Способ ликвидации скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Способ ликвидации скважины включает глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки. Способ включает следующие стадии: вырезание и удаление участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта. Удаление тампонажного материала напротив вырезанного участка. Расширение ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости. Заполнение кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой. Осаждение в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы. Жидкостная составляющая баритовой пульпы имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением. Изобретение обеспечивает повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин за счет устранения каналов перетока газа от продуктивного пласта к устью.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) при ликвидации газовой скважины или скважины, содержащей в своей продукции природный газ с негерметичным по газу заколонным пространством.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ ликвидации скважины, включающий глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки в виде цементного моста (патент на изобретение RU 2222687, E21B 33/13, опубл. 27.01.2004).

В известном способе ликвидации скважины газонепроницаемые изолирующие перемычки выполнены в виде цементных мостов, при этом наблюдается следующая картина.

В результате уменьшения гидростатического давления, создаваемого столбом цементного раствора при его затвердевании, образование миграционных каналов в теле цементного камня начинается уже в самом начале затвердевания цемента.

Градиент гидростатического давления уменьшается сначала до давления, создаваемого жидкостью затворения цемента. Цементный камень имеет меньший объем, чем исходный объем цементного раствора при закачке в скважину в среднем на 6%. За счет всплывания газа при снижающемся гидростатическом давлении твердеющего цементного раствора в процессе ОЗЦ в цементном камне образуются каналы, а в результате водоотдачи и объемной усадки раствора образуются трещины. Из-за ухода воды на формирование цементного камня глинистая корка, как бы усыхает и при некачественном удалении глинистой корки образуется незаполненное кольцевое пространство, обладающее проницаемостью нескольких Дарси. Газ из продуктивного пласта начинает мигрировать по не полностью сформированному цементному кольцу еще до завершения ОЗЦ. Процесс миграции газа по образованным в цементном камне газовым каналам, ведет к образованию межколонных и заколонных газопроявлений в скважине.

Кроме того, в результате контракции раствора и низкой адгезии между цементным камнем и горной породой, а также между цементным камнем и наружной поверхностью обсадной колонны образуются соответствующие зазоры, которые также являются миграционными каналами.

С учетом изложенного, можно сделать вывод о том, что миграцию газа из продуктивного пласта, образование техногенных скоплений газа, межколонных газопроявлений и грифонов на устье скважины нельзя полностью предотвратить при создании обычных цементных мостов в обсадных колоннах, а также при цементировании до устья.

Таким образом, недостатком известного способа ликвидации скважины является недостаточная герметичность и долговечность газонепроницаемых изолирующих перемычек в виде цементных мостов.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа ликвидации скважины без упомянутого выше недостатка.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин за счет устранения каналов перетока газа от продуктивного пласта к устью.

Технический результат достигается тем, что способ ликвидации скважины включает глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки путем вырезки и удаления участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта, удаления тампонажного материала напротив вырезанного участка, расширения ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости, заполнения кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой и осаждения в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы, жидкостная составляющая которой имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением.

Жидкостная составляющая баритовой пульпы, имеющая плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением и заполняющая кольцевую полость и внутриколонное пространство создает в скважине гидрозатвор, чем обеспечивает герметизацию заколонного пространства скважины.

Создание газонепроницаемой изолирующей перемычки за счет осаждения твердых частиц баритовой пульпы в кольцевой полости повышает надежность ликвидации скважины, т.к. обеспечивает устранение межпластовых и заколонных каналов перетока флюидов, а также восстановление естественной разобщенности пластов горных пород друг от друга, нарушенной в процессе проводки и эксплуатации скважины. Газонепроницаемая перемычка является дополнительным препятствием для миграции газа вверх по скважинному и околоскважинному пространству.

Таким образом, герметизация заколонного пространства обеспечивается не только посредством создания гидрозатвора, но также и путем создания газонепроницаемой изолирующей перемычки, что обеспечивает повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

Известными методами исследуют имеющую заколонное давление скважину, определяют причину проявления газа, параметры, пути миграции и источник поступления, например, способом построения кривой восстановления давления или геофизическими методами.

Глушат скважину рабочей жидкостью. Спускают на бурильных трубах вырезающее устройство, например, УВУ (универсальное вырезающее устройство) или фрезер колонный раздвижной, и устанавливают его напротив интервала непроницаемой покрышки продуктивного пласта.

Вырезающим устройством вырезают участок в обсадной колонне с удалением части колонны.

Полностью удаляют тампонажный материал из заколонного пространства в интервале удаления обсадной колонны, разрушая миграционные каналы.

Через вырезанный участок обсадной колонны производят расширение ствола скважины до максимально возможного диаметра путем удаления горной породы. Таким образом, формируется кольцевая полость, с помощью которой может осуществляться гидравлическая связь между заколонным и внутриколонным пространством скважины.

Затем промывают скважину и очищают ее от продуктов разрушения металла, тампонажного материала и горной породы.

Извлекают из скважины бурильные трубы с вырезающим устройством. Спускают в скважину трубную колонну, оснащенную циркуляционным клапаном, таким образом, чтобы циркуляционный клапан располагался между продуктивным пластом и сформированным кольцевым каналом.

Через циркуляционный клапан во внутриколонное пространство и через вырезанный участок обсадной колонны в кольцевую полость закачивают баритовую пульпу. Дожидаются осаждения твердых частиц содержащихся в баритовой пульпе.

Осажденные твердые частицы баритовой пульпы создают в кольцевой полости газонепроницаемую изолирующую перемычку. Продолжительность формирования баритовой газонепроницаемой изолирующей перемычки в скважине должна составлять 5-10 ч.

Для ускорения осаждения барита в жидкостную составляющую баритовой пульпы можно вводить вещества, способствующие ослаблению агрегативной и седиментационной устойчивости баритовой пульпы, повышению прочности газонепроницаемой изолирующей перемычки и созданию кольматационного слоя, устойчивого к разрушению.

Выше газонепроницаемой изолирующей перемычки внутриколонное пространство оставляют заполненным до устья скважины жидкостной составляющей баритовой пульпы.

Жидкостная составляющая баритовой пульпы имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением, т.е. плотность, необходимую для создания гидравлического затвора в скважине.

Таким образом, жидкостная составляющая баритовой пульпы создает гидростатическое давление сверху на баритовую газонепроницаемую изолирующую перемычку. Жидкостная составляющая баритовой пульпы не теряет свойства удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте в течение всего периода существования ликвидированной скважины.

Величину упомянутой выше плотности жидкостной составляющей баритовой пульпы рассчитывают с учетом величины максимального пластового давления, высоты столба жидкости, а также принимая во внимание необходимость превышения гидростатического столба жидкости над пластовым давлением.

После того как в скважине созданы изолирующая перемычка и гидравлический затвор, из нее извлекают трубную колонну, демонтируют устьевую арматуру, устье скважины оборудуют в соответствии с требованиями нормативных документов (см. РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов: Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 - М.: Госгортехнадзор, 2002. - 12 с.)

Заявленный способ ликвидации скважины позволит качественно не только изолировать газоносные пласты и исключить вероятность возникновения межколонных и заколонных газопроявлений с грифонами на ликвидированных скважинах, но и демпфировать воздействие на колонны природных и техногенных деформационных процессов.

Заявленный способ ликвидации скважины прост в осуществлении и обладает высокой надежностью, так как гарантирует изоляцию ствола и заколонного пространства скважины от продуктивного пласта, устраняет межколонные газопроявления, а также предотвращает экологическое загрязнение окружающей природной среды, обеспечивает сохранность недр.

Заявленный способ применим и при ликвидации как газовых, так и нефтедобывающих скважин, ликвидируемых, например, по причине обводнения.

Способ ликвидации скважины, включающий глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки, отличающийся тем, что газонепроницаемую изолирующую перемычку создают путем вырезки и удаления участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта, удаления тампонажного материала напротив вырезанного участка, расширения ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости, заполнения кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой и осаждения в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы, жидкостная составляющая которой имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.
Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляционных работ в обсаженных скважинах. В скважину спускают рыхлитель на колонне насосно-компрессорных труб, через который намывают песчаный мост, перекрывающий интервал перфорации нижележащего нефтяного продуктивного пласта не менее чем на 5-10 м.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта. По другому варианту способ, включающий вышеуказанное, где очищенный участок включает, по меньшей мере, некоторое количество очищенных маршрутов движения потоков. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение размещения и эксплуатации качеств консолидирующих агентов. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. Технический результат - обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде. В способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, при этом обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ. 1 табл.
Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Закачивают в пласт битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из битумсодержащего реагента и минерального порошка. В качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка - тампонажный цемент. Битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. После приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до его отверждения в водоносной части пласта и растворения в нефтеносной части пласта. Далее производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения состава, находящегося в водоносной части пласта, с последующим его удалением из нефтеносной части пласта при освоении скважины. Изобретение позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости и снижения трудоемкости работ. 1 табл.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по заливочным трубам два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. Причем до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки. Спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб. Производят посадку пакера. Продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением. Продавливают компоненты тампонирующей смеси. При этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. При этом в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Способ ликвидации скважины включает глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки. Способ включает следующие стадии: вырезание и удаление участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта. Удаление тампонажного материала напротив вырезанного участка. Расширение ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости. Заполнение кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой. Осаждение в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы. Жидкостная составляющая баритовой пульпы имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением. Изобретение обеспечивает повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин за счет устранения каналов перетока газа от продуктивного пласта к устью.

Наверх