SU1567761A1 - Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata - Google Patents
Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata Download PDFInfo
- Publication number
- SU1567761A1 SU1567761A1 SU884423332A SU4423332A SU1567761A1 SU 1567761 A1 SU1567761 A1 SU 1567761A1 SU 884423332 A SU884423332 A SU 884423332A SU 4423332 A SU4423332 A SU 4423332A SU 1567761 A1 SU1567761 A1 SU 1567761A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- cavity
- well
- shank
- sump
- cement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к способам заканчивани геотермальных, а также нефт ных, газовых и других скважин, вскрывающих неустойчивые продуктивные пласты. С целью повышени эффективности закреплени неустойчивых пород в зоне залегани пласта при высоких скорост х воды, способ заканчивани геотермальной скважины включает вскрытие пласта и создание зумпфа под ним бурением из-под обсадной колонны скважины, опущенной до кровли пласта, создание цилиндрической полости расширкой открытого ствола скважины под зацементированной обсадной колонной и размещение фильтрующего материала в этой полости. Между стенкой полости и щелевым хвостовиком закачивают цементно-песчаную смесь, после ее затвердени цементно-песчаный камень за щел ми хвостовика против высокопроницаемого интервала пласта раздробл ют, создава в нем густую сеть фильтрационных трещин и микротрещин. С целью повышени качества цементировани полости при закачке цементно-песчаной смеси щелевую секцию хвостовика спускают в зумпф скважины, и после размещени смеси в полости и над полостью за хвостовиком последний поднимают и его щелевую секцию располагают против высокопроницаемого интервала пласта. Причем цементно-песчаную смесь закачивают с учетом компенсации объема извлекаемых из скважин труб при подъеме хвостовика из зумпфа после закачки смеси. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.The invention relates to methods for completing geothermal, as well as oil, gas and other wells, which reveal unstable reservoirs. In order to increase the stability of unstable rocks in the zone of the reservoir at high water speeds, the method of completing a geothermal well includes opening the reservoir and creating a sump below it by drilling from under the casing of the well, creating a cylindrical cavity by expanding the open wellbore under cemented casing and placement of filter material in this cavity. A cement-sand mixture is pumped between the cavity wall and the slotted shank, after its hardening, the cement-sand stone behind the gaps of the shank against the high-permeability interval of the formation is crushed, creating a thick network of filtration cracks and microcracks in it. In order to improve the quality of cementing the cavity, when the cement-sand mixture is pumped, the slit section of the shank is lowered into the sump of the well, and after placing the mixture in the cavity and above the cavity behind the shank, the latter is raised and its slit section is positioned against the high-permeability interval of the formation. Moreover, the cement-sand mixture is pumped to take into account the compensation of the volume of pipes extracted from the wells when lifting the sump from the sump after the mixture is pumped. 2 hp f-ly, 4 ill.
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам вскрыти неустойчивых и слабоцементированных продуктивных песчаников и заканчивани строительством геотермальных, а также нефт ных , газовых и других скважин, пробуренных на такие коллекторы.The invention relates to the oil and gas industry, namely, methods for uncovering unstable and weakly cemented productive sandstones and completing the construction of geothermal as well as oil, gas and other wells drilled to such reservoirs.
Цель изобретени - повышение эффективности закреплени неустойчивых пород в геотермальной скважинеThe purpose of the invention is to increase the efficiency of fixing unstable rocks in a geothermal well.
в зоне залегани пласта при высоких скорост х добываемой воды.in the zone of bedding at high rates of produced water.
На фиг.1 и 2 изображен момент закачивани цементно-песчаной смеси в полость за щелевым хвостовиком; на фиг.З и 4 - закрепленна призабой- на зона.Figures 1 and 2 depict the moment of injection of the cement-sand mixture into the cavity behind the slotted shank; in FIGS. 3 and 4, the zone is fixed at the bottom of the zone.
Па фиг.1 и 2 изображен ХВОСТОРИК 1 с щел ми 2, опущенный на бурильной колонне 3 с шаровым разъединителем 4 в 5 при закачке ЦПС в полость 6, созданную растиркой открытого ствола скаажипы под эксплуатационной колонной 7, включа интервал залегани термоводоносного пласта 8Pa 1 and 2 depicts KHVOSTORIK 1 with a gap 2, lowered on a drill string 3 with a ball-type disconnector 4 into 5 when pumping DSP into cavity 6 created by rubbing an open shaft skazhipyp under production column 7, including the interval of occurrence of a thermovascular formation 8
Шаровой разъединитель состоит из корпуса 9§ муфты-воронки 10, соединенных между собой шаровым-замком 11 шары которого подпружинены упругим элементом 12 (например, плоской пру- жиной). В корпусе на срезных штифтах 13 установлена втулка 14, запирающа полость шарового замка, а в этой втулке на средних штифтах 15 закреплена внутренн втулка 16, пе- рекрывающа промывочные окна 17. На наружной поверхности корпуса выбраны продольные пазы 18, проход щие через полость шарового замка в полость муфты-воронки. Корпус в верх- ней части соединен с колонной бурильных труб 3, а в нижней части - с патрубком 19, содержащим обратный клапан 20. Могут быть применены и другие конструкции разъединителей. The ball disconnector consists of a housing 9§ of a coupling funnel 10, interconnected by a ball-lock 11 whose balls are spring-loaded with an elastic element 12 (for example, a flat spring). A sleeve 14 is installed in the housing on the shear pins 13, locking the cavity of the ball lock, and in this sleeve on the middle pins 15 there is an internal sleeve 16 overlapping the flushing windows 17. On the outer surface of the case longitudinal grooves 18 are chosen that pass through the ball lock cavity into the cavity of the coupling funnel. The housing in the upper part is connected to the drill pipe string 3, and in the lower part - to the nozzle 19 containing a check valve 20. Other designs of disconnectors can be used.
Технологи работ при использовании способа эаканчиванн скважины заключаетс в следующем.The technology of operations using the well completion method is as follows.
Курение . кважины до кровли (во- доупора ) продуктивного пласта 8 про- вод т по известной технологии, спускают до забо эксплуатационную колонну 7 и цементируют ее. После затвердевани цемента за колонной 7 последнюю спрессовывают на расчетное давление, спускают долото и углубл ют скважину бурением со вскрытием пласта 8 и созданием зумпфа 5 под ним. Глубину эампфа 13 следует рассчитывать из услови обеспечени его объема V3, равного не менее половине объема породы Vn)p , выбираемой при увеличении диаметра расшир емого интервала h пол (между башмаком колонны 7 и подошвой продуктивного пласта 8 ) от номинального диаметра долота dAOA до диаметра D ПОЛ расширенной цилиндрической полости, т.е.Smoking the wells to the roof (water seal) of the productive formation 8 are made according to a known technology, the production column 7 is lowered down to the bottom and cemented. After the cement has hardened behind the column 7, the latter is pressed to the design pressure, the bit is lowered and the well is deepened by drilling with opening the formation 8 and creating a sump 5 under it. The depth of the empamp 13 should be calculated from the condition of providing its volume V3 equal to not less than half the volume of the rock Vn) p chosen when increasing the diameter of the expanding interval h field (between the shoe of column 7 and the bottom of the reservoir 8) from the nominal bit diameter dAOA to diameter D FLOOR of an expanded cylindrical cavity, i.e.
ff /П7А1 Ц ff / П7А1 Ц
V, 7/ г-т (ПГОд- Лдол)-пV, 7 / gt (POGd-Ldol) -p
2 42 4
Учитыва , чтоConsidering that
fi 4fi 4
ЙА«Л- 1гYA "L- 1g
где 1- - глубина зумпфа, можно легко определить, чтоwhere 1- is sump depth, you can easily determine that
1l1l
(ВпсЛ- dAOA)(VLSL- dAOA)
3 7 ЬПОЛ3 7 LPOL
d;ud; u
..
, .Q jj jn 25 , .Q jj jn 25
., .
3535
5050
5555
После создани зумпфа долото поднимают из скважины и в нее спускают (до башмака колонны 7) инструмент дл раопирки (гидромониторный или механический расширитель).After the sump is created, the chisel is lifted from the well and a rape tool (jetting or mechanical expander) is lowered (up to the shoe of column 7).
Интенсивной промывкой с вращением и медленной подачей бурильной колонны интервал скважины от башмака колонны 7 до подошвы пласта 8 расшир ют с созданием полости, близкой к цилиндрической с диаметром Опо„. При этом часть вымываемой со стенок породы выноситс из скважины промывочной жидкостью, а некотора часть вымываемой породы, котора не выноситс из скважины (вследствие недостаточной скорости промывочной жидкости, восход щей в полости), оседает в зумпф скважины.By intensive flushing with rotation and slow delivery of the drill string, the interval of the well from the shoe of column 7 to the bottom of the formation 8 is widened to create a cavity close to cylindrical with diameter Opo. At the same time, part of the rock washed out from the walls is carried out from the well by the washing fluid, and some part of the washed out rock that is not carried out of the well (due to insufficient velocity of the washing fluid rising in the cavity) is deposited in the well sump.
Соответствие диаметра созданной полости расчетному и ее профиль провер ют электрометрическими или акустическими методами, предварительно подн в из скважины бурильную колонну с расширителем.The correspondence of the diameter of the created cavity to the calculated one and its profile is checked by electrometric or acoustic methods, preliminarily lifting the drill string with the expander from the well.
При удовлетворительном состо нии расширенной полости 6 в скважину на бурильной колонне с разъединителем 4 (на фиг.1 - шаровой разьединитель) спускают хвостовик 1 так, чтобы интервал его щелей оказалс ы зумпфе 5 скважины шгае полости 6, а сам разъединитель - выше башмака - эксплуатационной колонны 7, причем рассто ние IK от башмака эксплуатационной колонны 7 до промывочных окон 17 разъединител 4 должно обеспечить обърм Vk жидкости в кольцевом пространстве между хвостовиком 1 и колонной 7 на -этой длине не менее полного объема VT труб, извлекаемых из скважины пни последующем (после закачки ЦПС ) подъеме хвостовика дл размещени его щелей против продуктивного интервала пласта, т.е. Если обозначить: dK - внутренний диаметр обсаднойWhen the expanded cavity 6 is in satisfactory condition, the shank 1 is lowered on the drill string with disconnector 4 (in Fig. 1 - ball disconnector) so that the interval of its slots is sump 5 well in cavity 6, and the disconnector itself - above the shoe - is operational string 7, and the distance IK from the shoe of the production string 7 to the flushing ports 17 of the separator 4 should provide the volume Vk of the fluid in the annular space between the shank 1 and the string 7 on this length of not less than the total volume VT of the pipes extracted from the well, the stumps follow (after DSP injection) to raise the shank to accommodate its gaps against the productive interval of the formation, i.e. If we denote: dK - inner diameter of the casing
колонны, м;columns, m;
Dx - наружный диаметр хвостовика , м;Dx - outer diameter of the shank, m;
dr - наружный диаметр труб бурильной колонны, м;dr is the outer diameter of the drill string pipes, m;
1 - суммарна длина труб бурильной колонны, извлекаемых из скважины при подъеме хвостовика после .н ачки ЦПС дл установки интерпала его щелен против продуктивного пласта, м,1 is the total length of the drill string pipes that are extracted from the well when the shank is lifted after the onset of the DSC for the installation of an interpal section of its well against the reservoir, m,
тоthat
f-Wl-Dj) lf-wl-dj) l
к to
М-цMc
откудаfrom where
(df-Dj) (df-dj)
Следовательно, компоновка, показанна на фиг.1, спускаетс в скважину Так, чтобы интервал шелей хвостовика 1 был в зумпфе 5, а разъединитель - в колонне 7 на рассто нии от ее башмакаConsequently, the arrangement shown in Fig. 1 is lowered into the well. So that the spacing of the legs of the shank 1 is in the sump 5, and the disconnector is in the column 7 at a distance from its boot
1к.1т () 1k.1t ()
Тогда,рассто ние от верхней границы щелей хвостовика до разъединител будетThen, the distance from the upper edge of the shank slots to the disconnector will be
dr LT () + hr dr LT () + hr
плpl
Приведенные соотношени дл расчета 1К и lg обеспечивают возможность заполнени полости ЦПС и гарантируют условие, что башмак колонны 7 не оголитс от ЦПС при подъеме хвостовика вверх (до продуктивного интервала пласта) после закачки ЦПС.The above ratios for calculating 1K and lg provide the possibility of filling the cavity of the DSP and guarantee the condition that the shoe of the column 7 does not stand out from the DSP when the shank is raised up (to the productive interval of the formation) after the injection of the DSC.
Затем в скважину закачивают легкую буферную жидкость, совместную с пластовой жидкостью (например, пластовую воду) в объеме полости 6, и следом закачивают ЦПС в объемеThen a light buffer fluid is pumped into the well, joint with the reservoir fluid (for example, produced water) in the volume of cavity 6, and then the DSP is pumped in the volume
1В 1,1B 1,
VHnc Woo,Vhnc woo
VK);VK);
где Vn6/, - объем полости в скважине между стенкой полости 6 и хвостовиком I; V - объем кольцевого пространства между колонной 7 и и хвостовиком;where Vn6 /, - the volume of the cavity in the well between the wall of the cavity 6 and the shank I; V is the volume of the annular space between the column 7 and the shank;
К- коэффициент, учитывающийK - coefficient taking into account
потери ЦПС при ее прокачке через бурильную колонну , за счет смешени с жидкостью в скважине, осаждени в зумпф и т.д. (К , 1,2).loss of DSP during its pumping through the drill string due to mixing with the fluid in the well, sedimentation into the sump, etc. (K, 1, 2).
Вслед за ЦПС в бурильную колонну 3 закачивают объем продавочной жидкости , равный объему хвостовика до интервала его щелей (дл вытеснени ЦПС за хвостовик), затем в колонну 3 бросают шар 21 (фиг.1) и продолжают закачку продавочной жидкости . При посадке шара 21 на седло внутренней втулки 16 разъединител 4 втулка 16 срезает штифты 15 и движетс вниз до посадки на дно патрубка 19, открыв промывочные окна 17 разъединител . Прокывкой скважины через эти окна удал ют излишки ЦПС Ю над хвостовиком, а затем останавливают прокывку и, поднима бурильную колонну с хвостовиком, устанавливают его щелевую секцию против продуктивного пласта. Обратный клапан 20 5 служит дл предотвращени перетоков ЦПС в хвостовик при. остановке промывки .Following the DSP, a volume of squeezing fluid is pumped into the drill string 3, which is equal to the volume of the shank up to the interval of its slits (to displace the DSP by the liner), then the ball 21 is thrown into the column 3 (Fig. 1) and the slug is pumped. When the ball 21 is seated on the saddle of the inner sleeve 16 of the disconnector 4, the sleeve 16 cuts off the pins 15 and moves downward until the bottom 19 of the nozzle 19 is seated by opening the flushing windows 17 of the disconnector. By drilling a hole through these windows, the excess DSPS is removed over the liner, and then the piercing is stopped and, lifting the drill string with the liner, its slotted section is installed against the producing formation. The check valve 20 5 serves to prevent the DSP from flowing into the shank at. stop flushing.
После затвердени ЦПС бросают второй шар (большего диаметра, чем 0 первый), который садитс на седло внешней втулки 14, а последн срезает штифты 13 и, продвига сь вниз, также садитс на дно патрубка 19, открыв шаровой замок, подпружиненные 5 шары которого высыпаютс в патрубок 19, что обеспечивает разгрузку хвостовика с муфтой-вопонкой 10 на цементо- песчаный камень (как показано на фиг. 2), а бурильную колонну с остальными 0 элементами разъединител поднимают из скважины.After the DSP hardens, they throw a second ball (of larger diameter than the first 0), which sits on the saddle of the outer sleeve 14, and the latter cuts off the pins 13 and, moving downwards, also sits on the bottom of the nozzle 19, opening the ball lock, the spring-loaded 5 balls of which are poured in the pipe 19, which provides unloading of the shank with the sleeve-vosponka 10 on the cement-sand stone (as shown in Fig. 2), and the drill string with the remaining 0 elements of the disconnector is lifted from the well.
Затем в скважину спускают долото на бурильной колонне и вращением с промывкой прорабатывают внутри хвостовика дл очистки от порций ЦПС, оставшихс в хвостовике в процессе выполнени этих работ и дл шаблониро- вани его канала, после чего поднимают долото из скважины. 0 Последовательными спусками и взрывами шнуровых детонирующих торпед типа ТДТ1 в интервале щелей хвостопи- ка или повышени давлени в скважине интенсивной закачкой воды в нее це- 5 ментно-песчаное кольцо за щел ми раздробл ют. При использовании торпед типа ТДШ массы детонирующих зар дов выбирают из услови создани силы взрыва, необходиной и достаточ- Q ной дл раздроблени цементно-песчано- го камн против щелей хвостовика, не поврежда другие его интервалы.Then, the bit is lowered into the well on the drill string, and rotation and flushing work inside the shank to clean the portions of the DSP that remained in the shank during these operations and to model its channel, then raise the bit from the well. 0 By successive descents and explosions of string TDT1 type detonating torpedoes in the interval of the tail gap or pressure increase in the well by intensively pumping water into it, the cement – sand ring is crushed. When using torpedoes of the TDH type, the masses of detonating charges are chosen from the condition of creating an explosive force, which is necessary and sufficient for crushing the cement-sand stone against the slits of the shank without damaging its other intervals.
Технико-экономическа эффективность способа заканчивани скважин заключаетс в обеспечении их высокого дебита и приемистости за счет большой поверхности фильтрации жидкости , пропорциональной диаметру полости , и значительно низких по срлв5The technical and economic efficiency of the well completion method is to ensure their high production rate and injectivity due to the large filtration surface of the fluid, which is proportional to the cavity diameter, and significantly low in average.
5five
нению с известными методами сопротивлений жидкости в переходной зоне между скважиной и пластом, а также в относительной экономичности и технологичности работ по закреплению неустойчивых и недостаточно устойчивых (при высоких скорост х жидкости) поро в зоне залегани продуктивного пласта , так как способ не требует при- меИени специального оборудовани и материалов и полностью вписываетс в существующую технологию строительства скважин.with the known methods of fluid resistance in the transition zone between the well and the reservoir, as well as in the relative cost-effectiveness and manufacturability of work on fixing unstable and insufficiently stable (at high fluid velocities) pores in the zone of the reservoir bed, since the method does not require special equipment and materials fully fit into the existing well construction technology.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884423332A SU1567761A1 (en) | 1988-05-11 | 1988-05-11 | Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884423332A SU1567761A1 (en) | 1988-05-11 | 1988-05-11 | Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1567761A1 true SU1567761A1 (en) | 1990-05-30 |
Family
ID=21374110
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884423332A SU1567761A1 (en) | 1988-05-11 | 1988-05-11 | Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1567761A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2455451C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to cement tail in well |
RU2821629C1 (en) * | 2023-10-12 | 2024-06-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Well completion method in conditions of abnormally high formation pressure |
-
1988
- 1988-05-11 SU SU884423332A patent/SU1567761A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 727338, кл. Е 21 В 33/138, 1978. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2455451C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to cement tail in well |
RU2821629C1 (en) * | 2023-10-12 | 2024-06-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Well completion method in conditions of abnormally high formation pressure |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2970645A (en) | Producing multiple fractures in a well | |
US3814187A (en) | Subsurface formation plugging | |
RU2004105160A (en) | FILLING A FLUID INTO A WELL BORE IN THE ZONE BEFORE THE DRILL BIT | |
RU2410514C1 (en) | Method for well construction | |
RU2427703C1 (en) | Procedure for construction of wells of multi-pay oil field | |
SU1567761A1 (en) | Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
RU2086752C1 (en) | Method for back-cementation of casing string in well | |
RU2279522C2 (en) | Multibranch well construction method | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2021477C1 (en) | Method for well construction | |
SU1745886A1 (en) | Device for stabilization of borehole walls | |
RU6406U1 (en) | PACKING DEVICE | |
RU2099506C1 (en) | Device for well depression cleanup | |
RU2787163C1 (en) | Method for drilling a well with an exposed reservoir | |
RU2135740C1 (en) | Method for selective isolation of productive bed at cementation of production string | |
RU2152507C1 (en) | Method of insulating water-development strata | |
SU998733A1 (en) | Method of setting filter into ascending drainage well | |
RU2366800C2 (en) | Procedure for increasing strength of contact of annulus cement stone with environment in well | |
RU2077655C1 (en) | Method for grouting boreholes | |
RU2012768C1 (en) | Method for exposing of water-bearing bed | |
SU1055856A1 (en) | Apparatus for cementing wells | |
RU2179628C2 (en) | Process of intensification of production of gas | |
SU1352061A1 (en) | Method of recovering materials from underground formations | |
SU1714083A1 (en) | Plugging back device for trouble zone isolation and well workover |