Патенты автора Сагатов Рамис Фанисович (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности заполнения затрубного пространства обсадной колонны цементным раствором. Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включает спуск в скважину обсадной колонны с башмаком и муфтой, устанавливаемой над кровлей поглощающего пласта. Также способ включает продавливание цементного раствора продавочной жидкостью. При продавливании цементного раствора закачивают в заколонное пространство через забой скважины цементный раствор пониженной плотности цементированием нижней части эксплуатационной обсадной колонны с перекрытием зоны поглощения – до муфты и последующей закачкой утяжеленного цементного раствора для перекрытия нижней части обсадной колонны. Далее закачивают в заколонное пространство верхнюю часть эксплуатационной колонны выше муфты до устья скважины. Цементирование обсадной колонны ведут цементными растворами разной плотности. Устье скважины оборудуют как минимум двумя дыхательными трубками – трубками, установленными сбоку на кондукторе, для сообщения с затрубным пространством обсадной колонны скважины. В качестве муфты используют муфту с затрубным самоуплотняющимся пакером, попускающим снизу вверх, – корзиной. В качестве цементного раствора пониженной плотности используют тампонажный раствор с удельным весом =1,55-1,80 г/см3. В качестве утяжеленного цементного раствора – тампонажный раствор с удельным весом =1,81-1,92 г/см3. Для цементирования верхней части эксплуатационной обсадной колонны – тампонажный раствор с удельным весом =1,3-1,55 г/см3. Для цементирования верхней части закачку цементного раствора ведут через дыхательные трубки, сверху вниз с давлением не выше допустимого давления на пласты. Закачку цементного раствора снизу вверх и сверху вниз ведут после предварительного подъема обсадной колонны от забоя на 0,2-1,0 м с вращением обсадной колонны, контролируя вес обсадной колонны и крутящий момент для исключения всплытия обсадной колоны и нарушения целостности её резьбовых соединений соответственно. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки. При этом перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения. Определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб. Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостности пород, вскрытых бурением. При необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины. После технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей за счет возможности кольматации высокоприёмистых зон поглощения закачкой порций бурового или цементного раствора с крупным наполнителем. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Способ строительства бокового ствола скважины, включающий предварительное определение зоны неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола безмуфтовой колонной-летучкой в определенной зоне неустойчивых пород с установленным на нижнем конце разбуриваемым башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Боковым стволом зону неустойчивых пород вскрывают в три этапа. На первом этапе проводят бурение до кровли зоны неустойчивых пород с использованием технической воды для облегчения прокачки через затрубье бурильной колонны. Проходку на втором этапе зоны неустойчивых пород на буровом растворе на углеводородной основе, а расширение ствола скважины на третьем этапе зоны неустойчивых пород на буровом растворе на углеводородной основе. Расширение производят для обеспечения ламинарного потока жидкости в интервале расширения за бурильной колонной и повышенного статического давления, позволяющего глубже проникать буровому раствору в интервал неустойчивых пород. После чего спускают на технологической колонне с автоотцепом до забоя и цементируют безмуфтовую колонну-летучку с последующим отсоединением от нее технологической колонны, которую с промывкой извлекают на поверхность. Обеспечивается надежная изоляция при вскрытии зоны неустойчивых пород пласта без возможных аварийных ситуаций за счет предварительного укрепления стенок скважины с последующим цементированием безмуфтовой колонны-летучки. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин. Способ цементирования скважины, включающий закачку в колонну со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство обсадной колонны буферной жидкости и тампонажного раствора различной плотности, который закачивают последовательно. Закачку ведут до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины. Предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого пластов и интервалы их расположения, исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения - напротив пластов утяжеленного тампонжного раствора после закачки всего тампонажного раствора, между которыми закачивают тампонажный раствор средней плотности или облегченный тампонажный раствор для получения средней плотности, не превосходящей допустимую среднюю плотность тампонажного раствора. Предлагаемый способ цементирования скважины позволяет расширить область применения за счет возможности надежной герметизации без разрушения коллекторов, в том числе и высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалов расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотностью тампонажного раствора для исключения разрушения этих пластов. 3 з.п. ф-лы.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием. Способ заканчивания горизонтальной скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполнение горизонтального ствола скважины водным раствором поверхностно-активного вещества, закрытие затрубной задвижки и продавливание раствора поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт, закрытие задвижки на трубном пространстве гибкой безмуфтовой трубы, при закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, промывку ствола скважины, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, закачку в скважину жидкости глушения, освоение скважины. Причем предварительно в горизонтальном стволе размещают компоновку с долотом, равным диаметру горизонтального ствола, с приводом, промывают горизонтальный ствол скважины с вращением и расхаживанием компоновки прямой промывкой 0,1-0,3%-ным раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде в объеме не менее 25 м3 до чистой воды, поднимают компоновку в вертикальный ствол скважины и выдерживают в течение 30 минут, после этого шаблонируют горизонтальный ствол скважины компоновкой до забоя. Прокачку кислоты через гибкую безмуфтовую трубу производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 г/см3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. При необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Технический результат заключается в сокращении времени образования проппантного моста и исключении расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия.

 


Наверх