RU2234593C2 - Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны - Google Patents
Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2234593C2 RU2234593C2 RU2001112958/03A RU2001112958A RU2234593C2 RU 2234593 C2 RU2234593 C2 RU 2234593C2 RU 2001112958/03 A RU2001112958/03 A RU 2001112958/03A RU 2001112958 A RU2001112958 A RU 2001112958A RU 2234593 C2 RU2234593 C2 RU 2234593C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reservoir
- annulus
- casing
- casing pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин, и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду. Обеспечивает повышение эффективности изоляции продуктивного пласта и снижение материальных затрат. Сущность изобретения: спускают в скважину обсадную колонну, оборудованную устройством для изоляции продуктивного пласта. Закачивают цементный раствор в затрубное пространство обсадной колонны. Проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью. Разобщают затрубное пространство скважины. Согласно изобретению при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем. Перед цементированием обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора. Ниппель вставляют в седло. Проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство. По завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют. В межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости. В качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапаны, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин, и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду.
Известен способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине (см. пат. RU №2087674, Е 21 В 33/14, опубл. БИ №23 за 20.08.97), включающий установку на эксплуатационной колонне до спуска ее в скважину верхнего и нижнего пакерующих узлов с возможностью их размещения под подошвой и над кровлей продуктивного пласта, промывку колонны после ее спуска, герметизацию заколонного пространства путем раскрытия пакерующих узлов и закачивание цементного раствора, при этом над верхним пакерующим узлом устанавливают цементировочную муфту, а герметизацию заколонного пространства осуществляют вначале под подошвой продуктивного пласта путем раскрытия нижнего пакерующего узла, а затем над кровлей продуктивного пласта, при этом закачивание цементного раствора осуществляют вначале под нижний пакерующий узел под давлением, а затем через цементировочную муфту.
Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции продуктивного пласта в случаях, когда стенки скважины осложнены неравномерной каверностью в интервале установки пакерующих устройств, кроме того, трудно обеспечить гарантированное срабатывание двух пакерующих устройств, что не исключает попадание цементного раствора в интервал продуктивного пласта, следует отметить также то, что для осуществления способа требуются сложные приспособления и дополнительные конструкции, что требует наличия высококвалифицированного персонала, а это в совокупности приводит к дополнительным материальным затратам.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны (см. пат. RU №2135740, Е 21 В 33/14, опубл. 27.08.99), включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, размещение указанного устройства в скважине против продуктивного пласта и сообщение затрубного пространства скважины выше и ниже интервала продуктивного пласта посредством обводных каналов в указанном устройстве, разобщение затрубного пространства скважины и последующее цементирование затрубного пространства выше и ниже продуктивного пласта, причем разобщение продуктивного пласта производят путем закачки в интервал против продуктивного пласта до или после спуска обсадной колонны вязкоупругой смеси, после чего фиксируют столб вязкоупругой смеси против продуктивного пласта, а последующее цементирование производят по обводному каналу устройства для изоляции и по затрубному пространству скважины.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность и высокие материальные затраты за счет того что используются обводные каналы, которые приводят: во-первых, к уменьшению внутреннего проходного канала обсадной колонны, что усложняет дальнейшее использование данной скважины - потребуется дополнительное разфрезерование внутреннего диаметра обсадной колонны либо использование нестандартного оборудования для работ внутри скважины в интервале продуктивного пласта и ниже его; во вторых, усложняется освоение данной скважины, так как затруднена перфорация в интервале продуктивного пласта; в-третьих, увеличивает металлоемкость данного устройства, кроме того, использование пакера не гарантирует плотное прилегание к стволу скважины, осложненной неравномерной каверностью, что приводит к вымыванию вязкоупругой смеси либо, из-за разности плотностей с цементным раствором, к “всплыванию” либо “притоплению” данной смеси, все это в сумме приводит к неполной изоляции продуктивного пласта, что снижает эффективность использования данного способа.
Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ для изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны, который, являясь эффективным, не был бы при этом дорогостоящим.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности изоляции продуктивного пласта и снижение материальных затрат.
Поставленная цель достигается описываемым способом изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающим спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, закачку цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны, проталкивание цементного раствора продавочной жидкостью и разобщение затрубного пространства скважины.
Новым является то, что при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, перед цементированием же обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора, затем ниппель вставляют в седло, после чего проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство, по завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют, а в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости, причем в качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапаны, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта.
Такая совокупность отличительных признаков приводит к надежности изоляции продуктивного пласта и экономической эффективности применения данного способа, который является простым и доступным. Использование гидрофобного состава не позволяет перемешиваться либо растворяться цементному раствору в ней, а то что гидрофобный состав имеет плотность, равную плотности цементного раствора, позволяет исключить пакерующие устройства, которые из-за своей ненадежности приводили в прототипе к некачественной изоляции пласта. В качестве гидрофобного состава могут быть использованы жидкость, раствор или состав, не изменяющие свои свойства за время, достаточное для затвердевания цементного раствора, не влияющие на свойства продуктивного пласта и достаточно легко извлекаемые после перфорации обсадной колонны, например битумная нефть, для подбора плотности, равной плотности цементного раствора, ее можно смешать с мелким песком либо добавить более легкие фракции нефти. Закачка гидрофобного состава после заполнения затрубного пространства скважины цементным раствором гарантирует попадание гидрофобного раствора в интервал продуктивного пласта и исключает смешение ее под действием внешних факторов, так как посторонних внешних воздействий не будет из-за завершения закачки цементного раствора в затрубное пространство. А благодаря отсутствию пакеров и использованию простых устройств - обратных клапанов, седла, расположенного на забое скважины, и концевого ниппеля на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) для изоляции продуктивного пласта, в данном способе приводит к достижению требуемого результата и снижению материальных затрат.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т.е. о соответствии заявляемого решения критериям “новизна” и “изобретательский уровень”.
На фиг.1, 2, 3, 4 показан принцип осуществления предлагаемого способа.
На фиг.1 схематично показан этап: заполнение межтрубного пространства гидрофобным составом.
На фиг.2 схематично показан этап: закачка цементного раствора в межтрубное пространство.
На фиг.3 схематично показан этап: закачка гидрофобной жидкости в интервал продуктивного пласта путем закачки продавочной жидкости в межтрубное пространство и завершение процесса изоляции продуктивного пласта.
На фиг.4 схематично показан этап: промывка оборудования от остатков гидрофобной жидкости и цементного раствора.
Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).
Перед спуском (см. фиг.1) обсадной колонны 1 в скважину 2 по геофизическим данным определяют интервал продуктивного пласта 3 и собирают конструкцию обсадной колонны 1 так, чтобы устройство 4 для изоляции продуктивного пласта 3 располагалось против или немного выше (порядка 1 метра) подошвы 5 продуктивного пласта 3 скважины 2, с учетом размещения на забое скважины 2 стандартного башмачного патрубка 6 с обратным клапаном 7 и седла 8 скважины 2. В нашем конкретном случае роль устройства 4 для изоляции продуктивного пласта 3 играют обратные клапаны (например, подпружиненный шарик, перекрывающий отверстие в обсадной колонне), размещенные по периметру обсадной колонны 1 на одном уровне и с одинаковыми режимами открывания (~2 МПа). После спуска обсадной колонны 1 в нее спускают до забоя колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10, имеющим уплотняющие элементы 11, которые при посадке ниппеля 10 в седло 8 предотвращают несанкционированные перетоки жидкостей из межтрубного пространства в затрубное. Затем колонну НКТ 9 приподнимают примерно на 1-2 м - на расстояние, позволяющее выйти ниппелю 10 из седла 8, и закачивают в межтрубное пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 9 расчетное количество гидрофобного состава 12 (битумная нефть с мелким песком) плотностью, равной плотности цементного раствора 13.
Расчетное количество гидрофобного состава определяют по формуле {1}
где V - объем закачиваемого гидрофобного состава, м3;
d1 - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
h - интервал скважины от забоя до подошвы продуктивного пласта, м;
D - диаметр пробуренной скважины, м;
d2 - наружный диаметр обсадной колонны, м;
Н - интервал продуктивного пласта, м;
α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.
Например: Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ “Азнакаевскнефть”):
диаметр пробуренной скважины D=215,6 мм=0,2156 м;
наружный диаметр обсадной колонны d2=146,1 мм=0,1461 м;
внутренний диаметр обсадной колонны d1=132,1 мм=0,1321 м;
коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и
учитывающий осложненность скважины кавернами α=1,01;
искусственный забой - 1748 м, подошва продуктивного пласта - 1699 м, кровля продуктивного пласта - 1693 м, то есть
интервал продуктивного пласта Н=6 м;
интервал от забоя до подошвы продуктивного пласта h=49 м.
Следовательно:
Затем (см. фиг.2) колонну НКТ 9 опускают до входа концевого ниппеля 10 в седло 8 и разгружают на забой скважины 2, после чего производят цементирование стандартным способом до появления цементного раствора 13 (с применением цемента марки ПЦТ ГОСТ 1581-96 с плотностью 1,7-1,9 кг/см3) на устье скважины 2. По завершении цементирования (см. фиг.3) внутреннее пространство колонны НКТ 9 герметизируют устьевым краном 14 и в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости 15, объем которой меньше или равен объему затрубного пространства скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3.
Расчетное количество продавочной жидкости определяют по формуле {2}:
где V1 - объем закачиваемой продавочной жидкости, м3;
D - диаметр пробуренной скважины, м;
d2 - наружный диаметр обсадной колонны, м;
Н - интервал продуктивного пласта, м.
α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.
Для примера берем ту же скважину. Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ “Азнакаевскнефть”):
диаметр пробуренной скважины D=215,6 мм=0,2156 м;
наружный диаметр обсадной колонны d2=146,1 мм=0,1461 м;
интервал продуктивного пласта Н=6 м;
коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами α=1,01;
Следовательно:
В результате обратные клапана 4 откроются, и гидрофобный состав 12 (битумная нефть с мелким песком плотностью, равной плотности цементного раствора 13) заполнит затрубное пространство скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3. После чего (см. фиг.4) колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10 приподнимают на 2-5 м для выхода ниппеля 10 из седла 8, внутреннее пространство колонны НКТ 9 разгерметизируют и обратной циркуляцией продавочной жидкости 15 вымывают остатки цементного раствора 13 и гидрофобного состава 12 из внутритрубного пространства скважины 2.
Расчетное количество гидрофобного состава 12 при закачке в межтрубное пространство складывается из объема, необходимого для заполнения внутритрубного пространства скважины 2 от забоя до обратных клапанов 4, и объема, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3 в затрубном пространстве скважины 2. А расчетное количество продавочной жидкости 15 закачивается в межтрубное простанство скважины 2 для выдавливания через обратные клапана 4 такого же объема гидрофобного состава 12 в затрубное пространство скважины 2, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3.
На заключительном этапе колонну НКТ 9 с ниппелем 10 извлекают из скважины 2 (не показано). После выдержки времени, достаточного для затвердевания цементного раствора 13 (≈1 сутки), освоение скважины 2 производятся любыми известными способами.
Технико-экономический эффект предлагаемого способа изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны складывается за счет эффективности изоляции продуктивного пласта и снижения материальных затрат, простоты приемов и доступности используемых средств, обеспечивающих надежность и сравнительную по отношению к аналогичным способам их дешевизну.
Claims (1)
- Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, закачку цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны, проталкивание цементного раствора продавочной жидкостью и разобщение затрубного пространства скважины, отличающийся тем, что при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, перед цементированием же обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора, затем ниппель вставляют в седло, после чего проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство, по завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют, а в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости, причем в качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапана, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001112958/03A RU2234593C2 (ru) | 2001-05-10 | 2001-05-10 | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001112958/03A RU2234593C2 (ru) | 2001-05-10 | 2001-05-10 | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001112958A RU2001112958A (ru) | 2003-05-10 |
| RU2234593C2 true RU2234593C2 (ru) | 2004-08-20 |
Family
ID=33412048
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001112958/03A RU2234593C2 (ru) | 2001-05-10 | 2001-05-10 | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2234593C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103362473A (zh) * | 2012-10-24 | 2013-10-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分级变密度固井工艺 |
-
2001
- 2001-05-10 RU RU2001112958/03A patent/RU2234593C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103362473A (zh) * | 2012-10-24 | 2013-10-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分级变密度固井工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106481318A (zh) | 逆流套筒致动方法 | |
| CN106661927A (zh) | 接合输送的完井工具和操作 | |
| US4488834A (en) | Method for using salt deposits for storage | |
| CN101646838B (zh) | 油井分段水泥灌浆用的金属板 | |
| US7478674B2 (en) | System and method for fracturing and gravel packing a wellbore | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| US2163449A (en) | Method of treating a well | |
| CN106223898B (zh) | 一种二开水平井固完井一体化管柱装置 | |
| US10190391B2 (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
| RU2234593C2 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| RU2086752C1 (ru) | Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине | |
| RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
| RU2235858C2 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| CN205840841U (zh) | 一种单向球阀式水泥封井管接头装置 | |
| RU2189431C1 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| RU2330933C1 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| US20120145382A1 (en) | System and Method for Operating Multiple Valves | |
| RU2296209C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважину | |
| RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| US11859465B2 (en) | Cement top job with non-retrievable tubing | |
| RU2777252C1 (ru) | Способ цементирования стеклопластиковой обсадной колонны (варианты) | |
| US12000239B2 (en) | Modular additive cementing | |
| RU2280760C1 (ru) | Способ сооружения фильтровой скважины | |
| US20240117708A1 (en) | Production sub including degradable orifice |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080511 |