SU1534183A1 - Способ обратного цементировани обсадных колонн - Google Patents
Способ обратного цементировани обсадных колонн Download PDFInfo
- Publication number
- SU1534183A1 SU1534183A1 SU884390945A SU4390945A SU1534183A1 SU 1534183 A1 SU1534183 A1 SU 1534183A1 SU 884390945 A SU884390945 A SU 884390945A SU 4390945 A SU4390945 A SU 4390945A SU 1534183 A1 SU1534183 A1 SU 1534183A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- casing
- buffer
- gas
- time
- cement slurry
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к области бурени нефт ных и газовых скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретени - повышение достоверности определени момента поступлени тампонажного раствора в обсадную колонну. Закачивают в затрубное пространство перед тампонажным раствором меченую путем аэрировани пачку буферной жидкости. При этом объемное содержание в буферной жидкости газа дл условий забо скважины поддерживают не менее 0,5%. На забое в обсадной колонне скважины возбуждают и регистрируют акустические волны. Момент прохождени пачки буферной жидкости определ ют по нулевым значени м амплитуды акустических волн. Использование данного способа позвол ет осуществить процесс обратного цементировани с остановкой его точно в требуемый момент времени. Это позвол ет значительно сократить затраты времени и средств. 1 табл.
Description
Изобретение относитс к области бурени нефт ных и газовых скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Целью изобретени вл етс повышение достоверности определени момента поступлени тампонажного раствора в обсадную колонну.
Как следует из экспериментальных данных (таблица), rtpn объемном газосодержании растворов 0,5$ и более акустические волны, возбуждаемые в обсадной колонне аппаратурой АКЦ, полностью затухают. Поэтому преднамеренное аэрирование буферной жидкости позвол ет определить момент
поступлени тампонажного раствора в обсадную колонну по уменьшению амплитуд акустических волн и дать точную команду дл окончани процесса цементировани .
Способ осуществл ют следующим образом .
В обсадную колонну, подготовленную к цементированию и снабженную лубрикатором, на каротажном кабеле спускают скважинный прибор аппаратуры АКЦ и устанавливают его в нижней части обсадной колонны на рассто ний 15-20 м от ее башмака. В затрубное пространство закачивают пачку мечесл
со
4
ОС
ос
ной путем аэрировани буферной жидкости объемом 1,0-1,5 м3. Степень аэрации должна быть такой, чтобы в буферной жидкости, приведенной к услови м забо данной скважины, было не менее 0,5 об.% газа. После этого начинают закачивать тампонажный раствор . Одновременно с этим включают и настраивают аппаратуру АКЦ согласно инструкции на ее применение, после чего возбуждают и регистрируют непрерывно акустические волны с амплитудой Лц с помощью каротажного фоторегистратора . Контроль за процессом цементировани осуществл ют визуально путем наблюдени за значени ми амплитуды А„.
В процессе цементировани промывочна жидкость, вытесн ема из за- трубного пространства, проходит в обсадную колонну и движетс мимо скважинного прибора аппаратуры ЛКЦ. При этом значени амплитуды А к остаютс на уровне, близком к их максимальным значени м. При поступлении аэрированной буферной жидкости в обсадную колонну значени амплитуды Ak резко снижаютс до нулевого уровн , что служит сигналом о поступлении в обсадную колонну буферной жидкости Последующее возрастание этой амплитуды свидетельствует о том, что в обсадную колонну начала поступать смесь буферной жидкости и тампонаж- ного раствора. Дальнейшее увеличение Ак до значени , близкого к максимальному , означает, что в обсадную колонну начал поступать чистый тампонажный раствор. Этот момент и будет служить сигналом дл окончани цементировани .
Пример. При проведении экспериментов по изучению качества цементировани в скважине, ствол которой на глубину 3900 м обсажен 25 мм колонной, проводили цементирование 506 м колонны НКТ диаметром 60,3 мм, спущенной в обсадную мм колонну длиной 5Ю.М. Нижн часть обсадной колонны была заглушена, а ее полость заполнена буровым раствором плотностью 1,35 г/см3. Устьевое оборудование содержало специальную головку, позвол ющую осуществл ть обратную циркул цию.
В колонне НКТ, снабженной лубри- кагором, на каротажном кабеле на глубину 91 м был спущен скважинный при0
5
0
бор аппаратуры АКЦ-Зб. После этого в пространство между обсадной колонной и колонной НКТ закачали аэрированную буферную жидкость в количестве 0,5 м3 со степенью аэрации ,5, рассчитанной по следующей методике.
Плотность газовой фазы в забойных услови х определ етс приближенно как отношение массы 1 кмоль воздуха к мольному объему воздуха, равному 0,2 м3/кмоль:
Ь- 572 й5 кг/м3
где 29 кг/кмоль - масса 1 кмоль воздуха .
Растворимость воздуха в воде определ етс
С
МгС Р.
где « - масса 1 кмоль воздуха;
G - максимальный объем растворенного воздуха в 1 м3 воды;
-забойное давление;
-газова посто нна ;
-абсолютна температура;
о - плотность воды в буферной 1 жидкости.
Р R
Т
Известно, что максимальна растворимость газа в 1 м3 воды в термобарических услови х составл ет Ц м3/м3. Объем воды р, 1000 кг/м3 беретс при Т 15,55°С и Р 1 кгс/ем2.
40
29 - - 1 Т6обг289гб7Й§2
0,005.
5
0
Находим мольную долю вод ного пара в забойных услови х. По формуле Осборна-Майерса давление насыщени паров прин то 1 кгс/см2. При забойном давлении 51 кг/см2 имеем (ф
1
51
Концентраци воды в газовой фазе определ етс по формуле
-Ел )
р
v
0,02.
1
1 +
-- -
ft Kj
где u, масса 1 кмоль смеси газов;
---Г-д-бГ 2§ -° 0125 + о,02 Т8
к
Объем газа в забойных услови х должен составить 0,5% от объема жилкой фазы, т.е. 0,0025 м3.
Итого: объем буфера V 6 0,5 + « 0,0025 « 0,5025 м3; вес воздуха Gr 0,0025 0,38 кг; вес воды G e - 0,5 1000 500 кг.
Плотность буферной жидкости в забойных услови х должна быть
Г--Ы--995 кг/м5
Отношение объема воздуха к объему воды с учетом взаимного перехода фаз под действием Т и Р
л, ,.Ъ:л Ш-ЩЛ
о - Р, П . ibc
P-PI
0,005,
Р, Pt Р
где р4 - плотность жидкой фазы; плотность газовой фазы; плотность буферной жидкости . Отношение массы воздуха к массе
жидкой фазы
. /эрг (1-К) + С
ри:сГ: 7ПькУ
О (1 - 0А0125ЯООО-01005
TooeTT - o oosT - oToos TlsTT-o oTIs
лась на этом уровне примерно 30 с, после чего быстро (5-6 с) увеличилась до прежнего, максимального значени . В этот момент времени процесс цементировани был остановпен. Сразу же после этого скважинный прибор АКЦ-Зб был подн т до глубины 250 м от усть скважины, после чего зацементированные колонны были оставлены на ОЗЦ.
Через 2k ч скважинный прибор АКЦ- 36 начали спускать вниз. Прибор остановилс на глубине 81 м от усть , вследствие посадки его на цементный стакан. После окончани экспериментов зацементированные колонны были подн ты и разработаны. При этом наличие цементного стакана было уста0 новлено ниже глубины 83 м от усть скважины.
Применение описываемого способа позволит осуществл ть процесс обратного цементировани с остановкой его
5 точно в требуемый момент времени. Это позволит значительно сократить затраты времени и средств, св занные с разбуриванием излишних цементных стаканов в обсадных колоннах.
5
- 0,0058 или
ft ЈiYi РГ
где Va - расход газовой фазы; V, - расход жидкой фазы,
1Л29 -V
Тобб -v,
т.е.
0,0058
Минимальна степень аэрации dтогда V
v
ҐiV ,
1000 Ог058
TTzV
Затем начали закачивать расчетный объем цементного раствора 5200 л. Одновременно с этим включили и отка- либровали аппаратуру АКЦ-36. При этом амплитуда Ак имела максимальное значение . Через 8 мин после начала цементировани амплитуда A k быстро (2-3 с) снизилась до нул и остава40
45
,5.
50
7153М838
Claims (1)
- Формула изобретени мента поступлени тампонажного раствора в обсадную колонну, буфернуюСпособ обратного цементировани жидкость мет т путем аэрировани ,обсадных колонн, включающий закачкупричем объемное содержание в нейв затрубное пространство перед там-газа дл условий забо скважины подпонажным раствором пачки меченой бу-держивают не менее 0,5%, на забоеферной жидкости и последующую регист-в обсадной колонне скважины возбужрацию момента поступлени тампонаж-дают и регистрируют акустическиеного раствора за буферной жидкостью .Q волны, а момент прохождени пачкив обсадную колонну по показани м гео-буферной жидкости определ ют по нуфизической аппаратуры, о т л и ч а -левым значени м амплитуды акустичесю щ и и с тем, что, с целью повы-ких волн, шени достоверности определени мо
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884390945A SU1534183A1 (ru) | 1988-01-07 | 1988-01-07 | Способ обратного цементировани обсадных колонн |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884390945A SU1534183A1 (ru) | 1988-01-07 | 1988-01-07 | Способ обратного цементировани обсадных колонн |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1534183A1 true SU1534183A1 (ru) | 1990-01-07 |
Family
ID=21360692
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884390945A SU1534183A1 (ru) | 1988-01-07 | 1988-01-07 | Способ обратного цементировани обсадных колонн |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1534183A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7654324B2 (en) | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US7938186B1 (en) | 2004-08-30 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
RU2614833C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин |
-
1988
- 1988-01-07 SU SU884390945A patent/SU1534183A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Булатов А.И. Технологи цементировани нефт ных и газовых скважин. П.: Недра, 1973, с.259-26 1. Авторское свидетельство СССР IT 129151, кл. Е 21 В 33/1, I960. ( СПОСОБ ОБРАТНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАЛНИХ КОЛОНН * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7938186B1 (en) | 2004-08-30 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7654324B2 (en) | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US8162047B2 (en) | 2007-07-16 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
RU2614833C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9677337B2 (en) | Testing while fracturing while drilling | |
US20040065440A1 (en) | Dual-gradient drilling using nitrogen injection | |
US20040104052A1 (en) | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing | |
US4689775A (en) | Direct radiator system and methods for measuring during drilling operations | |
ATE234416T1 (de) | Verfahren zur spaltenbildung und abstützung einer unterirdischen lagerstätte | |
EP0244076A3 (en) | Downhole circulation pump | |
US20090159337A1 (en) | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole | |
SU1534183A1 (ru) | Способ обратного цементировани обсадных колонн | |
CA1240982A (en) | Method and system for drill stem breakout during drilling operations | |
US20010022224A1 (en) | Cementing spacers for improved well cementation | |
EA006033B1 (ru) | Способ освобождения прихваченной бурильной трубы | |
US9322232B2 (en) | System and method for inhibiting an explosive atmosphere in open riser subsea mud return drilling systems | |
RU2190086C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины | |
RU2019689C1 (ru) | Способ испытания скважин | |
SU874977A1 (ru) | Способ заканчивани скважин | |
SU1528900A1 (ru) | Способ определени изменени забойного давлени при спускоподъемных операци х | |
SU1601368A1 (ru) | Способ испытани пластов | |
SU1571218A1 (ru) | Способ изол ции поглощающих пластов в скважинах | |
SU1555471A1 (ru) | Способ определени зашламленности ствола скважины | |
SU1162943A1 (ru) | Способ цементировани обсадных колонн в скважинах | |
SU1546612A1 (ru) | Способ изоляции пластовых вод в скважине 2 | |
SU794181A1 (ru) | Способ бурени скважин | |
SU1183673A1 (ru) | Способ определени места порыва обсадной колонны в скважине | |
RU2011806C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором | |
SU1199924A1 (ru) | Способ гидродинамических исследований в процессе бурени скважины |