RU2576422C1 - Способ физической ликвидации скважин - Google Patents
Способ физической ликвидации скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2576422C1 RU2576422C1 RU2014139998/03A RU2014139998A RU2576422C1 RU 2576422 C1 RU2576422 C1 RU 2576422C1 RU 2014139998/03 A RU2014139998/03 A RU 2014139998/03A RU 2014139998 A RU2014139998 A RU 2014139998A RU 2576422 C1 RU2576422 C1 RU 2576422C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- well
- coiled tubing
- bridge
- cementing
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу и системе ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат - повышение эффективности и надежности ликвидации скважин. Способ физической ликвидации скважин, включающий этапы, на которых монтируют колтюбинговое оборудование, спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу колтюбинговой установки, закачивают через гибкую трубу цементный раствор, после завершения периода ожидания затвердевания цемента в стволе скважины демонтируют колтюбинговое оборудование, герметизируют скважину с установкой репера,отличающийся тем, что до начала цементирования определяют интервалы негерметичности эксплуатационной колонны и производят перфорацию отверстий, опускают гибкие трубы в скважину, предварительно долив скважину до устья технологической жидкостью, причем спуск гибких труб производят с постоянной промывкой, производят установку цементного моста высотой от 50 м до 1000 м в два этапа, причем на первом этапе цементный раствор через колтюбинговые трубы доводят до забоя скважины и поднимают по межтрубью до верхних перфорационных отверстий пласта и под давлением продавливают в пласт, поднимают колтюбинговые трубы выше уровня цемента, выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, на втором этапе производят доподъем цемента от кровли предыдущего цементного моста до устья скважины через колтюбинговые трубы и доустановку цементного моста, причем перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне перекрывают установкой цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже их, снова выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, герметизируют скважину путем установки тумбы. 11 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Известен способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной (патент РФ №2403376, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.11.2010), при котором скважину глушат, извлекают лифтовую колонну, промывают песчаную пробку на 20 м ниже интервала перфорации или смятия, шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну секцию труб меньшего диаметра на 1-2 м выше головы промытой песчаной пробки с размещением головы секции труб на 20-100 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование секции труб цементным раствором, не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ продавливают секцию труб до головы промытой песчаной пробки, а после ОЗЦ проводят цементирование внутренней полости секции труб, заполняют ствол скважины над зацементированной секцией труб жидкостью глушения, устанавливают цементные мосты в башмаках технических колонн и в башмаке кондуктора, заполняют ствол скважины между цементными мостами жидкостью глушения, а в интервале многолетнемерзлых пород ММП незамерзающей жидкостью демонтируют фонтанную арматуру и колонную головку, устанавливают на устье бетонную тумбу с репером, либо в стволе скважины под устьем на глубине залегания нейтрального слоя устанавливают глухую пробку, заполняют цементным раствором внутренние полости колонной и трубной головок, центральной задвижки фонтанной арматуры и ствол скважины над глухой пробкой, а боковые отводы колонной
и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры герметизируют глухими фланцами с установкой репера.
Известен способ ликвидации скважины (патент RU №2222687, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.01.2004), включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементных мостов над продуктивным пластом и в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы, отличающийся тем, что после глушения скважины отсоединяют лифтовую колонну от пакера и извлекают ее на поверхность, спускают во внутреннюю полость запакерованного пакера трубы малого диаметра, например гибкие трубы, через них заполняют цементным раствором ствол скважины ниже пакера, внутренние полости пакера и ствол скважины выше пакера на высоту 20-30 м.
Известен способ ликвидации скважины (заявка RU №94025095, МПК Е21В 33/00, опубл. 10.06.1996), заключающийся в установке в обсадной колонне над продуктивным горизонтом цементного моста, при этом выявляют интервал высокопластичных пород, убирают участок обсадной колонны в границах выделенного интервала пород, устанавливают дополнительный цементный мост так, чтобы его кровля соответствовала нижней границе выявленного интервала пород, создают гидростатическое давление, обеспечивая течение высокопластичной породы внутрь ствола скважины.
Известен способ ликвидации нефтегазовой скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны (патент РФ №2441135, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.01.2012), ближайший по технической сущности к заявленному способу и принятый за прототип, 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.
Однако известные способы недостаточно эффективны, требуют больших временных и трудовых затрат на ремонт, не позволяют обеспечить необходимую прочность цементирования и, как следствие, надежность ликвидации скважин, неэкономичны.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка способа, направленного на повышение эффективности и надежности ликвидации скважин, а также сокращение затрат и продолжительности капитального ремонта скважин.
Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении эффективности и надежности ликвидации скважин.
Заявляемый способ физической ликвидации скважин включает следующие этапы:
- подготовительный (подготовка скважины к ликвидации, подъем подземного оборудования, глушение, промывка; определение технического состояния скважины опрессовкой пакером или геофизическими методами, если эти работы не были проведены ранее);
- работы по ликвидации.
Подготовительный этап перед проведением ликвидации скважин включает следующие виды исследований:
- опрессовку эксплуатационной колонны пакером, спускаемым на кабеле (канате) или колонне НКТ после подъема скважинного оборудования;
- исследование скважины геофизическими методами с закачкой жидкости с целью уточнения интервалов негерметичности, выявления возможных заколонных перетоков и зон поглощений закачиваемой жидкости.
При незначительной приемистости нарушения (ниже порога чувствительности геофизических приборов), не позволяющей определить его интервал (преимущественно в добывающих скважинах), могут быть проведены исследования геофизическими методами со снижением уровня жидкости в скважине азотным компрессором;
- определение наличия цементного кольца за эксплуатационной колонной геофизическим методом с помощью скважинного прибора - акустического цементомера АКЦ. Данное исследование, как правило, производят при определении технического состояния скважины;
- определение местоположения забоя для скважин, ликвидируемых по техническим причинам (аварийных скважин).
Определение технического состояния скважин производится с целью:
- определения их пригодности к дальнейшей эксплуатации;
- определения интервалов негерметичности эксплуатационных колонн и цементного кольца за ними;
При определении герметичности эксплуатационной колонны скважины (отсутствие термоаномалий) выдерживают температурный режим в скважине 24 часа для полного восстановления температурного поля с целью сокращения продолжительности ремонта скважины и затрат на ремонт. Производят замер температуры по стволу оставленной скважины с помощью датчика температуры. Наличие аномалий, не связанных с изменением температуры, обусловленных естественным термоградиентом, указывает на негерметичность колонны или заколонные перетоки.
- определения положения муфт обсадной колонны, местоположения забоя;
- оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.
Если по результатам геофизических и гидродинамических исследований скважины определено, что ее техническое состояние не соответствует требованиям охраны недр и окружающей среды, эксплуатация скважины прекращается и проводятся необходимые ремонтно-изоляционные работы или ликвидация скважины.
Метод контроля выбирают исходя из цели ремонта и состояния скважины после изучения особенностей ее строительства и процесса эксплуатации.
На месторождениях Республики Татарстан применяются следующие методы контроля технического состояния обсадных колонн:
- геохимические для добывающих скважин осуществляются в процессе эксплуатации скважины;
- гидравлические (опрессовка эксплуатационной колонны) осуществляются в остановленных скважинах;
- геофизические осуществляются по колонне НКТ или межтрубному пространству в работающих скважинах и по эксплуатационной колонне - в остановленных скважинах.
При геофизических исследованиях скважины без бригады спускают оборудование в скважину (предварительно долив скважину до устья технологической жидкостью) и исследуют ее без подхода бригады по ремонту скважин, на скважине находится только геофизическая партия. Данные исследования предназначены для снижения продолжительности и стоимости ремонта скважин.
Геохимический метод основан на использовании различия химического (солевого) состава добываемой продукции и позволяет решать следующие задачи:
- идентифицировать различного типа воды (реликтовые, закачиваемые, «верхние», «нижние» и др. горизонтов и пропластков);
- изучать совместимость закачиваемых вод с пластовыми;
- изучать проблемы образования эмульсий и гидратов;
- определять места притока вод в скважину.
Отбор проб добываемой продукции из скважины на полный химический анализ проводится с периодичностью 1 раз в полгода. По вновь обводнившимся скважинам отбор проб проводится ежемесячно до установления постоянной минерализации воды. Замер забойного давления (динамического уровня) производится 1 раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважины.
Изменение химического состава добываемой продукции позволяет судить о появлении нарушения в эксплуатационной колонне.
Периодический отбор проб добываемой жидкости в скважинах, где проведен капитальный ремонт по герметизации эксплуатационной колонны, позволяет за счет изменения химического состава добываемой продукции контролировать вновь появившееся или открывшееся нарушение.
Также на этапе предварительной подготовки:
- производят дополнительные ремонтные работы с помощью бригады по капитальному ремонту скважин (КРС);
- перед проведением геофизических исследований выдерживают восстановление температурного режима в скважине (ВТР или ОВТ - ожидание выравнивания температуры в скважине) 24 часа (без бригады) для выравнивания температуры по всему стволу скважины.
Способ физической ликвидации скважин осуществляют следующим образом.
Целью ликвидации скважины является исключение выхода пластовых жидкостей и газов на поверхность.
В процессе ликвидационных работ эксплуатационные объекты должны быть отключены установкой цементных мостов, нарушения в эксплуатационной колонне и кондукторе загерметизированы, заколонные перетоки - ликвидированы.
При проведении изоляционных работ основным тампонирующим материалом является тампонажный цемент.
При наличии зон поглощений с удельной приемистостью более 2 м3/(ч·МПа) снижают приемистость закачкой наполнителей, а также используют цементные растворы с наполнителями. В качестве наполнителя используют резиновую крошку, кож-горох, ореховую скорлупу, кордное волокно, древесные опилки (мука), кварцевый песок и другие закупоривающие материалы. Наполнители не должны содержать крупных частиц, которые могли бы закупорить отверстия нарушения (перфорационные отверстия), и их содержание в растворах допускается до 10%. В качестве жидкости-носителя применяют воду, глинистый раствор, водобентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину. При удельной приемистости более 3,0 м3/(ч·МПа) возможно сочетание наполнителей, а также закачка облегченных глиноцементных или гельцементных растворов. Для сокращения сроков схватывания применяют ускорители сроков схватывания CaCl2, NaCl в объеме от 1,5 до 2% от массы сухого цемента.
Основные тампонажные работы при ликвидации скважин включают:
- изоляцию эксплуатационных объектов;
- наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором с целью исключения перетоков пресных и минерализованных вод в заколонном пространстве.
Дополнительные тампонажные работы при ликвидации скважин проводят:
- при наличии нарушений в эксплуатационной колонне и кондукторе;
- при наличии заколонных перетоков и зон поглощений в незакрепленном интервале разреза скважины.
Изоляцию эксплуатационного объекта осуществляют забойной заливкой с установкой цементного моста высотой 50 м, перекрывающего интервал перфорации. Перед проведением цементажа определяют местоположение забоя спуском печати, шаблона или геофизическими методами.
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной осуществляют закачкой тампонажного раствора в заколонное пространство через специальные перфорационные отверстия, прострелянные в колонне.
При наличии зон поглощений цементирование производят с расчетом подъема цемента до подошвы поглощающего пласта. После интервала ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) качество цементирования определяют с помощью исследований методами акустической цементометрии и термометрии.
Наличие цемента за колонной определяют методом акустического контроля цементирования (АКЦ), за кондуктором - методом гамма-гамма каротажа (ГТК), волновым акустическим цементомером (ВАЦ) и термометрией. Исследования проводят до и после тампонажных работ с последующим сопоставлением полученных результатов.
При физической ликвидации скважин обязательным условием служит наличие цемента за колонной. При отсутствии цемента за колонной или кондуктором производят доподъем цемента.
После восстановления циркуляции за обсадной колонной производят цементирование с расчетом подъема цементного раствора до следующих поглощающих пластов и так - до заданной глубины.
Наращивание цементного кольца за кондуктором осуществляют одним из следующих методов:
- извлечением части эксплуатационной колонны и цементированием закондукторного пространства через перфорационные отверстия в кондукторе - производят в скважинах, имеющих свободное кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и кондуктором;
- цементированием закондукторного пространства через перфорационные отверстия в колонне и кондукторе производят в скважинах с зацементированным кольцевым пространством между колонной и кондуктором;
- бурением шурфа вдоль кондуктора и цементированием закондукторного пространства при отсутствии возможности извлечения эксплуатационной колонны.
При отсутствии цемента за колонной и заколонных перетоков изоляционные работы в этом интервале могут быть произведены с извлечением эксплуатационной колонны.
Интервалы незацементированной части эксплуатационной колонны уточняют по данным геофизических исследований. Длину свободной части колонны определяют методом установки магнитных меток. До отсоединения и подъема эксплуатационной колонны продуктивные пласты и нарушения эксплуатационной колонны ниже интервала отворота перекрывают цементными мостами, промежутки между которыми заполняют глинистым.
Отсоединение извлекаемой части колонны производят отворотом или отрезанием обсадной трубы выше уровня цементного кольца на 10-20 м.
После извлечения обсадных труб на поверхность на «голову» оставшейся части эксплуатационной колонны устанавливают предохранительную пробку, засыпают ее кварцевым песком высотой 3-5 м, выше устанавливают цементный мост высотой 50 м. Если колонна извлечена в интервале кондуктора, а в интервале установки моста запланированы изоляционные работы за кондуктором, высоту моста уменьшают до 5 м при условии наращивания его высоты до 50 м по окончании изоляционных работ.
Производят перфорацию отверстий в кондукторе, определяют приемистость, после чего производят цементирование с расчетом подъема цементного раствора до запланированного интервала.
В скважинах с зацементированным кольцевым пространством между колонной и кондуктором производят перфорацию отверстий (усиленными зарядами или гидропескоструйной перфорацией) в колонне и кондукторе, определяют приемистость, после чего производят цементирование закондукторного пространства с расчетом подъема цементного раствора до запланированного интервала.
По окончании изоляционных работ скважину заполняют глинистым раствором и устанавливают цементные мосты.
При отсутствии технической возможности извлечения аварийного оборудования, когда «голова» находится выше вскрытого нефтеносного горизонта, цементный мост устанавливают над аварийным оборудованием высотой 50 м с предварительной продавкой цементного раствора в перфорированный пласт при наличии приемистости под давлением, не превышающем допустимого на колонну.
При отсутствии приемистости - устанавливают цементный мост над «головой» аварийного оборудования высотой 50 м.
При аварии со скважинным оборудованием, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого кондуктором, и отсутствии технической возможности его торпедирования или отворота ниже башмака кондуктора производят цементирование под давлением с установкой цементного моста не менее 100 м над «головой» аварийного оборудования.
При осевом смещении или смятии эксплуатационной колонны выше вскрытого нефтеносного горизонта производят цементирование под давлением с установкой цементного моста высотой 100 м выше места смещения (смятия) колонны.
В скважинах с частично зацементированной эксплуатационной колонной осуществляют наращивание цементного кольца до устья скважины или с перекрытием башмака кондуктора не менее чем на 50 м.
Перфорационные отверстия или нарушения (корродированные участки) в эксплуатационной колонне перекрывают установкой цементных мостов в интервале на 20 м выше и ниже их.
При наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной или герметизации нарушения колонны имеющиеся зоны поглощения ликвидируют.
Сущность способа ликвидации скважин состоит в следующем:
На первом этапе.
Спускают гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки.
Спуск начинают с устья скважины и до забоя, спуск производят с постоянной промывкой.
Глубину спуска ГТ определяют по двум механическим счетчикам.
После опускания ГТ до забоя производят подъем цемента в эксплуатационной колонне. Возможно поднять цементный раствор в колонне до 1000 м.
При этом полный объем цементного раствора равен объему скважины. При необходимости (по требованию заказчика) возможна закачка глинистого или одновременно глинистого и цементного раствора.
До подъема цемента на этапе геофизических исследований выявляют наличие нарушений колонны.
При наличии нарушения колонны отключают пласт цементной заливкой выше интервала нарушения (интервал негерметичности эксплуатационной колонны).
Интервал негерметичности эксплуатационной колонны определяют различными способами: путем гидравлической опрессовки с использованием пакера (спускаемого на канате) или геофизическими методами (термометрия) - геофизической партией.
Т.е. производят отключение пласта закачкой цементного раствора в ГТ.
Цементный раствор берут с плотностью удельного веса 1,82-1,85 г/см3.
Цементный раствор доводят до забоя скважины через гибкую трубу (ГТ), поднимают по межтрубью (пространство между ГТ и эксплуатационной колонной скважины) до верхних перфорационных отверстий пласта и под давлением продавливают в пласт.
Раствор давят цементировочными агрегатами, в основном ЦА-320. Продавку производят технологической жидкостью (водой).
При выявлении в колонне нарушений напротив нарушений устанавливают цементный мост.
Гибкие трубы приподнимают выше уровня цемента.
Выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) 24 часа.
При интервале времени 24 часа цемент полностью схватывается, образуя качественный цементный камень.
На втором этапе.
Производят второй этап установки цементного моста до устья скважины.
Доподъем цемента через ГТ происходит с забоя скважины.
После проведения цементажа по первому этапу «голова» (кровля) цементного моста образует «новый» забой скважины.
Производят закачку цементного раствора через гибкую трубу.
Выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) 24 часа.
После выхода цементного раствора на устье скважины гибкую трубу извлекают, колтюбинговую установку демонтируют, которая съезжает со скважины.
Подъем цемента осуществляют в два этапа, т.к. при полном подъеме цемента за 1 цикл до устья скважины возможен риск прихвата гибкой трубы в цементе и получение осложнения. С целью исключения осложнения после заполнения ствола скважины наполовину цементным раствором приподнимается гибкая труба до «головы» цементного раствора (верхний уровень (кровля) цементного раствора, установленный в стволе скважины) и выполняется второй цикл (доподъем цемента до устья скважины).
При физической ликвидации скважин обязательным условием служит наличие цемента за эксплуатационной колонной, кондуктором. Для этого проводят контроль качества цементирования.
Наличие цемента за колонной определяют методом акустического контроля цементирования (АКЦ), за кондуктором - методом гамма-гамма каротажа (ГГК), волновым акустическим цементомером (ВАЦ) и термометрией. Исследования проводят до и после тампонажных работ с последующим сопоставлением полученных результатов.
При отсутствии цемента за колонной или кондуктором бригадами по КРС производят доподъем цемента.
Контроль качества цементирования эксплуатационных колонн, кондукторов ведут при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, цементировании хвостовиков, летучек, цементных заливках после выявления заколонных перетоков, перехода на вышележащие объекты, оценке состояния цементного кольца в объекте разработки после длительного периода эксплуатации скважин.
В процессе проведения цементажа в отдельную посуду наливают приготовленный цементный раствор и по данной пробе оценивают на сколько затвердел цемент.
Акустический контроль цементирования проводят обычно после извлечения глубинно-насосного оборудования (ГНО) и после подъема цемента за эксплуатационной колонной для уточнения качества подъема цемента за колонной в процессе ремонта скважины.
Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1×1×1 м или железобетонное (стальное) кольцо диаметром не менее 0,8 м и высотой не менее 1 м, залитое цементным раствором.
На тумбу устанавливают репер, на котором электросваркой делают надпись с указанием номера скважины, месторождения, предприятия-пользователя недр и даты ликвидации. Высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.
При обнаружении нефтегазоводопроявления на устье ликвидированной скважины необходима ее переликвидация.
Металлическую плиту сверху покрывают материалом, предотвращающим ее коррозию (полиэтиленовой пленкой), устье скважины засыпают землей и производят рекультивацию.
При ликвидации скважин используют стандартное оборудование и спецтехнику, применяемые при капитальном ремонте скважин:
- цементировочный агрегат типа ЦА-320М - для закачки технологических жидкостей, нефти, цементного и глинистого растворов и т.д.;
- цементосмесительный агрегат СМН-20 - для приготовления цементного раствора;
- автоцистерны - для доставки на скважину технологических жидкостей, нефти, глинистого раствора и других реагентов;
- паропередвижная установка ППУ - для отогрева устья скважины и, при необходимости, технологических жидкостей в холодное время года.
Система для реализации способа состоит из следующих элементов:
- подземное глубинно-насосное оборудование (ГНО), включающее в себя: НКТ (насосно-компрессорные трубы), штанги, электроцентробежный насос (ЭЦН) или штанговый глубинный насос (ШГН);
- колтюбинговая установка с гибкой трубой.
Колтюбинг основан на использовании гибких непрерывных труб, которые заменяют традиционные сборные трубы при работах внутри скважин. Такие трубы благодаря своей гибкости способны предоставить доступ даже в боковые и горизонтальные стволы, кроме того, не требуется производить операции по сборке/разборке колонны труб.
Claims (12)
1. Способ физической ликвидации скважин, включающий этапы, на которых монтируют колтюбинговое оборудование, спускают в скважину до ее забоя гибкую трубу колтюбинговой установки, закачивают через гибкую трубу цементный раствор, после завершения периода ожидания затвердевания цемента в стволе скважины демонтируют колтюбинговое оборудование, герметизируют скважину с установкой репера, отличающийся тем, что до начала цементирования определяют интервалы негерметичности эксплуатационной колонны и производят перфорацию отверстий, опускают гибкие трубы в скважину, предварительно долив скважину до устья технологической жидкостью, причем спуск гибких труб производят с постоянной промывкой, производят установку цементного моста высотой от 50 м до 1000 м в два этапа, причем на первом этапе цементный раствор через колтюбинговые трубы доводят до забоя скважины и поднимают по межтрубью до верхних перфорационных отверстий пласта и под давлением продавливают в пласт, поднимают колтюбинговые трубы выше уровня цемента, выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, на втором этапе производят доподъем цемента от кровли предыдущего цементного моста до устья скважины через колтюбинговые трубы и доустановку цементного моста, причем перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне перекрывают установкой цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже их, снова выдерживают интервал ожидания затвердевания цемента не менее 24 часов, герметизируют скважину путем установки тумбы.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительно проводят подготовительные работы, на которых производят дополнительные ремонтные работы, производят геофизические исследования скважины, на которых выдерживают восстановление температурного режима 24 часа, исследуют техническое состояние скважины, производят замер температуры по стволу остановленной скважины, проверяют герметичность эксплуатационной колонны или наличие заколонных перетоков по наличию температурных аномалий, определяют приемистость скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что интервалы негерметичности эксплуатационной колонны определяют путем гидравлической опрессовки с использованием пакера.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что глубину спуска гибких труб определяют по двум механическим счетчикам.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление для продавливания цементного раствора создают при помощи цементировочного агрегата ЦА-320.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед установкой цементного моста определяют местоположение забоя спуском печати, шаблона или геофизическими методами.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перфорацию отверстий производят усиленными зарядами или гидропескоструйной перфорацией в колонне и кондукторе.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементный раствор берут с плотностью удельного веса 1,82-1,85 г/см3.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ведут контроль качества цементирования путем отбора проб цементного раствора и оценки его затвердевания.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после установки цементного моста качество цементирования определяют с помощью акустической цементометрии и термометрии.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при обнаружении нефтегазоводопроявления на устье ликвидированной скважины выполняют ее переликвидацию.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что бетонную тумбу устанавливают над устьем скважины размером 1×1×1 м или устанавливают железобетонное стальное кольцо диаметром не менее 0,8 м и высотой не менее 1 м, залитое цементным раствором.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014139998/03A RU2576422C1 (ru) | 2014-10-02 | 2014-10-02 | Способ физической ликвидации скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014139998/03A RU2576422C1 (ru) | 2014-10-02 | 2014-10-02 | Способ физической ликвидации скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2576422C1 true RU2576422C1 (ru) | 2016-03-10 |
Family
ID=55653977
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014139998/03A RU2576422C1 (ru) | 2014-10-02 | 2014-10-02 | Способ физической ликвидации скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2576422C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2691425C1 (ru) * | 2018-09-26 | 2019-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
| RU2702045C2 (ru) * | 2017-08-02 | 2019-10-03 | Ооо "Сонограм" | Способ проверки целостности интервалов обсадных колон для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию |
| WO2020076180A1 (ru) * | 2018-10-11 | 2020-04-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию |
| CN111021982A (zh) * | 2018-10-09 | 2020-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 固井方法及固井装置 |
| CN111978018A (zh) * | 2020-08-07 | 2020-11-24 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 空洞型采空区高浓度浆液充填墩柱大小与形态控制方法 |
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
| RU2772032C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU697685A1 (ru) * | 1977-03-09 | 1979-11-15 | Специализированное Управление По Тампонажным И Геологоразведочным Работам | Способ ликвидационного тампонажа буровых скважин |
| RU22177U1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-03-10 | Журавлев Сергей Романович | Гидроабразивный перфоратор |
| RU2282712C2 (ru) * | 2004-07-01 | 2006-08-27 | Виталий Иванович Смирнов | Способ ликвидации скважины |
| RU2283942C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2006-09-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ ликвидации скважины |
| RU103127U1 (ru) * | 2010-09-20 | 2011-03-27 | Совместное закрытое акционерное общество "ФИДМАШ" | Устройство для намотки длинномерной стальной трубы |
| RU2441135C1 (ru) * | 2010-06-25 | 2012-01-27 | Игорь Александрович Кустышев | Способ ликвидации нефтегазовой скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны |
| RU2531965C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
-
2014
- 2014-10-02 RU RU2014139998/03A patent/RU2576422C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU697685A1 (ru) * | 1977-03-09 | 1979-11-15 | Специализированное Управление По Тампонажным И Геологоразведочным Работам | Способ ликвидационного тампонажа буровых скважин |
| RU22177U1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-03-10 | Журавлев Сергей Романович | Гидроабразивный перфоратор |
| RU2282712C2 (ru) * | 2004-07-01 | 2006-08-27 | Виталий Иванович Смирнов | Способ ликвидации скважины |
| RU2283942C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2006-09-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ ликвидации скважины |
| RU2441135C1 (ru) * | 2010-06-25 | 2012-01-27 | Игорь Александрович Кустышев | Способ ликвидации нефтегазовой скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны |
| RU103127U1 (ru) * | 2010-09-20 | 2011-03-27 | Совместное закрытое акционерное общество "ФИДМАШ" | Устройство для намотки длинномерной стальной трубы |
| RU2531965C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Инструкция по ремонту крепи, РД-1-843-82, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983, с. 7, 10-14, 28, 36, 41, 90. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин, Москва, 1975, с. 36, 41, 92, 114. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2702045C2 (ru) * | 2017-08-02 | 2019-10-03 | Ооо "Сонограм" | Способ проверки целостности интервалов обсадных колон для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию |
| RU2691425C1 (ru) * | 2018-09-26 | 2019-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
| CN111021982A (zh) * | 2018-10-09 | 2020-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 固井方法及固井装置 |
| CN111021982B (zh) * | 2018-10-09 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 固井方法及固井装置 |
| WO2020076180A1 (ru) * | 2018-10-11 | 2020-04-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию |
| GB2583583A (en) * | 2018-10-11 | 2020-11-04 | Llc Sonogram | Method for checking the integrity of casing string intervals for installation of a cement bridge in wells to be abandoned |
| GB2583583B (en) * | 2018-10-11 | 2022-11-23 | Tgt Oilfield Services Ltd | The method of casing integrity assessment in the interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment |
| US11692430B2 (en) | 2018-10-11 | 2023-07-04 | Tgt Oilfield Services Limited | Method of casing integrity assessment in an interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment |
| CN111978018A (zh) * | 2020-08-07 | 2020-11-24 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 空洞型采空区高浓度浆液充填墩柱大小与形态控制方法 |
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
| RU2772032C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2576422C1 (ru) | Способ физической ликвидации скважин | |
| US10760347B2 (en) | System and method for offline suspension or cementing of tubulars | |
| CN105952378A (zh) | 一种树状结构井的钻完井和增产方法 | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2534309C1 (ru) | Способ ликвидации скважины | |
| CN101646838B (zh) | 油井分段水泥灌浆用的金属板 | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2611792C1 (ru) | Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2403376C1 (ru) | Способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной | |
| RU2436932C1 (ru) | Способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны | |
| RU2530003C1 (ru) | Способ ликвидации скважины | |
| RU2418152C1 (ru) | Способ ликвидации нефтегазовой скважины, расположенной в акватории неглубокого водоема | |
| RU155018U1 (ru) | Устройство физической ликвидации скважин | |
| RU2513793C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| Kaskiw et al. | Backfilling at IMC Canada K-2 potash mine | |
| RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2527446C1 (ru) | Способ ликвидации скважины | |
| RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2661171C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины | |
| RU2441135C1 (ru) | Способ ликвидации нефтегазовой скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны | |
| RU2386776C1 (ru) | Способ вскрытия водоносных горизонтов в неустойчивых породах восстающей дренажной скважиной и устройство для его осуществления | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2695910C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости |