UA155240U - Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками - Google Patents
Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками Download PDFInfo
- Publication number
- UA155240U UA155240U UAU202303835U UAU202303835U UA155240U UA 155240 U UA155240 U UA 155240U UA U202303835 U UAU202303835 U UA U202303835U UA U202303835 U UAU202303835 U UA U202303835U UA 155240 U UA155240 U UA 155240U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- cement
- solution
- productive
- well
- retarder
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000009102 absorption Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 20
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- 239000004579 marble Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 31
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000748 compression moulding Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229940056932 lead sulfide Drugs 0.000 description 1
- 229910052981 lead sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками, за яким у свердловину закачують розчин на водній основі, що містить цемент і закупорюючий агент у вигляді часток карбонату кальцію. При цьому для встановлення цементного моста використовують кислоторозчинний тампонажний розчин, який закачують в інтервал поглинання з витримкою протягом терміну очікування тужавлення цементу, при цьому перед розчиненням хімічних реагентів рідину замішування оброблюють піногасником, а як закупорювальний агент використовують мармурову крихту з товщиною помелу 10 мкм (МК-10) і додають до складу розчину стабілізатор НЕС QP-300 та сповільнювач при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: цемент - 30-70; мармурова крихта - 30-70; стабілізатор - до 0,5; сповільнювач - 0,06-0,35. Після розбурювання каменю, утвореного з тампонажного розчину, здійснюють поглиблення свердловини до проєктної глибини, цементування обсадної колони за проектною технологією, перфорацію продуктивного горизонту в інтервалі попереднього поглинання та освоєння свердловини.
Description
Корисна модель стосується способів ліквідації поглинань бурового розчину, в тому числі повних та катастрофічних, при бурінні свердловин на газоконденсатних родовищах з розкриттям продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками. Як правило, такі ускладнення супроводжуються газопроявами, руйнуванням стінок ствола свердловини, втратою рухомості бурильної колони.
Поглинання бурового розчину відбувається в проникне кавернозно-пористе середовище або штучно утворені тріщини гідророзриву під час їх розкриття бурінням. Наслідки значних поглинань бурового розчину можуть включати зональне пошкодження колекторських властивостей продуктивних пластів, великі втрати бурових розчинів (до 500 му і більше), зростання термінів буріння, кріплення і освоєння свердловин; часткової чи повної втрати потенційних дебітів вуглеводнів.
Традиційно, на свердловинах з поглинаннями цього типу боротьба ведеться шляхом використання розчинів з підвищеними кіркоутворюючими властивостями, що містять, наприклад, мармурову крихту (МК), крейду і різні целюлозні наповнювачі; закачування кольматуючих порцій розчину в інтервал поглинання; проведення технологічних операцій витримок свердловини для заповнення тріщин гідророзриву кольматуючими матеріалами; закачування цементно-бентонітових тампонів на основі тампонажних матеріалів. Як показує практика, ліквідація цього типу порушень технологічного процесу вимагає значних втрат продуктивного часу та ресурсів, при цьому, ймовірність ефективного отримання продукції після освоєння поглинаючих горизонтів у майбутньому, є низькою.
Відомий спосіб експлуатації свердловини (патент КО 02320854, МПК Е21В 43/00, Е21ІВ 33/13, Е21В 43/27, опубл. 27.03.2008), який застосовується після спорудження на етапі експлуатації свердловини для ізоляції окремих поглинаючих виснажених продуктивних інтервалів чи пластів. За цим способом в простір за експлуатаційною обсадною колоною, з допомогою насосно-компресорних труб, закачується розрахований об'єм цементно-крейдяного тампонажного розчину і проводиться технологічна витримка до його тужавлення. Закачування проводиться під певним тиском, який дозволяє часткове проникнення розчину в отвори перфорації чи порово-тріщинне середовище пласта. Після прокачування відбувається твердіння тампонажного розчину як в пласті, так і в кільці між обсадною колоною і стінками
Зо ствола свердловини. Як цементно-крейдяний розчин використовують водний розчин з об'ємним вмістом цементу і крейди у співвідношенні 1 до 01-0,4 відповідно. За необхідності руйнування каменю, утвореного таким розчином, проводять закачування стандартного кислотного розчину з витримкою та підкачуванням, у тому числі з гідроїімпульсним ефектом, на період розчинення активної лужної фази.
Недоліками такого способу є значні коливання структурно-реологічних властивостей розчину, складно витримуваний час тужавлення, часто низька міцність тампонажного каменю і недостатня щільність тампонажної перемички. В окремих випадках може бути неякісне зчеплення тампонажного каменю зі стінками обсадних труб чи порід, що складають стінки свердловини в інтервалі цементування.
Найбільш близьким до корисної моделі є спосіб обробки свердловини для запобігання або усунення поглинання бурового розчину (патент ША 88611, МПК СО9К 8/02, Е21В 33/13, СОЗК 8/40, опубл. 15.12.2006, бюл. Мо 12, пріоритет 5 60/470,170 13.05.2003), за яким буровий розчин обробляють сумішами на водній основі, що містять тверді частинки, що мають діаметр від 300 мкм або менше, і дисперговані у воді волокна, що мають довжину від 10 до 25 мм, в концентраціях від 1,4 г/л до 17,1 г/л рідини. Тверді частинки можуть бути представлені матеріалами для збільшення маси бурового розчину, зокрема, баритом (сульфатом барію), гематитом (оксидом заліза), ільменітом (змішаним оксидом заліза і титану), сидеритом (карбонатом заліза), галенітом (сульфідом свинцю), тетраоксидом марганцю або оксидом цинку, карбонатом кальцію, доломітом, цементом. Всього визначено 18 варіантів створення кольматуючого середовища на основі різних концентрацій та складів і розмірів волокон і твердих часток у буровому розчині. Аналіз показав, що для конкретних гірничо-геологічних умов найбільш близьким варіантом цього способу є варіант, за яким використовується як цемент мікроцемент і закупорювальний агент у вигляді частинок карбонату кальцію при масовому відношенні 80:20 відповідно. Матеріали за розміром розрізняються від 200 меш (74 мкм) до 3/4 дюйма (19 мм) і звичайно використовуються в концентраціях від 8 до 120 фунт/барель (22,8 кг/м3-342 кг/м3) відповідно до об'ємів втрат розчину під час поглинань. Обробляти волокнами і твердими частками можна як робочий буровий розчин, так і створювати спеціальні змішані суміші на основі водних чи неводних рідин.
Цей спосіб є досить близьким до корисної моделі, проте суттєво відрізняється за бо консистенцією, концентраціями компонентів, зокрема кольматуючі склади хімічно не твердіють
(не тужавіють) після технологічної витримки і є складними для приготування і застосування в умовах обмеженого терміну на проведення технологічної операції.
Недоліками вказаного способу є недостатня ефективність при використанні в умовах аномально низьких пластових тисків (АНПТ). За досвідом, для всіх рідких сумішей, що не тужавіють, в умовах АНПТ доводиться повторювати технологічні операції кілька разів. Наявність значної кількості волокнистих матеріалів в сумішах часто призводить до закупорювання технологічних ліній і недостатнього кольматування порово-тріщинного середовища пласта через створення на поверхні стінок щільного каркаса з волокон, що не дозволяє тампонажній суміші проникнути в глибину стінок. Подібний ефект може бути позитивним в окремих випадках, але, на етапі спорудження свердловини, кожним рухом інструменту цей поверхневий кольматуючий волокнистий шар легко зчищається зі стінок, викликаючи нові сильні поглинання.
Задачею корисної моделі є досягнення високої ефективності після одноразового застосування технології.
Для вирішення поставленої задачі запропоновано спосіб ліквідації поглинань бурового розчину при розкритті продуктивних горизонтів з АНПТ, за яким у свердловину закачують розчин на водній основі, що містить цемент і закупорюючий агент у вигляді часток карбонату кальцію. При цьому встановлення цементного моста здійснюють з використанням кислоторозчинного тампонажного розчину, який закачують в інтервал поглинання з витримкою протягом терміну очікування тужавлення цементу, при цьому перед розчиненням хімічних реагентів рідина замішування обробляється піногасником, при цьому як закупорювальний агент використовують мармурову крихту з товщиною помелу 10 мкм (МК-10) і додають до складу розчину стабілізатор НЕС ОР-300 та сповільнювач при наступному співвідношенні компонентів, мас. 96: цемент 30-70, мармурова крихта 30-70, стабілізатор до 0,5, сповільнювач тужавлення 0,06-0,35. Після розбурювання каменю, утвореного цим тампонажним розчином, здійснюють поглиблення свердловини до проєктної глибини, цементування обсадної колони за проєктною технологією, перфорацію продуктивного горизонту в інтервалі попереднього поглинання та освоєння свердловини.
За необхідністю, після перфорації продуктивного горизонту в інтервалі попереднього поглинання встановлюють солянокислотну ванну з концентрацією кислоти не менше 12 95 в
Зо інтервалі продуктивного горизонту зі закачуванням в перфораційні отвори і витримкою до 2 годин.
У складі кислоторозчинного тампонажного розчину може бути використоно цемент ПЦТ І 50- 100 при температурі до 100 С та сповільнювач НТФК - 0,06 95, або цемент класу С при температурі до 110 "С та сповільнювач Сет К-10Е-0,35 95, або цемент класу К при температурі більше 110 "С та сповільнювач Сет Б-50Е-0,30 9.
Для реалізації способу розроблено оптимальні рецептури спеціального тампонажного розчину з регульованими властивостями, необхідними показниками по міцності цементного каменю та здатністю повністю руйнуватися при взаємодії з розчином соляної кислоти.
Міцність цементного каменю забезпечує його достатню стійкість при наявних в свердловині диференційних тисках на час ліквідації поглинання та легке механічне руйнування при розбурюванні цементного стакану. Також забезпечується легке руйнування тампонажного каменю всередині продуктивного пласта під дією кислоти при освоєнні свердловини.
При розробці рецептур за основу взято суміш тампонажного цементу ПЦТ І 50-100 або цементу класу С або цементу класу К з мармуровою крихтою з товщиною помелу 10 мкм (МК- 10) у різних співвідношеннях від 70/30 до 30/70 відповідно. При вказаних пропорціях в'яжучого та кислоторозчинного наповнювача отримано оптимальні результати по міцності та часу руйнування цементного каменю. Причому, в'яжучі складові сумішей ПЦТ І 50-100 та класу о необхідно використовувати відповідно при температурах до 100 "С та 110 "С, а цемент класу К - при температурах більше 110 С. Як стабілізатор, понижувач водовідділення та фільтрації тампонажного розчину використано хімреагент СЕ О5І2Е НуагохуеїШЙу! СейПшіозе ОР-300 (НЕС
ОР-300). Як сповільнювачі термінів тужавлення використано НТФК, Сет К-10Е та Сет К-5ОЕ для цементів ПЦТ І 50-100, класу б та класу К відповідно. Перед розчиненням хімічних реагентів, рідина замішування обробляється піногасником.
Результати лабораторних досліджень кислоторозчинних тампонажних розчинів приведено в таблиці.
За результатами лабораторних досліджень встановлено: - досліджені рецептури тампонажних кислоторозчинних розчинів мають високу стабільність та показники міцності цементного каменю в необхідних межах; - час загуснення тампонажних кислоторозчинних розчинів регулюється відповідними 60 сповільнювачами в діапазоні, достатньому для проведення тампонажних робіт по ліквідації поглинань; - оптимальний вміст мармурової крихти (МК-10) в складі розчину - від 30 до 70 95 від маси тампонажної суміші, що забезпечує задовільну міцність цементного каменю при подальшому спорудженні свердловини та ефективне руйнування в розчині соляної кислоти при необхідності проведення робіт з інтенсифікації; - розроблені суміші тампонажного цементу ПЦТ І 50-100 або цементу класу С або цементу класу К з мармуровою крихтою з тонкістю помелу 10 мкм (МК-10) у різних співвідношеннях від 70/30 до 30/70 відповідно, рекомендуються для ліквідації поглинань, в тому числі катастрофічних, при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками.
Приклад застосування способу ліквідації поглинань в АНПТ.
Свердловина пробурена з використанням бурового розчину густиною 1100 кг/м до вертикальної глибини 4050 м, при якій у відкладах нижнього карбону розкрито покрівлю продуктивного пласта з поточним пластовим тиском на рівні 7,3 МПа. При цьому, на вибої втрачено вихід бурового розчину на устя по циркуляції, відкрилось поглинання зі зниженням рівня розчину в свердловині.
Інструмент підняли до башмака обсадної колони. Приготували кольматуючу пачку бурового розчину об'ємом 10 м3 і прокачали до вибою з мінімальними тисками. Пачка поглинута повністю, але рівень розчину на усті не відновився.
Для ліквідації поглинання приготували на воді у співвідношенні 0,75 В/ЦДМ 5 м3 суміші тампонажного цементу класу З з мармуровою крихтою з тонкістю помелу 10 мкм у співвідношенні 30/70 95 густиною 1590 кг/м3. Суміш прокачали до вибою. В процесі циркуляції з низькою подачею насоса суміш, ймовірно, була поглинута свердловиною. Інструмент підняли до башмака обсадної колони, свердловину зупинили на технологічну витримку на час тужавлення суміші (близько 6 год.).
Після технологічної витримки циркуляція відновилась повністю. Через годину циркуляції з поступовим підвищенням подачі насосів, провели спуск інструмента до вибою і продовжили буріння. До завершення проходження продуктивного пласта з АНПТ (інтервал довжиною 14 м) виникло ще одне повне поглинання. Процедуру з приготуванням і прокачуванням тампонажного
Зо розчину з цементом і мармуровою крихтою повторили, в результаті чого поглинання ліквідували.
Надалі продовжили поглиблення свердловини до проєктної глибини, виконали цементування обсадної колони за проєктною технологією, провели перфорацію продуктивного горизонту в інтервалі ліквідованого поглинання. Для збільшення дебіту газу виконали 35 встановлення солянокислотної ванни з концентрацією кислоти 12 95 в інтервалі перфорації, з закачуванням її в перфораційні отвори і витримкою 1,5 годин. Після освоєння свердловина дала дебіт газу на рівні запроєктованого показника.
Технічним результатом застосування способу є забезпечення високої ефективності ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів в умовах аномально низьких 40 пластових тисків. Досягнення ефекту після одноразового застосування технології дозволяє скоротити час на виконання операції з ліквідації поглинання та кількість застосованих витратних матеріалів, отримати максимальні дебіти газу в процесі освоєння свердловини, а також зменшити трудомісткість робіт.
Таблиця
Результати лабораторних досліджень кислоторозчинних тампонажних розчинів : о ампонажного каменю Час матеріали, 90 випробувань //- Час .
НЕС . розчину на стискруйнування
ОР- Сповільнювач,вВ/ЦмМ агуснення через в 12,0 95 р-
Цемент, МК- 00, 9 Зо р, ІВ/В, ес Р, |Т, год.-хв 24 год. | ні НСІ, хв
Чо ПО, о кг/м3| мл | " МПа Р, МПа лоо | - | - | 006 Щ|0,502501185013,0) 75 | 40 | 3-30 | 268 | 595' 20 180 - | 006 |0,751250158013,0) 75 | 40 | 150 | 06 | 150 20 80/05 | 006 Щ|0,751250158010,0) 75 | 40 | 2-35 | 05 | 150 1701 - | 006 |0,7512501590140) 75 | 40 | 420 | 09 | 160 ізо |170| 05 | 006 |0,75|25011590|0,0| 75 | 40 | 500 | 07 | 160
Продовження таблиці |60| - | 006 Щ|0,7525011595І3,0| 75 | 40 | 450 | 28 | 160 40 160| 05 | 006 |0,7512501595100| 75 | 40 | 535 | 16 | 160 5О /150О| 05 006 Ц|0,751250160010,0| 75 | 40 | 610 | 30 | 200 60 140|05| 006 |0,7512501600100| 75 | 40 | 625 | 32 | 220 70 13005 006 |0,7512501600100| 75| 40 | 6-30 | 36 | 230 80 |20|05| 006 |0,75|25011600|3,0| 75 | 40 | 56-Бо | 52 | 380 зо 701051 035 Щ|0,70125011630|00| 80 | 40 | 325 | ї2 | 150 5О /150| 05 | 035 )Ц|0,701250164011,0| 80 | 40 | 440 | 33 | 200 70 13005 | 035 Щ|0,70|25011640|40| 80 | 40 | 550 | 39 | 250 зо 1701051 030 Щ|0,70125011630|00|110| 40 | 355 | ї2 | 150
Примітка: " Як рідина замішування використовувалась прісна вода
Claims (5)
1. Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками, за яким у свердловину закачують розчин на водній основі, що містить цемент і закупорюючий агент у вигляді часток карбонату кальцію, який відрізняється тим, що для встановлення цементного моста використовують кислоторозчинний тампонажний розчин, який закачують в інтервал поглинання з витримкою протягом терміну очікування тужавлення цементу, при цьому перед розчиненням хімічних реагентів рідину замішування оброблюють піногасником, а як закупорювальний агент використовують мармурову крихту з товщиною помелу 10 мкм (МК-10) і додають до складу розчину стабілізатор НЕС ОР-300 та сповільнювач, при наступному співвідношенні компонентів, мас. 9о: цемент 30-70 мармурова крихта 30-70 стабілізатор до 0,5 сповільнювач 0,06-0,35, а після розбурювання каменю, утвореного з тампонажного розчину, здійснюють поглиблення свердловини до проєктної глибини, цементування обсадної колони за проєктною технологією, перфорацію продуктивного горизонту в інтервалі попереднього поглинання та освоєння свердловини.
2. Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками за п. 1, який відрізняється тим, що після перфорації продуктивного горизонту в інтервалі попереднього поглинання встановлюють солянокислотну ванну з концентрацією кислоти не менше 12 95 в інтервалі продуктивного горизонту зі закачуванням в перфораційні отвори і витримкою до 2 годин.
3. Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками за п. 1, який відрізняється тим, що у складі кислоторозчинного тампонажного розчину використовують цемент ПЦТ І 50-100 при температурі до 100 С та сповільнювач НТФК - до 0,06 95.
4. Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками за п. 1, який відрізняється тим, що у складі кислоторозчинного тампонажного розчину використовують цемент класу (1 при температурі до 110 9С та сповільнювач Сет В-10Е - до 0,35 95.
5. Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками за п. 1, який відрізняється тим, що у складі кислоторозчинного тампонажного розчину використовують цемент класу К при температурі більше 110 С та сповільнювач Сет В-50Е - до 0,30 95.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU202303835U UA155240U (uk) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU202303835U UA155240U (uk) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA155240U true UA155240U (uk) | 2024-01-31 |
Family
ID=89666277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU202303835U UA155240U (uk) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA155240U (uk) |
-
2023
- 2023-08-10 UA UAU202303835U patent/UA155240U/uk unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| US9957434B2 (en) | Cementitious compositions comprising a non-aqueous fluid and an alkali-activated material | |
| CA2559467C (en) | Apparatus and methods for sealing voids in a subterranean formation | |
| US5340397A (en) | Set retarded ultra fine cement compositions and methods | |
| AU745885B2 (en) | Drilling and cementing through shallow waterflows | |
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| US20100006288A1 (en) | Sorel cements and methods of making and using same | |
| US8685901B2 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of using same | |
| US11434410B2 (en) | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| NO311612B1 (no) | Fremgangsmåte for sementering av en brönn | |
| EP0494739A2 (en) | Directional drilling method | |
| EP0564294A1 (en) | Squeeze cementing | |
| CN108822811A (zh) | 一种气井水平井小井眼多胺强抑制防塌钻井液及制备方法 | |
| US3409093A (en) | Method of drilling wells | |
| US4120369A (en) | Method for drilling a well through unconsolidated dolomite formations | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| CN105507848A (zh) | 快失水可固化类与有机合成类堵漏剂复配堵漏施工方法 | |
| US20210309907A1 (en) | Well treatment fluid having biodegradable fluid loss control agent | |
| Slagle et al. | Salt cement for shale and bentonitic sands | |
| US2819239A (en) | Portland cement-vinylidene chloride polymer composition, method of making, and method of using | |
| US7059408B2 (en) | Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry | |
| UA155240U (uk) | Спосіб ліквідації поглинань при розкритті продуктивних горизонтів з аномально низькими пластовими тисками | |
| RU2223386C2 (ru) | Способ герметизации трубного и заколонного пространства | |
| EP4382502A1 (en) | Sorel cement composition with enhanced compressive strength and hydrothermal stability |