Способ ступенчатого цементирования скважины

Авторы патента:

E21B33/14 - для цементирования обсадных труб в скважине

Владельцы патента RU 2606744:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение качества цементирования скважины. По способу выполняют закачку в колонну тампонажного цемента. Вводят в колонну нижнюю пробку. Проводят продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента первой ступени. При этом осуществляют циркуляцию бурового раствора в циклическом режиме по колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Выполняют цементирование второй ступени. Для этого осуществляют прокачку по колонне порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента. Размещают верхнюю пробку и продавливают ее технической водой. Повышают давления в колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. Особенностью способа является то, что при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов, начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска. При цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость. В качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности и тампонажную смесь большей плотности. Продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп». Снижают давление в колонне до атмосферного давления. Убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором. При цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см³, содержащую алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности. Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп». После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины.

Известен способ двухступенчатого цементирования скважины, согласно которому спускают обсадную колонну с посадочным переводником, цементировочным клапаном, башмаком в нижней части и устройствами для ступенчатого цементирования. Устройства размещают на полых заглушках. Заглушки устанавливают на обсадной колонне. Заглушки выступают донной частью вовнутрь обсадной колонны и имеют ослабленное сечение. Устройства устанавливают выше продуктивного пласта. В обсадную колонну спускают насосно-компрессорные трубы с герметизирующим ниппелем на конце и срезающей муфтой, которой разрушают полые заглушки. Сажают герметизирующий ниппель в посадочный переводник. Закачивают цементный раствор первой ступени через насосно-компрессорные трубы несколько выше устройств. Закачку производят до момента входа продавочной пробки в посадочный переводник. Герметизирующий ниппель выводят из посадочного переводника и герметизируют межтрубное пространство. Удаляют цементный раствор. Насосно-компрессорные трубы поднимают до уровня положения герметизирующего ниппеля. Ожидают застывания цементного раствора. Закачивают цементный раствор второй ступени через насосно-компрессорные трубы и упомянутые устройства при закрытом межтрубном пространстве. Оставляют небольшой объем раствора в стволе скважины. После продавки снижают давление. Удаляют этот раствор через насосно-компрессорные трубы. Ожидают застывания цементного раствора (патент РФ №2196880, кл. E21B 33/14, опубл. 20.01.2003).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ ступенчатого цементирования скважины, в соответствии с которым при ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия (патент РФ №2547863, кл. E21B 33/14, опубл. 10.04.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является неполное заполнение цементным раствором затрубного пространства скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения качества цементирования скважины.

Задача решается тем, что в способе ступенчатого цементирования скважины, включающем закачку в колонну тампонажного цемента, введение в колонну нижней пробки, продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, ожидание затвердения цемента первой ступени, при этом проведение циклической циркуляции бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, выполнение цементирования второй ступени, по обсадной колонне прокачку порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента, размещение верхней пробки, продавливание технической водой, повышение давления в обсадной колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проведение ожидания затвердения цемента, при освоении скважины разбуривание верхней пробки, согласно изобретению при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска, при цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость, в качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности, тампонажную смесь большей плотности, продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп», снижают давление в колонне до атмосферного, убеждаются в герметичности обратного клапана, повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором, при цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,90 г/см³, содержащую алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности, освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп», после вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины.

Сущность изобретения

При ступенчатом цементировании скважины цемент не полностью заполняет затрубное пространство. В предложенном способе решается задача полного заполнения цементом затрубного пространства скважины. Задача решается следующим образом.

Собирают и спускают в пробуренную скважину колонну обсадных труб в следующей последовательности: башмак, патрубок с обратным клапаном, патрубок с разбуриваемым «стоп» кольцом, обсадные трубы, муфту ступенчатого цементирования, обсадные трубы. Колонну снабжают центрирующими фонарями.

При спуске происходит заполнение скважины породой. Для удаления породы проводят промывки скважины буровым раствором в течение 1,5 циклов на глубинах 400 м и далее через каждые 300 м и при достижении забоя. При промывках поддерживают вязкость бурового раствора не более 30 с, что позволяет полностью вымыть осыпавшуюся породу.

При цементировании устанавливают в цементировочную головку продавочную пробку и опрессовывают тампонажные линии избыточным давлением. Закачивают в эксплуатационную колонну буферную жидкость с вязкостью 15-18 с, тампонажную смесь малой плотности, тампонажную смесь большей плотности, освобождают продавочную пробку и проводят продавку до получения давления «стоп».

Использование буферной жидкости повышенной вязкости способствует более полному вытеснению остатков породы из затрубного пространства перед заполнением цементным раствором. Применение тампонажной смеси малой плотности приводит к более полному заполнению узких мест в затрубном пространстве, а затем большей плотности способствует созданию крепи повышенной прочности.

Снижают давление в эксплуатационной колонне до атмосферного, убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление, открывают циркуляционные окна муфты ступенчатого цементирования, вымывают излишки цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 6 часов с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором.

Выполняют цементирование второй ступени.

Устанавливают в цементировочную головку запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и закачивают в эксплуатационную колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см³, содержащую алюмосиликатные полые микросферы и затворенную технической водой, затем тампонажную смесь малой плотности.

Алюмосиликатные полые микросферы представляют собой смесь компонентов SiO₂; Al₂O₃; Fe₂O₃, имеют четвертый класс пожароопасности, не разрушаются в процессе приготовления и закачки облегченной цементной смеси, имеют насыпную плотность 380-450 кг/м³, прочность на сжатие не менее 1 МПа.

Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп». Повышают давление выше рабочего, закрывают циркуляционные отверстия муфты ступенчатого цементирования. Снижают давление в эксплуатационной колонне до атмосферного, убеждаются в закрытии отверстий муфты ступенчатого цементирования. После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой эксплуатационной колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. Общее время ожидания затвердения цемента составляет 48 часов.

Оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут (устройство, устанавливаемое на верхнюю часть эксплуатационной колонны для подвешивания на кондуктор при цементировании) и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины.

В результате удается полностью заполнить затрубное пространство скважины цементным раствором и повысить качество цементирования скважины.

Пример конкретного выполнения

Выполняют ступенчатое цементирование скважины.

Данные по скважине: глубина 2023 м, диаметр скважины 215,9 мм. Скважина обсажена направлением диаметром 426 мм, длиной 20 м, кондуктором диаметром 245 мм, длиной 290 м. Объем затрубного пространства 36,2 м³. В качестве промывочной жидкости используют жидкость с параметрами: плотность 1380 кг/м³, условная вязкость 50-100 с, фильтрация 1-3 см³/30 минут, pH 8-10 ед. Диаметр эксплуатационной колонны 168 мм. Скорость спуска эксплуатационной колонны 1 м/с. Глубина спуска башмака эксплуатационной колонны 2023 м.

Собирают и спускают эксплуатационную колонну в следующей последовательности: башмак БК-Т(М)-168 на глубину установки 2013 м, патрубок диаметром 168 мм, длиной 2 м на глубину 2021 м, в муфту которого устанавливают обратный клапан, патрубок диаметром 168 мм, длиной 3 м на глубину 2018 м, в муфту которого устанавливают разбуриваемое «стоп» кольцо, обсадные трубы диаметром 168 мм, длиной 768 м, муфту ступенчатого цементирования МСЦ с центраторами ЖЦ сверху и снизу на глубину 1250 м, обсадные трубы диаметром 168 мм, длиной 1250 м. Глубина установки центрирующих фонарей ЛЦ-146 составляет 1460, 1440, 1251, 1249, 840, 825, 810, 535, 515, 285, 275, 265, 20, 10.

При спуске проводят промывки буровым раствором в течение 1,5 циклов на глубинах 400, 700, 1000, 1300, 1600, 1840, 2023 м. При промывках поддерживают вязкость бурового раствора не более 30 с.

При цементировании устанавливают в цементировочную головку ГУЦ-168 продавочную пробку 168 и опрессовывают тампонажные линии избыточным давлением 18 МПа. Закачивают в эксплуатационную колонну 6 м³ буферной жидкости, вязкость которой при закачке поддерживают в интервале 15-18 с, содержащей воду и 30 кг биополимера и 30 кг крахмала, 16 м³ тампонажной смеси малой плотности с плотностью 1820 кг/м³, содержащей 20 т цемента, затворенного на 10 м³ технической воды, 4,5 м³ тампонажной смеси большей плотности с плотностью 1900 кг/м³, содержащей 6 т цемента, затворенного 2,6 м³ технической воды, освобождают продавочную пробку и проводят продавку в общем объеме 39,1 м³ 14 м³ бурового раствора, 6 м³ технической воды и 19,1 м³ бурового раствора до получения давления «стоп», т.е. до давления, при котором расход становится равным нулю, несмотря на повышение давления закачки. Снижают давление в эксплуатационной колонне до атмосферного, убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление 16,7 МПа, открывают циркуляционные окна муфты ступенчатого цементирования, вымывают излишки цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 6 часов с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором.

Выполняют цементирование второй ступени.

Устанавливают в цементировочную головку запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и закачивают в эксплуатационную колонну последовательно 6 м³ вязкой буферной жидкости, вязкость которой при закачке подцеживают в интервале 15-18 с, содержащей воду и 30 кг биополимера и 30 кг крахмала, 25 м³ тампонажной смеси плотностью от 1,65 до 1,9 г/см³, содержащей 25 т алюмосиликатных полых микросфер, затворенной на 17,5 м³ технической воды, затем 8 м³ тампонажной смеси малой плотности с плотностью 1820 кг/м³, содержащей 10 т цемента, затворенного 5 м³ технической воды.

Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку в объеме 24,2 м³ технической воды до получения давления «стоп». Повышают давление выше рабочего на 5-7 МПа, закрывают циркуляционные отверстия муфты ступенчатого цементирования. Снижают давление в эксплуатационной колонне до атмосферного, убеждаются в закрытии отверстий муфты ступенчатого цементирования. После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой эксплуатационной колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. Общее время ожидания затвердения цемента составляет 48 часов.

Рабочее давление 8 МПа, давление «стоп» 12 МПа.

Количество тампонажного материала: 32 т цемента, 6 т цемента марки G, 25 т АСПМ.

В результате исследований скважины выявлено полное заполнение затрубного пространства цементом, в то время как при реализации прототипа выявлено наличие частей затрубного пространства без цемента.

Применение предложенного способа позволит повысить качество цементирования скважины.

Способ ступенчатого цементирования скважины, включающий закачку в колонну тампонажного цемента, введение в колонну нижней пробки, продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, ожидание затвердения цемента первой ступени, при этом проведение циклической циркуляции бурового раствора по колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, выполнение цементирования второй ступени, по колонне прокачку порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента, размещение верхней пробки, продавливание технической водой, повышение давления в колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проведение ожидания затвердения цемента, при освоении скважины разбуривание верхней пробки, отличающийся тем, что при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска, при цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость, в качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности и тампонажную смесь большей плотности, продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп», снижают давление в колонне до атмосферного, убеждаются в герметичности обратного клапана, повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором, при цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см³, содержащей алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности, освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп», после вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в скважине и, в частности, к цементированию кондуктора. Технический результат - уменьшение временных затрат и повышение качества цементирования за счет увеличения скорости восходящего потока в заколонном пространстве.

Способ цементирования хвостовика в скважине и устройство для его осуществления // 2595122

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины.

Устройство для манжетного цементирования скважины // 2592591

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для разобщения пластов с применением пакеров. Технический результат - повышение надежности работы устройства.

Устройство для селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадных колонн // 2584702

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании эксплуатационных обсадных колонн. Технический результат - снижение трудозатрат и повышение технологичности процесса регулирования отбора пластового флюида после цементирования обсадной колонны.

Устройство для ступенчатого цементирования обсадных колонн // 2584428

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ступенчатого цементирования обсадных колонн в скважинах. Технический результат - возможность освобождения канала устройства без разбуривания.

Устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны // 2584258

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для оснащения скважин потайными обсадными колоннами при нарушении эксплуатационных колонн.

Способ воздействия на процесс консолидации цементного раствора за обсадной колонной в горизонтальных скважинах // 2583382

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией.

Способ заканчивания скважины // 2580565

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Устройство для цементирования обсадных колонн большого диаметра // 2580556

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии цементирования колонн обсадных труб большого диаметра через бурильную трубу в нефтяных и газовых скважинах.

Способ многоступенчатого цементирования скважин и комплект оснастки для его осуществления // 2576253

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах при многоступенчатом цементировании.

Клапан для обсадных колонн // 2612167

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для цементирования обсадной колонны. Клапан состоит из корпуса с осевым каналом, седла, подпружиненного запорного органа, связанного со штоком, втулки, связанной с корпусом. При этом втулка снабжена рядом продольных направляющих на внутренней поверхности, связана с корпусом через верхний и нижний ограничители с образованием кольцевой камеры, заполненной цементом. Причем седло выполнено в верхнем ограничителе. Через нижний ограничитель, снабженный перфорационными отверстиями, пропущен шток с подпружиненной пятой и дополнительной втулкой, поджимаемой к нижнему ограничителю. Запорный орган выполнен из эластичного материала, а дополнительная втулка выполнена из растворимого в пластовых условиях материала, например твердого ПАВ. Технический результат заключается в повышении надежности работы клапана. 2 ил.

Обратный клапан для обсадных колонн // 2612771

Изобретение относится к обратным клапанам и может быть применено в обсадных трубах при цементировании. Обратный клапан состоит из корпуса, седла под шаровой затвор в осевом канале, гильзы с уплотнительным кольцом и шаром в осевом канале, ограничителя с отверстиями, перекрытыми подпружиненной кольцевой перегородкой. В осевом канале корпуса размещен стакан с продольными ребрами на внутренней поверхности. Шаровой затвор выполнен в виде полусферы из эластичного материала, охватывающей сердечник, снабженный патрубком, пропущенным через ограничитель и кольцевую перегородку в осевом канале. В осевом канале патрубка выполнен ограничительный выступ и внутренняя канавка с размещенным в ней стопорным кольцом. Над местом расположения ограничительного выступа размещена гильза, связанная с патрубком срезным элементом. В осевом канале гильзы установлено седло с шаром, над которым в теле гильзы выполнены перепускные отверстия, гидравлически соединяющие ее осевой канал с осевым каналом корпуса над седлом шарового затвора в исходном положении. Технический результат заключается в повышении эффективности обратного клапана для обсадных колонн. 3 ил.

Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин // 2614833

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к цементированию обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией цементного раствора. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения временных и материальных затрат, связанных с цементированием скважины. По способу устанавливают в ствол скважины кондуктор. Присоединяют к кондуктору последовательно манометр, расходомер и поворотный кран. Полностью открывают поворотный кран. Подают тампонажный раствор в пространство между кондуктором и стволом скважины. Объем подаваемого раствора задают равным предварительно вычисленному объему пространства между стволом скважины и кондуктором. Отслеживают расход воздуха в верхней части кондуктора с помощью расходомера. При превышении объема воздуха, вытесненного тампонажным раствором, объема пространства между стволом скважины и кондуктором закрывают поворотный кран наполовину. Отслеживают давление в верхней части кондуктора с помощью манометра. При превышении давления на манометре предварительно заданной величины полностью закрывают поворотный кран. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ ступенчатого цементирования скважины // 2615188

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ступенчатом цементировании скважины. Технический результат - обеспечение свободного прохода внутри обсадной колонны после завершения цементации скважины. По способу перед цементированием первой ступени на обсадную колонну устанавливают на расстоянии, по меньшей мере, одной трубы две муфты ступенчатого цементирования, снабженные втулками в виде заслонок. Эти заслонки выполняют с возможностью открывания и закрывания радиальных отверстий в зависимости от изменения давления внутри обсадной колонны. На нижней муфте закрепляют гибкое эластичное ограждение в виде рукава, сообщающего внутреннюю полость обсадной колонны с заколонной кольцевой полостью. За нижней муфтой ступенчатого цементирования располагают пакерующее устройство. При цементировании первой ступени для продавливания тампонажного раствора в объем технической жидкости закачивают порцию вязкоупругого разделителя с расчетом последующего его размещения в интервале от выше верхней до ниже нижней муфты ступенчатого цементирования. После посадки пробки в башмак производят запакеровывание кольцевого пространства. Открывают радиальные отверстия верхней муфты ступенчатого цементирования. При цементировании второй ступени используют порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем и размещенными внутри объема запорными шариками. После того как повышением давления откроют радиальные отверстия нижней муфты и вытеснят зону смешения в кольцевую полость заколонного пространства, запорными шариками закрывают радиальные отверстия нижней муфты ступенчатого цементирования. Последующим повышением давления вызывают срабатывание нижней муфты ступенчатого цементирования на закрытие радиальных отверстий. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 10 ил.

Элементы протирающей цементировочной пробки и способы обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока // 2615196

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки. По способу осуществляют цементирование обсадной колонны в стволе скважины. Обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды. Устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло. Осуществляют открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой. Устанавливают пробку на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины. Без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаляют часть пробки, чем обеспечивают увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют обработку для интенсификации притока в окружающей скважину среде. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ крепления скважины потайной колонной с фильтром // 2626108

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для использования при строительстве скважин и спуске колонн с фильтром в стволы скважин ниже башмака эксплуатационных колонн и при ремонте скважин со спуском потайных колонн с фильтром во вторые стволы скважин. На несущей колонне спускают в необходимый интервал ствола скважины и эксплуатационной колонны потайную колонну, пакеры, фильтр, под которым устанавливают герметизатор для герметизации трубного пространства, расположенный над башмаком потайной колонны, устройство для цементирования, совмещенное с пакерным узлом, расположенным в открытом стволе скважины, и управляющую муфту. На внешней поверхности потайной колонны устанавливают разъединитель, соединяя нижнюю муфту разъединителя с держателем потайной колонны, а верхнюю муфту с несущими трубами, держатель, причем располагают его в верхней части потайной колонны, а пакер устанавливают под держателем. На верхней муфте разъединителя устанавливают подвесную пробку для обеспечения герметичности при проведении промывки во время спуска и цементирования потайной колонны между верхней муфтой и нижней муфтой разъединителя устанавливают уплотнитель, а под ним установлен в гнезде шар для обеспечения расхаживания и проворота спускаемой колонны в процессе спуска в горизонтальном участке скважины. Повышается надежность и обеспечивается регулируемость рабочего процесса крепления скважины потайной колонной с фильтром. 9 ил.

Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума // 2626496

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками. Заглушки в перфорированных отверстиях хвостовика выполнены пустотелыми дюралевыми. Хвостовик сверху оснащают проходным пакером, спускают в горизонтальную часть ствола до забоя и сажают пакер в обсаженной части ствола скважины. На устье горизонтальной скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снизу вверх оснащают долотом, скважинным осциллятором, гидравлическим забойным двигателем - ГЗД, после чего спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 8 м/мин до вхождения долота в хвостовик. Во время разбуривания создают циркуляцию технологической жидкости под давлением, не превышающим давление на продуктивный горизонт через ГЗД, и удаляют заглушки по всей длине фильтра хвостовика. В процессе удаления заглушек контролируют вес инструмента, чтобы скорость спуска колонны ГТ не превышала нагрузку на ГЗД более 200 кг, и не допускают заклинивания ГЗД. В процессе углубления через каждые 10 м производят расхаживание колонны ГТ. При возникновении затяжек при нагрузке в процессе расхаживания, равной 8 т, углубление не производят. При достижении долотом забоя поднимают колонну ГТ с ГЗД и долотом вращением из скважины. Предлагаемый способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума позволяет повысить надежность и эффективность удаления заглушек, сократить продолжительность технологической операции. 1 ил.

Способ строительства скважины в осложненных условиях // 2630519

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа. По способу осуществляют бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа. Осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. 1 пр., 3 ил.

Оконный узел с обходным ограничителем // 2632794

Группа изобретений относится к области цементирования скважин и, в частности, к оконным узлам, применяемым во время выполнения операций цементирования в скважинной системе. Технический результат – повышение надежности работы системы. Скважинный узел для цементирования содержит трубчатый элемент, скребковую пробку, оконную секцию и обходной ограничитель. Скребковая пробка содержит первый конец, второй конец и, по меньшей мере, один радиальный скребок. Он соответствует по форме поперечному сечению внутреннего пространства трубчатого элемента. Скребок выполнен с возможностью проталкивания цементного раствора, соприкасаясь с ним вторым концом, через трубчатый элемент вследствие воздействия давления, передаваемого на его первый конец текучей средой под давлением. Оконная секция расположена внутри трубчатого элемента и содержит отверстие, радиально проходящее через оконную секцию. Радиальный скребок скребковой пробки соответствует по форме поперечному сечению, ограниченному внутренней поверхностью оконной секции и внутренней поверхностью трубчатого элемента. Скребковая пробка выполнена с возможностью проталкивания цементного раствора через оконную секцию. Обходной ограничитель установлен рядом с отверстием в кольцевом пространстве между наружной поверхностью оконной секции и внутренней поверхностью трубчатого элемента. Обходной ограничитель выполнен с возможностью уменьшения количества текучей среды под давлением, проходящей от первого конца до второго конца через отверстие и кольцевое пространство. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.

Способ строительства и ремонта скважины // 2633914

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности извлечения и замены труб эксплуатационной колонны в случае потери ими герметичности. По способу осуществляют бурение ствола скважины. Спускают и цементируют обсадную эксплуатационную колонну. Цементирование производят только в нижней части, где залегают продуктивные пласты. Герметизируют и фиксируют резьбы муфтовых соединений термопластичным составом. В качестве термопластичного состава применяют клей. Затяжку резьб производят минимально допустимым крутящим моментом. При потере герметичности обсадной колонны производят отворот по муфте, расположенной ниже интервала негерметичности, предварительно нагрев ее до температуры, достаточной для размягчения клея, нагревателем. Крутящий момент для отворота труб обсадной колонны прикладывают на поверхности. 2 з.п. ф-лы.