, after the completion of the waiting period for the cement to harden (OZC), the coiled tubing is removed from the well a block of preventers, mount a transfer coil and a central valve of the fountain valves on the body of the pipe head, fill the internal cavities of the column and pipe heads, as well as the central valve cement mortar of the same composition, sealed sidearm column and the tube heads and the upper flange of the central valve christmas tree blind flanges with the installation frame.