RU2452849C1 - Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе - Google Patents
Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2452849C1 RU2452849C1 RU2010151764/03A RU2010151764A RU2452849C1 RU 2452849 C1 RU2452849 C1 RU 2452849C1 RU 2010151764/03 A RU2010151764/03 A RU 2010151764/03A RU 2010151764 A RU2010151764 A RU 2010151764A RU 2452849 C1 RU2452849 C1 RU 2452849C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- buffer
- well
- washing
- displacement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. Технический результат заключается в увеличении объема плотного контакта цементного камня с вмещающими поверхностями: обсадная колонна - цементный камень, цементный камень - горная порода. Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, характеризуется тем, что производят спуск в скважину колонны обсадных труб и промывку их инвертно-эмульсионным буровым раствором, осуществляют последовательную закачку в скважину четырех буферных жидкостей: разделительно-вытесняющей, растворяющей, отмывающей и вытесняющей, и последующую продавку их в заколонное пространство тампонажным цементным раствором и продавочной жидкостью с полным вытеснением их из скважины и установкой тампонажного цементного раствора в заколонном пространстве в необходимом интервале, при этом в качестве разделительно-вытесняющей буферной жидкости используют смесь инвертно-эмульсионного бурового раствора с пластовой водой и с органическим растворителем в объемном соотношении (4-6):(2,5-5,5.):(0,5-1,5) соответственно, в качестве растворяющей буферной жидкости - смесь органического растворителя, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия в объемном соотношении (9,0-9,6):(0,2-0,5):(0,2-0,5) соответственно, в качестве отмывающей буферной жидкости - водный раствор моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, 0,5-4%-ной массовой концентрации, в качестве вытесняющей буферной жидкости - облегченный цементный раствор плотностью 1,35-1,45 г/см3, причем реологические характеристики: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, растворяющей буферной жидкости превышают реологические характеристики предыдущей - разделительно-вытесняющей и последующей - отмывающей буферных жидкостей, а плотность и реологические характеристики вытесняющей буферной жидкости превышают эти показатели предыдущей - отмывающей буферной жидкости. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 табл.
Description
Изобретение относится к строительству скважин, в частности к способам подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе.
В связи с увеличением объема бурения скважин со сложными геолого-технологическими условиями увеличивается количество скважин, проводка которых осуществляется с применением инвертно-эмульсионного бурового раствора. Бурение скважин на данном буровом растворе обеспечивает качественную проводку ствола скважины. Это связано с его уникальными свойствами, высокой эффективностью и известными преимуществами перед буровыми растворами на водной основе. Буровой раствор предохраняет ствол скважины от возможных осложнений в процессе бурения связанных с обвалами и осыпями пород, сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта, позволяет сохранить номинальный диаметр ствола скважины.
Проблема заключается в том, что указанный инвертно-эмульсионный буровой раствор (далее ИЭР) не совместим с жидкостями, приготовленными на водной основе. В составе ИЭР дисперсионная среда представлена гидрофобной жидкостью. Поэтому подготовка к цементированию скважин, пробуренных на ИЭР, принципиально отличается от традиционно используемой. Вытеснение и отмыв стенок скважины от данного бурового раствора должен производиться поэтапно во избежание образования пробок и непрокачиваемых жидкостей. Наличие на стенках скважины и эксплуатационной колонны маслянистых остатков инвертно-эмульсионного бурового раствора препятствует формированию плотного контакта цементного камня с породой и колонной. Для получения плотного контакта цементного камня с вмещающими поверхностями и получения герметичного цементного кольца в межколонном пространстве скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, должен быть комплексный подход к бурению, подготовке к цементированию и цементированию. Подготовка к цементированию скважин, пробуренных на ИЭР, должна обеспечивать комплексное химическое и механическое воздействия на остатки бурового раствора для обеспечения его полного удаления со стенок скважины и колонны обсадных труб, без чего невозможно получить плотный контакт цементного камня с вмещающими поверхностями, что необходимо для формирования герметичного цементного кольца в заколонном пространстве.
Известен способ подготовки скважины к спуску и цементированию обсадной колонны, основной задачей которого является получение герметичного цементного кольца в межколонном пространстве (Патент РФ №2144609). Способ включает проработку, промывку и очистку стенок скважины скребковыми устройствами. После проработки ствола скважины проводят обработку глинистого раствора, снижая его статическое напряжение сдвига. Спускают бурильный инструмент, оснащенный скребковыми устройствами. Очищают предыдущую обсадную колонну от пристенного структурированного глинистого бурового раствора. Дополнительно обрабатывают глинистый раствор до свойств, достигнутых при первой обработке. Затем производят спуск обсадной колонны и ее цементирование.
Недостатком данного известного способа является то, что его применение может обеспечить удаление остатков только глинистого бурового раствора из скважины, но удалить остатки инвертно-эмульсионного бурового раствора из скважин, используя данный метод, невозможно. Применение указанного механического метода воздействия не решает проблему подготовки скважины, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе, к цементированию, так как эта операция не обеспечивает химического воздействия на остатки раствора, которое бы обеспечило перевод поверхностей из гидрофобного состояния в гидрофильное, что является обязательным для формирования плотного контакта цементного камня и с контактирующими поверхностями (породой, колонной).
Также известен способ подготовки скважин к цементированию, основным назначением которого является повышение качества подготовки к цементированию скважин, пробуренных любым типом раствора на водной основе (патент РФ №2137906). Известный способ заключается в установлении на забое скважины метасиликатной ванны, в осуществлении последовательной закачки следующих составов: вязкоупругого разделителя, состава разрыхлителя, гидроизолирующе-закрепляющего состава и кольматирующего состава. В результате повышается степень замещения бурового раствора вязкоупругим разделителем, происходит снижение проницаемости фильтрационной корки и повышение ее устойчивости к воздействию цементного раствора.
Недостатком данного способа является то, что этот способ может быть использован с любым буровым раствором, но лишь на водной основе, и применение данного способа с буровыми растворами на неводной основе, в частности, с инвертно-эмульсионным буровым раствором, невозможно. Так как используемые в данном способе буферные жидкости и ванна готовятся на водной основе, то при их контакте с инвертно-эмульсионным буровым раствором в зоне смешения может образоваться непрокачиваемая пробка, т.к. попадание в инвертно-эмульсионный буровой раствор водной фазы приводит к резкому загущению этого раствора.
Известен способ подготовки скважин к цементированию (патент РФ №2102581), целью которого является повышение качества подготовки скважины к цементированию за счет улучшения очистки ее при температурах от 50 до 300°С. Изобретение заключается в том, что в качестве высоковязкого разделителя закачивают нейтрализованный шлам гальванического производства с регулятором плотности. В качестве разрыхлителя глинистой корки закачивают водный раствор отхода марганца (II) азотнокислого (ОМА). В качестве абразивно-моющей жидкости закачивают водный раствор ОМА с добавками саморассыпающегося шлака производства феррохрома с гематитом.
Недостатками известного способа является применение буферных жидкостей на водной основе.
Известен способ повышения напряженности контакта заколонного цементного камня с окружающей средой в скважине (патент РФ №2366800), согласно которому производят спуск обсадной колонны, оснащенной центраторами, динамическое воздействие на каверны восходящим потоком буферной жидкости, а также цементным раствором. Динамическое воздействие осуществляется посредством центраторов, каждый из которых содержит корпус с выполненными за одно целое с корпусом и винтообразно направленными ребрами. В качестве буферной жидкости выбрана жидкость, содержащая в своем составе реагенты, обладающими свойствами структурированного бурового раствора и адгезионной пленки в кавернах. Качество крепления повышается за счет наиболее эффективной технологии удаления из каверн структурированного бурового раствора и загустевшей на стенках каверн адгезионной пленки.
Недостатками известного способа также является применение буферных жидкостей на водной основе. Создание центробежных сил восходящему потоку не может решить проблему подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, без последовательного химического воздействия на буровой раствор с целью перевода раствора из гидрофобного состояние в гидрофильное.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в увеличении объема плотного контакта цементного камня с вмещающими поверхностями: обсадная колонна - цементный камень, цементный камень - горная порода, в скважинах, пробуренных инвертно-эмульсионным буровым раствором, за счет применения системы буферных пачек, в результате применения которых контактирующие поверхности стенок скважины и колонны обсадных труб переходят из гидрофобного состояния в гидрофильное, что обеспечивает единое состояние контактирующих поверхностей: цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, согласно которому производят спуск в скважину колонны обсадных труб и промывку их инвертно-эмульсионным буровым раствором, осуществляют последовательную закачку в скважину четырех буферных жидкостей: разделительно-вытесняющей, растворяющей, отмывающей и вытесняющей, и последующую продавку их в заколонное пространство тампонажным цементным раствором и продавочной жидкостью с полным вытеснением их из скважины и установкой тампонажного цементного раствора в заколонном пространстве в необходимом интервале, при этом в качестве разделительно-вытесняющей буферной жидкости используют смесь инвертно-эмульсионного бурового раствора с пластовой водой и с органическим растворителем в объемном соотношении (4-6):(2,5-5,5.): (0,5-1,5) соответственно, в качестве растворяющей буферной жидкости - смесь органического растворителя, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия в объемном соотношении (9,0-9,6):(0,2-0,5):(0,2-0,5) соответственно, в качестве отмывающей буферной жидкости - водный раствор моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, 0,5-4%-ной массовой концентрации, в качестве вытесняющей буферной жидкости - облегченный цементный раствор плотностью 1,35-1,45 г/см3, причем реологические характеристики: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, растворяющей буферной жидкости превышают реологические характеристики предыдущей - разделительно-вытесняющей, и последующей - отмывающей, буферных жидкостей, а плотность и реологические характеристики вытесняющей буферной жидкости превышают эти показатели предыдущей - отмывающей, буферной жидкости.
В качестве органического растворителя используют бензин газовый стабильный БГС, или растворители органические углеводородные ФЛЭК, или МИА-ПРОМ, или РТ1-1У, или РАСПО.
В качестве моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, используют моющие средства ДЕТЕРГЕНТ, или НИКА-4, или ИНМА, или БОК-3.
В качестве пластовой воды используют воду с минерализацией от 1,02 г/см3 до 1,21 г/см3.
Таким образом предлагаемый технический результат достигается заявляемым способом подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, согласно которому перед цементированием в скважину закачивается система буферных пачек в определенной последовательности. В результате целевого химического воздействия каждой из буферных пачек обеспечивается вытеснение, замещение, растворение и отмыв вмещающих поверхностей от остатков инвертно-эмульсионного бурового раствора.
Разделительно-вытесняющая буферная жидкость обеспечивает разделение основного объема инвертно-эмульсионного бурового раствора от водных буферных жидкостей и растворителя, а также вытеснение из скважины ИЭР с сохранением свойств указанного бурового раствора для его последующего использования. Это обусловлено тем, что она имеет родство с указанным ИЭР, а органический растворитель выполняет функцию разбавителя и способствует совместно с пластовой водой переводу бурового раствора из обратной эмульсии в прямую.
Растворяющая буферная жидкость, состоящая из смеси органического растворителя, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия в объемном соотношении (9,0-9,6):(0,2-0,5):(0,2-0,5) соответственно, обеспечивает растворение остатков указанного бурового раствора на стенках скважины и обсадной колонне. При этом растворение происходит за счет наличия в составе углеводородного растворителя. Вязкость растворяющей буферной жидкости должна быть выше предыдущей -разделительно-вытесняющей, и последующей - отмывающей, буферных жидкостей для исключения всплытия каждой предыдущей в последующей и для уменьшения объема смешения контактирующих буферных жидкостей - разделительно-вытесняющей, данной - растворяющей и отмывающей буферных жидкостей.
Отмывающая буферная жидкость, представляющая собой водный раствор 0,5-4%-ной концентрации моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, обеспечивает удаление растворенных остатков инвертно-эмульсионного раствора со стенок скважины и обсадной колонны уже средствами на водной основе, способными растворять маслянистые остатки бурового раствора.
Вытеснение остатков бурового раствора, ранее закаченных буферных жидкостей, продуктов растворения и отмыва, производится вытесняющей буферной жидкостью - облегченным цементным раствором плотностью 1,35-1,45 г/см3, имеющим плотность и реологические характеристики (η=30 мПа·с.; τ0=50 дПа), превосходящие по своим значениям предыдущую буферную жидкость для обеспечения полного вытеснения буферных жидкостей и остатков инвертно-эмульсионного бурового раствора из скважины.
Кроме того, закачка указанной буферной облегченной цементной пачки перед тампонажным цементным раствором предназначена для формирования на стенках скважины цементной корки, обеспечивающей абсолютное сродство контактирующих материалов (фильтрационная корка - цементный камень), обеспечивая качественное сцепление цементного камня со стенками скважины (цементного камня с породой и колонной).
Благодаря такой совокупности операций, их последовательности и определенной рецептуре используемых буферных жидкостей обеспечивается плотный контакт цементного камня с вмещающими поверхностями, что в последующем улучшает качество цементирования скважины.
Буферные жидкости, используемые при реализации предлагаемого способа в промысловых условиях, приготовляют в емкостях цементировочных агрегатов следующим образом:
для приготовления разделительно-вытесняющей буферной жидкости в емкость цементировочного агрегата набирается расчетное количество инвертно-эмульсионного бурового раствора (его рецептура, например, приведена в патентах РФ №№2336291, 2386657), который использовался при бурении скважины, затем вводится пластовая вода (например, минерализации от 1,02 до 1,21 г/см3) и в последнюю очередь (перед откачкой в скважину) добавляется органический растворитель, например, БГС, или МИА-ПРОМ, или ФЛЭК, или РТ1-1У, или РАСПО.
Для приготовления растворяющей буферной жидкости в емкость цементировочного агрегата набирается расчетное количество органического растворителя, затем добавляется таловое масло, в последнюю очередь 40%-ный водный раствор NaOH, за счет которого, помимо обеспечения растворяющей способности, жидкости придается нужная консистенция. По своим реологическим характеристикам растворяющая буферная жидкость становится более вязкой, чем предыдущая и последующая буферные жидкости, что способствует сохранению ее от излишнего смешения с контактирующими буферными жидкостями. Необходимость этого обусловлена низким удельным весом растворяющего буфера, что может вызвать его интенсивное смешивание с предыдущей - разделительно-вытесняющей и последующей - отмывающей буферными жидкостями.
Для приготовления отмывающей буферной жидкости в емкость цементировочного агрегата набирается расчетное количество технической воды, в которой растворяется расчетное количество специального моющего средства, которым может быть, например, ДЕТЕРГЕНТ, или НИКА-4, или ИНМА, или БОК-3.
Приготовление и закачка в скважину вытесняющей буферной жидкости - облегченного цементного раствора плотностью 1,35-1,45 г/см3, осуществляется непосредственно перед процессом цементирования.
Порядок закачки буферных жидкостей в скважину. Первая, вторая и третья буферные жидкости закачиваются последовательно в процессе выполнения подготовительных работ к цементированию. Четвертая буферная жидкость затворяется и закачивается в скважину непосредственно перед процессом цементирования, т.е. - перед тампонажным цементным раствором.
После закачки четвертой - вытесняющей, буферной жидкости (облегченного цементного раствора) в скважину закачивается расчетный объем тампонажного цементного раствора для цементирования затрубного пространства. После него производится закачка продавочной жидкости в расчетном объеме. При этом все закаченные в скважину буферные жидкости должны быть вытеснены из затрубного пространства скважины в процессе продавки и установки в нужный интервал расчетного объема тампонажного цементного раствора.
Пример. После спуска в скважину колонны обсадных труб и промывки ее инвертно-эмульсионным буровым раствором в скважину последовательно закачивают приготовленные ранее вышеуказанные буферные жидкости, каждая из которых выполняет свое назначение. Сначала закачивают разделительно-вытесняющую буферную жидкость, приготовленную на основе инвертно-эмульсионного бурового раствора (например, рецептура ИЭР из патента РФ №2336291), пластовой воды и органического растворителя - бензина газового стабильного, приготовленную в объемном соотношении (5:4:1) соответственно в объеме 6 м3 в емкости цементировочного агрегата. Далее закачивается растворяющая буферная жидкость в объеме 2,5 м3, состоящая из органического растворителя бензина газового стабильного, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия. На 1 м3 органического растворителя добавляется 50 л талового масла и 50 л 40%-ной NaOH. При этом реологические характеристики: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, растворяющей буферной жидкости (220 мПа·с и 180 дПа соответственно) превышают реологические характеристики предыдущей - разделительно-вытесняющей (29 мПа·с и 67 дПа соответственно) и последующей - отмывающей, являющейся ньютоновской жидкостью. Так как органические растворители, входящие в состав растворяющей буферной жидкости, имеют плотность менее 1,0 г/см3, поэтому для предотвращения интенсивного смешивания отмывающей буферной жидкости в период нахождения ее в скважине, растворяющая буферная жидкость загущается (т.е. изменяются реологические характеристики жидкости) с помощью талового масла и щелочи. Фактически получается обратная эмульсия.
После растворяющей буферной жидкости в скважину закачивается отмывающая буферная жидкость на водной основе, обладающая, кроме того, деэмульгирующими свойствами. Эта жидкость готовится в емкости цементировочного агрегата в объеме 5 м3 с концентрацией моющего средства от 0,5 до 4%. Состав может готовиться на технической, пластовой или минерализованной воде. В качестве моющего средства используют, например, БОК-3, обладающего дополнительно деэмульгирующими свойствами.
Далее закачивается вытесняющая буферная жидкость в виде облегченного цементного раствора плотностью 1,35-1,45 г/см3, например, следующего компонентного состава, мас.%: цемент тампонажный 43,4 и вода техническая 56,6, которая вытесняет из затрубного пространства скважины остатки бурового раствора, буферных жидкостей, продукты растворения и отмыва, причем плотность (1,35-1,45 г/см3) и реологические характеристики (30 мПа·с и 50 дПа) вытесняющей буферной жидкости превышают эти показатели предыдущей - отмывающей, буферной жидкости, являющейся ньютоновской жидкостью. Вслед за этим раствором закачивается тампонажный цементный раствор (например, по патентам №2191251, 2203389).
Предлагаемый способ был испытан в промысловых условиях на двух скважинах Пермского Прикамья, пробуренных на ИЭР. Сравнение качества цементирования скважин по предлагаемой технологии подготовки к цементированию со скважинами, пробуренными на водных буровых растворах в 2009 г. и подвергающимися подготовке по известной технологии по патенту РФ №2137906, приведены в таблице 1. Качество цементирования оценивается по плотности контакта цементного камня с колонной и породой по данным АКЦ.
| Таблица 1 | ||
| Способ | Качество контакта цементного камня | |
| плотный с породой | плотный с колонной | |
| Предлагаемый | 83,8 | 87,9 |
| Известный по патенту РФ №2137906 | 70,1 | 84,1 |
Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что качество цементирования скважин с предлагаемой технологией подготовки скважин к цементированию (для скважин, пробуренных на ИЭР) с породой и колонной лучше, чем качество цементирования скважин с подготовкой по известной технологии.
Также в ходе лабораторных исследований определяли степень восстановления проницаемости керамических дисков, по которой судили об эффективности предлагаемых буферных жидкостей. Испытания проводили следующим образом. Через оксидный диск (с проницаемостью 0,4 дарси) в динамическом режиме со скоростью вращения n=45 8-465 об/мин фильтруется инвертно-эмульсионный буровой раствор. Затем в динамическом режиме с этой же скоростью фильтруется первая буферная жидкость в течение 10 минут, затем вторая буферная жидкость в течение 10 минут, после которого фильтруется третья буферная жидкость в течение 10 минут. После высушивания оксидного диска проверяется его проницаемость. Определяется коэффициент восстановления проницаемости оксидного диска:
где KВ.П. - коэффициент восстановления проницаемости, %;
K1 - первоначальная проницаемость оксидного диска, мД;
K2 - конечная проницаемость оксидного диска, мД.
При испытаниях использовали следующие компоненты буферных жидкостей:
- органические растворитель:
- бензин газовый стабильный по ТУ39-1340-89;
- ФЛЭК ТУ 2458-01624084384-2006;
- МИА-ПРОМ ТУ 245801127913102-2001;
- РТ-1У1 ТУ 2458-004-50639090-2004;
- водорастворимые моющие средства:
- Детергент ТУ 2458-038-40912231-2006;
- НИКА-4 ТУ 2499-014-12910434-2003;
- ИНМА ТУ 2316-018-50003914-2005;
- БОК-3 ТУ 2149-055-41805307-99;
- таловое масло ТУ 13-00281074-26-95;
- гидроокись натрия (NaOH) ГОСТ 2263-79;
- пластовая вода плотностью 1,02; 1,15 и 1,20 г/см3.
Для испытаний использовали буферные жидкости, компонентный состав которых приведен в таблице 2.
При испытаниях исследовали влияние порядка подачи буферных жидкостей на восстановление проницаемости керамических дисков. Данные, полученные в ходе лабораторных испытаний, приведены в таблице 3.
| Таблица 3 | ||
| № опыта | Последовательность обработки дисков буферными жидкостями | Восстановление проницаемости керамических дисков. Kв.п., % |
| 1 | I(1)+II(1)+III(2) | 97,2 |
| 2 | I(2)+II(2)+III(1) | 90,5 |
| 3 | I(3)+II(4)+III(3) | 95,3 |
| 4 | I(2)+II(3)+III(3) | 93,4 |
| 5 | I(4)+II(3)4-III(4) | 91,7 |
| 6 | II(1)+I(2)+III(1) | 50,3 |
| 7 | III(2)+II(1)+I(1) | 5,2 |
| Примечание: I - разделительно-вытесняющая буферная жидкость; II - растворяющая буферная жидкость; III - отмывающая буферная жидкость. В скобках приведены составы из таблицы 2. | ||
Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что только при заявленной последовательности закачки буферных жидкостей обеспечивается успешная реализация предлагаемого способа подготовки к цементированию скважин, пробуренных на ИЭР.
Таким образом, исследования показали, что предлагаемый способ обеспечивает качественную подготовку к цементированию скважин, пробуренных ИЭР, т.к. при этом достигается наибольший объем плотного контакта цементного камня с вмещающими поверхностями (породой, колонной обсадных труб).
Кроме того, углеводородный растворитель, удаляя остатки ИЭР со стенок ствола скважины, готовит ствол скважины к последующему ее освоению, предотвращая возможность образования в приствольной части продуктивной части ствола скважины эмульсий, которые трудно будет удалить в процессе освоения скважин.
Claims (4)
1. Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, характеризующийся тем, что производят спуск в скважину колонны обсадных труб и промывку их инвертно-эмульсионным буровым раствором, осуществляют последовательную закачку в скважину четырех буферных жидкостей: разделительно-вытесняющей, растворяющей, отмывающей и вытесняющей, и последующую продавку их в заколонное пространство тампонажным цементным раствором и продавочной жидкостью с полным вытеснением их из скважины и установкой тампонажного цементного раствора в заколонном пространстве в необходимом интервале, при этом в качестве разделительно-вытесняющей буферной жидкости используют смесь инвертно-эмульсионного бурового раствора с пластовой водой и с органическим растворителем в объемном соотношении (4-6):(2,5-5,5):(0,5-1,5) соответственно, в качестве растворяющей буферной жидкости - смесь органического растворителя, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия в объемном соотношении (9,0-9,6):(0,2-0,5):(0,2-0,5) соответственно, в качестве отмывающей буферной жидкости - водный раствор моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, 0,5-4%-ной массовой концентрации, в качестве вытесняющей буферной жидкости - облегченный цементный раствор плотностью 1,35-1,45 г/см3, причем реологические характеристики: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, растворяющей буферной жидкости превышают реологические характеристики предыдущей - разделительно-вытесняющей, и последующей - отмывающей буферных жидкостей, а плотность и реологические характеристики вытесняющей буферной жидкости превышают эти показатели предыдущей - отмывающей буферной жидкости.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве органического растворителя используют бензин газовый стабильный БГС, или растворители органические углеводородные ФЛЭК или МИА-ПРОМ, или РТ1-1У, или РАСПО.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, используют моющие средства ДЕТЕРГЕНТ, или НИКА-4, или ИНМА, или БОК-3.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве пластовой воды используют воду с минерализацией от 1,02 г/см3 до 1,21 г/см3.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151764/03A RU2452849C1 (ru) | 2010-12-16 | 2010-12-16 | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151764/03A RU2452849C1 (ru) | 2010-12-16 | 2010-12-16 | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2452849C1 true RU2452849C1 (ru) | 2012-06-10 |
Family
ID=46680039
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010151764/03A RU2452849C1 (ru) | 2010-12-16 | 2010-12-16 | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2452849C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2796015C2 (ru) * | 2018-07-02 | 2023-05-16 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Цементные композиции и способы |
| US11898088B2 (en) | 2019-06-28 | 2024-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
| US11898415B2 (en) | 2018-07-02 | 2024-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU630402A1 (ru) * | 1976-11-01 | 1978-10-30 | Киевский Ордена Ленина Государственный Университет Им.Т.Г.Шевченко | Способ подготовки скважины к цементированию |
| SU730955A1 (ru) * | 1978-04-20 | 1980-04-30 | Киевский Ордена Ленина Государственный Университет Им. Т.Г.Шевченко | Способ подготовки скважин к цементированию |
| RU2105811C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-02-27 | Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор" | Штамм бактерии deleya aquamarina - продуцент эндонуклеазы рестрикции, узнающей и расщепляющей последовательность нуклеотидов 5'-gtgcac-3' |
| RU2123511C1 (ru) * | 1997-05-13 | 1998-12-20 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Буровой раствор |
| RU2137906C1 (ru) * | 1999-01-18 | 1999-09-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Способ подготовки скважин к цементированию |
| CN201062496Y (zh) * | 2007-08-10 | 2008-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田洗井管汇车 |
| RU2336291C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе |
-
2010
- 2010-12-16 RU RU2010151764/03A patent/RU2452849C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU630402A1 (ru) * | 1976-11-01 | 1978-10-30 | Киевский Ордена Ленина Государственный Университет Им.Т.Г.Шевченко | Способ подготовки скважины к цементированию |
| SU730955A1 (ru) * | 1978-04-20 | 1980-04-30 | Киевский Ордена Ленина Государственный Университет Им. Т.Г.Шевченко | Способ подготовки скважин к цементированию |
| RU2105811C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-02-27 | Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор" | Штамм бактерии deleya aquamarina - продуцент эндонуклеазы рестрикции, узнающей и расщепляющей последовательность нуклеотидов 5'-gtgcac-3' |
| RU2123511C1 (ru) * | 1997-05-13 | 1998-12-20 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Буровой раствор |
| RU2137906C1 (ru) * | 1999-01-18 | 1999-09-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Способ подготовки скважин к цементированию |
| RU2336291C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе |
| CN201062496Y (zh) * | 2007-08-10 | 2008-05-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田洗井管汇车 |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2796015C2 (ru) * | 2018-07-02 | 2023-05-16 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Цементные композиции и способы |
| US11898415B2 (en) | 2018-07-02 | 2024-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
| US11898088B2 (en) | 2019-06-28 | 2024-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0727009B1 (en) | Well cleanout system and method | |
| RU2556557C2 (ru) | Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием | |
| US7318477B2 (en) | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing | |
| BRPI0811027B1 (pt) | método para remoção de pelo menos uma parte de lama à base de óleo ou de lama de base sintética (o/sbm) de uma cavidade de poço | |
| WO1999037884A1 (en) | Method of cleaning a well bore prior to cementing | |
| EA021338B1 (ru) | Моющие средства для очистки ствола скважины и способы их использования | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| EA012514B1 (ru) | Способ очистки ствола скважины и разжижающий флюид | |
| WO2016073257A1 (en) | Compositions and methods for servicing subterranean wells | |
| US6196320B1 (en) | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system | |
| CA2934792C (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| NO328286B1 (no) | Fremgangsmate for a bedre fjerning av adherende faststoffer fra overflaten av borehull og sandkontrollanordninger deri | |
| RU2452849C1 (ru) | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе | |
| CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
| Hao | Cleaning functional spacer for improving sealing integrity and zonal isolation of cement sheath in shale gas wells: laboratory study and field application | |
| CN104910881B (zh) | 一种超临界二氧化碳完井液 | |
| Irawan et al. | Maximizing well productivity by using filter cake breaker for synthetic-based mud drill-in fluid (SBMDIF) system | |
| CN1908111A (zh) | 抗高温水基泥浆冲洗液 | |
| RU2711436C2 (ru) | Композиции и способы для обработки нефтяных и газовых скважин | |
| RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
| CN107267131B (zh) | 一种油基钻井液固井用冲洗液及其资源再利用方法及应用 | |
| RU2483091C1 (ru) | Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения | |
| CA2938279A1 (en) | Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same | |
| US11492873B2 (en) | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid | |
| CN104974723B (zh) | 一种油田固井用加重隔离液及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190418 Effective date: 20190418 |