RU2811127C1 - Method for killing well with fiberglass casing - Google Patents
Method for killing well with fiberglass casing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811127C1 RU2811127C1 RU2023128425A RU2023128425A RU2811127C1 RU 2811127 C1 RU2811127 C1 RU 2811127C1 RU 2023128425 A RU2023128425 A RU 2023128425A RU 2023128425 A RU2023128425 A RU 2023128425A RU 2811127 C1 RU2811127 C1 RU 2811127C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- well
- fiberglass casing
- casing
- cement slurry
- Prior art date
Links
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания скважины c использованием стеклопластиковых обсадных колонн при наличии водоносных пластов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for completing a well using fiberglass casing in the presence of aquifers.
Как правило в нефтяной промышленности для строительства нефтяных и газовых скважин используются стальные обсадные колонны, которые весьма популярны за счет своей эксплуатационной надежности и доступности, при этом стальная обсадная колонна обязательно цементируется до устья скважины с целью разобщения различных пластов в скважине и коррозионной защиты стальной поверхности труб от воздействия на них пластовых вод.As a rule, in the oil industry, steel casing strings are used for the construction of oil and gas wells, which are very popular due to their operational reliability and availability, while the steel casing string is necessarily cemented to the wellhead in order to isolate different layers in the well and provide corrosion protection to the steel surface of the pipes from the impact of formation waters on them.
Известен способ цементирования обсадной колонны в скважине (патент SU № 1837099, МПК E21B 33/14, опубл. 30.08.1993 г.), включающий закачку в обсадную колонну тампонажного раствора и продавку в заколонное пространство до появления его на устье скважины, причем с целью повышения качества цементирования путем приготовления однородного тампонажного раствора во всем его объеме, увеличения объема замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в кавернозных зонах и повышения кольматации зон поглощений пород по глубине скважины, после появления на устье скважины тампонажного раствора его закачивают обратно в обсадную колонну и создают круговую циркуляцию до стабилизации физико-химических параметров тампонажного раствора, при этом на устье скважины осуществляют контроль и регулирование его свойств, а круговую циркуляцию чередуют с обратной круговой циркуляцией.There is a known method for cementing a casing string in a well (patent SU No. 1837099, IPC E21B 33/14, published on August 30, 1993), which includes pumping cement slurry into the casing string and pushing it into the annular space until it appears at the wellhead, with the purpose improving the quality of cementing by preparing a homogeneous cement slurry throughout its entire volume, increasing the volume of replacement of the flushing fluid with cement slurry in cavernous zones and increasing the clogging of rock loss zones along the depth of the well; after the cement slurry appears at the wellhead, it is pumped back into the casing and creates a circular circulation until the physical and chemical parameters of the cement slurry are stabilized, while its properties are monitored and regulated at the wellhead, and circular circulation is alternated with reverse circular circulation.
Недостатками являются использование стальных труб в качестве обсадных, указанный способ технологически возможен только при использовании стальных обсадных труб, также существенным недостатком является коррозия стальных труб от агрессивных вод и эксплуатации при добыче. При этом известный способ не предназначен для проведения цементирования стеклопластиковой обсадной трубы.The disadvantages are the use of steel pipes as casing, this method is technologically possible only when using steel casing pipes, and a significant drawback is the corrosion of steel pipes from aggressive waters and operation during production. However, the known method is not intended for cementing fiberglass casing.
Наиболее близким является способ цементирования, в котором в качестве обсадной колонны применяют обсадную колонну, состоящую из стеклопластиковых (полимерных) обсадных труб (Опыт ПАО «Татнефть» по строительству скважин с эксплуатационной колонной, составленной из стеклопластиковых обсадных труб /Зарипов И.М., Исхаков А.Р., к.т.н. Катеев Р.И., Зарипов А.М. // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1137. – С. 18–20). Способ включает спуск в скважину стеклопластиковой обсадной колонны, последовательную закачку в стеклопластиковую обсадную колонну буферной жидкости и тампонажного раствора и его продавку продавочной жидкостью – буровым раствором, при этом выбирают разницу между плотностью бурового раствора и тампонажного раствора не более 200 кг/м3.The closest is the cementing method, in which a casing consisting of fiberglass (polymer) casing pipes is used as a casing (Experience of PJSC Tatneft in the construction of wells with a production string composed of fiberglass casing pipes / Zaripov I.M., Iskhakov A.R., Ph.D. Kateev R.I., Zaripov A.M. // Oil industry. – 2018. – No. 1137. – pp. 18–20). The method includes lowering a fiberglass casing string into a well, sequentially pumping a buffer fluid and a cement slurry into the fiberglass casing string, and squeezing it with a forcing fluid - drilling fluid, while selecting the difference between the density of the drilling fluid and the cement slurry to be no more than 200 kg/m 3 .
Основным недостатком способа является строгое ограничение в плотности тампонажного раствора и продавочной жидкости, разница между плотностями, которых не должна превышать 300 кг/м3, для исключения всплытия стеклопластиковой обсадной трубы при цементировании. Это усложняет процесс цементирования, требует дополнительные временные затраты и сужает область применения различных составов -тампонажного и бурового растворов, а также является достаточно материально-затратным способом в связи с цементированием колонны на всем протяжении от забоя до устья.The main disadvantage of this method is the strict limitation in the density of the cement slurry and the displacement fluid, the difference between the densities, which should not exceed 300 kg/m 3 , to prevent the floating of the fiberglass casing during cementing. This complicates the cementing process, requires additional time and narrows the scope of application of various compositions - cement and drilling fluids, and is also a rather material-intensive method due to cementing the column along the entire length from the bottom to the wellhead.
Техническими задачами являются повышение эффективности способа заканчивания скважин стеклопластиковой обсадной колонной путем надежного разобщения продуктивных и водоносных пластов с минимальными временными затратами на осуществление способа и минимальными материальными затратами на цементный раствор, а также упрощение технологии заканчивания скважины в целом.The technical objectives are to increase the efficiency of the method for completing wells with a fiberglass casing by reliably isolating productive and aquifer formations with minimal time spent on implementing the method and minimal material costs for cement slurry, as well as simplifying the well completion technology as a whole.
Технические задачи решаются способом заканчивания скважины стеклопластиковой обсадной колонной, включающим спуск в скважину стеклопластиковой обсадной колонны, закачку в стеклопластиковую обсадную колонну буферной жидкости и тампонажного раствора и его продавку продавочной жидкостью.Technical problems are solved by the method of completing a well with a fiberglass casing, which includes lowering a fiberglass casing into the well, pumping a buffer fluid and cement slurry into the fiberglass casing, and squeezing it with a squeezing fluid.
Новым является то, что предварительно проводят геофизические исследования, по результатам которых выявляют количество и интервалы залегания водоносных и продуктивного пластов, в процессе спуска на стеклопластиковую обсадную колонну устанавливают манжетные устройства в интервалах, позволяющих перекрыть верхние и нижние границы водоносных и продуктивного пластов, после спуска стеклопластиковой обсадной колонны до проектного забоя и закачки буферной жидкости в стеклопластиковую обсадную колонну последовательно закачивают вязкоупругий состав плотностью не более 1,2 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства на высоту от кровли верхнего водоносного пласта до устья, затем тампонажный раствор плотностью не более 1,45 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие всего водоносного пласта от подошвы до кровли, затем вязкоупругий состав плотностью не более 1,2 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства в интервале ниже водоносного пласта от его подошвы до кровли следующего пласта, при наличии нескольких водоносных пластов операции по закачке тампонажного раствора плотностью не более 1,45 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие всего водоносного пласта от подошвы до кровли, и вязкоупругого состава плотностью не более 1,2 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства в интервале между водоносными пластами, повторяют, после этого закачивают тампонажный раствор плотностью не более 1,45 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие продуктивного пласта от забоя до кровли, далее составы продавливают продавочной жидкостью и скважину оставляют на время ожидания затвердевания тампонажного раствора.What is new is that geophysical surveys are carried out in advance, the results of which reveal the number and intervals of occurrence of aquifers and productive formations; during the process of lowering the fiberglass casing, collar devices are installed at intervals that make it possible to cover the upper and lower boundaries of the aquifers and productive formations, after lowering the fiberglass casing of the casing to the design bottom and pumping the buffer fluid into the fiberglass casing, sequentially pump in a viscoelastic composition with a density of no more than 1.2 g/cm 3 in an amount that ensures that the annulus space is covered to a height from the roof of the upper aquifer to the mouth, then a grouting solution with a density of no more 1.45 g/cm 3 in an amount that ensures the covering of the entire aquifer from the base to the roof, then a viscoelastic composition with a density of no more than 1.2 g/cm 3 in an amount that ensures that the annulus space is covered in the interval below the aquifer from its base to the roof next layer, in the presence of several aquifers, operations for pumping cement slurry with a density of no more than 1.45 g/cm 3 in an amount that ensures the covering of the entire aquifer from the base to the roof, and a viscoelastic composition with a density of no more than 1.2 g/cm 3 quantity that ensures the covering of the annular space in the interval between the aquifers is repeated, after which a grouting solution with a density of no more than 1.45 g/cm 3 is pumped in an amount that ensures that the productive formation is covered from the bottom to the roof, then the compositions are pressed with a squeezing fluid and the well is left on waiting time for cement slurry to harden.
На фиг. 1 изображен способ заканчивания скважины при наличии в скважине одного водоносного пласта.In fig. 1 shows a method for completing a well when there is one aquifer in the well.
На фиг. 2 изображен способ заканчивания скважины при наличии в скважине нескольких водоносных пластов. In fig. Figure 2 shows a method for completing a well when there are several aquifers in the well.
Способ заканчивания скважины стеклопластиковой обсадной колонной осуществляют следующим образом.The method of completing a well with a fiberglass casing is carried out as follows.
При осуществлении способа используют следующие жидкости и составы.When implementing the method, the following liquids and compositions are used.
Буферные жидкости, в качестве которых применяют техническую воду или техническую воду с добавлением химических реагентов согласно проекту на бурение (далее – техническая вода).Buffer liquids, which are used as process water or process water with the addition of chemical reagents according to the drilling project (hereinafter referred to as process water).
Вязкоупругие составы плотностью не более 1,2 г/см3, в качестве которых применяют, например, водный раствор полиакриламида или ксантановой камеди.Viscoelastic compositions with a density of no more than 1.2 g/cm 3 , which are used, for example, an aqueous solution of polyacrylamide or xanthan gum.
Тампонажные растворы плотностью не более 1,45 г/см3, в качестве которых используют облегченный тампонажный раствор (например, ПЦТ II 50 + пенокерамика плотностью не более 1,45 г/см3.Grouting solutions with a density of no more than 1.45 g/cm 3 , for which lightweight cement mortar is used (for example, PCT II 50 + ceramic foam with a density of no more than 1.45 g/cm 3 .
Продавочные жидкости, в качестве которых применяют буровой раствор или техническую воду.Displacement fluids, which are used as drilling fluid or process water.
Предварительно в скважине, после окончания бурения (перед спуском стеклопластиковой обсадной колонны 1, фиг. 1), проводят геофизические исследования (далее - ГИС), по результатам которых выявляют (уточняют) количество и интервалы залегания водоносных 2 (фиг. 1, 2), а также продуктивного пластов 3. В процессе спуска стеклопластиковой обсадной колонны 1 (фиг. 1) в скважину на нижнюю трубу стеклопластиковой обсадной колонны 1 последовательно наворачивают башмак 4 (фиг. 1, 2), между башмаком 4 и первой (нижней) трубой стеклопластиковой обсадной колонны 1 устанавливают обратный клапан (на фиг. 1, 2 не показано). Далее в процессе спуска на тело стеклопластиковой обсадной колонны 1 (фиг. 1) устанавливают манжетные устройства 5 (фиг. 1, 2), способные пропускать поток жидкости вверх и задерживающие его при движении вниз (например, типа устройства манжетного цементирования или цементировочной корзины, на конструкцию данных устройств авторы не претендуют), в интервалах, позволяющих перекрыть верхние и нижние границы водоносных 2 и продуктивного 3 пластов. Таким образом манжетные устройства 5 располагают на глубинах, соответствующих глубинам кровли и подошвы продуктивного 3 (фиг. 1, 2) и водоносных 2 пластов, выявленных по результатам ГИС. Previously, in the well, after completion of drilling (before lowering the fiberglass casing 1, Fig. 1), geophysical research (hereinafter referred to as GIS) is carried out, based on the results of which the number and occurrence intervals of aquifers 2 are identified (clarified) (Fig. 1, 2), as well as productive formations 3. In the process of lowering the fiberglass casing 1 (Fig. 1) into the well, a shoe 4 (Fig. 1, 2) is sequentially screwed onto the lower pipe of the fiberglass casing 1, between the shoe 4 and the first (lower) pipe of the fiberglass casing column 1 installs a check valve (not shown in Fig. 1, 2). Next, in the process of lowering the body of the fiberglass casing string 1 (Fig. 1), lip devices 5 are installed (Fig. 1, 2), capable of passing the fluid flow upward and delaying it when moving downwards (for example, such as a lip cementing device or a cementing basket, on The authors do not claim the design of these devices), in intervals that make it possible to cover the upper and lower boundaries of the aquifer 2 and productive 3 layers. Thus, the cuff devices 5 are located at depths corresponding to the depths of the roof and base of the productive 3 (Fig. 1, 2) and aquifer 2 layers identified by the results of well logging.
Затем стеклопластиковую обсадную колонну 1 (фиг. 1) спускают в скважину до достижения проектной глубины. Далее на верхнюю трубу стеклопластиковой обсадной колонны 1 устанавливают цементировочную головку (на фиг. 1, 2 не показана). Внутрь стеклопластиковой обсадной колонны 1 последовательно закачивают буферную жидкость, далее вязкоупругий состав 6 (далее – ВУС, фиг. 1, 2) плотностью не более 1,2 г/см3, например, водный раствор полиакриламида или ксантановой камеди (на вязкоупругие составы авторы не претендуют), в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства на высоту от кровли верхнего водоносного пласта 2 до устья, далее закачивают тампонажный раствор 7 (фиг. 1), в качестве которого применяют облегченный цементный раствор (далее - ЦР), плотностью не более 1,45 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие всего водоносного пласта 2 от подошвы до кровли, и снова - ВУС 8 (фиг. 1) плотностью не более 1,2 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства в интервале ниже водоносного пласта 2 от его подошвы до кровли следующего пласта. Далее при наличии нескольких водоносных пластов, например, двух водоносных пластов (фиг. 2), операции по закачке тампонажного раствора плотностью не более 1,45 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие всего водоносного пласта 2 от подошвы до кровли, и вязкоупругого состава плотностью не более 1,2 г/см3 в количестве, обеспечивающем перекрытие заколонного пространства в интервале между водоносными пластами 2 повторяют.Then the fiberglass casing 1 (Fig. 1) is lowered into the well until the design depth is reached. Next, a cementing head is installed on the upper pipe of the fiberglass casing 1 (not shown in Fig. 1, 2). A buffer liquid is sequentially pumped into the fiberglass casing 1, then a viscoelastic composition 6 (hereinafter referred to as VUS, Fig. 1, 2) with a density of no more than 1.2 g/cm 3 , for example, an aqueous solution of polyacrylamide or xanthan gum (the authors do not use viscoelastic compositions). claim), in an amount that ensures that the annular space is covered to a height from the roof of the upper aquifer 2 to the mouth, then cement slurry 7 (Fig. 1) is pumped in, which is used as a lightweight cement slurry (hereinafter referred to as CR), with a density of no more than 1, 45 g/cm 3 in an amount ensuring the covering of the entire aquifer 2 from the base to the roof, and again - VUS 8 (Fig. 1) with a density of no more than 1.2 g/cm 3 in an amount ensuring covering the annular space in the interval below the aquifer layer 2 from its base to the top of the next layer. Further, if there are several aquifers, for example, two aquifers (Fig. 2), the operation of pumping a grouting solution with a density of no more than 1.45 g/cm 3 in an amount that ensures the covering of the entire aquifer 2 from the base to the roof, and a viscoelastic composition with a density of no more than 1.2 g/cm 3 in an amount that ensures the overlap of the annular space in the interval between aquifers 2 is repeated.
После этого закачивают тампонажный раствор, в качестве которого применяют ЦР 9 (фиг. 1) в количестве, обеспечивающем перекрытие всего продуктивного пласта 3 (фиг. 1, 2) от забоя до кровли продуктивного пласта 3. Плотность ЦР остается неизменной - не более 1,45 г/см3.After this, a cement slurry is pumped in, for which CR 9 is used (Fig. 1) in an amount that ensures the covering of the entire productive formation 3 (Fig. 1, 2) from the bottom to the roof of the productive formation 3. The density of CR remains unchanged - no more than 1. 45 g/cm 3 .
Таким образом при наличии в скважине более одного водоносного пласта 2 (фиг. 2) дополнительно закачивают цементный раствор в количестве, обеспечивающем перекрытие каждого водоносного пласта 2 (фиг. 2), а между водоносными пластами 2 закачивают вязкоупругий состав (с перекрытием заколонного пространства).Thus, if there is more than one aquifer 2 in the well (Fig. 2), a cement solution is additionally pumped in an amount that ensures the overlap of each aquifer 2 (Fig. 2), and a viscoelastic composition is pumped between the aquifers 2 (with the annulus overlapped).
Далее все вышеуказанные (закачанные) составы продавливают продавочной жидкостью - технической водой или буровым раствором до получения давления «СТОП» и скважину оставляют на время ожидания затвердевания тампонажного раствора – цементного раствора (далее - ОЗЦ). Next, all of the above (injected) compositions are pressed with a forcing fluid - technical water or drilling mud until the “STOP” pressure is obtained and the well is left while waiting for the cement slurry to harden - cement slurry (hereinafter - OCC).
Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно закончить скважину спуском стеклопластиковой обсадной колонной, не подвергающейся коррозионному воздействию в процессе эксплуатации, надежно разобщить продуктивные и водоносные пласты использованием минимальных затрат на цементный раствор и заполнением заколонного пространства вязкоупругим составом. За счет этого снижается общий удельный вес всего столба заколонных жидкостей, исключается возможность всплытия легкой стеклопластиковой обсадной колонны на устье, негативное воздействие на продуктивный пласт. В результате сокращаются затраты на крепление стеклопластиковой обсадной колонны в скважине, связанные с использованием большого количества специальной техники и большого количества цементного раствора, что ведет к упрощению способа. Предлагаемый способ достаточно прост в применении, не требует больших временных и материальных затрат.Thus, the proposed method allows you to effectively complete a well by running a fiberglass casing that is not subject to corrosion during operation, reliably separating productive and aquifer formations using minimal costs for cement mortar and filling the annular space with a viscoelastic composition. Due to this, the total specific gravity of the entire column of annular fluids is reduced, eliminating the possibility of light fiberglass casing floating up at the wellhead, which would have a negative impact on the productive formation. As a result, the costs of fastening a fiberglass casing in a well, associated with the use of a large amount of special equipment and a large amount of cement mortar, are reduced, which leads to a simplification of the method. The proposed method is quite simple to use and does not require large time and material costs.
Пример практического применения.Example of practical application.
Скважина пробурена до проектной глубины 1250 м долотом диаметром 156 мм. Провели геофизические исследования. По результатам геофизических исследований в скважине определили наличие 2-х водоносных пластов, интервалы водоносных и продуктивного пластов:The well was drilled to a design depth of 1250 m with a bit with a diameter of 156 mm. Conducted geophysical research. Based on the results of geophysical studies, the presence of 2 aquifers and the intervals of aquifers and productive formations were determined in the well:
- кровля продуктивного пласта 1200 м;- roof of the productive formation 1200 m;
- интервал 1 водоносного пласта 1130-1150 м;- interval 1 aquifer 1130-1150 m;
- интервал 2 водоносного пласта 790-800 м.- interval 2 aquifer 790-800 m.
В скважину спустили стеклопластиковую обсадную колонну диаметром 114 мм с толщиной стенки 7,0 мм, оснащенную башмаком и обратным клапаном. В процессе спуска на обсадной колонне установили манжетные устройства (корзины) в интервалах соответственно:1190 м, 1160 м, 1120 м, 810 м, 780 м. После спуска стеклопластиковой обсадной колонны до забоя провели промывку скважины в двойном объеме затрубного пространства для очистки забоя скважины. Объем заколонного пространства в данной скважине составил 9 л/1п.м. После чего на устье на последнюю стеклопластиковую трубу установили цементировочную головку и осуществили закачку буферной жидкости - технической воды в объеме 2 м3, далее последовательно закачали:A fiberglass casing with a diameter of 114 mm and a wall thickness of 7.0 mm, equipped with a shoe and a check valve, was lowered into the well. During the lowering process, collar devices (baskets) were installed on the casing at intervals of 1190 m, 1160 m, 1120 m, 810 m, 780 m, respectively. After lowering the fiberglass casing to the bottom, the well was flushed in a double volume of the annulus to clean the bottom of the well . The volume of the annulus in this well was 9 l/1 l.m. After that, a cementing head was installed at the mouth of the last fiberglass pipe and a buffer liquid was pumped - process water in a volume of 2 m3 , then the following were pumped sequentially:
- ВУС (водный раствор полиакриламида плотностью 1,18 г/см3) в объеме 7,0 м3;- VUS (aqueous solution of polyacrylamide with a density of 1.18 g/cm 3 ) in a volume of 7.0 m 3 ;
- облегченный цементный раствор (ПЦТ II 50 + пенокерамика плотностью 1450 кг/м3) в объеме 0,27 м3 для перекрытия верхнего водоносного пласта;- lightweight cement mortar (PCT II 50 + ceramic foam with a density of 1450 kg/m 3 ) in a volume of 0.27 m 3 to cover the upper aquifer;
- ВУС (водный раствор полиакриламида плотностью 1,18г/см3) в объеме 2,52 м3;- VUS (aqueous solution of polyacrylamide with a density of 1.18 g/cm 3 ) in a volume of 2.52 m 3 ;
- облегченный цементный раствор (ПЦТ II 50 + пенокерамика плотностью 1450 кг/м3 (1,45 г/см3) в объеме 0,36 м3 для перекрытия второго водоносного пласта;- lightweight cement mortar (PCT II 50 + ceramic foam with a density of 1450 kg/m 3 (1.45 g/cm 3 ) in a volume of 0.36 m 3 to cover the second aquifer;
- ВУС (водный раствор полиакриламида плотностью 1,18г/см3) в объеме 0,27 м3 - VUS (aqueous solution of polyacrylamide with a density of 1.18 g/cm 3 ) in a volume of 0.27 m 3
- облегченный цементный раствор (ПЦТ II 50 + пенокерамика плотностью 1450 кг/м3) в объеме 0,54 м3 для перекрытия забойной части вместе с продуктивным пластом. - lightweight cement mortar (PCT II 50 + ceramic foam with a density of 1450 kg/m 3 ) in a volume of 0.54 m 3 to cover the bottomhole part along with the productive formation.
Далее продавили цементный раствор за обсадную колонну закачкой бурового раствора внутрь стеклопластиковой колонны в объеме 9,75 м3. После закачки расчетного объема продавки стравили давление до нуля, проверили работу обратного клапана. Клапан держит. Скважину оставили на время ОЗЦ – 48 часов. Next, we pushed the cement solution behind the casing by pumping drilling mud into the fiberglass column in a volume of 9.75 m 3 . After pumping in the calculated volume, the pressure was released to zero and the operation of the check valve was checked. The valve holds. The well was left for the duration of the OCT – 48 hours.
По истечении времени ОЗЦ спуском в стеклопластиковую колонну перфоратора произвели плановую перфорацию продуктивного зацементированного участка и получили приток нефти.After the time had passed, the OPC carried out a planned perforation of the productive cemented area by lowering the perforator into the fiberglass column and obtained an influx of oil.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2811127C1 true RU2811127C1 (en) | 2024-01-11 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1090851A1 (en) * | 1982-05-19 | 1984-05-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Method of finishing wells |
| US4716965A (en) * | 1985-04-11 | 1988-01-05 | Shell Oil Company | Installing casing with improved casing/cement bonding |
| SU1578314A1 (en) * | 1987-09-07 | 1990-07-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method of stepped pressure grouting of borehole |
| US5452764A (en) * | 1992-09-28 | 1995-09-26 | Mobil Oil Corporation | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements |
| RU2109128C1 (en) * | 1994-07-27 | 1998-04-20 | Афридонов Ильдар Фаатович | Method of injecting into wells |
| RU2757835C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for cementing fiberglass casing and device for its implementation |
| RU2797167C1 (en) * | 2022-12-27 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well cementing method |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1090851A1 (en) * | 1982-05-19 | 1984-05-07 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Method of finishing wells |
| US4716965A (en) * | 1985-04-11 | 1988-01-05 | Shell Oil Company | Installing casing with improved casing/cement bonding |
| SU1578314A1 (en) * | 1987-09-07 | 1990-07-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method of stepped pressure grouting of borehole |
| US5452764A (en) * | 1992-09-28 | 1995-09-26 | Mobil Oil Corporation | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements |
| RU2109128C1 (en) * | 1994-07-27 | 1998-04-20 | Афридонов Ильдар Фаатович | Method of injecting into wells |
| RU2757835C1 (en) * | 2021-04-15 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for cementing fiberglass casing and device for its implementation |
| RU2797167C1 (en) * | 2022-12-27 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well cementing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2410514C1 (en) | Method for well construction | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2811127C1 (en) | Method for killing well with fiberglass casing | |
| RU2427703C1 (en) | Procedure for construction of wells of multi-pay oil field | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2818637C1 (en) | Method of well completion with fiberglass casing string | |
| RU2378495C2 (en) | Well filter installation method | |
| RU2444611C1 (en) | Isolation method of productive formation from bottom water inflow | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| CN205840841U (en) | A kind of single-direction balls valve type cement stripper tube piecing devices | |
| RU2186203C2 (en) | Method of well operation | |
| RU2740973C1 (en) | Method for combined production of oil of multi-layer deposits | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2295626C2 (en) | Method for isolating beds during fastening of operation column | |
| RU2795281C1 (en) | Well completion method | |
| RU2369724C1 (en) | Method of oil deposit development |