RU2743123C1 - Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин - Google Patents
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743123C1 RU2743123C1 RU2020106064A RU2020106064A RU2743123C1 RU 2743123 C1 RU2743123 C1 RU 2743123C1 RU 2020106064 A RU2020106064 A RU 2020106064A RU 2020106064 A RU2020106064 A RU 2020106064A RU 2743123 C1 RU2743123 C1 RU 2743123C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- bridging
- drilling
- composition
- absorption
- Prior art date
Links
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 18
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 10
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 241000270295 Serpentes Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 230000007123 defense Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
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)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки. При этом перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения. Определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб. Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостности пород, вскрытых бурением. При необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины. После технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей за счет возможности кольматации высокоприёмистых зон поглощения закачкой порций бурового или цементного раствора с крупным наполнителем. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин.
Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU № 2504640, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.01.2014 Бюл. № 2), включающий приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал, причем после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством 1 кг на 1 м3 цементного раствора, при незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.
Недостатками способа являются сложность и высокая цена использования из-за необходимости применения большого количества компонентов, смешиваемых в определенной пропорции и последовательности, и узкая область применения из-за невозможности использования в поглощающих интервалах скважины с 80 – 100% поглощением жидкости, так как на закачку порций цементного раствора и ОЗЦ останавливают только в случае роста давления, что может при сильном поглощении не случится.
Наиболее близким по технической сущности является способ ликвидации осложнений в скважине путем изоляции участка осложнения (патент RU № 2241818, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.12.2004 Бюл. № 34), включающий закачку в скважину буфера пресной воды, дисперсии водонабухающего полимера в пресной воде, продавку пресной водой и выдержку, отличающийся тем, что буфер из пресной воды должен быть в объеме не менее объема указанной дисперсии водонабухающего полимера, после выдержки дополнительно производят закачку цементного раствора, а концентрацию водонабухающего полимера (%) в указанной дисперсии определяют в соответствии с приемистостью изолируемого участка осложнения, характеризуемой избыточным давлением (МПа) на указанном участке при закачке буфера пресной воды с производительностью -20 м3/ч , соответственно, (МПа) - (%): (15-12)-(0,2-0,3); (12-8)-(0,3-0,5); (8-6)-(0,5-1); (6-2)-(1-5); (2-1)-(5-10); (0,5-1)-(10-30), причем при наличии в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред и избыточном давлении на него 1-12 МПа в цементный раствор дополнительно вводят наполнитель при неизменном давлении на устье скважины.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости контроля за приемистостью поглощающего интервала скважины для приготовления тампонажного состава в концентрации, которая жестко привязана к приемистости пласта, и узкая область применения из-за сложности использования в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред, так как наполнитель добавляют только при перепаде давлений 1 – 12 МПа, что трудно добиться в высоко приёмистых зонах поглощения.
Недостатком обоих способов является невозможность закачки крупных наполнителей, превосходящих пропускную способность устьевого насоса, для изоляции высоко приёмистых зон поглощения.
Технической задачей предполагаемого изобретения расширение функциональных возможностей за счет возможности кольматации (проникновение частиц в породу) высоко приёмистых зон поглощения закачкой порций бурового или цементного раствора с крупным наполнителем, благодаря использования бетононасоса с повышенной пропускной способностью и закачки порциями.
Техническая задача решается способом изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки.
Новым является то, что перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтового насоса, героторного насоса или бетононасоса БН-70Д, и определение необходимого размер экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Новым является также то, что состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем.
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин осуществляют в следующей последовательности.
В ходе бурения скважины при вскрытии зоны поглощения наблюдается резкое падение давления закачки и возникает большая разница между закачиваемой жидкостью и поднимающейся на поверхность (определяется разницей в показаниях соответственно между входным и выходным расходомерами). Чтобы исключить аварийные ситуации, связанные с возможностью прихвата бурового инструмента (из-за отсутствия или слабой промывки ствола), буровой инструмент извлекают из скважины и в нее спускают технологическую колонну. Устьевым высокопроизводительным насосом при спуске колонны промывают ствол скважины и интервал зоны поглощения от породы. Устьевой насос меняют на бетононасос с повышенной пропускной способностью по габаритным размерам наполнителя (например, винтовой насос, героторный насос или т.п.). Геофизическими исследованиями определяют размер экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины. Исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения (соответствующей данной проницаемости пористости зоны поглощения), определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем по формуле [1]:
где V – объем тампонирующег раствора, м3;
R – расстояние (радиус) проникновение экрана в зону поглощения, м;
H – интервал (высота) зоны поглощения, м;
k – коэффициент пористости.
На содержание кольматирующего состава и кольматирующий наполнитель авторы не претендуют, так как они известны из открытых источников (например, патент RU № 2018631, 2164586, 2293100, 2670298 и т.п.). Кольматирующий состав выбирают исходя величины и состава породы зоны поглощения (цементный раствор, гелевый водный состав, вода или т.п. с наполнителем). Величину кольматирующего наполнителя выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб для исключения получения непроходимости кольматирующего состава (получения пробки в бетононасосе или технологических трубах). Использование бетононасоса позволяет в несколько раз увеличить габаритные размеры частиц кольматирующего наполнителя, что очень актуально при высоко приёмистых зонах поглощения. Состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем (авторы на это не претендуют). Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением. Более крупный наполнитель в первую очередь заполняет трещины зоны приемистости по размеру превосходящие частицы кольматирующего наполнителя, изолируя их. Если при допустимом давлении зона поглощения больше не принимает кольматирующий состав, его вымывают из скважины и технологической колонны промывкой для исключения схватывания в них. После чего скважину закрывают для технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава (схватывания цемента, отверждения клеевой основы, набухания гелевого наполнителя и/или т.п.) и/или осаждения кольматирующего наполнителя (древесных опилок, синтетического волокна, улюка, резиновой крошки и/или т.п.) для кольматации наиболее проницаемых участков для уменьшения проницаемости зоны поглощения. Затем определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава по формуле [1] и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения. Последующие порции кольматирующего состава закачивают аналогичным образом до получения поглощения (для месторождений Республики Татарстан объем поглощения не должен превышать 0,1, от закачиваемого бурового раствора и/или коэффициент приемистости не более 0,4), позволяющего производить дальнейшие работы по дальнейшему бурению скважины. После получения необходимого поглощения из скважины извлекают технологическую колонну, заменяют бетононасос на буровой высокопроизводительный насос, спускают буровой инструмент и продолжают углубление скважины до проектной отметки.
Пример конкретного выполнения.
Бурят скважину глубиной 1749 м.
Исходные данные:
Продуктивный горизонт – Пашийский.
Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1749 м.
Альтитуда ротора – 186 м.
Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 49 м и зацементировано до устья.
Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 298 м и зацементирован до устья.
Диаметр скважины 146 мм
Бурение скважины в интервале 1585-1619м. Проходка 34м. Режим: Gдол=10-15тн; Расход 33-34л/сек; Давление 85-100атм; Обороты ротора 45-50 об/мин; Мкр=2,6-5,2 кНм; Скорость 18 м/ч; Циркуляция-100 %.
Бурение скважины в интервале 1619-1645м. Проходка 26м. Скорость проходки снизилась до 5 м/ч. Циркуляция 60%.
Проведение гидродинамических исследований (ГДИ) при гл. 1645 м (ао-1450м) буровым насосом 8Т-650: Режимы: Рзак1=4 атм, Q1=36,6м³/ч; Рзак2=7атм, Q2=55,6м³/ч. Коэффициент приемистости С=6,3.
Подъем компоновки низа буровой колонны (КНБК) с доливом скважины через доливную емкость в интервале 1619-0м (без затяжек). Разборка КНБК. Перелив из скважины отсутствует.
Установка «коронки» на низ и спуск стальных бурильных труб (СБТ) СБТ-127мм в интервале 0-1620м с доливом в затрубное пространство. Уровень падает. Подготовительные работы к подготовке ствола скважины. Расстановка спец. техники. Разгрузка и монтаж насоса бетононасоса БН-70Д. Разгрузка химических реагентов и наполнителей. Обвязка спец. техники и насоса БН-70Д.
Приготовление в блоке приготовления глинистого раствора ГР в V=20 м³, ρ=1,19 г/см³, Т=80 сек. Закачка с ЦА-320 ГР (буфер, для предотвращения забития бурильных труб) в V=6 м³, Рзак=15-20 атм.
1 порция: пачка высоковязкой композиции, состоящей из ГР в объеме 6 м³ с добавлением 0,25 т кордового волокна + опилы 0,25 т.
Закачка в скважину насосом БН-70Д с добавлением расширяющейся тампонажной смеси (РТС) в объеме 15 кг/6 м³. Рзак=20-25 кгс/см²
Приготовление в блоке приготовления ГР в V=18 м³ (Ʃ=38 м3), ρ=1,19 г/см³, Т=80 сек.
2 порция: \ВВК, состоящий из ГР в объеме 6м³ (Ʃ=12м3) с добавлением 0,25 т кордового волокна + опилы 0,25 т. Закачка в скважину бетононасосом БН-70Д с добавлением РТС в объеме 15 кг/6м³. Рзак=20-25 кгс/см².
3 порция: \ВВК, состоящий из ГР в объеме 6м³ (Ʃ=18м3) с добавлением 0,25т корд.волокна + опилы 0,25т. Закачка в скв. бетононасосом БН-70Д с добавлением РТС в объеме 15 кг/6м³. Рзак=21-27 кгс/см².
4 порция: \ВВК, состоящий из ГР в объеме 6 м³ (Ʃ=24 м3) с добавлением 0,25 т корд.волокна + опилы 0,25 т. Закачка в скв. бетононасосом БН-70Д с добавлением РТС в объеме 15 кг/6м³. Рзак=21-22 кгс/см².
5 порция: \ВВК, состоящий из ГР в объеме 6м³ (Ʃ=30 м3) с добавлением 0,25 т корд.волокна + опилы 0,25 т. Закачка в скв. бетононасосом БН-70Д с добавлением РТС в объеме 15 кг/6 м³. Рзак=27-28 кгс/см².
6 порция: \ ВВК, состоящий из ГР в объеме 6м³ (Ʃ=36 м3) с добавлением 0,25 т корд.волокна + опилы 0,25 т. Закачка в скв. бетононасосом БН-70Д с добавлением РТС в объеме 15 кг/6м³. Рзак=32-40 кгс/см². Продавка с ЦА-320 в V=9 м3, Рн=32 атм, Рк=40 атм. Стоянка на реагировании - 1,5 ч. Поддавка с ЦА-320 в V=3 м3, Рн=36 атм, Рк=42 атм. Ро=18 атм (через 1мин).
Между порциями выдерживали технологическую паузу: 0,5 – 1 час
Продавка с цементировочным агрегатом ЦА-320 в V=3 м3, Р1=35 атм., Q1= 9,6 м3/ч.; Р2=43 атм., Q2=12,8 м3/ч. Коэффициент приемистости С=0,4 (достаточный коэффициент для продолжения работ).
Подъем бурильных труб СБТ-127 с «коронкой». Сборка и спуск ОКБТ-114 на гл. 650 м. Заготовка и закачка ГР-1,18г/см3 с наполнителем (опилы-0,25т, орех-0,2т) до выхода на поверхность в V=24 м3. Подъём ОКБТ-114 в инт.650-402м (без затяжек). Долив до устья, закрытие трубных плашек ПВО. Поддавка с ЦА-320 ГР-1,18 г/см3 в V=6 м3: Рз=40 атм., Ро=23 атм. Принято решение произвести подъем ОКБТ-114, спустить долото без насадок на ТБПН-114 с промежуточными промывками и продолжить дальнейшие работы согласно плана на подготовку ствола скважины к переводу на ПКР-1,26 г/см3. Подъём ОКБТ-114 в инт. 402-0 м. Сборка КНБК с 3-х шарошечным долотом 215,9 мм. Спуск КНБК без посадок. Промежуточная промывка на гл. 1300м, очистка ГР от инертных наполнителей. Спуск КНБК в инт.1300-1600 м. Промывка на гл. 1600 м, очистка ГР от инертных наполнителей. На виброситах обильный выход инертных наполнителей. Режимы промывки: Q=29 л/с, Р=17 атм, N=40 об/мин, Мкр=0,7 кН*м. ГР-1,18г/см3. Ц=100%.
Приготовление ПКР-1,26г/см3 в V=80м3. Закачка ГР в V=30м3 силами растворного сервиса. Проведение ГДИ на чистом ГР, при закрытом ПВО: Q1=14,4м3/ч, Р1=35атм. Q2=16,4м3/ч, Р2=40атм. Сср=0,4. Ро=20атм. Принято решение о переводе скважины на ПКР-1,26 г/см3. Перевод скважины на буровой раствор типа ПКР: закачка буфера ЕВС в V=3 м3, обработанный полимером. ПКР с у=1,25 г/см³. Режимы: Qнас=28 л/с, Р=32кгс/см², Ц=100% Подъем бурильных труб с 3-х шарошечным долотом. Сборка и спуск КНБК для дальнейшего бурения скважины.
Исходя из практики процент успешности работ по изоляции зон поглощения составил 97 %, что как минимум на 14 % выше, чем у аналогов. Чем больше поглощение, тем более эффективно работает предлагаемый способ.
Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет расширить функциональных возможностей за счет возможности кольматации высоко приёмистых зон поглощения закачкой порций бурового или цементного раствора с крупным наполнителем, благодаря использования бетононасоса с повышенной пропускной способностью и закачки порциями для изоляции высоко приёмистых участков зоны поглощения.
Claims (2)
1. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, отличающийся тем, что перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.
2. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин по п. 1, отличающийся тем, что состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106064A RU2743123C1 (ru) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106064A RU2743123C1 (ru) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743123C1 true RU2743123C1 (ru) | 2021-02-15 |
Family
ID=74665983
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020106064A RU2743123C1 (ru) | 2020-02-10 | 2020-02-10 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743123C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
| RU2772069C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-16 | Юрий Анатольевич Дергунов | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
| WO2023277727A1 (ru) * | 2021-06-28 | 2023-01-05 | Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2235190C2 (ru) * | 2001-08-29 | 2004-08-27 | Научно-производственное предприятие "Уфабурнефть" | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации |
| RU2241818C2 (ru) * | 2002-12-19 | 2004-12-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ ликвидации осложнений в скважине |
| RU2355870C1 (ru) * | 2007-12-03 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
| RU2426870C2 (ru) * | 2006-06-02 | 2011-08-20 | Шлюмбергер Технолоджи Б.В. | Способ и насосная система для нагнетания рабочей жидкости с поверхности скважины в ствол скважины (варианты) |
| RU2540704C1 (ru) * | 2013-12-18 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| WO2016064593A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-04-28 | Schlumberger Canada Limited | System and method of treating a subterranean formation |
-
2020
- 2020-02-10 RU RU2020106064A patent/RU2743123C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2235190C2 (ru) * | 2001-08-29 | 2004-08-27 | Научно-производственное предприятие "Уфабурнефть" | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации |
| RU2241818C2 (ru) * | 2002-12-19 | 2004-12-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ ликвидации осложнений в скважине |
| RU2426870C2 (ru) * | 2006-06-02 | 2011-08-20 | Шлюмбергер Технолоджи Б.В. | Способ и насосная система для нагнетания рабочей жидкости с поверхности скважины в ствол скважины (варианты) |
| RU2355870C1 (ru) * | 2007-12-03 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
| RU2540704C1 (ru) * | 2013-12-18 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| WO2016064593A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-04-28 | Schlumberger Canada Limited | System and method of treating a subterranean formation |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778122C1 (ru) * | 2021-05-13 | 2022-08-15 | Общество с ограниченной ответственностью "ХимБурСервис" (ООО "ХимБурСервис") | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
| RU2772069C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-16 | Юрий Анатольевич Дергунов | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
| WO2023277727A1 (ru) * | 2021-06-28 | 2023-01-05 | Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5368103A (en) | Method of setting a balanced cement plug in a borehole | |
| RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| EA011139B1 (ru) | Выполняемое на месте отверждение флюидов на основе обращенных эмульсий с целью образования газонепроницаемого затрубного барьера | |
| RU2315171C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2526061C1 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2768569C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| US11091687B2 (en) | Methods of improving conformance applications | |
| RU2794105C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола | |
| RU2323324C1 (ru) | Способ ремонта нагнетательной скважины | |
| RU2777252C1 (ru) | Способ цементирования стеклопластиковой обсадной колонны (варианты) | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| RU2775319C1 (ru) | Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
| CA3048406A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2728170C1 (ru) | Способ цементирования скважины | |
| RU2739181C1 (ru) | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине | |
| RU2295626C2 (ru) | Способ разобщения пластов при креплении эксплуатационной колонны |