SU1173034A1 - Способ разобщени пластов в скважинах - Google Patents
Способ разобщени пластов в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- SU1173034A1 SU1173034A1 SU843719025A SU3719025A SU1173034A1 SU 1173034 A1 SU1173034 A1 SU 1173034A1 SU 843719025 A SU843719025 A SU 843719025A SU 3719025 A SU3719025 A SU 3719025A SU 1173034 A1 SU1173034 A1 SU 1173034A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- pressure
- column
- amplitude
- longitudinal wave
- decrease
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
СПОСОБ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ, включающий закачку цементного раствора в заколонное пространство , снижение давлени в колонне после окончани схватывани цементного раствора и последующее восстановление давлени , отличающийс тем, что, с целью повыщени эффективности разобщени пластов за счет уменьщени веро тности перетоков флюида на контакте колонны с цементом , до снижени давлени определ ют исходное значение амплитуды акустической продольной волны по колонне, а давление в ней снижают вначале на 10-15% от величины полного снижени давлени , затем при полученном давлении в колонне отмечают вре.м восстановлени амплитуды акустической продольной волны до ис.ходного ее значени , после чего осуществл ют дальнейщее снижение давлени в колонне, причем темп снижени давлени принимают не более величины отнощени первоначального & снижени давлени к отмеченному времени восстановлени амплитуды акустической про (Л дольной волны до ее исходного значени . ъ Xh ч : :j 00 о CO Т-I-I-I-I-i-I-1-I-I-I-r л 23A.. Орем после сниже(и даКленс /г, vcrc I I I I 5 ffue.l | 6
Description
Изобретение относитс к бурению скважин различного назначени (в том числе нефт ных и газовых скважин) и может быть использовано конкретно при цементировании этих скважин. Целью изобретени вл етс повышение эффективности разобщени пластов за счет уменьшени веро тности перетоков флюида на контакте колонны с цементом. На фиг. 1 показан график восстановлени амплитуд акустической продольной волны по колонне (Ах) после быстрого снижени давлени в колонне. На фиг. 2 показаны графики изменени амплитуды АК (1) в процессе задаваемого медленного снижени давлени в колонне Р (2). Способ осуш,ествл ют следующим образом . В заколонное пространство зат гивают цементный раствор. По истечении определенного времени (после окончани схватывани цементного раствора) определ ют исходное значение акустической продольной волны по колонне, затем давление в колонне снижают . Между колонной и цементным кольцом образуетс зазор. Поскольку этот зазор обусловлен деформацией колонны на сжатие внешним перепадом давлени (примерно 2-3 мк на 10 кгс/см) и уменьшаетс после этого в св зи с деформацией текучести глинистых пород и воздействием соответствующей дополнительной нагрузки на цементное кольцо, то основной задачей вл етс предотвращение условий, при которых происходит увеличение зазора, некомпенсированное внешней деформацией. Дл этого , например, помещают прибор дл акустического контрол цементировани (типа АКЦ-36) в колонну ниже бащмака насоснокомпрессорных труб в интервале перемычки между объектом испытани и водоносным пластом на участке с наименьшим значением амплитуд АХ, затем, создав предварительно избыточное давление в межтрубье, например, воздухом пор дка 80-100 кгс/см производ т сброс воздуха произвольным (но не медленнее, чем за 5 мин) темпом, одновременно регистриру измен ющиес амплитуды АК. Уменьшив давление на 10-15% от первоначального (при заданном 80 кгс/см это составит пор дка 10 кгс/см, участок а на фиг. 2), продолжают регистрацию амплитуды АК до восстановлени ее величины до исходного значени AI. Начальное снижение давлени на величину менее 10% от прин той величины снижени давлени не вл етс целесообразным из-за инерционности деформационных влений в заколонном пространстве при недостаточных избыточных давлени х. Снижение давлени на величину более 15% также нецелесообразно, но уже из-за возможного прорыва пластового флюида на контакте колонны с цементным кольцом. Восстановление амплитуд A,jобусловлено деформацией пород, например затеканием глинистых пород перемычки и соответствующим уменьшением зазора цемент-колонна. Таким образом зазор, образованный снижением давлени от Pj до Pj, восстановитс за врем Та + Т, где TQ.- врем снижени давлени (в течение него уже происходит затекание глинистых пород). Т,;- - врем деформации пород при неизменном давлении в колонне. Pj и РЗ - давление компрессора в межтрубье, соответственно начальное и после указанного частичного сброса. Поскольку полна компенсаци зазора могла бы быть только при скорости изменени заданной ступени давлени за врем Ta + Tfi-, то дальнейший темп изменени давлени в колонне задают не большим, чем найденное отношение Pj-Рг,/Та.. Такой темп обеспечивает посто нство величины АК. (участок в на фиг. 2) и, следовательно , отсутствие увеличени зазора цемент-колонна . В дальнейшем, при самопроизвольном уменьшении скорости восстановлени зазора (права часть графика j необходимо соответственно уменьшить и темп сброса давлени (примерно в 2-3 раза). Контроль AR ведут в течение всего периода сброса давлени , в случае необходимости (при временном увеличении АК) сброс давлени приостанавливают подобно тому, как это делалось на участке б фиг. 2. Давление в любой момент определ ют по результатам визуального отсчета давлений по манометру компрессора, либо регистрируют непосредственно с выхода тензодатчика, помещенного с скважинным прибором в интервал перемычки. Таким образом, вначале отмечают врем восстановлени амплитуды акустической продольной волны до исходного ее значени . Дальнейшее снижение давлени принимают с темпом не более величины отношени первоначального снижени давлени к отмеченному времени восстановлени амплитуды акустической продольной волны до ее исходного значени . Пример реализации способа. В скважине глубиной 2750 м при частичном сбросе давлени на 30 кгс/см аппаратурой АКЦ-36 было определено врем восстановлени амплитуд АК около 0,8 ч, т.е. отношение составило около 37,5 кгс/см /ч. В соответствии с этим дальнейший сброс давлени (всего на 70 кгс/см 2) произведен за 2,5 ч, т.е. со скоростью несколько меньшей , чем найденна . В результате получен приток нефти с фильтратом с начальным дебитом 0,9 , пластова вода в притоке не отмечена, что указывает на отсутствие заколонных сообщений с нижними водоносными пластами при освоении по предлагаемому способу.
Таким образом, положительный эффект св зан с уменьшением количества воды, поступающей по заколонному пространству в интервал перфорации при испытании объектов с близкорасположенной нижней водой, поскольку к моменту начала зазор между цементным кольцом и колонной не увеличен в сравнении с начальным. Кратковремен
ное увеличение зазора, задаваемое в начальный период (участки а, б фиг. 2) дл определени скорости восстановлени , не опасны , поскольку дл большинства глинистых пластов приток обычно начинаетс при снижении давлени не менее, чем на 40- 50 кгс/см в сравнении с начальным гидростатическим . Опробывание способа медленного снижени давлени по предлагаемому способу показало высокую его эффективность и в других скважинах.
Та
TS
врем снижени час фиг. 2
Claims (1)
- СПОСОБ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ, включающий закачку цементного раствора в заколонное пространство, снижение давления в колонне после окончания схватывания цементного % <иЧ к раствора и последующее восстановление давления, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разобщения пластов за счет уменьшения вероятности перетоков флюида на контакте колонны с цементом, до снижения давления определяют исходное значение амплитуды акустической продольной волны по колонне, а давление в ней снижают вначале на 10—15% от величины полного снижения давления, затем при полученном давлении в колонне отмечают время восстановления амплитуды акустической продольной волны до исходного ее значения, после чего осуществляют дальнейшее снижение давления в колонне, причем темп снижения давления принимают не более величины отношения первоначального снижения давления к отмеченному времени восстановления амплитуды акустической продольной волны до ее исходного значения.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843719025A SU1173034A1 (ru) | 1984-03-29 | 1984-03-29 | Способ разобщени пластов в скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843719025A SU1173034A1 (ru) | 1984-03-29 | 1984-03-29 | Способ разобщени пластов в скважинах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1173034A1 true SU1173034A1 (ru) | 1985-08-15 |
Family
ID=21110653
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843719025A SU1173034A1 (ru) | 1984-03-29 | 1984-03-29 | Способ разобщени пластов в скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1173034A1 (ru) |
-
1984
- 1984-03-29 SU SU843719025A patent/SU1173034A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Данюшевский В. С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973, с. 150. Авторское свидетельство СССР № 583284, кл. Е 2 В 33/14. 1974. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SU1173034A1 (ru) | Способ разобщени пластов в скважинах | |
RU2121062C1 (ru) | Способ извлечения метана из угольного пласта | |
RU2065930C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта | |
RU2199000C2 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
SU1199906A1 (ru) | Способ креплени скважин | |
SU1716089A1 (ru) | Способ изол ции пласта | |
RU2126880C1 (ru) | Способ изоляции заколонных перетоков газа | |
RU2272890C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ | |
RU2001260C1 (ru) | Способ определени дебита и газового фактора действующей нефт ной скважины | |
RU2163666C1 (ru) | Способ вызова или увеличения притока флюида в скважинах | |
RU2121559C1 (ru) | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине | |
SU1512874A1 (ru) | Способ эксплуатации подземных хранилищ газа в многопластовых неоднородных коллекторах | |
SU1618874A1 (ru) | Способ определени качества цементного кольца | |
SU771325A1 (ru) | Способ опрессовки обсадных колонн | |
US6874580B2 (en) | Method for enhancing well productivity | |
RU2085718C1 (ru) | Способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины | |
SU1461875A1 (ru) | Способ освоени скважин | |
SU583284A1 (ru) | Способ разобщени пластов в обсаженных скважинах | |
SU1004613A1 (ru) | Способ креплени скважин в услови х высоконапорного водопро влени | |
SU1432197A1 (ru) | Способ цементировани скважин | |
SU972145A1 (ru) | Способ гидравлической обработки высокогазоносного угольного пласта | |
SU1406338A1 (ru) | Способ разобщени нефтегазоводоносных пластов в эксплуатационных скважинах | |
SU717283A1 (ru) | Способ цементировани скважин | |
RU2018629C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
SU899870A1 (ru) | Способ бесфильтровой эксплуатации скважин |