СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В АКВАТОРИИ НЕГЛУБОКОГО ВОДОЕМА
ABANDONMENT METHOD OF OIL-AND-GAS WELL LOCATED IN WATER AREA OF SHALLOW WATER RESERVOIR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения многолетнемерзлых пород ММП.
На месторождениях Западной Сибири, характеризующихся большой площадью заболоченности и заозеренности, а также наличием ММП, многие скважины, особенно разведочные, пробурены в акваториях неглубоких водоемов, когда их наружные обсадные колонны, выходящие на поверхность, размещаются в водной среде водоема, между дном водоема и водной поверхностью водоема, а устьевое оборудование, в частности колонные головки, трубные головки и фонтанные елки фонтанных арматур, располагаются над уровнем водной поверхности водоема.
Известен способ ликвидации скважины, включающий глушение скважины, установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, демонтаж фонтанной арматуры [Патент 2074308].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения ММП, является недостаточная надежность, не учитывающая наличия ММП и связанные с ними периодическое растепление и замораживание крепи скважины, а также не учитывающая трудности размещения техники и оборудования при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов, и необходимости оснащения скважин дополнительными устройствами, препятствующими разрушительному воздействию водной среды на скважинное оборудование.
Известен способ ликвидации скважины, включающий глушение скважины, установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000 - 22 с.].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения ММП, является недостаточная надежность, не учитывающая трудности размещения техники и оборудования при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов, не учитывающая наличия ММП и сезонные перепады температур, а также связанные с ними периодическое растепление и замораживание крепи скважины, не учитывающая необходимости оснащения скважин дополнительными устройствами, препятствующими разрушительному воздействию водной среды на скважинное оборудование.
Известен способ ликвидации скважины, включающий глушение скважины, установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры, установку глухой пробки, заполнение внутренних полостей колонной и трубной головок и ствола скважины над глухой пробкой цементным раствором, герметизацию боковых отводов и верхнего фланца трубной головки заглушками [Патент 2225500].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения ММП, является недостаточная надежность, не учитывающая трудности размещения техники и оборудования при ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов, а также не учитывающая необходимости оснащения скважин дополнительными устройствами, препятствующими разрушительному воздействию водной среды на скважинное оборудование.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа ликвидации нефтегазовых скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения ММП.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении надежной ликвидации скважин при минимальных капитальных затратах.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при ликвидации нефтегазовой скважины, расположенной в акватории неглубокого водоема, обследуют приустьевую территорию и определяют толщину ледяного слоя и глубину водоема вокруг устья скважины, осуществляют намораживание приустьевой площадки до получения необходимой толщины ледяного слоя, укладывают деревянный настил, размещают на деревянном настиле намораженной приустьевой площадки необходимую технику и оборудование, проводят глушение скважины, демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры до центральной задвижки, на центральную задвижку монтируют комплекс оборудования для промывки скважины КОПС, спускают через него и находящуюся в скважине лифтовую колонну промывочные трубы малого диаметра, осуществляют растепление скважины и опрессовку лифтовой и эксплуатационной колонн, извлекают промывочные трубы, демонтируют КОПС и центральную задвижку, на корпус трубной головки монтируют противовыбросовое оборудование ПВО, при наличии негерметичности или смятия лифтовой колонны осуществляют исправительные работы либо работы по устранению негерметичности, при отсутствии негерметичности или смятия лифтовой колонны извлекают из скважины находящуюся в скважине лифтовую колонну с внутрискважинным оборудованием, в интервале продуктивного пласта и над ним устанавливают нижний цементный мост, ствол скважины заполняют технологическим раствором, в интервале башмака кондуктора устанавливают верхний цементный мост, выше верхнего цементного моста ствол скважины заполняют незамерзающей жидкостью, перекрывающей интервал ММП и глубину водоема с учетом толщины ледяного слоя, выше уровня незамерзающей жидкости в стволе скважины устанавливают глухую пробку, демонтируют ПВО, на корпусе трубной головки монтируют центральную задвижку, выше глухой пробки ствол скважины и внутренние полости колонной и трубной головок заполняют цементным раствором, после завершения периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки герметизируют глухими фланцами с размещением на верхнем глухом фланце трехходового крана, с возможностью размещения на нем манометра, возле наружной обсадной колонны на устье скважины в ледяном слое прорезают прорубь, наводят на центральную задвижку, трубную и колонную головки, наружную обсадную колонну, выступающую над дном водоема, саркофаг, который спускают в прорубь до дна водоема, отсыпают дно водоема внутри саркофага гравием и песком, цементируют внутреннее пространство саркофага цементным раствором в несколько приемов с отсыпками между закачиванием порций цементного раствора порций гравия и песка, после ОЗЦ проводят сварочные работы по герметизации торца саркофага с выводом выше торца саркофага трехходового крана и устанавливают на торце саркофага репер.
На фиг.1 показана конструкция скважины до ликвидации на примере двухколонной конструкции газовой скважины, на фиг.2 - конструкция скважины в процессе работ по ликвидации скважины, на фиг.3 - конструкция ликвидированной скважины по заявляемому способу.
Способ реализуется следующим образом.
Работы проводятся в скважине (фиг.1), расположенной в акватории неглубокого водоема 1, имеющего ледяной слой 2 и незамерзшую под ледяным слоем 2 воду 3 в глубине водоема 1. Скважина пробурена на продуктивный пласт 4, расположенный ниже дна 5 неглубокого водоема 1. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 6 и кондуктором 7, подвешенными в колонной головке 8. В скважину спущена лифтовая колонна 9 с внутрискважинным оборудованием или без него. Лифтовая колонна 9 подвешена в трубной головке 10 фонтанной арматуры. На трубной головке 10 установлена фонтанная елка 11 фонтанной арматуры. Ниже дна 5 водоема расположены ММП 12. Лифтовая колонна 9 в интервале ММП 12 перекрыта газогидратной пробкой 13.
Работы по ликвидации скважины проводятся в несколько этапов.
Вначале (фиг.2) обследуют приустьевую территорию, толщину ледяного слоя 2 и глубину водоема 1 вокруг устья скважины. Осуществляют намораживание приустьевой площадки 14 возле устья скважины заливкой технической воды до получения необходимой толщины ледяного слоя 2, выдерживающей нагрузки техники и оборудования, завозимых на скважину для проведения работ по ее ликвидации. Укладывают на намороженную приустьевую площадку 14 деревянный настил 15, так называемую «лежневку», осуществляют испытания намороженной приустьевой площадки 14. В случае отсутствия стационарной обвязки скважины монтируют на устье скважины задавочную и обратную линию (не показано) из труб и осуществляют их опрессовку. Размещают на деревянном настиле 15 намороженной кустовой площадки 14 необходимую для проведения работ технику и оборудование.
После этого проводят глушение скважины. Демонтируют фонтанную елку 11 фонтанной арматуры до центральной задвижки 16, на центральной задвижке 16 монтируют комплекс оборудования для промывки скважины КОПС 17 и опрессовывают его. Спускают через КОПС 17 во внутреннюю полость находящиеся в скважине лифтовой колонны 9 промывочные трубы 18 малого диаметра с установленной на башмаке последней промывочной трубы 18 насадкой типа «пера» с контрольным замером длины спускаемых промывочных труб 18 до головы газогидратной пробки 13 в случае ее наличия, либо до забоя 19 скважины в случае ее отсутствия. Циркуляцией горячей промывочной жидкости осуществляют растепление газогидратной пробки 13 или ствола скважины. После растепления газогидратной пробки 13 промывочные трубы 18 спускают до забоя 19 скважины и осуществляют промывку ствола скважины и опрессовку лифтовой колонны 9 и эксплуатационной колонны 6 при закрытом межколонном пространстве. Извлекают промывочные трубы 18, демонтируют КОПС 17 и центральную задвижку 16.
Далее на корпусе трубной головки 10 фонтанной арматуры монтируют ПВО (не показано). При обнаружении негерметичности лифтовой колонны 9 осуществляют спуск на кабеле канатной техники печатей различного диаметра и проводят обследование лифтовой колонны 9 на предмет их проходимости. При непрохождении печатей осуществляют геофизические исследования на предмет определения интервалов негерметичности и возможного смятия лифтовой колонны 9. При обнаружении интервала негерметичности или смятия осуществляют исправительные работы либо работы по устранению негерметичности. При отсутствии негерметичности извлекают из скважины установленную ранее в процессе эксплуатации лифтовую колонну 9 с внутрискважинным оборудованием.
После этого (фиг.3) в интервале продуктивного пласта 4 и над ним устанавливают нижний цементный мост 20. Ствол скважины, внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, заполняют технологическим раствором 21. В качестве технологического раствора 21 может применяться глинистый раствор или жидкость глушения, например водный раствор хлорида кальция или др. В интервале башмака кондуктора 7 устанавливают верхний цементный мост 22. Выше верхнего цементного моста 22 ствол скважины, внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, заполняют незамерзающей жидкостью 23, перекрывающей интервал многолетнемерзлых пород 12 и глубину водоема 1 с учетом толщины ледяного слоя 2. В стволе скважины, во внутренней полости эксплуатационной колонны 6, выше уровня незамерзающей жидкости 23 в корпусе колонной головки 8 устанавливают глухую пробку 24. Демонтируют ПВО. На корпусе трубной головки 10 монтируют центральную задвижку 16. Выше глухой пробки 24 ствол скважины, внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, внутренние полости колонной 8 и трубной 10 головок, заполняют цементным раствором 25. После завершения периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ боковые отводы колонной 8 и трубной 10 головок и верхний фланец центральной задвижки 16 герметизируют глухими фланцами 26. На глухом фланце 26, установленном на верхнем фланце центральной задвижки 16 и имеющем сквозное отверстие, устанавливают трехходовой кран 27, на который при необходимости контроля за давлением в скважине можно установить манометр.
Затем возле наружной обсадной колонны, кондуктора 7, выступающей над дном 5 водоема 1, в ледяном слое 2 прорезают прорубь 28. На устьевое оборудование, центральную задвижку 16, трубную 10 и колонную 8 головки, и наружную обсадную колонну, кондуктор 7, надевают саркофаг 29, спускают его в прорубь 28 до дна 5 водоема 1. Отсыпают дно 5 водоема 1 внутри саркофага 29 гравием 30 и песком 31 для предотвращения вытекания цементного раствора 25 из саркофага 29 при его цементировании. Цементируют внутреннее пространство саркофага 29 цементным раствором 25 в несколько приемов с отсыпками между закачиванием порций цементного раствора 25 порций гравия 30 и песка 31. После ОЗЦ проводят сварочные работы по наращиванию саркофага 29 до необходимой высоты и нарощенную часть саркофага 29 заполняют цементным раствором 25. В завершении работ осуществляют сварочные работы по герметизации торца саркофага 29 с выводом выше торца саркофага 29 трехходового крана 27. После чего на торце саркофага 29 устанавливают репер 32.
Пример реализации заявляемого способа на скважине 632 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
3
3
3
3
Вначале обследовали приустьевую территорию, толщину ледяного слоя, покрывающего водоем и глубину водоема вокруг устья скважины. Наморозили приустьевую площадку возле устья скважины заливкой технической воды до получения необходимой толщины ледяного слоя. Намораживание осуществляли двумя приемами: вначале разлили 34 м технической воды, а после замерзания разлили еще 41 м технической воды. Для усиления намороженной приустьевой площадки осуществили еще одно намораживание разливом 41 м технической воды, увеличив размеры намороженной приустьевой площадки до размера 10×15 м. На намороженную приустьевую площадку уложили деревянный настил размером 7×12 м из досок толщиной 40 мм. Провели испытание намороженной приустьевой площадки созданием нагрузки 240 кН (24 т) с помощью установки на деревянном настиле трактора К-702 с 2 мпеска в ковше. После испытаний на деревянном настиле разместили необходимую для проведения работ технику и оборудование: автокран на базе «Урал», рабочую площадку для обслуживания скважины.
Из технологических соображений устье скважины обвязали задавочной и обратной линиями из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и спрессовали их на давление 4,5 МПа (45 ата).
Провели глушение скважины водным раствором хлорида кальция, демонтировали фонтанную елку фонтанной арматуры до центральной задвижки, смонтировали КОПС и спрессовали его на 4,5 МПа (45 ата), спустили через КОПС промывочные трубы диаметром 48 мм с установленной на ее башмаке насадкой - пером с контрольным замером длины спускаемых труб до головы газогидратной пробки. Циркуляцией горячей промывочной жидкости (водный раствор хлорида кальция при температуре 80°C и давлении закачивания 5,0 МПа - 50 атм) осуществили растепление газогидратной пробки. После этого спрессовали лифтовую колонну и эксплуатационную колонну при закрытом межколонном пространстве. Извлекли промывочные трубы, демонтировали КОПС и центральную задвижку.
3
На корпус трубной головки смонтировали ПВО. Обнаруженное смятие лифтовой колонны ликвидировали справочным инструментом. После этого из скважины извлекли лифтовую колонну с внутрискважинным оборудованием. Обнаруженную негерметичность эксплуатационной колонны ликвидировали путем перфорации эксплуатационной колонны зарядами ПР-43 в интервале 106-107 м (всего 20 отверстий) и закачиванием цементного раствора за эксплуатационную колонну в объеме 6,4 м.
После этого в интервале продуктивного пласта и над ним установили нижний цементный мост. Внутреннюю полость эксплуатационной колонны заполнили глинистым раствором, в интервале башмака кондуктора установили верхний цементный мост. Внутреннюю полость эксплуатационной колонны выше верхнего цементного моста заполнили незамерзающей жидкостью, в качестве которой применили водометанольный раствор в соотношении 60:40. Во внутренней полости эксплуатационной колонны, выше ММП, в корпусе колонной головки установили глухую пробку, в качестве которой использовали деревянную пробку. Демонтировали ПВО. На корпусе трубной головки смонтировали центральную задвижку. Выше глухой пробки внутренние полости эксплуатационной колонны, колонной и трубной головок заполнили цементным раствором. После ОЗЦ боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки загерметизировали глухими фланцами. На глухом фланце, установленном на верхнем фланце центральной задвижки, установили трехходовой кран для контроля за давлением в скважине.
Убрали от устья скважины автокран и рабочую площадку.
3
3
3
3
3
После этого возле устья скважины прорезали прорубь размером 2×2 м. Повторно подготовили площадку для расстановки оборудования и специальной техники, убрав обломки льда и торосы, вновь возле устья скважины установили автокран. На устьевое оборудование и наружную обсадную колонну надели отдельными свариваемыми между собой секциями саркофаг длиной 12 м и спустили его до дна водоема. Отсыпали дно водоема внутри саркофага гравием и песком для предотвращения вытекания цементного раствора из саркофага. Осуществили цементирование внутреннего пространства саркофага цементным раствором в несколько приемов с отсыпками между закачиваемым цементным раствором гравия с песком (первый раз - 15,5 м с образованием текущего забоя на глубине 8 м от верхнего края саркофага, после ОЗЦ в течение 24 час отсыпали внутреннюю полость саркофага гравием и песком в объеме 1,5 м. Повторно провели цементирование закачиванием цементного раствора в объеме 15,5 м, а после ОЗЦ в течение 24 час провели цементирование верхней части саркофага цементным раствором в объеме 3,8 м. После повторного ОЗЦ в течение 24 час провели сварочные работы по наращиванию саркофага на длину 1,3 м и заполнению нарощенной части саркофага цементным раствором в объеме 0,4 м), а после очередного ОЗЦ в течение 24 час провели сварочные работы по свариванию торца саркофага и установки репера.
Предлагаемый способ ликвидации скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов, более надежен по сравнению с традиционными способами ликвидации скважин, так как обеспечивает надежную изоляцию ликвидированной скважины от продуктивного пласта, предотвращает агрессивное воздействие воды на наружную обсадную колонну скважины, размещенную в водоеме. Предотвращает возможное смятие колонн при сезонном промерзании и растеплении крепи скважины, при ледовых подвижках в период таяния льда и замерзания водоема. Обеспечивает более длительный срок сохранения герметизации устья. Позволяет значительно снизить затраты на ликвидацию скважины за счет устранения необходимости осуществлять отсыпку площадки на дне водоема с подъемом ее уровня выше уровня водной поверхности водоема, а также за счет устранения необходимости вывоза демонтированного оборудования с устья ликвидированной скважины, расположенной в акватории водоема. Кроме того, способ обеспечивает в случае необходимости возможность ввода скважины в эксплуатацию при минимальных затратах на ее разликвидацию.