RU2728170C1 - Способ цементирования скважины - Google Patents

Способ цементирования скважины Download PDF

Info

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
Application number
RU2020112811A
Other languages
English (en)
Inventor
Рамис Фанисович Сагатов
Роман Михайлович Осипов
Рафаэль Расимович Гараев
Антон Владимирович Абакумов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020112811A priority Critical patent/RU2728170C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2728170C1 publication Critical patent/RU2728170C1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods 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:
Figure 00000001
[1],
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:
Figure 00000002
[2],
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:
Figure 00000003
[3],
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:
Figure 00000004
[4],
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:
Figure 00000005
[5],
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:
Figure 00000006
[6],
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:
Figure 00000007
[7],
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:
Figure 00000008
[8],
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:
Figure 00000009
[9]
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.
RU2020112811A 2020-04-01 2020-04-01 Способ цементирования скважины RU2728170C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
CA3048406A1 (en) Fracturing a formation with mortar slurry