SU1193268A1 - Способ изол ции поглощающих пластов - Google Patents
Способ изол ции поглощающих пластов Download PDFInfo
- Publication number
- SU1193268A1 SU1193268A1 SU843743725A SU3743725A SU1193268A1 SU 1193268 A1 SU1193268 A1 SU 1193268A1 SU 843743725 A SU843743725 A SU 843743725A SU 3743725 A SU3743725 A SU 3743725A SU 1193268 A1 SU1193268 A1 SU 1193268A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- component
- jets
- pumping
- filling pipes
- pipes
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛО ЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ путем закачки через колонну заливочных труб одного компонента и последующей закачки второго компонента в интервал размещени первого компонента при осевом перемещении заливочных труб, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности изол ции пластов путем обеспечени возможности гидравлической обработки стенок скважины и одновременного повышени равномерности смешени компонентов смеси в забойных услови х , в первый компонент при его закачке ввод т инертный материал с закупоривающими свойствами, а второй компонент закачивают в интервал размещени первого компонента гидромониторными стру ми, причем заливочные трубы при закачке второго компонента дополнительно вращают. 2. Способ по .п. 1, отличающийс тем, что заливочные трубы перемещают по глубине скважины в режиме смещени гидромониторных струй на рассто ние между ни- § ми за каждый оборот заливочных труб.
Description
Изобретение относитс к бурению скважин , в частности к способам изол ции поглощающих пластов в скважинах различного назначени .
Цель изобретени - повыщение эффективности изол ции пластов путем обеспечени возможности гидравлической обработки стенок скважины и одновременное повыщение равномерности смещени компонентов смеси в забойных услови х. На чертеже представлена установка дл . реализации предлагаемого способа.
Установка содержит заливочные трубы 1, забойный смеситель 2 с гидромониторными насадками 3, разделительную пробку 4, поглощающий пласт 5, первый компонент б с введенным в него инертным материалом, с закупоривающими свойствами, второй компонент 7 и втулку 8.
Способ осуществл ют следующим образом .
После вскрыти поглощающего пласта 5 уточн ют глубины залегани его кровли и подошвы путем анализа имеющихс материалов механического, фильтрационного каротажа , геофизических и гидродинамических исследований. Рассчитывают необходимый объем исходных компонентов тампонирующей смеси с закупоривающими свойствами, плотность столба жидкостей в скважине, обеспечивающей заполнение затрубного пространства на всю его высоту, а также режим их закачки - давление, производительность насосов в зависимости от числа и диаметра гидромониторных-насадок 3.
Необходимо дл возможности управлени процессом изол ции поглощающих пластов перед его проведением, а также в период его осуществлени добитьс подъема уровн жидкостей (бурового и тампонажного растворов) в скважине до усть . Это достигаетс , например, уравновещиванием давлени в скважине с пластовым либо посредством снижени плотности жидкостей - заменой их на более легкие, либо путем аэрации жидкостей компрессором.
Заливочные трубы 1, оборудованные внизу забойным смесителем 2, спускают до подошвы поглощающего пласта 5 и, если необходимо , заполн ют затрубное пространство аэрированным буровым раствором.
Насосами цементировочного агрегата, подсоединенными к буровому манифольду и к заливочным трубам, закачивают вначале первый компонент тампонажной смеси с инертным материалом с закупоривающими свойствами. Затем подают разделительную пробку 4, после чего закачивают второй компонент и осуществл ют их продавливание буровым раствором. Подача инертного материала в первом компоненте обеспечивает услови замкнутого объема при закупоривании каналов поглощени , что исключает потери гидравлической энергии при обработке стенок скважины высоконапорными гидравлическими (гидромониторными) стру ми .
До посадки пробки 4 во втулку 8 последс н находитс в верхнем положении и перекрывает гидромониторные насадки 3. После посадки пробки в седло втулки 8 увеличением давлени опускают втулку 8 до упора, что приводит к открытию отверстий насадок. Затем трубы поднимают из
0 расчета установки нижнего конца забойного смесител над верхним уровнем первого компонента.
После этого второй компонент подают насосами с производительностью, обеспечивающей такую скорость истечени (не менее 60 м/с), что он проходит сквозь всю толщу первого компонента и обеспечивает завихрение выход щей струи после ее дохождени до стенок скважины. Заливочные трубы при этом одновременно с расчетными скорост ми вращают и перемещают вниз. При оптимальном варианте заливочные трубы перемещают по глубине на рассто ние, равное рассто нию между смежными гидромониторными насадками на каж5 дый оборот заличпой колонны.
После дохождени .забойного смесител до подощвы поглощ.ающего пласта насосы останавливают, а заливочные трубы поднимают над его кровлей. Затем закрывают
0 превентор и закачивают под давлением продавочную жидкость в объеме, равном или несколько большем, чем объем тампонирующей смеси. При этом момент начала закачки этого объема продавочной жидкости выбираетс таким, что после попадани тампонирующей смеси в каналы .поглощени она схватываетс через минимальное врем . Пример. На основании проведенных геофизических и гидродинамических исследований , механического и фильтрационного каротажа установлена мощность поглощающего
интервала (1820-1830 м), интенсивность поглощени (40 ) и статический уровень (30 м). Поглощающий пласт представлен трещиноватыми диабаза.ми.
Изол цию осуществл ют тампонирующей
2 смесью, состо щей из полимерной смолы М-19 и отвердител - щавелевой кислоты 3,5%-ной концентрации, при соотношении их объемов 2:1. Общий объем смеси 4,5 м , из нее: смолы М-19 3 м и раствора щавелевой кислоты 1,5 м . Дл улучшени коль0 матации в смолу добавлено 120 кг шлака, просе нного через сито с размерами отверстий 5 мм. Незначительное изменение соотношени компонентов приводит к резкому изменению сроков отверждени с.меси. Забойный смеситель имеет дев ть радиальных гидромониторных насадок с диаметром на выходе 6 мм, размещенных на рассто нии 150 мм одна от другой по высоте на его боковой поверхности. Дл обеспечени скорости истечени струй из -отверстии насадок , равной 70 м/с, производительность закачки должна быть равной 18 л/с. Работы по изол ции выполн ют в следующей последовательности. Забойный смеситель спускают на глубину 1832 м. Насосами цементировочных агрегатов через буровой манифольд закачивают в трубы вначале аэрированный с помощью компрессора буровой раствор до выхода его на устье. Затем закачивают в трубы первьш компонент - смесь из 3 м -смолы М-19, и 120 кг шлака, опускают в трубы разделительную пробку и закачивают второй компонент - 1,5 м раствора щавелевой кислоты. Компоненты при закачивании аэрируют компрессором. После вытеснени первого компонента в затрубноо- пространство разделительна пробка садитс в гнездо и перекрывает центральный канал забойного смесител , что контролируетс на устье по объему прокачанной жидкости и росту давлени закачки . Первый компонент занимает часть объема скважины в интервале 1832-1795 м, равную 37 м. После этого забойный смеситель поднимают до верхнего уровн нервого компонента, который опускаетс до глубины 1810 .м. Второй компонент затем начинают продавливать с расчетной производительностью (18 л/с), одновременно враща и перемеща забойный смеситель вниз. Скорость перемещени рассчитывают исход из рассто ни между смежными гидромониторными стру ми, времени нродавки второго компонента и высоты столба первого компонента. В данном случае врем закачки второго компонента составл ет 83 с. При этом линейна скорость перемещени равна 0,23 м/с. Частоту, вращени принимают максимально возможной, что обеспечивает лучшее смещение компонентов (например, 41 ). В течение 83 с забойное устройство совершает 345 об. После вытеснени в затрубное пространство второго компонента вращение и опускание вниз заливочных труб прекращают , поднимают их вверх из расчета установки нижнего торца забойного смесител на глубине 1790 м, закрывают нревентор и закачивают под давлением 4,5 м бурового раствора (это объем, равный суммарному объему обоих компонентов тампонирующей смеси). На этом процесс изол ции зоны поглощени заканчиваетс . 11редлагае.м1)|й способ позвол ет управл ть процессом изол ции зоны поглощени на всех этапах, повысить качество смешени ко.мпонентов и в целом обеспечить высокую эффективность изол ционных работ.
Claims (2)
1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ путем закачки через колонну заливочных труб одного компонента и' последующей закачки второго компонента в интервал размещения первого ком понента при осевом перемещении заливочных труб, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции пластов путем обеспечения возможности гидравлической обработки стенок скважины и одновременного повышения равномерности смешения компонентов смеси в забойных условиях, в первый компонент при его закачке вводят инертный материал с закупоривающими свойствами, а второй компонент закачивают в интервал размещения первого компонента гидромониторными струями, причем заливочные трубы при закачке второго компонента дополнительно вращают.
2. Способ по π. 1, отличающийся тем, что заливочные трубы перемещают по глубине скважины в режиме смешения гидромониторных струй на расстояние между ни- <g ми за каждый оборот заливочных труб. -
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843743725A SU1193268A1 (ru) | 1984-05-16 | 1984-05-16 | Способ изол ции поглощающих пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843743725A SU1193268A1 (ru) | 1984-05-16 | 1984-05-16 | Способ изол ции поглощающих пластов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1193268A1 true SU1193268A1 (ru) | 1985-11-23 |
Family
ID=21120183
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843743725A SU1193268A1 (ru) | 1984-05-16 | 1984-05-16 | Способ изол ции поглощающих пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1193268A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5016711A (en) * | 1989-02-24 | 1991-05-21 | Shell Oil Company | Cement sealing |
US5207831A (en) * | 1989-06-08 | 1993-05-04 | Shell Oil Company | Cement fluid loss reduction |
RU2498047C1 (ru) * | 2012-06-01 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ приготовления тампонажной композиции в скважине |
-
1984
- 1984-05-16 SU SU843743725A patent/SU1193268A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 823559, кл. Е 21 В 33/138, 1981. Авторское свидетельство СССР № 866131, кл. Е 21 В 33/138, 1981. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5016711A (en) * | 1989-02-24 | 1991-05-21 | Shell Oil Company | Cement sealing |
US5207831A (en) * | 1989-06-08 | 1993-05-04 | Shell Oil Company | Cement fluid loss reduction |
RU2498047C1 (ru) * | 2012-06-01 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ приготовления тампонажной композиции в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2405391C (en) | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
AU2002300782B2 (en) | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
US6725933B2 (en) | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
US4102401A (en) | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers | |
RU2315171C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
RU2191896C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US4298066A (en) | Process and device for injecting a liquid agent used for treating a geological formation in the vicinity of a well bore traversing this formation | |
SU1193268A1 (ru) | Способ изол ции поглощающих пластов | |
EA031825B1 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пластов в скважине и устройство для его осуществления | |
RU2740505C1 (ru) | Способ кислотной обработки открытого горизонтального ствола скважин | |
RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
RU2081296C1 (ru) | Способ укрепления призабойной зоны газовой скважины, сложенной слабосцементированными коллекторами, и устройство для его осуществления | |
RU2086752C1 (ru) | Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине | |
RU2112133C1 (ru) | Способ изоляции поглощающих пластов | |
SU1618870A1 (ru) | Способ цементировани скважин | |
RU2009311C1 (ru) | Способ тампонирования скважин | |
SU1206431A1 (ru) | Способ изол ции подошвенной воды в нефт ной скважине | |
RU2121568C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону пласта и устройство для его осуществления | |
SU1530764A1 (ru) | Способ изол ции взаимодействующих пластов | |
RU2601879C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта | |
RU2280155C2 (ru) | Способ воздействия на околоскважинное пространство продуктивного пласта | |
SU1657610A1 (ru) | Способ изол ции поглощающего или водопро вл ющего пласта | |
RU2775319C1 (ru) | Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
RU2170334C2 (ru) | Способ установки цементного моста | |
RU2392418C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине |