RU2283942C2 - Well killing method - Google Patents
Well killing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283942C2 RU2283942C2 RU2004135418/03A RU2004135418A RU2283942C2 RU 2283942 C2 RU2283942 C2 RU 2283942C2 RU 2004135418/03 A RU2004135418/03 A RU 2004135418/03A RU 2004135418 A RU2004135418 A RU 2004135418A RU 2283942 C2 RU2283942 C2 RU 2283942C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- rocks
- interval
- rock
- insulating
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 64
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims abstract description 37
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 23
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 10
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 9
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 claims description 6
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 20
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 6
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000010842 industrial wastewater Substances 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 230000035622 drinking Effects 0.000 description 4
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000003295 industrial effluent Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 244000188595 Brassica sinapistrum Species 0.000 description 2
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 241001045988 Neogene Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229920001871 amorphous plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 208000015181 infectious disease Diseases 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 101150091879 neo gene Proteins 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 239000010891 toxic waste Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Наибольшее применение найдет на месторождениях со сложным геологическим строением, в процессе разработки и эксплуатации многоярусных залежей, при ликвидации скважин сложной конструкции, с МПП, МКД и вскрывших пласты углеводородных флюидов с большим содержанием агрессивных компонентов, таких как H2S и CO2.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the elimination of wells that have fulfilled their purpose. It will find the greatest application in fields with a complex geological structure, in the process of development and operation of multi-tier deposits, in the liquidation of wells of complex design, with MPP, MKD and opened reservoirs of hydrocarbon fluids with a high content of aggressive components such as H 2 S and CO 2 .
Известен способ изоляции перекрытого эксплуатационной колонной продуктивного пласта по патенту РФ № 215415 (МПК Е 21 В 33/13), включающий установку цементных мостов в эксплуатационной колонне скважины, где один из цементных мостов устанавливают в покрышке продуктивного пласта скважины, для чего предварительно освобождают ствол скважины в интервале установки цементного моста от эксплуатационной колонны и цементного кольца путем фрезерования эксплуатационной колонны и разбуривания цементного кольца, а ствол скважины расширяют на 10-15 мм на сторону от первоначального размера ствола. При этом при установке моста используются безусадочные, или коррозионно-стойкие, или расширяющиеся материалы.A known method of isolating an overlapped production string according to the patent of the Russian Federation No. 215415 (IPC E 21 B 33/13), comprising installing cement bridges in the production casing of the well, where one of the cement bridges is installed in the casing of the productive formation of the well, for which the borehole is previously released in the interval of installation of the cement bridge from the production casing and cement ring by milling the production casing and drilling a cement ring, and the wellbore is expanded by 10-15 mm per second Orono from the original size of the barrel. At the same time, when installing the bridge, non-shrinking, or corrosion-resistant, or expanding materials are used.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- данный способ не решает проблему качественной ликвидации скважин. Им решается задача изоляции только какого-либо конкретного продуктивного пласта и совсем не учитываются наиболее важные аспекты, всегда присутствующие при ликвидации скважин, такие как геологическая характеристика пород, залегающих выше места производства работ, и конструкция остальной, как правило, большей верхней части ствола скважины;- this method does not solve the problem of high-quality well liquidation. He solves the problem of isolating only a specific productive formation and does not at all take into account the most important aspects that are always present during well abandonment, such as the geological characteristics of rocks lying above the place of work and the design of the rest, as a rule, of the larger upper part of the wellbore;
- низкая эффективность изоляции продуктивного пласта, обусловленная в основном недолговечностью по флюидонепроницаемости моста на цементной основе. Общеизвестно, что с течением времени цементный камень стареет и разрушается, становясь проницаемым для пластовых флюидов (газа, нефти, воды). Это происходит за счет химических превращений внутри цементного материала и под воздействием внешней агрессивности среды.- low efficiency of isolation of the reservoir, due mainly to the fragility of the fluid-tight bridge on a cement basis. It is well known that over time, cement stone ages and collapses, becoming permeable to reservoir fluids (gas, oil, water). This occurs due to chemical transformations inside the cement material and under the influence of external aggressiveness of the environment.
Известен способ ликвидации скважин с источником межколонного давления по патенту РФ № 2168607 (МПК Е 21 В 33/13), включающий выполнение первого цементного моста в скважине над продуктивным горизонтом и ниже интервала высокопластичных пород, сообщение заколонного пространства скважины с ее колонным пространством в пределах интервала высокопластичных пород с последующей установкой второго цементного моста над первым и обеспечение течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины путем снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород, в котором выбирают пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления и ближайший к нему, верхнюю границу первого цементного моста устанавливают на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичных пород, заколонное пространство скважины сообщают с колонным пространством в интервале, составляющем часть мощности пласта высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы, путем удаления части обсадной колонны, второй цементный мост устанавливают поверх первого цементного моста высотой, равной интервалу сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны, после чего сообщают заколонное пространство скважины, на оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород, с колонным пространством скважины путем удаления части обсадной колонны, а затем обеспечивают течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины.A known method of eliminating wells with a source of annular pressure according to the patent of the Russian Federation No. 2168607 (IPC E 21 B 33/13), including the implementation of the first cement bridge in the well above the productive horizon and below the interval of highly plastic rocks, communicating the annular space of the well with its column space within the interval highly plastic rocks with the subsequent installation of a second cement bridge over the first and ensuring the flow of highly plastic rocks into the column space of the well by reducing hydrostatic pressure in at the level of the interval of highly plastic rocks, in which a layer of highly plastic rocks is chosen located above the source of intercolumn pressure and closest to it, the upper boundary of the first cement bridge is set at the level of the sole of the selected layer of highly plastic rocks, the annulus of the well is communicated with the column space in the interval that is part the thickness of the reservoir of highly plastic rocks directly above its sole, by removing part of the casing string, the second cement bridge is installed along the top of the first cement bridge with a height equal to the interval between the annulus of the borehole and its casing space, and extending beyond the casing contour, after which the annulus of the borehole, in the remaining part of the reservoir thickness of the highly plastic rocks, is reported with the casing space of the borehole by removing part of the casing, and then ensure the flow of highly plastic rocks into the column space of the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- данный способ не решает проблему качественной ликвидации скважины, так как им также решается узкая задача изоляции определенного продуктивного пласта без учета геологической характеристики вышезалегающих пород и конструкции скважины;- this method does not solve the problem of qualitative well liquidation, since it also solves the narrow problem of isolating a specific reservoir without taking into account the geological characteristics of the overlying rocks and the structure of the well;
- ограниченная область применения, так как его можно использовать только при наличии вышезалегающих в непосредственной близости высокопластичных пород большой мощности (не менее 30-50 м), обеспечивающей установку цементного моста расчетной величины и поверх его моста из высокопластичных пород;- limited scope, since it can only be used if there is a high-power rock overlying in the immediate vicinity of high power (at least 30-50 m), which allows the installation of a cement bridge of a calculated value and on top of its bridge of highly plastic rocks;
- возникновение межпластовых перетоков, так как между продуктивным пластом и источником межколонного давления (рапоносный интервал, газонефтенасыщенный пропласток, другой продуктивный пласт или высоконапорная флюидовмещающая линза) не предусмотрена установка изоляционного экрана. Это обусловлено тем, что с течением времени за счет химических превращений происходит нарушение герметичности цементного стакана за колонной и самой колонны. Снижение пластового давления в источнике МКД или в продуктивном пласте за счет его выработки также способствует и ускоряет процесс межпластовых перетоков;- the occurrence of inter-reservoir flows, since there is no installation of an insulating screen between the reservoir and the source of annular pressure (rape spacing, gas-oil-saturated layer, another reservoir or high-pressure fluid-containing lens). This is due to the fact that over time due to chemical transformations, the tightness of the cement cup behind the column and the column itself is violated. The decrease in reservoir pressure in the source of MCD or in the reservoir through its production also contributes to and accelerates the process of inter-reservoir flows;
- большие затраты, связанные с длительностью процесса затекания высокопластичных пород при формировании естественной природной покрышки.- high costs associated with the duration of the flowing process of highly plastic rocks during the formation of a natural natural tire.
Наиболее близким по технической сути к предлагаемому способу является способ ликвидации скважин, патент РФ № 2074308 (МПК Е 21 В 33/13), заключающийся в установке в обсадной колонне над продуктивным горизонтом цементного моста, в котором при наличии в разрезе скважины интервала высокопластичных пород после установки цементного моста сообщают заколонное пространство скважин с его колонным пространством в границах интервала высокопластичных пород, затем устанавливают дополнительный цементный мост так, чтобы его кровля соответствовала нижней границе интервала высокопластичных пород, после чего обеспечивают течение высокопластичной породы в колонное пространство скважины путем установления в последнем гидростатического давления из условияThe closest in technical essence to the proposed method is the method of wells elimination, RF patent No. 2074308 (IPC E 21 B 33/13), which consists in installing a cement bridge in the casing above the productive horizon, in which, in the presence of the section of the well, the interval of highly plastic rocks after cement bridge installations communicate the annular space of the wells with its column space within the interval of highly plastic rocks, then install an additional cement bridge so that its roof matches the lower the boundary of the interval of highly plastic rocks, and then ensure the flow of highly plastic rocks into the column space of the well by establishing in the latter hydrostatic pressure from the condition
где ρср - средневзвешенная плотность горных пород, г/см3;where ρ cf - weighted average density of rocks, g / cm 3 ;
Н - глубина залегания подошвы интервала высокопластичных пород, м;N - the depth of the bottom of the interval of highly plastic rocks, m;
σT - условный предел текучести высокопластичной породы, МПа.σ T is the conditional yield strength of a highly plastic rock, MPa.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- данный способ также не решает проблему качественной ликвидации скважины. Им решается задача изоляции только какого-либо конкретного продуктивного пласта и совсем не учитываются наиболее важные аспекты, всегда присутствующие при ликвидации скважин, такие как геологическая характеристика пород, залегающих выше места производства работ, и конструкция остальной, как правило, большей верхней части ствола скважины. В этом случае источники межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД) (линзообразные скопления углеводородов, водоносные пласты с растворенными газами и углеводородами, агрессивные рапоносные интервалы, сильноминерализованные пластовые воды, в том числе и с аномально высоким пластовым давлением АВПД и пр. др.), аварийные необсаженные стволы-отростки, сообщающие между собой большие мощности различных по литологическому составу (песчаники, алевролиты, аргелиты, глины, известняки, соли и т.д.) горных пород, тектонические нарушения и телескопическая конструкция. Крепления скважины, располагающиеся выше места производства работ по известному способу, не позволяют решить задачу ее качественной ликвидации. Помимо этого, данным способом не предусматривается изоляция зоны влияния технологических резервуаров, например, как полигоны закачки промстоков, и изоляция верхних пород-коллекторов со слабоминерализованными, промышленно-хозяйственными и питьевыми водами, а также изоляция зоны вечной мерзлоты;- this method also does not solve the problem of high-quality well liquidation. He solves the problem of isolating only a specific productive formation and does not take into account the most important aspects that are always present during well abandonment, such as the geological characteristics of rocks lying above the place of work and the design of the rest, as a rule, of the larger upper part of the wellbore. In this case, sources of inter-reservoir flows (MPP) and inter-annular pressures (MCD) (lenticular accumulations of hydrocarbons, aquifers with dissolved gases and hydrocarbons, aggressive water-spacing intervals, highly mineralized reservoir waters, including those with anomalously high reservoir pressure, ARF, etc.) .), emergency uncased sprout trunks communicating large thicknesses of different lithological composition (sandstones, siltstones, argelites, clays, limestones, salts, etc.) of rocks, tectonic disturbances me and telescopic construction. Wells located above the place of work according to the known method, do not allow to solve the problem of its high-quality liquidation. In addition, this method does not provide for isolation of the zone of influence of technological reservoirs, for example, as landfills for injection of industrial waste water, and isolation of upper reservoir rocks with weakly mineralized, industrial and drinking water, as well as isolation of the permafrost zone;
- узкая область применения, так как данный способ возможно реализовать только при наличии в разрезе скважины интервала высокопластичных пород (солей, глин), залегающих непосредственно над продуктивным горизонтом, и при условии наличия у них такого свойства, как текучесть (ползучесть);- narrow scope, since this method can only be implemented if there is an interval in the section of the well of highly plastic rocks (salts, clays) lying directly above the productive horizon, and provided that they have such a property as fluidity (creep);
- большие затраты, связанные с длительностью процесса затекания пластичных пород при формировании естественной природной покрышки. В зависимости от свойств пластичных пород, термобарических условий их залегания и диаметра ствола выработки длительность процесса может изменяться от 17 до и более 100 суток;- high costs associated with the duration of the process of flowing of plastic rocks during the formation of a natural natural tire. Depending on the properties of ductile rocks, thermobaric conditions of their occurrence and the diameter of the trunk of the mine, the duration of the process can vary from 17 to more than 100 days;
- низкая эффективность, связанная с невозможностью в короткое время, особенно при больших диаметрах горной выработки и наличии глубоких каверн (полостей), образующихся при вырезке технологических окон в колонне (колоннах), добиться флюидонепроницаемости сформированной покрышки. Это связано с тем, что при неравномерной деформации пород, обеспечивающей процесс (явление) ползучести, образуются микротрещины и полости незаполненные горной породой. Это характерно, например, для отложений кристаллических каменных солей. В глинистых породах, в этом случае, отрицательную роль играет еще и изначальная закрытая пористость, характерная для этих отложений;- low efficiency associated with the inability in a short time, especially with large diameters of the mine and the presence of deep caverns (cavities) formed when cutting technological windows in the column (columns), to achieve fluid impermeability of the formed tire. This is due to the fact that during non-uniform deformation of the rocks, which provides the creep process (phenomenon), microcracks and cavities unfilled by the rock are formed. This is characteristic, for example, for deposits of crystalline rock salts. In clayey rocks, in this case, the initial closed porosity characteristic of these deposits also plays a negative role;
- установка дополнительного цементного моста по известному способу с кровлей, соответствующей нижней границе интервала высокопластичных пород. Это обусловлено тем, что мощность слоев высокопластичных пород (солей, глин) в осадочном чехле нефтегазоносных провинций различна и измеряется от нескольких метров до 5000 и более. При большой мощности высокопластичных пород, залегающих ниже интервала вырезки технологического окна, во время снижения давления в стволе скважины для обеспечения процесса затекания может произойти снятие колонны (особенно в верхней) ее части с образованием полости, незаполненной высокопластичной породой, что отрицательно скажется на качестве работ. В этом случае получится деформированный по окружности вертикальный флюидопроницаемый канал длиной от несколько сот метров до нескольких километров, заполненный технологической жидкостью с плотностью, меньшей плотности горных пород, которая не позволит создать требуемого противодавления на установленный дополнительный цементный мост.- installation of an additional cement bridge according to the known method with a roof corresponding to the lower boundary of the interval of highly plastic rocks. This is due to the fact that the thickness of the layers of highly plastic rocks (salts, clays) in the sedimentary cover of the oil and gas provinces is different and is measured from several meters to 5000 or more. With a high power of highly plastic rocks lying below the cut-out interval of the process window, during the pressure reduction in the wellbore to ensure the flowing process, the column can be removed (especially in the upper) of its column with the formation of a cavity that is not filled with highly plastic rock, which will negatively affect the quality of work. In this case, a vertical fluid-permeable channel with a length of several hundred meters to several kilometers will be deformed around the circumference, filled with process fluid with a density lower than rock density, which will not allow creating the required back pressure on the installed additional cement bridge.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является изоляция продуктивного пласта и расположенных вне его источников межпластовых перетоков и межколонных давлений, препятствующая выходу на поверхность пластовых флюидов.The technical result of the invention is the isolation of the reservoir and the sources of inter-reservoir flows and intercolumn pressures located outside it, preventing the formation fluids from reaching the surface.
Данный технический результат достигается решением технической задачи, направленной на обеспечение флюидонепроницаемости сформированной системы искусственных покрышек и тампонажных изоляционных экранов.This technical result is achieved by solving a technical problem aimed at ensuring fluid impermeability of the formed system of artificial tires and grouting insulating screens.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе ликвидации скважины, включающем установку в обсадной колонне над продуктивным горизонтом изоляционного цементного моста, сообщение заколонного пространства с его колонным пространством через технологическое окно, расположенное в границах интервала высокопластичных пород-покрышек, установку дополнительного изоляционного цементного моста, формируется система искусственных изоляционных покрышек и тампонажных изоляционных экранов, кровлю дополнительного цементного моста располагают на 2-10 м ниже отметки нижней границы технологического окна, после сообщения заколонного пространства с его колонным пространством, создают искусственную флюидонепроницаемую тампонажную покрышку из материала, по составу максимально приближенному к составу пород, расположенных в интервале сообщения заколонного пространства скважины с его колонным пространством. Колонное пространство скважины между изоляционными цементными мостами заполняют вязкопластичным веществом плотностью 1,0-1,2 средней плотности пород, вскрытых скважиной, и обладающим флюидонепроницаемым свойством. Для каждого явного источника МПП и МКД устанавливается изоляционный тампонажный экран в интервале породы-покрышки, расположенной выше и в непосредственной к нему близости. В интервалах пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород, отличающихся друг от друга величиной градиента пластового давления, устанавливают изоляционные тампонажные экраны. При наличии в конструкции скважины аварийного ствола или нескольких стволов создается дополнительная искусственная флюидонепроницаемая тампонажная покрышка выше зарезки основного рабочего ствола в интервале породы-покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости.The stated technical problem is solved due to the fact that in the method of liquidation of the well, which includes installing an insulating cement bridge in the casing above the productive horizon, communicating the annulus with its column space through a technological window located within the interval of highly plastic rock-tires, installing an additional insulating cement bridge, a system of artificial insulating tires and grouting insulating screens is formed, the roof is additional cement about the bridge, they are located 2-10 m below the lower boundary of the technological window, after the annular space is communicated with its column space, an artificial fluid-tight grouting cover is made of material that is as close as possible to the composition of the rocks located in the interval between the annular space of the well and its column space. The annulus of the well between the insulating cement bridges is filled with a viscoplastic substance with a density of 1.0-1.2 of the average density of the rocks exposed by the well, and having a fluid-tight property. For each explicit source of MPP and MKD, an insulating grouting screen is installed in the interval of the overburden rock located above and in close proximity to it. Insulation grouting screens are installed in the intervals of tire rocks lying in the sole and roof of various rock complexes that differ from each other in the magnitude of the reservoir pressure gradient. If there is an emergency wellbore or several wellbores in the well structure, an additional artificial fluid-tight grouting cover is created above the cut-off of the main working wellbore in the interval of the overburden, located in close proximity to it.
Изоляционные тампонажные экраны устанавливают в интервалах подошвенных и кровельных пород-покрышек, ограничивающих вертикальную мощность зоны горного отвода при расположении скважины в технологической зоне.Insulating grouting screens are installed in the intervals of the bottom and roofing rocks-tires, limiting the vertical power of the mining allotment zone when the well is located in the technological zone.
Флюидонепроницаемые покрышки устанавливают при расположении скважины в зоне вечной мерзлоты или при наличии слабоминерализованных и питьевых вод в интервале ее подстилающей подошвенной породы-покрышки с полным разрушением тела обсадной колонны при сообщении заколонного пространства с его колонным пространством.Fluid-proof tires are installed when the well is located in the permafrost zone or in the presence of poorly mineralized and drinking water in the interval of its underlying plantar rock-cover with complete destruction of the casing string body when the annulus is in communication with its casing space.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что для изоляции продуктивного пласта и расположенных вне его источников межпластовых перетоков и межколонных давлений создана система искусственных покрышек и тампонажных изолирующих экранов, препятствующая выходу на поверхность пластовых флюидов. При этом для образования технологического зумпфа кровлю дополнительного цементного моста устанавливают на 2-10 м ниже отметки нижней границы технологического окна, затем создают искусственную флюидонепроницаемую покрышку из тампонажного материала, близкого по химическому составу и физическим свойствам к материалу пластичных горных пород.The essence of the invention lies in the fact that to isolate the reservoir and located outside its sources of inter-reservoir flows and inter-column pressures, a system of artificial tires and grouting insulating screens has been created that prevents the formation fluids from reaching the surface. At the same time, for the formation of a technological sump, the roof of an additional cement bridge is installed 2-10 m below the mark of the lower boundary of the technological window, then an artificial fluid-tight tire is made of grouting material, similar in chemical composition and physical properties to the material of ductile rocks.
Использование тампонажного материала, близкого по химическому составу к горным породам, позволяет создать надежную флюидонепроницаемую и долговечную в геологическом времени искусственную покрышку, аналогичную естественной, качество которой подвергалось испытаниям в течение десятков и сотен миллионов лет при различных термобарических условиях и агрессивных средах. Этому способствует то, что в данном случае резко повышается адгезия тампонажного материала формирующейся искусственной покрышки с естественной горной породой и предотвращается возможность течения той или иной химической реакции как внутри тампонажного материала, так и под воздействием внешней среды.The use of grouting material, similar in chemical composition to rocks, allows you to create a reliable fluid-proof and durable in geological time artificial tire, similar to natural, the quality of which has been tested for tens and hundreds of millions of years under various thermobaric conditions and aggressive environments. This is facilitated by the fact that in this case the adhesion of the grouting material of the forming artificial tire with natural rock increases sharply and the possibility of the flow of a particular chemical reaction both inside the grouting material and under the influence of the external environment is prevented.
Флюидонепроницаемость искусственной покрышки, создаваемой, например, из тампонажного материала на основе солей-хлоридов, в короткое время достигается за счет их кристаллизации (поликристаллизации) под термобарическим воздействием, всегда присутствующим в земной коре. В случае использования тампонажного раствора на тонкодисперсной глинистой основе флюидонепроницаемость достигается за счет выпадения тонкодисперсных частиц в осадках их гидратации с последующим образованием монолитной аморфной пластичной покрышки.The fluid impermeability of an artificial tire created, for example, from cement slurry based on chloride salts, is achieved in a short time due to their crystallization (polycrystallization) under thermobaric influence, always present in the earth's crust. In the case of using a cement slurry based on a finely dispersed clay base, fluid impermeability is achieved due to the precipitation of finely dispersed particles in their hydration sediments, followed by the formation of a monolithic amorphous plastic tire.
Для предохранения искусственной покрышки на период ее формирования от отрицательного воздействия избыточной влаги (технологической жидкости), возможной репрессии, создаваемой нижележащими горными породами, и депрессии, неизбежной при проведении работ в вышележащих интервалах, выше нее устанавливают обеспечивающий с ней монолитность контрольный цементный мост. При наличии второстепенных залежей, линзообразных скоплений углеводородов и рапоносных линз с АВПД, являющихся явными источниками МПП и МКД, приводящих к потере второстепенных залежей углеводородов за счет их вертикальной миграции (перетока), создается искусственная изоляционная покрышка или изоляционный тампонажный экран в интервале покрышки, расположенной выше и в непосредственной к ним близости.To protect the artificial tire during the period of its formation from the negative effects of excess moisture (process fluid), the possible repression created by the underlying rocks, and the depression that is inevitable when working in the overlying intervals, a control cement bridge providing it with solidity is installed above it. In the presence of minor deposits, lenticular accumulations of hydrocarbons and rapeseed lenses with high pressure flow, which are obvious sources of MPP and MKD, leading to the loss of secondary hydrocarbon deposits due to their vertical migration (overflow), an artificial insulating cover or insulating cement screen is created in the interval of the tire located above and in close proximity to them.
Для предотвращения (ликвидации) перетоков пластовых флюидов из одного комплекса горных пород в другой и тем самым на поверхность, имеющих различную мощность и разные величины градиентов пластовых давлений, устанавливаются изоляционные тампонажные экраны в интервалах пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород.To prevent (eliminate) overflows of formation fluids from one rock complex to another and thereby to the surface having different thicknesses and different values of reservoir pressure gradients, insulating grouting screens are installed in the intervals of tire rocks lying in the sole and roof of various rock complexes.
При наличии "оставленных", "неоконченных", как правило не обсаженных и качественно не зацементированных аварийных стволов, являющихся отличными проводящими каналами фильтрации пластовых флюидов и способствующих возникновению МКД и МПП с возможным неконтролируемым выходом флюидов на поверхность, создается искусственная флюидонепроницаемая тампонажная покрышка выше зарезки основного рабочего ствола в интервале покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости.In the presence of “abandoned”, “unfinished”, usually uncased and qualitatively uncemented emergency shafts, which are excellent conductive channels for filtering formation fluids and contribute to the emergence of MCD and MPP with a possible uncontrolled exit of fluids to the surface, an artificial fluid-tight grouting coating above the cutoff of the main working trunk in the interval of the tire, located in close proximity to it.
При наличии подземных резервуаров-хранилищ для утилизации промышленных стоков в непосредственной близости к скважине устанавливаются изоляционные тампонажные экраны в интервалах подошвенных и кровельных пород-покрышек, ограничивающих вертикальную мощность зоны горного отвода. При наличии в разрезе скважины зоны вечной мерзлоты или слабоминерализованных и питьевых вод искусственные флюидонепроницаемые покрышки устанавливают в интервале ее подстилающей подошвы-покрышки с полным разрушением тела обсадной колонны при сообщении заколонного пространства с его колонным пространством, так как в верхней части осадочного чехла, приуроченного к северным широтам, повсеместно распространена зона вечной мерзлоты, занимающая огромные территории и достигающая глубины 400-500 м и более. Подтапливание этой зоны за счет глубинного тепла и наличие его проводника, которым является стальная конструкция скважины и открытый ствол, чревато помимо проседания почвы образованием во времени путей неконтролируемой фильтрации глубинных флюидов к устью скважины.In the presence of underground storage tanks for the disposal of industrial effluents in the immediate vicinity of the well, insulating grouting screens are installed in the intervals of the bottom and roofing rocks-tires, limiting the vertical power of the mining allotment zone. If there is a permafrost zone or weakly mineralized and drinking water in the well section, artificial fluid-tight tires are installed in the interval of its underlying sole-cover with the complete destruction of the casing string body when the annulus communicates with its casing space, since in the upper part of the sedimentary cover confined to the north latitudes, the permafrost zone is widespread, occupying vast territories and reaching a depth of 400-500 m or more. The subflooding of this zone due to deep heat and the presence of its conductor, which is the steel structure of the well and the open hole, is fraught in addition to subsidence of the soil by the formation in time of the paths of uncontrolled filtration of deep fluids to the wellhead.
На фиг.1 показано состояние скважины до ликвидации.Figure 1 shows the state of the well before liquidation.
На фиг.2 - состояние скважины после ликвидации.Figure 2 - well condition after liquidation.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
В скважине, подлежащей ликвидации по общеизвестным причинам, таким как выполнившей свое назначение, геологическим причинам, техническим или технологическим, проводится диагностика ее технического состояния и выявляются все потенциально опасные источники МПП и МКД в ее разрезе. Диагностика технического состояния скважины и выявление потенциальных источников МПП и МКД производится общеизвестными способами на основании геолого-промыслового материала и комплексов геофизических исследований скважин (ГИС), после чего составляется проект на ликвидацию скважины.In a well to be liquidated for well-known reasons, such as fulfilling its purpose, geological reasons, technical or technological, a diagnosis of its technical condition is carried out and all potentially dangerous sources of MPP and MKD are identified in its context. Diagnostics of the technical condition of the well and the identification of potential sources of MPP and MKD are carried out by well-known methods on the basis of geological and production material and complexes of geophysical research of wells (GIS), after which a project is completed to eliminate the well.
В интервале продуктивного пласта 1 и на 50-100 м выше согласно действующей инструкции (РД 08-492-02, Москва, ПИО ОБТ, 2003) устанавливается цементный ликвидационный мост 2.In the interval of the
Затем в зоне вышезалегающих в непосредственной близости к продуктивному пласту 1 пластичных пород 3 (солей, глин) обеспечивают сообщение заколонного пространства скважины с его колонным путем вырезки 10-15-метрового технологического окна 4 в обсадной колонне (колоннах) с использованием известных режущих устройств или фрезеров. После вырезки технологического окна в колонном пространстве устанавливают дополнительный цементный мост 5 мощностью не менее 50 м (согласно РД 08-492-02), кровлю которого располагают на 2-10 м ниже отметки нижней границы технологического окна. Расположение кровли дополнительного цементного моста на 2-10 м ниже отметки нижней границы технологического окна необходимо для образования технологического зумпфа. Технологический зумпф, в свою очередь, нужен для необходимого спуска башмака колонны напорных труб ниже нижней границы технологического окна при проведении промывки забоя и во время прокачки тампонажного состава, при создании искусственной флюидонепроницаемой покрышки. Увеличивать длину технологического зумпфа более 10 метров нецелесообразно, так как это приведет к увеличению расхода тампонажной смеси и длительности технологического процесса. После установки дополнительного моста в стволе скважины в интервале вырезки технологического окна и на 10-20 м выше его создают искусственную флюидонепроницаемую покрышку 6 из тампонажного материала, близкого по химическому составу и физическим свойствам к материалу пластичных горных пород.Then, in the zone of overlying in the immediate vicinity to the
После создания искусственной флюидонепроницаемой покрышки выше нее устанавливают обеспечивающий с ней монолитность контрольный цементный мост 7 мощностью не менее 50 метров (согласно РД 08-492-02).After creating an artificial fluid-tight tire, a
В разрезе осадочного чехла большинства нефтегазовых месторождений помимо основной залежи выше ее имеются второстепенные с меньшими запасами или линзообразные скопления углеводородов. Присутствие в разрезе хемогенной соляной толщи обеспечивает наличие рапоносных линз с АВПД. Второстепенные залежи, линзообразные скопления углеводородов, рапоносные интервалы с АВПД являются зоной явными источниками МПП и МКД (8). Как показывает отечественная и зарубежная практика, некачественная изоляция этих источников, помимо нарушения подземного баланса распределения флюидов, загрязнения вод, образования грифонов и прочего другого, может привести к потере второстепенных залежей углеводородов за счет их вертикальной миграции (перетоков).In the context of the sedimentary cover of most oil and gas fields, in addition to the main deposit above it, there are secondary with less reserves or lenticular accumulations of hydrocarbons. The presence of a chemogenic salt stratum in the section ensures the presence of rape lenses with AVPD. Secondary deposits, lenticular accumulations of hydrocarbons, raponous intervals with AVPD are the zone of obvious sources of MPP and MKD (8). As domestic and foreign practice shows, poor-quality isolation of these sources, in addition to disturbing the underground balance of fluid distribution, water pollution, the formation of griffins and other things, can lead to the loss of minor hydrocarbon deposits due to their vertical migration (overflows).
Поэтому при наличии явного источника (источников) 8 помимо продуктивного пласта в вышележащем разрезе скважины, доказанного общеизвестными методами и способами в процессе бурения, испытания и эксплуатации скважины, создается искусственная изоляционная покрышка или устанавливается изоляционный тампонажный экран 9 в интервале покрышки, расположенной выше и в непосредственной к нему близости. В этом случае сообщение заколонного пространства с его колонным пространством осуществляют общеизвестными способами. Например, при наличии одной-двух обсадных колонн производят вырезку (фрезерование) технологического окна, а при наличии 3-4-х и более используют гидропескоструйную перфорацию или комбинированный способ, где одну-две колонны фрезеруют, а в остальных производят вырезку горизонтальных щелей по окружности в нескольких местах намеченного интервала и формируют вертикальные или вертикально-наклонные щели с использованием энергии гидроабразивной жидкости. При этом в том или ином случае происходит расчленение обсадной колонны (колонн) на части.Therefore, in the presence of an obvious source (s) 8, in addition to the reservoir in the overlying section of the well, which is proved by well-known methods and methods in the process of drilling, testing and operating the well, an artificial insulating cover is created or an insulating
Установку изоляционного тампонажного экрана 9 производят общеизвестными способами, в которых после вскрытия колонны (колонн) тампонажный материал продавливается под давлением для заполнения каверн в пласте и герметизации трубного, заколонного и межколонных пространств. После создания изоляционного экрана (экранов) из тампонажных материалов выше него в стволе скважины также устанавливают ликвидационный тампонажный мост 10 высотой не менее 50 м согласно РД 08-492-02, обеспечивающий монолитность с изоляционным экраном.The installation of the insulating
В разрезе каждого осадочного чехла большой мощности, к которым приурочены залежи углеводородов, как правило, выделяются несколько комплексов горных пород 11, 12, 13, 14 различной мощности, включающих в себя возможные источники МПП и МКД, отличающиеся друг от друга величинами градиента пластового давления. Например, для верхних комплексов 11 величина эквивалента пластового давления может изменяться в пределах 1,0-1,05 (кг/см2 на 10 м), для средних 12 - 1,1-1,2, для нижних 13, 14 - от 1,2-1,4 до 1,5-2,1 и т.д.In the context of each sedimentary cover of high power, to which hydrocarbon deposits are confined, as a rule,
Различие в величинах давления в порах горных пород даже в пластах, залегающих в непосредственной близости друг от друга, обусловлено, помимо влияния глубины залегания, гидростатического столба пластовых флюидов при наличии вертикальных путей сообщения, в основном их вещественным составом (песчаники, глины, известняки, ангидриты, соли и пр. др.), обуславливающим их физико-механические свойства, историей осадконакопления и региональной тектоникой. Разница в величине давления в коллекторах, приуроченных к различным комплексам пород, приводит при наличии путей фильтрации, к которым относится и пространство между внешней колонной и горной породой, к межпластовым перетокам флюидов, особенно газообразных, прорыву их к устью скважины с созданием МКД и может привести к неуправляемым аварийным грифонам. Межпластовые перетоки оказывают вредное влияние на подземный баланс распределения флюидов, что в свою очередь приводит к потере запасов залежей углеводородов и заражению пресных вод, например, сильноминерализованными пластовыми водами и рапой, углеводородами, промстоками и т.д. Грифоны наносят непоправимый экологический ущерб окружающей среде (природе).The difference in the pressure in the rock pores even in the layers lying in close proximity to each other is due, in addition to the influence of the depth of the bed, of the hydrostatic column of formation fluids in the presence of vertical communication paths, mainly by their material composition (sandstones, clays, limestones, anhydrites , salts, etc.), which determine their physical and mechanical properties, the history of sedimentation, and regional tectonics. The difference in the pressure in the reservoirs confined to different rock complexes leads, in the presence of filtration paths, which include the space between the outer column and rock, to inter-reservoir flows of fluids, especially gaseous ones, breaking them to the wellhead with the creation of MCD and can lead to to unmanaged emergency griffins. Inter-reservoir flows have a detrimental effect on the underground balance of fluid distribution, which in turn leads to a loss of hydrocarbon reserves and contamination of fresh water, for example, highly mineralized formation waters and brine, hydrocarbons, industrial waste water, etc. Griffins cause irreparable ecological damage to the environment (nature).
Поэтому по предлагаемому способу, для предотвращения (ликвидации) перетоков пластовых флюидов из одного комплекса горных пород в другой и тем самым на поверхность устанавливаются изоляционные тампонажные экраны 6, 9, 16, 19 в интервалах пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород, отличающихся друг от друга величиной градиента пластового давления.Therefore, according to the proposed method, to prevent (eliminate) flows of formation fluids from one rock complex to another, and thereby insulating
Процесс строительства скважин, особенно глубоких, включающий бурение, спуск обсадных колонн, их цементаж, представляет собой комплекс сложных технологических операций, при выполнении которых в ряде случаев, по различным причинам, возникают аварийные ситуации, такие как поглощение бурового раствора, обвал горной породы, прихват бурового инструмента и пр. др. Выходом из подобных ситуаций в большинстве случаев является зарезка второго ствола (третьего и т.д.). По статистике каждая восьмая построенная скважина имеет от одного до двух и более аварийных стволов. При этом эти "оставленные", неоконченные, как правило не обсаженные и качественно не зацементированные аварийные стволы, длина которых может составлять от десятков-сотен до нескольких тысяч метров, являются отличными проводящими каналами, обеспечивающими возникновение МКД, МПП с возможным неконтролируемым выходом флюидов на поверхность. Особенно ситуация осложняется при вскрытии аварийным стволом источника МКД (линзообразные скопления углеводородов, водоносные пласты с большим количеством растворенного газа, рапоносные интервалы, продуктивный пласт и пр. др.) с аномально высоким пластовым давлением (АВДП).The process of constructing wells, especially deep ones, including drilling, running casing, cementing them, is a complex of complex technological operations, during which in some cases, for various reasons, emergency situations occur, such as mud absorption, rock collapse, sticking drilling tool, etc., etc. The solution to such situations in most cases is to cut the second shaft (third, etc.). According to statistics, every eighth well constructed has from one to two or more emergency shafts. Moreover, these “abandoned”, unfinished, usually uncased and qualitatively cemented emergency shafts, the length of which can range from tens to hundreds to several thousand meters, are excellent conductive channels providing the emergence of MCD, MPP with the possible uncontrolled exit of fluids to the surface . The situation is especially complicated when an emergency source opens the MCD source (lenticular accumulations of hydrocarbons, aquifers with a large amount of dissolved gas, rapeseed intervals, reservoir, etc.) with an abnormally high reservoir pressure (AWP).
Поэтому при наличии в конструкции скважины аварийного ствола (стволов) 15 создается искусственная флюидонепроницаемая тампонажная покрышка 16 выше зарезки основного рабочего ствола в интервале породы покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости. После ее создания также устанавливают обеспечивающий с ней монолитность контрольный цементный мост 17 мощностью не менее 50 метров (согласно РД 08-492-02).Therefore, if there is an emergency trunk (s) 15 in the well structure, an artificial
В практике человеческой деятельности искусственные и естественные подземные пласты-резервуары использовались и используются для захоронения высокотоксичных и ядовитых отходов, хранения химических веществ, топлива, создания подземных хранилищ газа (ПХГ) и т.д. В нефтегазовой промышленности они используются и для утилизации попутных и сточных вод.In the practice of human activity, artificial and natural underground reservoirs have been and are used for the disposal of highly toxic and toxic waste, storage of chemicals, fuel, the creation of underground gas storages (UGS), etc. In the oil and gas industry, they are also used for the disposal of associated and waste water.
Промышленные стоки нефтегазовых комплексов в основном представлены смесью попутных вод, добываемых из пласта вместе с газом, конденсатом или нефтью, и производственных вод, образующихся в процессе подготовки и очистки газа и нефти от минеральных солей, сероводорода, углекислого газа и в процессе обезвоживания продукции. Из-за наличия в них отравляющих веществ (фенолы, гликоли, амины, сероводород, углекислота и пр. др.) и их соединений, представляющих угрозу людям и окружающей внешней среде (природе), они подлежат захоронению в подземных резервуарах-хранилищах.Industrial effluents of oil and gas complexes are mainly represented by a mixture of associated water extracted from the formation along with gas, condensate or oil, and production water generated during the preparation and purification of gas and oil from mineral salts, hydrogen sulfide, carbon dioxide and in the process of dehydration of products. Due to the presence of toxic substances (phenols, glycols, amines, hydrogen sulfide, carbon dioxide, etc.) and their compounds, which pose a threat to people and the environment (nature), they must be buried in underground storage tanks.
В практике эксплуатации нефтяных и газовых месторождений для утилизации промышленных стоков подземные резервуары-хранилища выбираются в разрезе осадочного чехла структуры самого месторождения или в непосредственной к ней близости. Границы и соответственно размеры технологической зоны закачки промстоков как по вертикали, так и по простиранию устанавливаются горным отводом. Однако практикой доказано, что идеального "поршневого" вытеснения одной жидкости (пластовая вода) другой (промстоки) не бывает и процесс, как правило, имеет языковый разнонаправленный характер. Это обеспечивает наличие промстоков за границей горного отвода даже в начальные стадии эксплуатации подземного резервуара-хранилища.In the practice of operating oil and gas fields for the disposal of industrial effluents, underground storage tanks are selected in the context of the sedimentary cover of the structure of the field itself or in close proximity to it. The boundaries and, accordingly, the size of the technological zone for pumping industrial waste water both vertically and along strike are set by a mining allotment. However, practice has proved that there is no ideal “piston” displacement of one fluid (produced water) by another (industrial wastewater) and the process, as a rule, has a multidirectional language character. This ensures the presence of industrial outflows outside the mining allotment even in the initial stages of operation of the underground storage tank.
Постоянную угрозу загрязнения вышележащих пластов за вертикальной границей горного отвода представляют различные углеводородные и особенно агрессивные газы (Н2S, CO2 и пр. др.), поступающие в растворенном виде в промстоках. Помимо этого, угрозе загрязнения подвергаются и нижележащие, за пределами вертикальной границы горного отвода, коллектора, обусловленной повышением давления в технологической зоне, в процессе закачки промстоков, выше их пластового давления.A constant threat of contamination of overlying strata beyond the vertical boundary of the mining allotment is represented by various hydrocarbon and especially aggressive gases (Н 2 S, CO 2 , etc.), which come in dissolved form in the waste waters. In addition, the collector, caused by the increase in pressure in the technological zone, during the injection of industrial sewers, above their reservoir pressure, is also exposed to the threat of pollution.
Поэтому при расположении скважины в любой технологической зоне 18, связанной с воздействием на подземные резервуары или в непосредственной близости, устанавливают изоляционные тампонажные экраны 16, 19 в интервалах подошвенных и кровельных пород-покрышек, ограничивающих вертикальную мощность зоны горного отвода.Therefore, when the well is located in any
После создания изоляционных тампонажных экранов в стволе скважины устанавливаются ликвидационные тампонажные мосты 17, 20 высотой не менее 50 м (согласно РД 08-492-02), обеспечивающие монолитность с изоляционными экранами 16 и 19.After the creation of insulating grouting screens in the wellbore, liquidation grouting bridges 17, 20 with a height of at least 50 m are installed (according to RD 08-492-02), ensuring monolithicity with insulating
В большинстве случаев в разрезе осадочного чехла, к которому приурочена залежь (или залежи) углеводородов, в верхней его части залегают пласты коллектора с питьевой и слабоминерализованными водами, имеющими сельскохозяйственное, промышленное значение и являющиеся (резервуарами) источниками для удовлетворения потребности населения в питьевой воде. Заражение этих вод вредными веществами (углеводородами, фонолами, соляными растворами, сероводородом и т.д.) даже в большом отдалении, на десятки и сотни километров от пунктов потребления нанесет непоправимый экологический и экономический ущерб, так как скорость фильтрации их очень велика и при определенных горно-геологических условиях может достигать нескольких километров в год.In most cases, in the section of the sedimentary cover, to which the hydrocarbon deposit (or deposits) is confined, in the upper part there are reservoir strata with drinking and low-mineralized waters of agricultural, industrial importance and (reservoirs) sources for satisfying the population’s need for drinking water. Infection of these waters with harmful substances (hydrocarbons, phonols, saline solutions, hydrogen sulfide, etc.) even at a great distance, tens and hundreds of kilometers from consumption points will cause irreparable environmental and economic damage, since their filtration rate is very high and at certain mining and geological conditions can reach several kilometers per year.
При наличии в разрезе скважины зоны вечной мерзлоты или слабоминерализованных и питьевых вод 21 дополнительно создают не менее одной искусственной флюидонепроницаемой покрышки 19 в интервале ее подстилающей подошвенной породы-покрышки с полным разрушением тела обсадной колонны (колонн) при сообщении заколонного пространства с его колонным. После создания искусственной флюидонепроницаемой покрышки устанавливают обеспечивающий с ней монолитность контрольный цементный мост мощностью не менее 50 метров согласно РД 08-492-02.If there is a permafrost zone or weakly mineralized and
Плотность большинства горных пород слагающих осадочный чехол того или иного месторождения (углеводородов ) нефти или газа варьирует в пределах 2,24-2,4 г/см3 и в среднем составляет 2,35 г/см3.The density of most rocks composing the sedimentary cover of a particular oil or gas field (hydrocarbons) varies from 2.24 to 2.4 g / cm 3 and averages 2.35 g / cm 3 .
Из практики бурения известно, что плотность используемых буровых растворов, как правило, меньше плотности слагающих осадочный чехол пород в 1,15-2,3 раза и зависит от глубины строящейся скважины, характеристики вскрываемых пород и ожидаемого наивысшего пластового давления. Так, при строительстве скважин глубиной до 3000 м плотность используемого бурового раствора может изменятся от 1,00 до 1,30 г/см3, при глубинах 5000-6000 м - до 1,65 г/см3.It is known from drilling practice that the density of drilling fluids used is, as a rule, 1.15–2.3 times lower than the density of the sedimentary cover rocks and depends on the depth of the well under construction, the characteristics of the rocks being discovered and the expected highest reservoir pressure. So, during the construction of wells with a depth of up to 3000 m, the density of the used drilling fluid can vary from 1.00 to 1.30 g / cm 3 , with depths of 5000-6000 m - up to 1.65 g / cm 3 .
Исключение составляют скважины, вскрывшие пластичные породы и пласты с АВПД, где плотность бурового раствора необходимо доводить до 1,9-2,0 г/см3 и более.The exception is the wells that have uncovered plastic rocks and reservoirs with AAP, where the density of the drilling fluid must be brought up to 1.9-2.0 g / cm 3 or more.
Согласно действующей "Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов" РД 08-492-02 при консервации и ликвидации скважин ствол скважины над цементном мостом и между ликвидационными мостами заполняют буровым раствором с параметрами в соответствии с проектом на строительство скважины.According to the current "Instructions on the procedure for the liquidation, conservation of wells and equipment of their mouths and shafts" RD 08-492-02, during the conservation and liquidation of wells, the wellbore above the cement bridge and between the liquidation bridges is filled with drilling fluid with the parameters in accordance with the well construction project.
Заполнение ствола скважины буровым раствором (технологической жидкостью) с плотностью, меньше плотности горных пород, не позволяет создать необходимого противодавления на установленные ликвидационные мосты, что в конечном итоге, при неизбежном ухудшении сцепления цемента с колонной во времени, обусловленного разрушением тела колонны и самого цемента, приведет к их движению вверх за счет выдавливающей силы нижезалегающих пластичных пород и наличия в них линз с АВПД.Filling a wellbore with a drilling fluid (process fluid) with a density lower than the density of the rocks does not allow creating the necessary back pressure on the installed liquidation bridges, which ultimately, in the event of an inevitable deterioration in the adhesion of cement to the column in time due to the destruction of the body of the column and the cement itself, will lead to their upward movement due to the extruding force of the underlying plastic rocks and the presence of lenses with AVPD in them.
Этому будет способствовать еще и то, что коллоидные растворы, которыми являются буровые, не стабильны во времени и расслаиваются на механический твердый осадок и жидкую фазу, имеющую плотность намного ниже исходного раствора и не обеспечивающую необходимое противодавление на пласты.This will also be facilitated by the fact that the colloidal solutions, which are drilling fluids, are not stable in time and are stratified into a mechanical solid sediment and a liquid phase having a density much lower than the initial solution and not providing the necessary back pressure on the formations.
В течение времени после ликвидации скважины этим способом (РД 80-492-02), неизбежны обширные разрушения тела колонны (колонн), в том числе напротив или выше существующих источников подвижных пластовых флюидов или тех, что сформируются в более позднее время. Это приведет к МПП, а при отсутствии вверху надежной флюидонепроницаемой (перемычки) покрышки - к прорыву пластовых флюидов на поверхность с образованием неуправляемых грифонов, зона распространения которых по площади может быть очень велика.During the time after liquidation of the well by this method (RD 80-492-02), extensive destruction of the body of the column (s) is inevitable, including opposite or above existing sources of mobile formation fluids or those that will form at a later time. This will lead to MPP, and in the absence of a reliable fluid-tight (bridge) cover at the top, breakthrough formation fluids to the surface with the formation of uncontrolled griffins, the distribution area of which over the area can be very large.
Поэтому при ликвидации скважины по предлагаемому способу колонное пространство скважины между изоляционными ликвидационными цементными мостами заполняют вязкопластичным веществом 22 плотностью 1,0-1,2 средней плотности пород, вскрытых скважиной, и обладающим флюидонепроницаемыми свойствами. Использование вязкопластичного вещества плотностью меньше 1,0 средней плотности пород не позволит создать необходимого приближенного к естественному противодавления на установленные ликвидационные мосты, а увеличение плотности более 1,2 средней плотности пород нецелесообразно из-за увеличения расхода дорогостоящих утяжелителей. В качестве вязкопластичного вещества используют составы на основе, например, глины, соли и пр.Therefore, when a well is liquidated according to the proposed method, the well’s column space between the insulating liquidation cement bridges is filled with a
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатационная скважина № 1 заложена в своде центральной части газоконденсатной залежи башкирского яруса среднего карбона.Production well No. 1 is laid in the arch of the central part of the gas condensate deposit of the Bashkirian stage of middle Carboniferous.
В процессе бурения под первую техническую колонну при забое 2691 м произошел прихват бурильного инструмента с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК):In the process of drilling under the first technical string, at a bottom hole of 2691 m, a drilling tool was stuck with the layout of the bottom of the drill string (BHA):
Проведенные аварийные работы положительных результатов не дали. В скважине оставлено 3-шарошечное долото d - 393,7 мм, УБТ - 244,5 мм = 37,66 м, УБТ - 203 мм = 57 м, КПС d - 295 мм = 97,74 м, СБТ-140 мм = 878,6 м. "Голова" аварийного инструмента находится на глубине 1620 м. Для зарезки нового ствола установлен цементный мост в интервале 1500-1390 м. Зарезку нового ствола произвели в интервале 1445-1460 м. При бурении второго ствола на глубине 1620 м встречена "голова" оставленного инструмента.Conducted emergency work did not give positive results. A 3-cone bit d - 393.7 mm was left in the well, UBT - 244.5 mm = 37.66 m, UBT - 203 mm = 57 m, KPS d - 295 mm = 97.74 m, SBT-140 mm = 878.6 m. The “head” of the emergency tool is located at a depth of 1620 m. A cement bridge was installed in the interval 1500–1390 m for cutting a new trunk. The new shaft was drilled in the interval 1445–1460 m. When drilling a second shaft at a depth of 1620 m, it was encountered "head" of the left tool.
Установлен новый цементный мост в интервале 976-800 м. Зарезку третьего ствола произвели в интервале 869-876 м. Бурение третьего основного ствола велось без осложнений с периодическим проведением ГИС-инклинометром до глубины 2400 м. В интервале 1175-1425 м зафиксировано максимальное увеличение угла искривления от 4° до 9°30', а затем уменьшение до 2°30' и менее. При забое 2000 м спущена техническая колонна d=324 мм на глубину 1850 м и зацементирована до устья. При забое 3641 м произошло поглощение бурового раствора, интервал поглощения по данным ГИС - 2420-2500 м. С целью ликвидации поглощения был установлен цементный мост под давлением в интервале 2400-2490 м.A new cement bridge was installed in the range of 976-800 m. The third trunk was drilled in the interval of 869-876 m. The third main trunk was drilled without complications with periodic surveying with an inclinometer to a depth of 2400 m. The maximum angle increase was recorded in the interval of 1175-1425 m curvature from 4 ° to 9 ° 30 ', and then a decrease to 2 ° 30' or less. At a bottom of 2000 m, a technical column d = 324 mm was lowered to a depth of 1850 m and cemented to the mouth. At a bottom of 3641 m, drilling fluid was absorbed, the absorption interval according to well logging data was 2420-2500 m. In order to eliminate the absorption, a cement bridge was installed under pressure in the range of 2400-2490 m.
В дальнейшем до глубины 4108 м бурение скважины велось без аварий и осложнений. Поглощения напрямую были связаны с первым аварийным необсаженным и незацементированным стволом, забой которого вскрыл кровлю солей и зафиксирован на глубине 2691 м.Further, to a depth of 4108 m, the well was drilled without accidents and complications. Absorption was directly related to the first emergency open-hole and uncemented trunk, the bottom of which opened the roof of salts and was recorded at a depth of 2691 m.
Ниже в таблице 1 приводится стратиграфический разрез, вскрытый скважиной.Table 1 below shows a stratigraphic section, opened by the well.
В процессе бурения скважины выдерживались следующие параметры бурового раствора, приведенные в таблице 2.In the process of drilling the following parameters of the drilling fluid, are shown in table 2.
Параметры бурового раствораtable 2
Drilling fluid parameters
После окончания строительства скважина приобрела следующую конструкцию, приведенную в таблице 3.After completion of construction, the well acquired the following structure, shown in table 3.
Высота подъема цемента за всеми колоннами до устья.Cement lifting height behind all columns to the mouth.
После завершения строительства скважины была передана Газопромысловому управлению и введена в эксплуатацию. После длительной эксплуатации и неоднократных капитальных ремонтов было принято решение ликвидировать скважину по техническим причинам и как выполнившую свое назначение. В процессе эксплуатации было выявлено нарушение целостности эксплуатационной и II промежуточной колонны в нескольких интервалах и появилось межколонное давление. Величины и характер устьевого флюида приведены в нижеследующей таблице 4.After the completion of the construction of the well, it was transferred to the Gas Production Department and put into operation. After long-term operation and repeated overhauls, it was decided to liquidate the well for technical reasons and as having fulfilled its purpose. During operation, a violation of the integrity of the production and II intermediate columns at several intervals was detected and intercolumn pressure appeared. The magnitude and nature of the wellhead fluid is shown in table 4 below.
Неоднократные стравливания флюидов из межколонных пространств в течение ряда лет к положительным результатам (к снижению давления) не привели. Перед проведением работ по ликвидации скважины провели дополнительный комплекс геофизических исследований (ТИС), на основании которого и имеющегося до этого и геолого-промыслового материала произвели детальную диагностику технического состояния скважины и выявили возможные потенциальные источники МПП и МКД.Repeated bleeding of fluids from annular spaces over the course of a number of years did not lead to positive results (pressure reduction). Before carrying out work on well liquidation, an additional complex of geophysical surveys (TIS) was carried out, on the basis of which, and the previously available and geological production material, a detailed diagnosis of the technical condition of the well was made and possible potential sources of MPP and MCD were identified.
Работы по ликвидации скважины велись по предлагаемому способу. В начале, согласно требованиям РД-08-492-02, был установлен цементный мост в интервале вскрытого продуктивного пласта башкирского яруса (4011-3862 м) и на 100 м выше 4011-3762 м. Затем в кровле высокопластичных галитовых солей кунгурского яруса в интервале 2652-2664 м было вырезано 12-метровое технологическое окно для обеспечения сообщения заколонного пространства с его колонным. Вырезка производилась с применением универсального вырезающего устройства УВУ-178-245 конструкции ВНИИБТ с полным разрушением тела 177,8 мм эксплуатационной и 244,5 мм II промежуточной технической колонны. После вырезки технологического окна в стволе 177,8 мм эксплуатационной колонны был установлен 50 метровый цементный мост в интервале 2720-2670 м, кровля которого расположилась на 6 м ниже отметки (2664 м) нижней границы технологического окна. Перед установкой этого моста ствол скважины в интервале 3762-2720 (1042 м) был заполнен высокопластичным составом плотностью 2,45 г/см3 (1,06 средней плотности пород залегающих в данном интервале) на основе галита.Work on the liquidation of the well was carried out by the proposed method. In the beginning, according to the requirements of RD-08-492-02, a cement bridge was installed in the interval of the discovered productive layer of the Bashkir layer (4011-3862 m) and 100 m higher than 4011-3762 m. Then, in the roof of highly plastic halite salts of the Kungur layer in the interval 2652-2664 m was cut 12-meter technological window to ensure communication annular space with its column. The cutting was carried out using the universal cutting device UVU-178-245 of the VNIIBT design with the complete destruction of the body of 177.8 mm production and 244.5 mm II intermediate technical columns. After cutting the technological window, a 50-meter cement bridge was installed in the 177.8 mm shaft of the production casing in the interval 2720-2670 m, the roof of which was located 6 m below the mark (2664 m) of the lower boundary of the technological window. Before installing this bridge, the wellbore in the interval 3762-2720 (1042 m) was filled with a highly plastic composition with a density of 2.45 g / cm 3 (1.06 of the average density of the rocks occurring in this interval) based on halite.
Затем в интервале вырезки технологического окна (2664-2652 м) и на 15 м выше (2670-2637 м) создали искусственную флюидонепроницаемую покрышку из тампонажного материала, основную составляющую часть которого представлял галит. После ожидания затвердевания раствора (ОЗР) в течение 3 суток (72 часа) кровля флюидонепроницаемой галитовой покрышки была нащупана на глубине 2637 м и проверена на прочность разгрузкой на долото 5 т. После создания искусственной флюидонепроницаемой покрышки выше нее установили контрольный предохранительный цементный мост мощностью 50 м в интервале 2637-2587 м. В результате проведения данного этапа работ межколонное давление между 7"×9" колонными снизилось до 0 МПа, а излив жидкости прекратился.Then, in the interval of cutting out the technological window (2664-2652 m) and 15 m higher (2670-2637 m), an artificial fluid-tight coating of grouting material was created, the main part of which was halite. After waiting for the solution to solidify (OZR) for 3 days (72 hours), the roof of the fluid-proof halite tire was groped at a depth of 2637 m and tested for strength by unloading at a 5-t drill bit. After creating an artificial fluid-proof tire, a control safety cement bridge with a capacity of 50 m was installed above it in the range of 2637-2587 m. As a result of this stage of work, the intercolumn pressure between the 7 "× 9" columns decreased to 0 MPa, and the spout stopped.
В процессе диагностики и детального изучения геолого-промыслового и геофизического материала в интервале 1940-1945 м нижнего мела был выявлен газовый пропласток, ранее закольматированный раствором при газопроявлении в процессе бурения, представляющий собой явный источник МПП и МКД. В связи с этим в расположенной выше и в непосредственной к нему близости высокопластичной глинистой породе мощностью более 150 м в интервале 1920-1910 м была создана искусственная флюидонепроницаемая покрышка из тампонажного материала, основную составляющую часть которого представляла бентонитовая глина. После ОЗР и испытания на прочность, выше нее, в стволе скважины установили обеспечивающий с ней монолитность контрольный цементный мост мощностью 50 м в интервале 1910-1860 м. До создания покрышки и после резки технологического окна в 177,8, 244,5 мм обсадных колоннах был установлен 50 м цементный мост в интервале 1980-1930 м, кровля которого расположилась на 10 м ниже отметки (1920 м) нижней границы технологического окна. Ствол скважины в интервале 2720-1980 м (740 м) до этого был заполнен высокопластичным составом плотностью 2,24 г/см3, равной средней плотности залегающих в данном интервале горных глинистых пород, на основе бентонитовой глины.In the process of diagnostics and a detailed study of the geological and production and geophysical material in the interval 1940-1945 m of the Lower Cretaceous, a gas interlayer was discovered that was previously colmated with a solution during gas development during drilling, which is an obvious source of MPP and MCD. In this regard, in the high-plastic clay rock located above and in close proximity to it, with a thickness of more than 150 m in the interval 1920-1910 m, an artificial fluid-tight coating of grouting material was created, the main part of which was bentonite clay. After OZR and strength testing, above it, a control cement bridge with a capacity of 50 m in the interval 1910-1860 m was installed in the wellbore with it in monolithicity. Before creating the tire and after cutting the technological window in 177.8, 244.5 mm casing strings a 50 m cement bridge was installed in the interval 1980-1930 m, the roof of which was located 10 m below the mark (1920 m) of the lower boundary of the technological window. The wellbore in the interval 2720-1980 m (740 m) was previously filled with a highly plastic composition with a density of 2.24 g / cm 3 equal to the average density of mountain clay rocks in this interval, based on bentonite clay.
После проведения этого этапа работ межколонное давление между 9"×12" колоннами снизилось до 0,61 МПа и резко в 10-12 раз сократился объем истекающих флюидов (газа и воды) за единицу времени. Причиной остаточных МПП и МКД, по данным проведенной термометрии, являлся аварийный необсаженный и незацементированный первый ствол (интервал 869-2691 м). Поэтому согласно предлагаемому способу была создана дополнительная искусственная флюидонепроницаемая тампонажная покрышка выше зарезки основного рабочего ствола в интервале глинистой породы покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости. При этом вырезку 10-метрового технологического окна в 3-обсадных колоннах произвели в интервале 860-850 м, при этом кровля контрольного цементного моста определена на глубине 790 м. После создания этой дополнительной покрышки межколонное давление между 9"×12" колоннами упало до 0 МПа с прекращением излива флюидов.After this stage of work, the intercolumn pressure between 9 "× 12" columns decreased to 0.61 MPa and the volume of expiring fluids (gas and water) per unit time decreased sharply by 10-12 times. The reason for the residual MPP and MKD, according to thermometry, was the emergency uncased and uncemented first trunk (interval 869-2691 m). Therefore, according to the proposed method, an additional artificial fluid-tight grouting tire was created above the cutoff of the main working shaft in the interval of clay rock of the tire located in close proximity to it. At the same time, the 10-meter technological window was cut out in 3-casing strings in the range of 860-850 m, while the roof of the control cement bridge was determined at a depth of 790 m. After creating this additional tire, the intercolumn pressure between 9 "× 12" strings dropped to 0 MPa with the cessation of the outflow of fluids.
Скважина расположена в непосредственной близости (в 100 м от границы горного отвода) к полигону захоронения промстоков ГПЗ, закачку которых, в разрезе скважины, производят в интервале 760-640 м, приученного к верхнемеловым песчано-глинистым отложениям. Поэтому согласно способа и учитывая, что ниже создана искусственная флюидонепроницаемая покрышка, был установлен дополнительный изоляционный тампонажный экран в интервале кровельной глинистой породы-покрышки. Для этого в интервале 620-605 м (15 м) напротив глинистых пород с использованием УВУ вырезали технологическое окно с полным удалением тела 177,8 и 244,5 мм обсадных колонн. Затем с использованием гидроабразивного резака конструкции ЗАО "Октопус" (патент на полезную модель № 32718) в трех местах (618, 609, 604 м) разрезали 324 мм колонну по окружности и сформировали в ее теле вертикально-наклонные щели длиной 200 мм по 6 штук на погонный метр. После этого в ствол скважины закачали расчетный объем тампонажного раствора на основе тонкодисперсного вяжущего типа "Микродур" и продавили в каверны породы, заколонное и межколонные пространства. После продавки тампонажного раствора в стволе скважины в интервале технологического окна и выше на 50 м установили ликвидационный тампонажный мост на основе цемента с добавкой "Микродура". Голова моста была нащупана на глубине 555 м и проверена на прочность. До продавочных работ в стволе скважины был установлен 50-метровый цементный мост в интервале 672-622 м, кровля которого расположилась на 2 м ниже отметки (620 м) нижней границы технологического окна. Ствол скважины в интервале 790-672 м (118 м) до этого был заполнен высокопластичным составом плотностью 2,20 г/см3 (1,1 средней плотности 2,0 г/см3 залегающих в данном интервале горных глинистых пород) также на основе бентонитовой глины.The well is located in close proximity (100 m from the boundary of the mining allotment) to the landfill of the GPZ industrial wastewater, the injection of which, in the context of the well, is carried out in the range of 760-640 m, accustomed to Upper Cretaceous sand and clay deposits. Therefore, according to the method and considering that an artificial fluid-tight tire is created below, an additional insulating grouting screen was installed in the interval of the roofing clay rock-tire. To do this, in the range of 620-605 m (15 m) opposite the clay rocks, a process window was cut with the help of HCI with the complete removal of the body of 177.8 and 244.5 mm casing strings. Then, using a waterjet cutting torch of the design of ZAO Oktopus (utility model patent No. 32718), 324 mm column was cut in three places (618, 609, 604 m) in a circle and formed in its body vertically inclined slots 200 mm long in 6 pieces per linear meter. After that, the calculated volume of grouting mortar based on the finely dispersed binder type "Microdur" was pumped into the wellbore and pushed into rock cavities, annular and intercolumn spaces. After selling grouting mortar in the wellbore in the interval of the process window and above 50 m, a cement-based liquidation grouting bridge with the addition of Mikrodur was installed. The head of the bridge was groped at a depth of 555 m and tested for strength. Before the sales work, a 50-meter cement bridge was installed in the borehole in the interval 672-622 m, the roof of which was located 2 m below the mark (620 m) of the lower boundary of the technological window. The wellbore in the range of 790-672 m (118 m) was previously filled with a highly plastic composition with a density of 2.20 g / cm 3 (1.1 average density of 2.0 g / cm 3 of mountain clay rocks lying in this interval) also based on bentonite clay.
Зона коллекторов питьевых и слабоминерализованных вод в разрезе скважины наблюдается до глубины 350 метров, ниже которой залегает мощная (до 100 м) подстилающая глинистая толща породы-покрышки.The reservoir zone of drinking and low-mineralized water in the section of the well is observed to a depth of 350 meters, below which lies a powerful (up to 100 m) underlying clay layer of the rock-cover.
Исходя из этого согласно предлагаемому способу дополнительно создали искусственную флюидонепроницаемую покрышку на глинистой основе с полным разрушением тела 177,8, 244,5 и 324 мм обсадных колонн в интервале 410-400 м. При этом нижний цементный мост установили в интервале 465-415 м, а верхний - в интервале 380-330 м. Ствол скважины в интервалах 555-465 м (90 м) и 330-20 м (310 м) также был заполнен вязкопластичным веществом (глиной) с удельным весом 1,97, равным среднему удельному весу горных пород в данном интервале. Ствол скважины в интервале 20-0 м был заполнен незамерзающей жидкостью согласно РД-08-492-02. После завершения этого этапа работ межколонное давление между 12"×16" обсадными колоннами снизилось до 0 МПа с прекращением поступления газообразных флюидов (CO2 и пр.). Наличие МКД и газообразных флюидов между этими колоннами было обусловлено дегазацией нижезалегающих пластовых вод. Созданная искусственная покрышка, помимо колонного, перекрыла заколонные и межколонные пути фильтрации газообразных флюидов вверх к устью скважины.On the basis of this, according to the proposed method, an artificial fluid-tight clay-based tire with complete destruction of the body of 177.8, 244.5 and 324 mm of casing strings in the range of 410-400 m was additionally created. The lower cement bridge was installed in the range of 465-415 m. and the top - in the range of 380-330 m. The wellbore in the intervals of 555-465 m (90 m) and 330-20 m (310 m) was also filled with a visco-plastic substance (clay) with a specific gravity of 1.97 equal to the average specific gravity rocks in this interval. The wellbore in the range of 20-0 m was filled with non-freezing fluid according to RD-08-492-02. After the completion of this stage of work, the annular pressure between 12 "× 16" casing strings decreased to 0 MPa with the cessation of the flow of gaseous fluids (CO 2 , etc.). The presence of MCD and gaseous fluids between these columns was due to the degassing of the underlying formation water. The artificial tire created, in addition to the pillar, blocked the annular and intercolumnar paths for filtering gaseous fluids up to the wellhead.
Помимо прочего, в процессе ликвидационных работ в разрезе скважины были изолированы друг от друга комплексы пород, отличающиеся величиной градиента пластового давления. Так, созданием искусственной покрышки в кровле солей изолирован нижний комплекс пород с наивысшим градиентом пластового давления равным 1,5-1,8 кг/см3 на 10 м. Самой верхней покрышкой изолирован средний комплекс пород с градиентом 1,1-1,30 от верхнего комплекса питьевых и слабоминерализованных вод с градиентом 1,0-1,02.Among other things, during the liquidation work in the section of the well, rock complexes were isolated from each other, differing in the value of the reservoir pressure gradient. Thus, by creating an artificial tire in the roof of salts, the lower rock complex with the highest reservoir pressure gradient equal to 1.5-1.8 kg / cm 3 per 10 m is isolated. The middle rock complex with a gradient of 1.1-1.30 from the upper complex of drinking and low-mineralized waters with a gradient of 1.0-1.02.
Таким образом, проведение всего комплекса работ по ликвидации скважин согласно предлагаемому способу позволило надежно ликвидировать МПП и МКД, что подтвердилось мониторингом, проводимым в течение 12 месяцев.Thus, the full range of work on well abandonment according to the proposed method made it possible to reliably eliminate the MPP and MKD, which was confirmed by monitoring carried out for 12 months.
Использование предлагаемого способа решает проблему качественной и надежной ликвидации скважины, выполнившей свое назначение, в геологическом измерении времени.Using the proposed method solves the problem of high-quality and reliable liquidation of a well that has fulfilled its purpose in the geological measurement of time.
При этом сокращаются затраты, так как не требуется повторная переликвидация (и т.д.) и ускоряется сам процесс ликвидации, так как не требуется время на ожидание затекания высокопластичной породы в колонное пространство, как по прототипу.At the same time, costs are reduced, since re-re-elimination is not required (etc.) and the liquidation process is accelerated, since it does not take time to wait for a highly plastic rock to flow into the column space, as in the prototype.
Демонтаж стальной конструкции скважины (расчленения ее на части) при создании искусственных флюидонепроницаемых покрышках и установке изоляционных тампонажных экранов, помимо прочего, позволяет качественно перекрыть комплексы пород коллекторов друг от друга, ликвидировать межпластовые перетоки, изолировать загрязненные технологические зоны, сохранить в чистоте зону слабоминерализованных и питьевых вод, предохранить зону вечной мерзлоты от подтопления, предотвратить реальную угрозу грифонообразования и тем самым предохранить окружающую среду (природу) от загрязнения.Dismantling the steel structure of the well (dividing it into parts) when creating artificial fluid-tight tires and installing insulating grouting screens, among other things, allows you to qualitatively block reservoir rocks from each other, eliminate inter-reservoir flows, isolate contaminated technological zones, keep the low-mineralized and drinking zone clean waters, protect the permafrost zone from flooding, prevent the real threat of gryphon formation and thereby protect the environment ronment (nature) of contamination.
В конечном итоге использование предлагаемого способа позволяет восстановить естественную природную разобщенность слагающих пород друг от друг, нарушенную во время бурения и строительства скважины.Ultimately, the use of the proposed method allows you to restore the natural natural fragmentation of the constituent rocks from each other, broken during drilling and well construction.
Экономический эффект при ликвидации скважины в зависимости от ее глубины, конструкции скважины, сложности геологического разреза осадочного чехла с учетом сокращения затрат на ее переликвидацию, дополнительных работ (мероприятий) по охране недр и окружающей среды, неизбежных при использовании известных способов, составит от 10,0 до 50,0 млн. руб. и более.The economic effect during well abandonment depending on its depth, well design, complexity of the geological section of the sedimentary cover, taking into account the reduction in the cost of its re-liquidation, additional work (measures) to protect the subsoil and the environment, inevitable when using known methods, will be from 10.0 up to 50.0 million rubles and more.
Claims (6)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135418/03A RU2283942C2 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Well killing method |
| PCT/RU2005/000239 WO2006062433A1 (en) | 2004-12-03 | 2005-06-06 | Well abandonment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135418/03A RU2283942C2 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Well killing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2283942C2 true RU2283942C2 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=36578173
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004135418/03A RU2283942C2 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Well killing method |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2283942C2 (en) |
| WO (1) | WO2006062433A1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2499127C1 (en) * | 2012-08-15 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of well abandonment |
| RU2527446C1 (en) * | 2013-04-15 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2531965C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2576422C1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of physical abandonment of wells |
| CN109372465A (en) * | 2018-09-29 | 2019-02-22 | 中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 | A kind of method for blocking for empty well cylinder abandoned well |
| RU2770211C2 (en) * | 2017-03-21 | 2022-04-14 | Веллтек А/С | System for plugging and abandoning a borehole |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110284853A (en) * | 2018-03-19 | 2019-09-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of exhaustion carbonate gas reservoirs gas storage reconstruction abandoned well method for blocking |
| CN110094159A (en) * | 2019-05-13 | 2019-08-06 | 中煤新集能源股份有限公司 | Minery ground extraction gas drilling well well completion method is covered on working face |
| CN113494265B (en) * | 2021-07-23 | 2023-05-02 | 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 | Plugging method for leakage along abandoned well in carbon dioxide geological storage process |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3490535A (en) * | 1968-06-17 | 1970-01-20 | Mobil Oil Corp | Formation of plugs within wells |
| SU941546A1 (en) * | 1980-11-24 | 1982-07-07 | Предприятие П/Я А-3226 | Method of liquidation plugging of exhausted wells |
| RU2074308C1 (en) * | 1994-07-04 | 1997-02-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью - Фирма "Бурсервис" | Method for abandoning a well |
-
2004
- 2004-12-03 RU RU2004135418/03A patent/RU2283942C2/en not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-06-06 WO PCT/RU2005/000239 patent/WO2006062433A1/en active Application Filing
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВОЛОКИТЕНКОВ А.А. и др. Установка искусственных забоев и разделительных мостов буровых скважин. - М.: Недра, 1965, с.4-10. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2499127C1 (en) * | 2012-08-15 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of well abandonment |
| RU2527446C1 (en) * | 2013-04-15 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2531965C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2576422C1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of physical abandonment of wells |
| RU2770211C2 (en) * | 2017-03-21 | 2022-04-14 | Веллтек А/С | System for plugging and abandoning a borehole |
| CN109372465A (en) * | 2018-09-29 | 2019-02-22 | 中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 | A kind of method for blocking for empty well cylinder abandoned well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006062433A1 (en) | 2006-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Lee et al. | A critical evaluation of unconventional gas recovery from the marcellus shale, northeastern United States | |
| Thury et al. | The Mont Terri rock laboratory, a new international research project in a Mesozoic shale formation, in Switzerland | |
| CN101539008B (en) | Ground stereoscopic discharge and mining method of coal bed methane | |
| US9879401B2 (en) | Oil and gas well and field integrity protection system | |
| WO2006062433A1 (en) | Well abandonment method | |
| RU2386787C9 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| Johnson | Development of the Wink Sink in west Texas, USA, due to salt dissolution and collapse | |
| Baumgardner Jr et al. | Formation of the Wink Sink, a salt dissolution and collapse feature, Winkler County, Texas | |
| Edmonds | Five decades of settlement and subsidence | |
| RU2365735C2 (en) | Opening method of high-pressure stratums, saturated by strong brines | |
| CN110107351B (en) | Method for transferring and storing mine water | |
| Hobba Jr | Effects of underground mining and mine collapse on the hydrology of selected basins in West Virginia | |
| Abdullah et al. | Sinkhole investigation: An on-going case study in Kuwait | |
| Yager et al. | Simulated effects of salt-mine collapse on ground-water flow and land subsidence in a glacial aquifer system, Livingston County, New York | |
| Brudnik et al. | The complex hydrogeology of the unique Wieliczka salt mine | |
| Goldbrunner | Hydrogeology of deep groundwaters in Austria | |
| Bajus | SHALE GAS AND TIGHT OIL, UNCONVENTIONAL FOSSIL FUELS. | |
| Johnson | Salt dissolution and subsidence or collapse caused by human activities | |
| Katibeh et al. | Common Approximations to the water inflow into Tunnels | |
| Berest et al. | Dry mine abandonment | |
| RU2790345C1 (en) | Method for utilization of industrial effects of an enterprise in the conditions of cryolithozone | |
| Roberts et al. | Case study of a dewatering and recharge system in weak Chalk rock | |
| Moswathupa | HYDRAULIC CHARACTERISATION OF THE KINSEVERE GEOLOGY, DEMOCRATIC REPUBLIC OF THE CONGO | |
| Yager | Environmental consequences of the Retsof Salt Mine roof collapse | |
| Chironga | Designing a dewatering plan for the Ruashi mine in the Democratic Republic of Congo |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110701 |
|
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130708 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181204 |