RU2398099C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents

Способ заканчивания скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2398099C1
RU2398099C1 RU2009126531/03A RU2009126531A RU2398099C1 RU 2398099 C1 RU2398099 C1 RU 2398099C1 RU 2009126531/03 A RU2009126531/03 A RU 2009126531/03A RU 2009126531 A RU2009126531 A RU 2009126531A RU 2398099 C1 RU2398099 C1 RU 2398099C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
reservoir
well
drill string
sealing device
downhole equipment
Prior art date
Application number
RU2009126531/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Дмитрий Иванович Александров (RU)
Дмитрий Иванович Александров
Original Assignee
Дмитрий Иванович Александров
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=42798796&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2398099(C1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Дмитрий Иванович Александров filed Critical Дмитрий Иванович Александров
Priority to RU2009126531/03A priority Critical patent/RU2398099C1/ru
Priority to EP10797364A priority patent/EP2453105A1/en
Priority to CA2767195A priority patent/CA2767195A1/en
Priority to PCT/RU2010/000293 priority patent/WO2011005143A1/ru
Priority to UAA201201387A priority patent/UA103542C2/ru
Priority to PE2012000015A priority patent/PE20121204A1/es
Priority to BR112012000579A priority patent/BR112012000579A2/pt
Priority to KR1020127003644A priority patent/KR101421482B1/ko
Priority to CN201080030927.XA priority patent/CN102472088B/zh
Priority to US13/382,993 priority patent/US20120103626A1/en
Priority to MX2012000003A priority patent/MX2012000003A/es
Priority to EA201200109A priority patent/EA020827B1/ru
Publication of RU2398099C1 publication Critical patent/RU2398099C1/ru
Application granted granted Critical
Priority to CL2012000068A priority patent/CL2012000068A1/es
Priority to IN915DEN2012 priority patent/IN2012DN00915A/en

Links

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
    • 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
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/126—Packers; Plugs with fluid-pressure-operated elastic cup or skirt
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • 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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
  • Fluid-Damping Devices (AREA)
  • Shaping Metal By Deep-Drawing, Or The Like (AREA)
  • Lift Valve (AREA)
  • Filling Of Jars Or Cans And Processes For Cleaning And Sealing Jars (AREA)
  • Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам заканчивания скважин. Способ описывает выполнение технологических операций по первичному вскрытию продуктивного пласта. Эксплуатационную колонну спускают в скважину с герметизирующим устройством, с помощью которого разделяют скважину на верхнюю и нижнюю полости. При этом обеспечивается гидравлическая связь «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно. Спускают скважинное оборудование до герметизирующего устройства, пропускают его, разобщая герметизирующее устройство, в нижнюю полость скважины и восстанавливают гидравлическую связь «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт». Затем проводят вскрытие продуктивного пласта и углубление скважины. После вскрытия продуктивного пласта скважинное оборудование извлекают из нижней полости скважины, закрывают герметизирующее устройство, прерывая гидравлическую связь «устье скважины - продуктивный пласт». После заканчивания операции бурения и извлечения бурильной колонны из скважины в ее нижнюю полость опускают хвостовик с последующим его цементированием. Способ позволяет сократить время действия прямой гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины», а также увеличивает эффективность и качество заканчивания скважины. 4 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при вскрытии продуктивных пластов.
Известен способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ, заключающийся в создании оптимальных условий первичного вскрытия с использованием различных составов буровых растворов, RU №2283418 С2, Е21В 21/00, 10.09.2006.
Известный способ относится к подбору реагентов, добавляемых в буровой раствор в зависимости от этапа проводимых работ по вскрытию продуктивных пластов.
Известен способ заканчивания скважин, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта, RU №2140521 C1, E21B 33/13, 27.10.1999.
Известный способ обеспечивает снижение величины репрессии за счет перекрытия эксплуатационной колонной высоконапорных пластов при установке ее в кровле продуктивного пласта.
Известен клапан-отсекатель, относящийся к скважинному оборудованию и используемый при эксплуатации нефтяных и газовых скважин под давлением, RU №2311526 С2, Е21В 34/06, 27.11.2007; RU №2250354 С2, Е21В 34/06, 20.04.2005.
Управляет открытием или закрытием известных клапан-отсекателей специнструмент в составе бурильной или эксплуатационной колонны в зависимости от проводимых работ.
Известны технические условия для проведения вскрытия продуктивного пласта при наличии постоянной гидродинамической связи в системе продуктивный пласт - устье, включающие заполнение скважины промывочной жидкостью и создание избыточного давления (репрессии) на продуктивный пласт промывочной жидкостью с повышенной относительно эквивалента градиента пластового давления плотностью, «Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», НПАОП 11.2.1.18-82.
Минимально допустимая величина репрессии не должна быть меньше 3% величины пластового давления:
Рг>1,03Рпл,
где Рг - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на продуктивный пласт;
Рпл - пластовое давление.
При прокачке промывочной жидкости репрессия на забой (с учетом потерь напора в кольцевом пространстве и давления затопленной струи, истекающей из сопел долота) возрастает.
Известен способ заканчивания скважины, снабженной эксплуатационной колонной, скважинным оборудованием (бурильной колонной), противовыбросовым оборудованием, заключающийся в спуске эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта, установке скважинного оборудования (бурильной колонны), углублении скважины до проектной глубины с циркуляцией промывочной жидкости, предотвращении притока пластовых флюидов, подъеме скважинного оборудования (бурильной колонны) и креплении интервала залегания продуктивного пласта, А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ф.Будников, Ю.М.Басарыгин. «Теория и практика заканчивания скважин». Под. ред. А.И.Булатова. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. Т.4.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящего изобретения.
В «ближайшем аналоге» при вскрытии продуктивного пласта предотвращение притоков пластовых флюидов осуществляют созданием репрессии столбом промывочной жидкости, что влечет за собой поглощение, увеличение расхода промывочной жидкости, уменьшение фазовой проницаемости продуктивного пласта и снижение нефтеотдачи.
Известный способ обработки продуктивного пласта подтверждает наличие постоянной гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины», выполняемой промывочной жидкостью, предотвращающей несанкционированное поступление пластовых флюидов в скважину. Это достигается созданием избыточного давления на продуктивный пласт промывочной жидкостью. Превышение давления промывочной жидкости над пластовым давлением влечет неизбежное перетекание ее в продуктивный пласт. Интенсивность и объемы поглощений зависят от коллекторских свойств, вскрываемых пластовых пород и составляют от нескольких кубических метров до десятков и даже сотен, кроме того, промывочная жидкость, попавшая в продуктивный пласт, значительно снижает фазовую проницаемость и, соответственно, продуктивность скважины, что приводит к снижению нефтеотдачи, увеличивает стоимость и время осуществления работ.
Следовательно, на качество сооружаемой скважины в первую очередь влияют наличие и величина репрессии на продуктивный пласт при заканчивании скважины. Некачественное вскрытие ведет к ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта - его закупорке. Это может быть вызвано большим перепадом между давлением продуктивного пласта и гидравлическим давлением скважины, физико-химическими свойствами промывочной жидкости и временем контакта «продуктивный пласт - устье скважины».
В основу настоящего изобретения положено решение задачи, позволяющей повысить эффективность и качество проведения технологических операций и предотвратить несанкционированный приток пластовых флюидов.
Технический результат настоящего изобретения заключается в осуществлении гидравлической циркуляции промывочной жидкости до вскрытия продуктивного пласта и после его вскрытия при использовании обратного клапана и противовыбросового оборудования за счет установки герметизирующего устройства и разделения скважины на верхнюю и нижнюю полости при обеспечении для каждой гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт», за счет установки и пропуска скважинного оборудования (бурильной колонны) через герметизирующее устройство при восстановлении гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт», углублении продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования и при прерывании гидравлической связи «продуктивный пласт - верхняя полость» после извлечения скважинного оборудования (бурильной колонны) из нижней полости с закрытием герметизирующего устройства.
Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что способ заканчивания скважины, снабженной эксплуатационной колонной, скважинным оборудованием (бурильной колонной), противовыбросовым оборудованием, заключается в спуске эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта, установке скважинного оборудования (бурильной колонны), углублении скважины до проектной глубины с циркуляцией промывочной жидкости, предотвращении притока пластовых флюидов, подъеме скважинного оборудования (бурильной колонны) и креплении интервала залегания продуктивного пласта.
Спускают герметизирующее устройство на эксплуатационной колонне, которое разделяет скважину на верхнюю и нижнюю полости при наличии гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно и имеет возможность вращения.
Устанавливают поэтапно скважинное оборудование (бурильную колонну) до герметизирующего устройства и обратный клапан.
Производят замену промывочной жидкости на промывочную жидкость, создающую гидростатическое давление меньше пластового.
Пропускают скважинное оборудование (бурильную колонну) через герметизирующее устройство, которое имеет возможности разобщения при установке скважинного оборудования (бурильной колонны) и восстановления гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт» по кольцевому каналу.
Осуществляют углубление продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов скважинным оборудованием (бурильной колонной), размещенным в нижней полости герметизирующего устройства, с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования.
Извлекают скважинное оборудование (бурильную колонну) при окончании углубления из нижней полости с закрытием герметизирующего устройства при отделении нижней полости от верхней полости и прерыванием гидравлической связи «продуктивный пласт - верхняя полость».
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о технических решениях, идентичных настоящему изобретению, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «новизна».
За счет реализации отличительных признаков изобретения (в совокупности с признаками, указанными в ограничительной части формулы) достигаются важные новые свойства объекта.
Освобождение промывочной жидкости от функций создания репрессии на продуктивный пласт установкой в кровле продуктивного пласта герметизирующего устройства, предотвращающего несанкционированный приток пластовых флюидов, сокращает расход промывочной жидкости и повышает продуктивность скважины.
Разделение скважины герметизирующим устройством на верхнюю и нижнюю полости обеспечивает создание гидравлических связей «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно, нарушая прямую гидравлическую связь «продуктивный пласт - устье скважины», предотвращая несанкционированный приток пластовых флюидов.
Выполнение герметизирующего устройства с возможностью разобщения при установке скважинного оборудования и восстановления гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт» ограничивает время действия прямой гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины», сокращая время действия притока пластовых флюидов.
Углубление продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов скважинным оборудованием (бурильной колонной) с регулированием дифференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования позволяет предотвратить приток пластовых флюидов и увеличить эффективность заканчивания скважины.
Заявителю не известны какие-либо публикации, которые содержали бы сведения о влиянии отличительных признаков изобретения на достигаемый технический результат. В связи с этим, по мнению заявителя, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
Сущность изобретения поясняется чертежами, где изображены:
на фиг.1 - скважина, схематично;
на фиг.2 - кровля скважины, схематично;
на фиг.3 - скважина в рабочем положении, схематично;
на фиг.4 - герметизирующее устройство, разрез.
На фиг.1-4 представлено:
скважина - 1.
Устье - 2.
Противовыбросовое оборудование - 3.
Промывочная жидкость - 4.
Продуктивный пласт - 5.
Эксплуатационная колонна - 6.
Герметизирующее устройство - 7.
Верхняя полость (скважины 1) - 8.
Нижняя полость (скважины 1) - 9.
Скважинное оборудование (бурильная колонна) с обратным клапаном - 10.
Корпус (устройства 7) - 11,
резьба (на корпусе 11) - 12.
Подшипник - 13.
Уплотнитель в виде цанги - 14.
Промывочная жидкость - 15.
Скважина 1 с устьем 2 оборудована для проведения работ по первичному вскрытию продуктивного пласта 5. Скважина 1 заполнена промывочной жидкостью 4.
На устье 2 установлено противовыбросовое оборудование 3 в виде универсального и плашечных превенторов (фиг.1) для предотвращения выбросов пластовых флюидов и манифольд со штуцером (фиг.1) для регулирования интенсивности истечения промывочной жидкости из скважины 1 при проведении технологической операции по углублению продуктивного пласта 5.
На устье 2 установлен вращающийся превентор (фиг.3) для герметизации скважинного оборудования (бурильной колоны) 10 и стенки скважины 1 у устья 2 при проведении технологической операции по углублению продуктивного пласта 5.
Скважинное оборудование (бурильная колонна) 10 содержит обратный клапан (не показан). Расстояние (от устья 2) установки обратного клапана должно быть не менее величины углубления скважины 1 ниже герметизирующего устройства 7.
В кровле продуктивного пласта 5 установлена эксплуатационная колонна 6 с герметизирующим устройством 7.
Герметизирующее устройство 7 разделяет скважину 1 на верхнюю 8 и нижнюю 9 полости (фиг.2).
Герметизирующее устройство 7 выполнено, например, в виде цанги, имеющей возможность разобщения при установке скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
Герметизирующее устройство 7 содержит корпус 11, подшипник 13 и уплотнитель 14. Корпус 11 выполнен с резьбой 12 для соединения со скважинным оборудованием (бурильной колонной) 10. Уплотнитель в виде цанги 14 размещен в корпусе 11, закрепленном в подшипнике 13 (фиг.4).
Герметизирующее устройство 7 имеет возможности вращения, обеспечения положений «закрыто» или «открыто», пропуска скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 и перекрытия поперечного сечения эксплуатационной колонны 6.
Рассматриваемое герметизирующее устройство 7 не может ограничить заявленное изобретение и является примером подтверждения осуществления предложенного способа.
Герметизирующее устройство может быть выполнено в виде любого известного устройства, отвечающего требованиям надежной герметизации, с возможностью разобщения при взаимодействии со скважинным оборудованием (бурильной колонной) для его пропуска и установки в рабочем положении.
Способ осуществляют следующим образом.
Скважина 1 заполнена промывочной жидкостью 4.
В кровлю продуктивного пласта 5 на эксплуатационной колонне 6 спускают герметизирующее устройство 7.
Спуск герметизирующего устройства 7 осуществляют в открытом положении, а после вытеснения цементного раствора и смещения разделительной пробки вниз герметизирующее устройство 7 принимает положение «закрыто».
Разделяют скважину 1 герметизирующим устройством 7 на верхнюю 8 и нижнюю 9 полость.
Верхняя полость 8 обеспечивает создание гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость».
Нижняя полость 9 обеспечивает создание гидравлической связи «нижняя полость - продуктивный пласт».
Прямая гидравлическая связь «продуктивный пласт - устье скважины» при этом нарушена.
Устанавливают оснащенное обратным клапаном скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 до герметизирующего устройства 7.
Установку скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 проводят после цементирования обсадной колонны и выполнения подготовительных работ.
Ведущую трубу пропускают через вращающийся превентор (Фиг.3) и спускают скважинное оборудование (бурильную колонну) 10.
Устанавливают поэтапно скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 до герметизирующего устройства 7 и обратный клапан.
Производят замену промывочной жидкости 4 на промывочную жидкость 15, создающую гидростатическое давление меньше пластового.
Заменяют промывочную жидкость 4 на промывочную жидкость 15, гидростатическое давление которой в сумме с потерями напора в кольцевом пространстве, будет отвечать требованию:
Рг+Рп<Рпл,
где Рг - гидростатическое давление;
Рп - потери напора в кольцевом пространстве;
Рпл - пластовое давление.
Условие, обеспечивающее создание промывочной жидкостью 15 гидростатического давления меньше пластового, позволяет проводить дальнейшие технологические операции без репрессии.
В качестве промывочной жидкости 15 наиболее предпочтительным является использование нефти или нефтепродуктов, при этом не происходит смачивания коллекторов водными фильтратами и, соответственно, не снижается фазовая проницаемость.
Пропускают скважинное оборудование (бурильную колонну) 10 через герметизирующее устройство 7.
При пропуске скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 через герметизирующее устройство 7 оно открывается, и при нагнетании промывочной жидкости 15 по кольцевому каналу восстанавливается гидравлическая связь «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость -продуктивный пласт».
Производят углубление скважины 1 до появления признаков притока с циркуляцией промывочной жидкости 15.
Перед началом вскрытия продуктивного пласта 5 включается в работу вращающийся превентор (Фиг.3), и промывочная жидкость 15, поднявшись к устью 2, направляется в манифольд и через регулируемый штуцер (Фиг.1) в циркуляционную систему.
Углубление проводят скважинным оборудованием (бурильной колонной) 10, размещенной в нижней полости 9 герметизирующего устройства 7. Предотвращение истечения по внутреннему каналу труб осуществляет обратный клапан.
Свидетельством начала вскрытия продуктивного пласта 5 является возрастающая интенсивность поступления потока к устью 2. Интенсивность выходящего из скважины потока регулируется с помощью превенторов противовыбросового оборудования 3.
Углубление скважины 1 проводят с регулированием интенсивности истечения промывочной жидкости.
Интенсивность истечения промывочной жидкости регулируется штуцером манифольда (Фиг.1) противовыбросового оборудования 3.
Заканчивают углубление скважины 1 и прекращают циркуляцию промывочной жидкости 15.
После вскрытия продуктивного пласта 5 прокачку промывочной жидкости 15 прекращают, при этом автоматически закрывается обратный клапан и прерывается гидравлическая связь по внутреннему каналу труб.
Производят подъем скважинного оборудования 10, прерывая гидравлическую связь «продуктивный пласт - верхняя полость».
После извлечения скважинного оборудования (бурильной колонны) 10 из нижней полости 9 скважины 1 герметизирующее устройство 7 закрывается и гидравлическая связь «продуктивный пласт - верхняя полость» прекращается, при этом нижняя полость 9 герметизируется от верхней, находясь постоянно под пластовым давлением (Рпл), при этом приток пластовых флюидов из нижней полости в верхнюю становится невозможным.
Дальнейшие действия определяются соотношением:
Рпл-Рг<Рру,
где Рпл - пластовое давление;
Рг - гидростатическое давление;
Рру - рабочее давление герметизирующего устройства.
При соблюдении требований этого соотношения возможен дальнейший подъем скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
Если разница между пластовым (Рпл) и гидростатическим (Рг) давлением промывочной жидкости 15 в верхней полости 8 больше рабочего давления (Рру) герметизирующего устройства 7, то проводят замену промывочной жидкости 15 на другую жидкость, плотность которой позволит соблюдать требование описанного соотношения, после чего осуществляют дальнейший подъем скважинного оборудования (бурильной колонны) 10.
Производят крепление интервала продуктивного пласта 5.
Для крепления интервала залегания продуктивного пласта 5 спускают хвостовик (не показан) аналогично спуску скважинного оборудования (бурильной колонны) 10, при этом хвостовиком можно перекрывать только нижнюю полость 9, а герметизирующее устройство 7 в этом случае будет выполнять функцию клапан-отсекателя.
Предложенным способом могут быть вскрыты любые пластовые флюиды, в том числе нефть, газ, вода или их комбинации.
Предложенный способ может быть осуществлен в скважинах с любым углом наклона.
В предложенном способе использовано оборудование, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности, это обусловливает, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».
Заявляемый способ позволяет:
- увеличить эффективность и качество проведения технологических операций при заканчивании скважины;
- предотвратить несанкционированный приток пластовых флюидов без создания при этом репрессии промывочной жидкостью на продуктивный пласт;
- повысить продуктивность скважины;
- сократить время действия прямой гидравлической связи «продуктивный пласт - устье скважины».

Claims (1)

  1. Способ заканчивания скважины, снабженной эксплуатационной колонной, скважинным оборудованием (бурильной колонной), противовыбросовым оборудованием, заключающийся в спуске эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта, установке скважинного оборудования (бурильной колонны), углублении скважины до проектной глубины с циркуляцией промывочной жидкости, предотвращении притока пластовых флюидов, подъеме скважинного оборудования (бурильной колонны) и креплении интервала залегания продуктивного пласта, отличающийся тем, что спускают герметизирующее устройство на эксплуатационной колонне, которое разделяет скважину на верхнюю и нижнюю полости при наличии гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость» и «нижняя полость - продуктивный пласт» соответственно и имеет возможность вращения, устанавливают поэтапно скважинное оборудование (бурильную колонну) до герметизирующего устройства и обратный клапан, производят замену промывочной жидкости на промывочную жидкость, создающую гидростатическое давление меньше пластового, пропускают скважинное оборудование (бурильную колонну) через герметизирующее устройство, которое имеет возможность разобщения при установке скважинного оборудования (бурильной колонны) и восстановления гидравлической связи «устье скважины - верхняя полость - нижняя полость - продуктивный пласт» по кольцевому каналу, осуществляют углубление продуктивного пласта до появления притока пластовых флюидов скважинным оборудованием (бурильной колонной), размещенным в нижней полости скважины, с регулированием дефференциального давления в гидравлической системе «устье скважины - продуктивный пласт» посредством обратного клапана и противовыбросового оборудования, извлекают скважинное оборудование (бурильную колонну) при окончании углубления из нижней полости с закрытием герметизирующего устройства при отделении нижней полости от верхней полости и прерыванием гидравлической связи «продуктивный пласт - верхняя полость».
RU2009126531/03A 2009-07-10 2009-07-10 Способ заканчивания скважины RU2398099C1 (ru)

Priority Applications (14)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009126531/03A RU2398099C1 (ru) 2009-07-10 2009-07-10 Способ заканчивания скважины
BR112012000579A BR112012000579A2 (pt) 2009-07-10 2010-06-07 método para conclusão do poço
CN201080030927.XA CN102472088B (zh) 2009-07-10 2010-06-07 油井完井方法
PCT/RU2010/000293 WO2011005143A1 (ru) 2009-07-10 2010-06-07 Способ заканчивания скважины
UAA201201387A UA103542C2 (ru) 2009-07-10 2010-06-07 Способ завершения скважины
PE2012000015A PE20121204A1 (es) 2009-07-10 2010-06-07 Metodo de terminacion de pozo
EP10797364A EP2453105A1 (en) 2009-07-10 2010-06-07 Well completion method
KR1020127003644A KR101421482B1 (ko) 2009-07-10 2010-06-07 시추정 형성방법
CA2767195A CA2767195A1 (en) 2009-07-10 2010-06-07 Well completion method
US13/382,993 US20120103626A1 (en) 2009-07-10 2010-06-07 A well completion method
MX2012000003A MX2012000003A (es) 2009-07-10 2010-06-07 Metodo de completamiento de pozos.
EA201200109A EA020827B1 (ru) 2009-07-10 2010-06-07 Способ заканчивания скважины
CL2012000068A CL2012000068A1 (es) 2009-07-10 2012-01-10 Metodo de terminacion de un pozo equipado con la columna de produccion, que comprende bajar la columna de produccion a la parte superior de la formacion productora, profundizacion del pozo a la profundidad presupuestada con circulacion del liquido de limpieza, utilizando un dispositivo de sellado, y una valvula de retencion.
IN915DEN2012 IN2012DN00915A (ru) 2009-07-10 2012-02-01

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009126531/03A RU2398099C1 (ru) 2009-07-10 2009-07-10 Способ заканчивания скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2398099C1 true RU2398099C1 (ru) 2010-08-27

Family

ID=42798796

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009126531/03A RU2398099C1 (ru) 2009-07-10 2009-07-10 Способ заканчивания скважины

Country Status (14)

Country Link
US (1) US20120103626A1 (ru)
EP (1) EP2453105A1 (ru)
KR (1) KR101421482B1 (ru)
CN (1) CN102472088B (ru)
BR (1) BR112012000579A2 (ru)
CA (1) CA2767195A1 (ru)
CL (1) CL2012000068A1 (ru)
EA (1) EA020827B1 (ru)
IN (1) IN2012DN00915A (ru)
MX (1) MX2012000003A (ru)
PE (1) PE20121204A1 (ru)
RU (1) RU2398099C1 (ru)
UA (1) UA103542C2 (ru)
WO (1) WO2011005143A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20190040715A1 (en) * 2017-08-04 2019-02-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Multi-stage Treatment System with Work String Mounted Operated Valves Electrically Supplied from a Wellhead
CN107829704B (zh) * 2017-12-27 2024-05-17 成都百胜野牛科技有限公司 一种油气井结构及油气井生产方法
CN113090219B (zh) * 2021-06-09 2021-08-17 西南石油大学 一种井下防喷器

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2724442A (en) * 1952-08-20 1955-11-22 Leslie A Layne Full opening valve with elastic, self sealing closure means
SU1816030A1 (ru) * 1988-01-19 1996-07-20 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки Способ заканчивания скважин и устройство для его осуществления
SU1661356A1 (ru) * 1988-04-04 1991-07-07 Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Способ бурени скважины в осложненных услови х
RU2140521C1 (ru) 1997-03-19 1999-10-27 Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Способ заканчивания скважин
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
MY132567A (en) * 2000-02-15 2007-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US7451809B2 (en) * 2002-10-11 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve
US7255173B2 (en) * 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
RU2283418C2 (ru) 2003-04-11 2006-09-10 Александр Афанасьевич Редькин Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ
RU2250354C2 (ru) 2003-05-05 2005-04-20 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" Стационарный проходной клапан-отсекатель
RU2311526C2 (ru) 2005-09-08 2007-11-27 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" Клапан-отсекатель
US7836973B2 (en) * 2005-10-20 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
БУЛАТОВ А.И. Теория и практика заканчивания скважин. - М.: Недра, 1998, т.4. *

Also Published As

Publication number Publication date
EA201200109A1 (ru) 2012-05-30
CA2767195A1 (en) 2011-01-13
UA103542C2 (ru) 2013-10-25
MX2012000003A (es) 2012-07-30
BR112012000579A2 (pt) 2019-09-24
CL2012000068A1 (es) 2013-02-08
CN102472088A (zh) 2012-05-23
KR20120051684A (ko) 2012-05-22
EA020827B1 (ru) 2015-02-27
WO2011005143A1 (ru) 2011-01-13
IN2012DN00915A (ru) 2015-04-03
PE20121204A1 (es) 2012-09-28
KR101421482B1 (ko) 2014-07-22
US20120103626A1 (en) 2012-05-03
EP2453105A1 (en) 2012-05-16
CN102472088B (zh) 2014-07-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7243743B2 (en) Drilling assembly and method for drilling a barehole into geological formations
CN109736737B (zh) 一种储层气体钻井不压井起下钻的方法
CN104141470A (zh) 煤矿井下水力压裂钻孔套管段的成孔封固方法
CN105781586B (zh) 一种突水钻孔孔壁滤流卸压孔内套管固管封堵方法
CN106801588B (zh) 承压水地层钻孔施工半封闭泥浆保压循环工艺
RU2398099C1 (ru) Способ заканчивания скважины
US1834946A (en) Method and apparatus for operating wells
CN112065296B (zh) 结合精细控压技术的完井作业方法
US2169569A (en) Plugging off bottom hole water under pressure
RU2379472C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины
CN105298443A (zh) 油管浮阀及欠平衡完井下油管防喷、气举和压裂联作方法
RU2741882C1 (ru) Способ многоступенчатого манжетного цементирования скважин
RU2524800C1 (ru) Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами
RU2386776C1 (ru) Способ вскрытия водоносных горизонтов в неустойчивых породах восстающей дренажной скважиной и устройство для его осуществления
RU2661935C1 (ru) Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
RU2401377C2 (ru) Способ сооружения восстающей скважины для вскрытия одного или более напорных рыхлых водоносных горизонтов и устройство для его осуществления
RU2793351C1 (ru) Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи
RU2730158C1 (ru) Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины
CN217206388U (zh) 孔或井口防喷密封装置
RU2787163C1 (ru) Способ бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом
RU137571U1 (ru) Конструкция хвостовика, спускаемого в скважину, пробуренную на депрессии
RU2726668C1 (ru) Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине
RU133557U1 (ru) Буровая установка для сооружения скважин на воду в рыхлых водоносных горизонтах с напорами
RU2775628C1 (ru) Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта
RU2382866C2 (ru) Способ и устройство для сооружения горизонтальной дренажной скважины в обводненных песках

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130711