Способ физической ликвидации скважин

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.

 

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.

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины. Закачивают в добывающую скважину рабочий агент. Осуществляют пуск скважины в добычу. При этом предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м3. Закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза. Закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки. Циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 2 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами, создание непроницаемого экрана в интервале водопроявляющего пласта и последующее вымывание водоизоляционного раствора из скважины обратной циркуляцией после начала схватывания водоизоляционного состава. После извлечения из добывающей скважины насосного оборудования проводят геофизические исследования и определяют длину интервала водопроявляющего пласта в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины. Затем в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины спускают дополнительную колонну труб, оборудованную сверху направляющей воронкой и уплотнительным пакером. Ниже уплотнительного пакера дополнительную колонну труб оснащают двумя водонабухающими пакерами длиной по 1 м каждый, соединенными между собой перфорированным патрубком длиной, равной длине интервала водопроявляющего пласта. Внутри дополнительной колонны труб за перфорированным патрубком устанавливают фиксатор. При этом после спуска дополнительной колонны труб в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины и посадки уплотнительного пакера набухающие пакеры размещают на границах интервала водопроявляющего пласта. После ожидания набухания пакеров спускают колонну труб в скважину. Производят закачку водоизоляционного раствора по колонне труб через отверстия перфорационного патрубка в интервал водопроявляющего пласта с образованием водоизоляционного экрана. После чего закачиванием промывочной жидкости с созданием обратной циркуляции вымывают водоизоляционный раствор из дополнительной колонны труб скважины. Производят перфорацию дополнительной колонны труб до и после границ интервала водопроявляющего пласта. Затем в скважину на конце колонны труб спускают гидравлический разъединитель с расширяемой втулкой и обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью скважины. При этом расширяемая втулка на концах оснащена уплотнительными кольцами. Спуск технологической колонны труб в скважину осуществляют до взаимодействия расширяемой втулки с фиксатором. После чего в технологической колонне труб создают избыточное давление и производят радиальное расширение наружу втулки до герметизации уплотнительными кольцами концов перфорированного патрубка дополнительной колонны труб. После чего производят отсоединение гидравлического разъединителя от расширяемой втулки и производят извлечение технологической колонны труб с гидравлическим разъединителем из скважины, спускают в скважину насосное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности реализации способа, повышение качества водоизоляционных работ, исключение обводнения горизонтального участка ствола скважины из интервала водопроявляющего пласта. 5 ил.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами. Способ включает стадии получения обратной эмульсии, содержащей, в масляной фазе, водный раствор или дисперсию (W1), содержащую указанный ускоритель полимеризации. Причем масляная фаза является (или, по крайней мере, включает) термоотверждаемой смесью изоцианата и гидроксилированного полиалкилдиена или многоатомного спирта. Далее выливают указанную обратную эмульсию в водную фазу (W2) для получения многофазной эмульсии вода/масло/вода, содержащей капли ускорителей в качестве внутренней водной фазы. Затем нагревают указанную многофазную эмульсию при температуре от 50 до 95°C для отверждения упомянутой выше термоотверждаемой смеси в полиуретане и получения капель ускорителя, заключенного в оболочки из полиуретана, диспергированных в воде. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации подземных сред, или укрепления почв, или герметизации подземных структур. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 табл., 4 пр.

Изобретение относится горной промышленности и, в частности, к управлению проветриванием высокопроизводительных очистных угольных забоев с системой разработки месторождения длинными столбами по технологической схеме «шахта-пласт». Технический результат - повышение эффективности ликвидации дегазационных скважин. По способу в дегазационные скважины, пробуренные в целике угля между параллельными выработками при разработке угольных месторождений длинными столбами, устанавливают инъекционные и контрольные трубки. Приготавливают твердеющие растворы или жидкие минеральные композиции с заданными свойствами из условия восстановления целостности массива угля и устранения газообмена между выработками после затвердевания этих растворов или композиций. Через инъекционные трубки дегазационные скважины заполняют упомянутыми растворами или композициями со стороны действующих выработок снизу вверх по восстанию дегазационных скважин в направлении к параллельным выработкам, отработанным очистным фронтом лавы. При этом контролируют полное - по всему сечению - заполнение дегазационных скважин твердеющими растворами или жидкими минеральными композициями по контрольным трубкам и трещинам в бортах выработок, пересекающим дегазационные скважины в целике угля. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризуется тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %: этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня. Способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих включает определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок. При удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала. Далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки. При удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг 100, вода 100-120, композиция на основе натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0, композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5, композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Технический результат - получение дополнительной добычи нефти и повышение эффективности работы скважин за счет снижения доли воды в добываемой жидкости, доотмыва пленочной нефти и вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов призабойной зоны пласта (ПЗП). Способ обработки ПЗП включает последовательную обработку ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), оторочкой нефти и кислотной композицией. ИЭР содержит, об.%: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; техническую воду остальное. Кислотная композиция содержит, об.%: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное. ИЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП. Кислотная композиция обеспечивает доотмыв нефти, увеличение диаметра поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в пласт первой порции гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0 , натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12 , вода с рН=3,4-5,6 100, раствор гипохлорита натрия 6-20. После чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0,натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12, вода с рН=3,4-5,6 100, составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч. 1 табл.

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.

Наверх