RU2208129C2 - Способ крепления скважины - Google Patents
Способ крепления скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208129C2 RU2208129C2 RU2000131334/03A RU2000131334A RU2208129C2 RU 2208129 C2 RU2208129 C2 RU 2208129C2 RU 2000131334/03 A RU2000131334/03 A RU 2000131334/03A RU 2000131334 A RU2000131334 A RU 2000131334A RU 2208129 C2 RU2208129 C2 RU 2208129C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- well
- interval
- cementing
- casing string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к сооружению скважин различного назначения, а именно к их креплению. Обеспечивает повышение герметичности крепи за счет надежной и долговременной изоляции всего комплекса проницаемых пород в интервале подъема тампонажного раствора за обсадной колонной. Сущность изобретения: бурят интервал крепления. При вскрытии проницаемых пластов в промывочную жидкость вводят твердеющий материал, например цемент. Подают гидромониторными струями промывочную жидкость с твердеющим материалом, например цементом, на стенки скважины. При этом в приствольной зоне и на стенках скважины гидромониторными струями формируют кольматационный слой с концентрацией твердой фазы цементных частиц до 75-90%. При этом образуют гидроизолирующий экран толщиной 15-30 мм. Затем спускают и цементируют обсадную колонну.
Description
Изобретение относится к сооружению скважин различного назначения, а именно к их креплению.
Известен способ тампонирования скважин (А.с. СССР 1698422, кл. Е 21 В 33/13, 1991), предполагающий перед спуском обсадной колонны выделение в интервале крепления проницаемых пород и их обработку гидромониторными струями цементного раствора для полной изоляции от ствола скважины.
К существенным недостаткам способа относится сложность предлагаемой технологии и техники производства изоляционных работ и необходимость проведения специальной операции в скважине с соответствующими затратами времени и средств.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и получаемому эффекту является способ крепления скважин ("Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин". РД 51-111-86, Москва, 1986, стр. 4-19, в частности п. 1.2, 1.3 на с.4-5, п.4 на с. 10-11 и п.4.3.6 на с. 12), включающий бурение интервала крепления скважины с использованием промывочной жидкости с введенным в нее твердеющим материалом, например цементом, которую подают гидромониторными струями на стенки скважины, спуск и цементирование обсадной колонны.
К недостаткам способа относятся недостаточно высокие гидроизолирующие характеристики зоны кольматации, которые под действием депрессии 8-10 МПа приводят к восстановлению гидравлической связи пластов и скважины, нарушая при этом и герметичность крепи в целом.
Для повышения гидроизолирующих характеристик крепи при строительстве и эксплуатации скважин предлагается в процессе бурения интервала крепления скважины вводить цемент в промывочную жидкость перед вскрытием проницаемых пластов, при этом в приствольной зоне и на стенках скважины гидромониторными струями формируют кольматационный слой с концентрацией твердой фазы цементных частиц до 75-90% для их твердения и образования цементного гидроизолирующего экрана толщиной 15-30 мм.
Пример конкретного осуществления способа
Опытные работы по долговременной изоляции водонасыщенных пластов при бурении под эксплуатационную колонну проведены в скв. 38423 Павловской площади НГДУ "Азнакаевскнефть".
Опытные работы по долговременной изоляции водонасыщенных пластов при бурении под эксплуатационную колонну проведены в скв. 38423 Павловской площади НГДУ "Азнакаевскнефть".
До глубины подошвы кыновских глин 1647 м скважина пробурена с промывкой забоя глинистым раствором плотностью 1050 кг/м3 условная вязкость 22-25 с, водоотдача 6 см3/30 мин. Перед вскрытием продуктивной толщи в промывочную жидкость ввели 50% (масс. доли) цемент при водотвердом (В/Т) отношении 7.0, полиакриламид (ПАА) 0.1% и конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ) 2.0% с изменением параметров промывочной жидкости: плотность 1090 кг/м3, условная вязкость 30.0 с, водоотдача 10 м3/30 мин.
Первичное вскрытие продуктивных отложений произвели роторной компоновкой инструмента долотом 215,9 мм с обработкой ствола струями промывочной жидкости через гидромониторную насадку в переводнике диаметром 12 мм при следующих режимах: скорость истечения струи из насадки 70-75 м/с, частота вращения долота 0,8 с-1, скорость подачи инструмента (механическое бурение) 6-8 м/ч.
По данным кавернометрии диаметр скважины близок к номинальному диаметру долота, толщина гельцементной корки на стенках скважины 2-3 мм. При гидромеханических испытаниях интервала продуктивных отложений депрессией 15 МПа (пакер установлен на глубине 1650 м)и репрессией 18 МПа (опрессовка с устья) герметичность и прочность ствола не нарушены.
Затем в скважину спущена на глубину 1692 м и зацементирована без осложнений 145 мм эксплуатационная колонна. Качество работ хорошее, крепь герметична (данные акустической цементометрии и опрессовки заколонного пространства). При освоении скважины получена безводная нефть и в течение последующих трех месяцев эксплуатации вода в продукции не отмечена.
К преимуществам предлагаемого способа относятся: совмещение процессов бурения и формирования в приствольной зоне проницаемых пластов цементного гидроизолирующего экрана толщиной 15-30 мм, изоляция ствола от проницаемых флюидонасыщенных пластов в комплексе с последующим цементированием обсадной колонны привела к нелинейному росту показателей герметичности и прочности крепи в различных по сложности геолого-технических условиях заканчивания и эксплуатации скважин.
Эффективность предлагаемого способа определяется сокращением на 50-85% затрат на борьбу с осложнениями (поглощения, гидроразрыв горных пород, газонефтеводопроявления и выбросы) при заканчивании и эксплуатации скважин, повышением в 2-4 раза показателей водо- и газоизоляционных работ, увеличением межремонтного периода эксплуатации скважин в 10-20 раз, а также продлением безводного периода добычи нефти в 2-10 раз и повышением коэффициента нефтеотдачи пластов до 65-75%.
Claims (1)
- Способ крепления скважины, включающий бурение интервала крепления с подачей гидромониторных струй промывочной жидкости с твердеющим материалом, например, цементом, на стенки скважины, спуск и цементирование обсадной колонны, отличающийся тем, что цемент вводят в промывочную жидкость перед вскрытием проницаемых пластов, при этом в приствольной зоне и на стенках скважины гидромониторными струями формируют кольматационный слой с концентрацией твердой фазы цементных частиц до 75-90% для их твердения и образования цементного гидроизолирующего экрана толщиной 15-30 мм.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131334/03A RU2208129C2 (ru) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Способ крепления скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131334/03A RU2208129C2 (ru) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Способ крепления скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000131334A RU2000131334A (ru) | 2002-11-10 |
RU2208129C2 true RU2208129C2 (ru) | 2003-07-10 |
Family
ID=29209177
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000131334/03A RU2208129C2 (ru) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Способ крепления скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2208129C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464410C1 (ru) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
RU2701668C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2019-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Способ изоляции флюидопритоков в скважину |
-
2000
- 2000-12-13 RU RU2000131334/03A patent/RU2208129C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин, РД 51-111-86. - М.:, 1986, с.4-19. * |
НАЗАРОВ В.И. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.10-36. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464410C1 (ru) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
RU2701668C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2019-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Способ изоляции флюидопритоков в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104790873B (zh) | 松软岩土层射流导向成孔‑扩孔‑防塌孔一体化钻进方法 | |
RU2208129C2 (ru) | Способ крепления скважины | |
RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
SU1709076A1 (ru) | Способ оборудовани фильтровой скважины | |
RU2086752C1 (ru) | Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине | |
RU2386776C1 (ru) | Способ вскрытия водоносных горизонтов в неустойчивых породах восстающей дренажной скважиной и устройство для его осуществления | |
RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
RU2196878C2 (ru) | Способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин | |
RU2471062C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
RU2191886C2 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов | |
RU2211303C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
RU2211301C2 (ru) | Способ обработки ствола скважины | |
RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
SU1206431A1 (ru) | Способ изол ции подошвенной воды в нефт ной скважине | |
RU2361062C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра | |
RU2140521C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
RU2194842C2 (ru) | Способ гидроизоляции пластов при заканчивании строительства скважины | |
RU2174595C1 (ru) | Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин | |
RU2067158C1 (ru) | Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине | |
RU2775849C1 (ru) | Способ повышения герметичности затрубного пространства нефтяных и газовых скважин (варианты) | |
RU2774251C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах | |
RU2019689C1 (ru) | Способ испытания скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031214 |
|
NF4A | Reinstatement of patent | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061214 |