RU2728170C1 - Способ цементирования скважины - Google Patents
Способ цементирования скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728170C1 RU2728170C1 RU2020112811A RU2020112811A RU2728170C1 RU 2728170 C1 RU2728170 C1 RU 2728170C1 RU 2020112811 A RU2020112811 A RU 2020112811A RU 2020112811 A RU2020112811 A RU 2020112811A RU 2728170 C1 RU2728170 C1 RU 2728170C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- grouting
- cementing
- well
- cement slurry
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 52
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 47
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 17
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 abstract 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 28
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 101100108191 Vibrio parahaemolyticus serotype O3:K6 (strain RIMD 2210633) add gene Proteins 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150060298 add2 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000011534 wash buffer Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин. Способ цементирования скважины, включающий закачку в колонну со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство обсадной колонны буферной жидкости и тампонажного раствора различной плотности, который закачивают последовательно. Закачку ведут до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины. Предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого пластов и интервалы их расположения, исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения - напротив пластов утяжеленного тампонжного раствора после закачки всего тампонажного раствора, между которыми закачивают тампонажный раствор средней плотности или облегченный тампонажный раствор для получения средней плотности, не превосходящей допустимую среднюю плотность тампонажного раствора. Предлагаемый способ цементирования скважины позволяет расширить область применения за счет возможности надежной герметизации без разрушения коллекторов, в том числе и высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалов расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотностью тампонажного раствора для исключения разрушения этих пластов. 3 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин.
Известен способ цементирования скважины (патент RU № 2266390, МПК E21B 33/14, опубл. 20.12.2005 Бюл. № 35), включающий последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора, причем используют в качестве буферного раствора раствор на основе буферного порошка МБПМ объемом 6 м3, в качестве высоковязкого тампонажного раствора - «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см3 и объемом 4 м3, а в качестве цементирующего тампонажного раствора - порцию облегченного тампонажного раствора объемом 42 м3 и порцию цементного раствора для продуктивной зоны объемом 10 м3.
Недостатками данного способа является узкая область применения из-за возможности использования в неглубоких скважинах (до 1000 м), вскрывающих плотные породы и слабопроницаемые пласты, так как закачку тампонажного раствора ведут без учета состояния пластов и пород.
Также известен способ строительства скважины (патент RU № 2354806, МПК E21B 33/13, опубл. 10.05.2009 Бюл. № 13), включающий бурение, спуск обсадной колонны, оснащенной заколонными пакерами, и цементирование заколонного пространства обсадной колонны, причем в качестве заколонных пакеров используют устройства манжетного цементирования в виде обращенных вверх манжет из резинового материала, опускаемых в скважину на обсадной колонне, в скважине устанавливают, по меньшей мере, три устройства манжетного цементирования, верхнее - выше продуктивных нефтеносных пластов под верхними водоносными пластами, нижнее - под продуктивными нефтеносными пластами над кровлей нижних водоносных пластов, среднее - между продуктивными пластами, перепад пластовых давлений в которых не менее 2 МПа.
Недостатками данного способа являются высокие затраты, связанные с необходимостью установки заколонных пакеров, и узкая область применения, так как плотность цемента не подбирается исходя из приемистости пласта (для высокоприёмистых пластов такой способ не применим).
Наиболее близким по технической сущности является способ цементирования скважин (патент RU № 2354806, МПК E21B 33/13, опубл. 20.12.1998 Бюл. № 35), включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора, причем вытеснение буферной жидкости и первой порции тампонажного раствора в затрубное пространтство ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины, после чего вытечение оставшейся части тампонажного раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкостей в затрубном пространстве, причем тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением закачивают последовательно.
Недостатками данного способа является узкая область применения из-за возможности использования в неглубоких скважинах (до 1000 м), вскрывающих плотные породы и слабопроницаемые пласты, так как закачку тампонажного раствора ведут без учета состояния пластов и пород, что может привести к нарушению целостности коллекторов этих пластов.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа цементирования скважины, позволяющего расширить область применения за счет возможности надежной герметизации без разрушения коллекторов высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалы расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотности тампонажного раствора.
Техническая задача решается способом цементирования скважины, включающий закачку в колонну обсадных труб со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство обсадной колонны буферной жидкости и тампонажного раствора различной плотности, который закачивают последовательно, причем закачку ведут до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины.
Новым является то, что предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого пластов и интервалы их расположения, исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения – напротив пластов утяжеленного тампонжного раствора после закачки всего тампонажного раствора, между которыми закачивают тампонажный раствор средней плотности или облегченный тампонажный раствор для получения средней плотности, не превосходящей допустимую среднюю плотность тампонажного раствора.
Новым также является то, что между порциями тампонажного раствора с различной плотностью располагают специальные цементировочные пробки, разрушающиеся при взаимодействии со стоп-кольцом.
Новым также является то, что в качестве утяжеленного тампонажного раствора применяют раствор плотностью 1810 – 1920 кг/м3, в качестве облегченного тампонажного раствора – раствор плотностью 1300 – 1550 кг/м3, а в качестве тампонажного раствора средней плотности – раствор плотностью 1555 – 1800 кг/м3.
Новым также является то, что качестве специальных цементировочных пробок, располагаемых между порциями тампонажного раствора с различной плотностью, применяют гильзы из картона или тонкого фетра длиной больше внутреннего диаметра обсадной колонны.
Способ цементирования скважины реализуют в следующей последовательности.
При бурении разведывательных скважины отбирают керны с привязкой к интервалам первичного вскрытия. Полученные керны направляют для исследования в соответствующие лаборатории, где определяют свойства вскрытых пластов и интервалы их расположения. Исходя из свойств пласта, являющегося продуктивным коллектором (водоносным или нефтеносным) и глубины их залегания определяют предельно допустимые значения давлений (Рдоп i) для каждого пластов и интервалы (hвi и hнi) их расположения относительно устья скважины (для упрощения работы буровых бригад). Для более качественной изоляции пластов и меньшей их кольматации рекомендуется напротив (в соответствующем интервале) этих пластов в затрубном пространстве обсадной колонны размещать утяжеленный тампонажный раствор, имеющий большую плотность и меньшую проникающую способность. Необходимый объем закачки тампонного утяжелённого раствора определяют по формуле:
где Vтi – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия интервала соответствующего i – того (от поверхности) пласта, м3;
D – диаметр пробуренной скважины, м;
d – наружный диаметр обсадной колонны, м;
hнi – глубина залегания подошвы пласта от устья скважины, м;
hвi - глубина залегания кровли пласта от устья скважины, м;
К – коэффициент, учитывающий ошибки в измерениях и перемешивание тампонажного раствора. На месторождениях Республики Татарстан (РТ) эмпирическим путем вывели:
- при отсутствии разделительной пробки между различными по плотности тампонажными растворами К = 1,10 – 1.15;
- при наличии разделительной пробки – К = 1,05 – 1,07.
Расстояние между кровлей и подошвой соответствующего пласта по отношению к устью скважины является интервалом этого пласта.
Необходимый объем менее плотного тампонажного раствора над верхним пластом определяют по формуле:
где V1 – объем необходимого тампонажного раствора для закачки до устья 1 – ого от пласта, м3;
D – диаметр пробуренной скважины, м;
d – наружный диаметр обсадной колонны, м;
hнi – глубина залегания подошвы пласта от устья скважины, м;
hвi - глубина залегания кровли пласта от устья скважины, м;
Необходимый объем менее плотного тампонажного раствора над верхним пластом определяют по формуле:
где Vi-i+1 – объем необходимого тампонажного раствора для закачки между i – тым и i+1 – тым пластами, м3;
D – диаметр пробуренной скважины, м;
d – наружный диаметр обсадной колонны, м;
hнi – глубина залегания подошвы предыдущего пласта от устья скважины, м;
hвi+1 - глубина залегания кровли следующего пласта от устья скважины, м;
Необходимый объем закачки утяжеленного тампонажного раствора ниже нижнего пласта определяют по формуле:
где Vн – объем необходимого тампонажного раствора для закачки между нижним пластом и забоем, м3;
D – диаметр пробуренной скважины, м;
d – наружный диаметр обсадной колонны, м;
hнk – глубина залегания подошвы нижнего пласта от устья скважины, м;
hот - глубина залегания стоп-кольца обсадной трубы от устья скважины, м;
hз - глубина залегания забоя скважины, м.
Исходя из формул 1 – 4 необходимый объем тампонажного раствора определяется по формуле:
где Vобц – объем необходимого тампонажного раствора для закачки в скважину, м3;
k – количество пластов.
Исходя из формул 1 – 3 необходимый объем тампонажного раствора определяется для перекрытия пласта от устья скважины определяют по формуле:
где Vi – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м3;
k – количество пластов.
Учитывая предварительно определённые предельно допустимые давления для каждого пласта, рассчитывают допустимую среднюю плотность тампонажного раствора с учетом интервалов залегания по формуле:
где сср i - допустимую среднюю плотность тампонажного раствора соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м3;
Рдоп i – предельно допустимые давления соответствующего пласта, Па;
Vi – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м3.
Для исключения разрушения пласта необходимо соблюдения следующих параметров:
где сср i - допустимую среднюю плотность тампонажного раствора соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м3;
с у - плотность утяжеленного тампонажного раствора напротив соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м3;
с о - плотность облегченного тампонажного раствора, закачиваемого над первым пластом, кг/м3;
с i - плотность тампонажного раствора, закачиваемого между пластами i и i+1, кг/м3;
Рдоп i – предельно допустимые давления соответствующего пласта, Па;
Vi – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м3.
Из формул 7 и 8 определяем с i - плотность тампонажного раствора, закачиваемого между пластами i и i+1:
Ва результате полученных из формулы 9 данных (с i) выбирают какой тампонажный раствор качать между соотвествующими пластами (средней плотности или облегченный тампонажный раствор) и в каких объемах.
На территории РТ в качестве утяжеленного тампонажного раствора (патенты RU №№ 2169252, 2481374, 2683448 или т.п.) применяют раствор плотностью с у = 1810 – 1920 кг/м3, в качестве облегченного тампонажного раствора (патенты RU №№ 2184211, 2325420, 2523588 или т.п.) – раствор плотностью с о = 1300 – 1550 кг/м3, а в качестве тампонажного раствора средней плотности раствора (патенты RU №№ 2386660, 2471846, 2601878 или т.п.) без большого количества добавок увеличивающих или уменьшающих плотность раствора – раствор плотностью 1555 – 1800 кг/м3.
Исходя из вышесказанного приготавливают необходимые ингредиенты, портландцемент, воду в необходимых объемах.
При цементировании сначала производят закачку в колонну обсадных труб со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, затем последовательно – порции облегченного тампонажного раствора в объеме V1, порции утяжеленного тампонажного раствора – в объеме Vт1, облегченного тампонажного раствора или раствора со средней плотностью – в объёме V1-2, порции утяжеленного тампонажного раствора – в объеме Vт2 и т.д. до последней порции утяжеленного тампонажного раствора – в суммарном объеме Vтk + Vн. Все это продавочной жидкостью вытесняют в затрубное пространство обсадной колонны Объемом равным внутренней полости обсадной колонны до стоп-кольца. Закачку всех жидкостей ведут с контролем давления, чтобы исключить аварийных ситуаций при превышении предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины.
Для уменьшения влияния смешивания порций (объемов) буровых растворов различной плотности между ними располагают специальные цементировочные пробки, разрушающиеся при взаимодействии со стоп-кольцом. Эти пробки устанавливают также, как и обычные цементировочные пробки (авторы на это не претендуют). Хорошо себя зарекомендовали на территории РТ специальные пробки, изготавливаемые в виде заглушенной гильзы из картона или тонкого фетра длиной больше внутреннего диаметра обсадной колонны (для исключения переворота во время спуска). При этом при прохождении стоп-кольца на устье скважины будет небольшой рост давления с последующим снижением, свидетельствующий о разрушении соответствующей специальной цементировочной пробки, взаимодействующей со стоп-кольцом.
Между последней порцией тампонажного раствора и продавочной жидкостью рекомендуется устанавливать типовую (резиновую, резинометаллическую или т.п.) цементировочную пробку, которая при взаимодействии со стоп-кольцом вызывает резкий рост давления закачки («поймали стоп»), что свидетельствует об окончании закачки тампонажного раствора. После чего закачку прекращают. На технологические операции ожидания заверждения цементного – тампонажного раствора (ОЗЦ), вторичное вскрытие выбранных пластов и освоение скважины авторы не претендуют.
Пример конкретного выполнения
Исходные данные:
Продуктивный горизонт – Пашийский.
Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1749 м.
Альтитуда ротора – 186 м.
Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 54 м и зацементировано до устья.
Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 298 м и зацементирован до устья.
Диаметр ствола скважины - 215,9 мм
Диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны - 146 мм
Проектная глубина - 1751 м.
Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 54 м и зацементировано до устья;
Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 298 м и зацементирован до устья;
Допустимое при закачке давление составляет: Pдоп.зак. = 180 атм ≈ 18 МПа;
Вскрыто два пласта:
- водоносный в интервале – 821 – 832 м, Pдоп1 = 95 атм ≈ 9,5 МПа;
- нефтеносный в интервале – 1614 – 1640 м, Pдоп2 = 210 атм ≈ 21 МПа.
После добуривания до проектной глубины 1751м, промывка на забое перед шаблонировкой в режиме: Q=32 л/с; P=95 атм ≈ 9,5 МПа; Циркуляция 100 %. Произвели подъем бурильной колонны с буровым инструментом в интервал 1751-1611 м (без затяжек), произвели технологическую выдержку 1,5 часа. Шаблонировка: спуск бурильной колонны в интервал 1611-1751 м без посадок. Подняли бурильную колонну на поверхность. Разбор компоновки с ревизией элементов.
Геофизические исследования скважины - ГИС.
Подготовительно-заключительные работы на скважине (ПЗР). Монтаж роликов. Размотка кабеля. Монтаж прибора. Исследование произвели приборами прибором К1, МАРК (РК), МАГИС 5БК. Приборы дошли до глубины 1751 м. В связи с дохождением приборов до проектной глубины и отсутствии посадок (затяжек), принято решение повторную подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны не производить.
Подготовительные работы к спуску обсадной колонны.
Сборка низа обсадной колонны 146×7,0 мм, установка колонного башмака с обратным клапаном, выше которого расположено стоп-кольцо. Спуск обсадной колонны в интервал 0-1751 м. Промывку в режиме Q=10 л/с начали с глубины 1611 м. Спуск с промывкой буровым раствором при давлении Р =12 атм ≈ 1,2 МПа (без посадок) до забоя. Промыли на забое в течение 2 циклов в режиме: Q=17 л/с Р= 15 атм ≈ 1.5 МПа. Циркуляция 100%. Произвели подготовительные работы к цементированию обсадной колонны. Расстановка тампонажной техники. Растаривание цемента. Набор воды в емкости ЦА-320. Наворот цементировочной головки.
Исходя из интервалов расположения двух пластов и глубины их залегания по формулам 1 – 9 определили необходимое количество и плотность раствра для цементирования обсадной колонны. Были произведены: закачка буфера в объеме V = 6 м3 естественной водной суспензии (ЕВС) уд. Весом (плотностью) γ=1,0 г/см³ (обработан нитрилотриметилфосфоновой кислотой (НТФК) - 12кг) + 29,4 м3 облегченный цементный раствор уд. весом γ=1,32 г/см³ (состоящего из 20 т цемента марки ПТЦ-III-Об-Р2-50 содержащего 20 % алюмосиликатных полых микросфер (АПСМ), затворенных на технической воде в объеме V=18,2 м3, + 1,3 м³ тампонажной смеси уд. весом γ=1,92 г/см³ (состоящей из 6тн цемента марки G с добавлением NaCl - 0,060 т, CaCl2 - 0,12 т) + 26 м3 тампонажной смеси уд. весом γ=1,82 г/см³ (состоящей из 32 тн цемента марки ПТЦ-II-50 + 4,5 м³ тампонажной смеси уд. весом γ=1,92 г/см³ (состоящей из 6тн цемента марки G с добавлением NaCl - 0,060 т, CaCl2 - 0,12 т). Между порциями устанавливали полые заглушенные гильзы из плотного картона длиною 150 мм. Для справки: плотность 1 г/см3 = 1000 кг/м3.
Продавка с учётом коэффициента сжимаемости: ЕВС уд. весом γ=1,0 г/см³ в объёме 25м³. Циркуляция при цементировании 100%. Рабочее давление Рраб=100 атм ≈ 10 МПа, Давление «Стоп» Рстоп=120 атм≈ 12 МПа. Клапан герметичен (возврат 0,18 м³). На выходе 6м³ цементного раствора. Ожидание затвердевания цемента ОЗЦ.
Как показала практика в скважинах зацеменитрованные предлагаемым способом полностью отсутствуют заколонные перетоки, не нарушен ни один из коллекторов пластов (определено геофизическими исследованиями), время освоения пластов после вторичного вскрытия снизилось примерно в два раза, что свидетельствует о неглубокой кольматации продуктивных пластов.
Предлагаемый способ цементирования скважины позволяет расширить область применения за счет возможность надежной герметизации без разрушения коллекторов в том числе и высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалов расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотности тампонажного раствора для исключения разрушения этих пластов.
Claims (4)
1. Способ цементирования скважины, включающий закачку в колонну со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство обсадной колонны буферной жидкости и тампонажного раствора различной плотности, который закачивают последовательно, причем закачку ведут до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины, отличающийся тем, что предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого пластов и интервалы их расположения, исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения - напротив пластов утяжеленного тампонжного раствора после закачки всего тампонажного раствора, между которыми закачивают тампонажный раствор средней плотности или облегченный тампонажный раствор для получения средней плотности, не превосходящей допустимую среднюю плотность тампонажного раствора.
2. Способ цементирования скважины по п. 1, отличающийся тем, что между порциями тампонажного раствора с различной плотностью располагают специальные цементировочные пробки, разрушающиеся при взаимодействии со стоп-кольцом.
3. Способ цементирования скважины по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве утяжеленного тампонажного раствора применяют раствор плотностью 1810-1920 кг/м3, в качестве облегченного тампонажного раствора - раствор плотностью 1300-1550 кг/м3, а в качестве тампонажного раствора средней плотности - раствор плотностью 1555-1800 кг/м3.
4. Способ цементирования скважины по п. 2, отличающийся тем, что в качестве специальных цементировочных пробок, располагаемых между порциями тампонажного раствора с различной плотностью, применяют гильзы из картона или тонкого фетра длиной больше внутреннего диаметра обсадной колонны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020112811A RU2728170C1 (ru) | 2020-04-01 | 2020-04-01 | Способ цементирования скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020112811A RU2728170C1 (ru) | 2020-04-01 | 2020-04-01 | Способ цементирования скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728170C1 true RU2728170C1 (ru) | 2020-07-28 |
Family
ID=72085818
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020112811A RU2728170C1 (ru) | 2020-04-01 | 2020-04-01 | Способ цементирования скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728170C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797167C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования скважины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1191559A1 (ru) * | 1984-05-29 | 1985-11-15 | Южно-Уральское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Геолого-Разведочного Нефтяного Института | Способ изол ции интервала рассолопро влени в скважинах |
| US5027900A (en) * | 1990-02-26 | 1991-07-02 | Atlantic Richfield Company | Incremental density cementing spacers |
| US5452764A (en) * | 1992-09-28 | 1995-09-26 | Mobil Oil Corporation | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements |
| RU2241819C1 (ru) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах |
| RU2398955C1 (ru) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора |
-
2020
- 2020-04-01 RU RU2020112811A patent/RU2728170C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1191559A1 (ru) * | 1984-05-29 | 1985-11-15 | Южно-Уральское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Геолого-Разведочного Нефтяного Института | Способ изол ции интервала рассолопро влени в скважинах |
| US5027900A (en) * | 1990-02-26 | 1991-07-02 | Atlantic Richfield Company | Incremental density cementing spacers |
| US5452764A (en) * | 1992-09-28 | 1995-09-26 | Mobil Oil Corporation | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements |
| RU2241819C1 (ru) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах |
| RU2398955C1 (ru) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797167C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| US2782857A (en) | Plugging off water sands | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2728170C1 (ru) | Способ цементирования скважины | |
| CA3048187A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| WO2018125656A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US2801077A (en) | Recovery of lost circulation in a drilling well | |
| RU2606742C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
| CA3048404A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| RU2775319C1 (ru) | Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2797167C1 (ru) | Способ цементирования скважины | |
| US3245468A (en) | Method for creating a barrier around a well | |
| RU2768569C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2485302C1 (ru) | Способ вызова притока пластового флюида из скважины | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer |