Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны



Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны
Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны

 


Владельцы патента RU 2524103:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технический центр" ЗЭРС" (ООО "НТЦ "ЗЭРС") (RU)

Изобретение относится к устройствам для цементирования потайных обсадных колонн - хвостовиков обсадных колонн. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком. Корпус выполнен с заливочным отверстием в нижней части, перекрытым срезной втулкой, и циркуляционным отверстием в верхней части. На корпусе помещен уплотнительный элемент. Узел циркуляции содержит толкатель с циркуляционным отверстием, помещенный на корпусе выше уплотнительного элемента и перекрывающий циркуляционное отверстие корпуса. Имеется распределительная втулка с радиальным отверстием, периферийным осевым каналом, и посадочным седлом в нижней ее части. При этом распределительная втулка помещена в корпусе и выполнена с возможностью обеспечения прямой циркуляции жидкости через ее осевой канал с вытеснением жидкости в пространство за хвостовиком, корпусом и выше него - в транспортном положении устройства. А также с возможностью деформации уплотнительного элемента с помощью толкателя и обеспечения закачки тампонажного раствора через ее осевой канал, радиальное отверстия, совмещенное с заливочным отверстием, в пространство за корпусом и, ниже него, за хвостовиком по обратной схеме циркуляции с вытеснением жидкости через периферийный осевой канал, пространство между корпусом и распределительной втулкой, совмещенные циркуляционные отверстия корпуса и толкателя в пространство за этим толкателем и выше него - в рабочем положении устройства. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства. 2 ил.

 

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам для цементирования хвостовиков обсадных колонн.

Низкое качество цементирования хвостовиков, особенно в их головной части, приводит к межпластовым перетокам, повышенной обводненности добываемой продукции и, как следствие, к большим ее потерям.

Для повышения качества цементирования хвостовиков в ряде случаев используют обратное цементирование, которое в принципе уменьшает разубоживание цементного (тампонажного) раствора при его доставке в необходимый интервал протяженной скважины. Однако известные средства для обратного цементирования хвостовиков не обеспечивают необходимого объема технологических требований к этой схеме цементирования.

Известен узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны, включающий транспортировочную колонну, соединенные между собой левой резьбой муфту с цементировочными отверстиями и ниппель с продольными периферийными и боковыми каналами, последние из которых совмещены с цементировочными отверстиями муфты для обеспечения обратного цементирования хвостовика, на котором, в верхней его части, размещен уплотнительный элемент (см., например, SU 1557314, 15.04.1990).

Недостатком известного устройства является низкая надежность работы уплотнительного элемента. Спуск устройства в скважину предусмотрен в рабочем положении уплотнительного элемента. Это в значительной мере усложняет сам спуск хвостовика обсадной колонны, требует значительного снижения скорости спуска во избежание множественных гидроразрывов пород. Рабочее положение уплотнительного элемента в процессе спуска приводит к его деформации и износу или разрушению, что исключает возможность осуществления обратного цементирования. Кроме того, такое состояние уплотнительного элемента в процессе спуска хвостовика исключает возможность промывки скважины для ликвидации возможных осложнений, например, посадки хвостовика.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства, расширение функциональных возможностей технологии спуска и цементирования хвостовика обсадной колонны за счет использования различных схем циркуляции и повышение качества крепления скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком и выполненный с заливочным отверстием, по меньшей мере одним, в нижней части, перекрытым срезной втулкой, и циркуляционным отверстием, по меньшей мере одним, в верхней части, уплотнительный элемент, помещенный на корпусе, толкатель с циркуляционным отверстием, по меньшей мере одним, помещенный на корпусе выше уплотнительного элемента и перекрывающий циркуляционное отверстие корпуса, распределительную втулку с радиальным отверстием, по меньшей мере одним, периферийным осевым каналом, по меньшей мере одним, и посадочным седлом в нижней ее части, при этом распределительная втулка помещена в корпусе и выполнена с возможностью обеспечения прямой циркуляции жидкости через ее осевой канал и хвостовик с вытеснением жидкости в пространство за хвостовиком и корпусом - в транспортном положении устройства, а также деформации уплотнительного элемента с помощью толкателя и обеспечения закачки тампонажного раствора через ее осевой канал, радиальное отверстие, совмещенное с заливочным отверстием, в пространство за корпусом и хвостовиком по обратной схеме циркуляции с вытеснением жидкости через периферийный осевой канал, пространство между корпусом и распределительной втулкой, совмещенные циркуляционные отверстия корпуса и толкателя в пространство за этим толкателем и выше него - в рабочем положении устройства.

На фиг.1 показано устройство в его транспортном положении. На фиг.2 - устройство в рабочем положении. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны помещен в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком (условно не показаны) и включает (фиг.1) корпус 1 (составной) с циркуляционным 2, радиальным 3 и заливочным 4 отверстиями. Каждое из этих отверстий является по меньшей мере единственным. Циркуляционное отверстие 2 выполнено в верхней части корпуса. Заливочное отверстие 4 выполнено в нижней части корпуса. Корпус имеет также сквозные осевые пазы 5. В верхней части наружной поверхности корпуса выполнены кольцевые упорные проточки 6 и установлен толкатель 7 с циркуляционным отверстием 8, по меньшей мере одним, и радиальным отверстием 9, по меньшей мере одним. Толкатель 7 перекрывает циркуляционное отверстие 2 корпуса 1 и оборудован упорным кольцом 10 и кольцевым разрезным фиксатором 11, на внутренней поверхности которого также выполнены упорные проточки 12. Кроме того, на наружной поверхности корпуса установлен уплотнительный элемент 13 с торцевой защитой 14 таким образом, что толкатель 7 находится выше уплотнительного элемента 13. Внутри корпуса 1 образована кольцевая выемка 15 и установлена распределительная втулка 16. В нижней части распределительной втулки 16 выполнены осевой периферийный канал 17, по меньшей мере один, радиальное отверстие 18, по меньшей мере одно. Наружная поверхность распределительной втулки 16 выполнена с кольцевыми проточками 19, 20, 21 и 22. При этом в кольцевой проточке 22 имеется продольный паз 23, в котором частично размещен установочный винт 24. В нижней части осевого канала распределительной втулки 16 установлено посадочное седло 25. Винт 26, установленный в радиальном отверстии 9 толкателя 7 через сквозные осевые пазы 5 корпуса 1 взаимодействует с кольцевой проточкой 21 распределительной втулки 16. При этом толкатель 7 и упорное кольцо 10 жестко зафиксированы в транспортном положении относительно корпуса 1 срезным штифтом 27, а заливочное отверстие 4 корпуса 1, герметично перекрыто срезной втулкой 28. Необходимая герметичность устройства обеспечена уплотнительными кольцами 29. На фиг.1, 2 “показаны также шар 30 под посадочное седло 25, эксплуатационная колонна 31, пространство 32 за корпусом 1 ниже уплотнительного элемента 13, проходной канал 33 и пространство 34 выше уплотнительного элемента.

Таким образом, распределительная втулка 16 помещена в корпусе 1 и выполнена с возможностью обеспечения прямой циркуляции жидкости через ее осевой канал с вытеснением жидкости в пространство за хвостовиком (условно не показан), корпусом 1 и выше него - в транспортном положении устройства, а также деформации уплотнительного элемента 13 с помощью толкателя 7 и обеспечения закачки тампонажного раствора через ее осевой канал, радиальное отверстие 18, совмещенное с заливочным отверстием 4, в пространство за корпусом 1 и, ниже него, за хвостовиком по обратной схеме циркуляции с вытеснением жидкости через периферийный осевой канал 17, пространство между корпусом и распределительной втулкой 16, совмещенные циркуляционные отверстия 2, 8 корпуса 1 и толкателя 7 в пространство за этим толкателем и выше него - в рабочем положении устройства

Устройство работает следующим образом.

Устройство устанавливают в верхней части «головы» хвостовика, и на транспортировочной колонне спускают на заданную глубину. После чего в транспортировочную колонну пускают шар 30 (см. фиг.2), который садится в посадочное седло 25. При создании избыточного давления в транспортировочной колонне происходит перемещение распределительной втулки 16 и толкателя 7, т.е. приведение уплотнительного элемента 13 в рабочее положение (пакеровка межтрубного пространства, между устройством и эксплуатационной колонной 31). При дальнейшем повышении давления, нижняя часть винта 26, взаимодействующая с кольцевой проточкой 21 распределительной втулки 16, срезается и, последняя, сдвигая втулку 28, устанавливается в рабочее положение. При этом радиальное отверстие 18 распределительной втулки 16 совмещается с заливочным отверстием 4 корпуса 1. Строгое совмещение отверстий обеспечено взаимодействием установочного винта 24 с продольным пазом 23 распределительной втулки 16. После совмещения радиального отверстия 18 с заливочным отверстием 4, в транспортировочную колонну закачивают расчетный объем тампонажного раствора, который, имея большую плотность, чем жидкость (буровой раствор), находящаяся в скважине, через совмещенные отверстия 18 и 4, поступает в пространство 32 за корпусом ниже уплотнительного элемента 13 и ниже за хвостовиком. При этом жидкость (буровой раствор), вытесняемая из пространства за хвостовиком и пространства 32 за корпусом 1, через обратный клапан (на фиг.2 не показан), поступает в проходной канал 33 и через осевой периферийный канал 17 распределительной втулки 16, кольцевую выемку 15, кольцевые проточки 19, 20 и 22, совмещенные циркуляционные отверстия 2 и 8, поступает в пространство 34 выше уплотнительного элемента 13. При достижении тампонажным раствором обратного клапана, шар клапана, имея меньшую плотность, чем плотность тампонажного раствора, всплывая, садится в седло и, таким образом, исключает дальнейшее поступление тампонажного раствора в проходной канал хвостовика (на фиг.2 обратный клапан не показан). После окончания процесса цементирования устройство приподнимают с головы хвостовика, осуществляют промывку и его окончательный подъем.

Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны, включающий корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком и выполненный с заливочным отверстием, по меньшей мере одним, в нижней части, перекрытым срезной втулкой, и циркуляционным отверстием, по меньшей мере одним, в верхней части, уплотнительный элемент, помещенный на корпусе, толкатель с циркуляционным отверстием, по меньшей мере одним, помещенный на корпусе выше уплотнительного элемента и перекрывающий циркуляционное отверстие корпуса, распределительную втулку с радиальным отверстием, по меньшей мере одним, периферийным осевым каналом, по меньшей мере одним, и посадочным седлом в нижней ее части, при этом распределительная втулка помещена в корпусе и выполнена с возможностью обеспечения прямой циркуляции жидкости через ее осевой канал и хвостовик с вытеснением жидкости в пространство за хвостовиком и корпусом - в транспортном положении устройства, а также деформации уплотнительного элемента с помощью толкателя и обеспечения закачки тампонажного раствора через ее осевой канал, радиальное отверстие, совмещенное с заливочным отверстием, в пространство за корпусом и хвостовиком по обратной схеме циркуляции с вытеснением жидкости через периферийный осевой канал, пространство между корпусом и распределительной втулкой, совмещенные циркуляционные отверстия корпуса и толкателя в пространство за этим толкателем и выше него - в рабочем положении устройства.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к устройствам для воздействия вибрацией на тампонажный раствор с целью обеспечения его оптимального размещения в заколонном пространстве при креплении скважин.

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам установки хвостовика в нужном положении и его цементирования. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству, предназначенному для строительства и ремонта скважин, в том числе и наклонно направленных.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для спуска, подвески и цементирования хвостовиков. .

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо. Разъединитель содержит корпус 1 подвески, несущую трубу 2, гайку 5, соединительную втулку 11 и упорную втулку 7. Корпус 1 имеет ступенчатую внутреннюю и наружную поверхности. Гайка 5 имеет левую резьбу по наружной поверхности для взаимодействия с корпусом 1 подвески и шлицы на внутренней поверхности для взаимодействия с несущей трубой 2. Соединительная втулка 11 установлена изнутри на конце несущей трубы 2 и снабжена подвесной пробкой 13 и срезаемой проходной пробкой 14. Упорная втулка 7 для фиксации опорного подшипника 8 установлена снаружи на конце несущей трубы 2, конец которой выполнен ступенчатым. Наружный диаметр средней ступени выполнен равным внутреннему диаметру гайки 5. Наружный диаметр нижней ступени выполнен равным внутреннему диаметру корпуса 1 подвески и наружному диаметру опорного подшипника 8. Нижняя ступень несущей трубы 2 установлена с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник 8 и соединена с корпусом 1 подвески с возможностью поворота относительно друг друга и разъединения. Разъединитель дополнительно содержит втулку 4 для соединения несущей трубы с корпусом 1 подвески и предотвращения отворота гайки 5 при бурении, причем втулка 4 подпружинена и выполнена с элементами 9 для взаимодействия с корпусом 1 подвески по торцовой поверхности для обеспечения возможности взаимодействия при вращении. Наружный диаметр втулки 4 меньше наружного диаметра корпуса 1 подвески для обеспечения возможности вращения при разъединении. Элементы 9 для взаимодействия выполнены типа шип-паз. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов. Способ заканчивания скважины включает бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. Выделяют нефтенасыщенные участки. Размещают в горизонтальном стволе перфорированный хвостовик с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью. Цементируют заколонное пространство средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части. Ожидают затвердевание цемента. Снижают гидростатический уровень и получают приток пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика. При наличии слабого притока проводят работы по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием. Устанавливают заглушенный пакер. Осуществляют соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента. Осуществляют промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика. Техническим результатом является повышение дебита скважины. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Обеспечивает увеличение производительной части скважины, зоны ее питания и увеличение дебита скважины. Сущность изобретения: способ строительства горизонтальной скважины включает проходку вертикального участка, участка искривления и горизонтального ствола, спуск обсадной колонны в скважину и цементирование. Согласно изобретению проходку вертикального участка выполняют с входом в продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну с фильтровой нижней частью с длиной, не меньшей глубины входа в продуктивный пласт. Выше фильтровой части колонны устанавливают пакер. Выше пакера устанавливают циркуляционный клапан и цементируют заколонное пространство через циркуляционный клапан. После цементирования разбуривают пакер и продолжают бурение с входом в нижележащий пласт, подъемом в продуктивный пласт и бурением по продуктивному пласту. 1 пр., 1 ил.

Способ может быть использован в области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов. В процессе бурения в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом создают расширенную кольцевую камеру, которая сообщается с внутриколонным пространством через отверстия специальной муфты обсадной колонны. Камеру и внутриколонное пространство заполняют гидрозатворной жидкостью, которая создает постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Техническим результатом является повышение эффективности и качества строительства газовых скважин, а также безопасность их эксплуатации за счет создания надежного, более качественного и постоянно действующего гидрозатвора, предотвращающего миграцию газа через заколонное пространство. 4 ил.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления тампонажного раствора в промысловых условиях с использованием активаторов цементного раствора гидроструйно-механического действия типа «струя в струю». Способ приготовления тампонажного раствора с использованием цементосмесительной машины, цементировочного агрегата (ЦА) и осреднительной емкости включает смешивание цемента в жидкости затворения. Перекачивают полученный раствор насосом цементировочного агрегата по высоконапорной нагнетательной гидролинии в осреднительную емкость. Нагнетают полученный тампонажный раствор в скважину по высоконапорной нагнетательной гидролинии с помощью другого цементировочного агрегата. При этом в одну из высоконапорных нагнетательных гидролиний подключают активатор цементного раствора гидромеханического действия типа «струя в струю». Струи, истекающие из двух боковых конусоидальных гидромониторных насадок, направлены навстречу друг другу и образуют при встрече гидравлический экран. Центральная струя, истекающая из конусоидальной насадки, снабженной вставкой, направлена перпендикулярно к гидравлическому экрану. При этом упомянутый активатор цементного раствора гидромеханического действия подключают в высоконапорную нагнетательную гидролинию для перекачивания цементного раствора в осреднительную емкость. Причем вставку центральной насадки активатора цементного раствора гидромеханического действия выбирают с возможностью формирования центростремительного потока. К присоединительным резьбам втулки и меньшей ступени корпуса привинчены переходники, снабженные элементами быстросъемного соединения. Техническим результатом является повышение прочности цементного камня, сокращение сроков схватывания цемента. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. Устройство включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним. Верхнее радиальное отверстие перекрыто срезным штифтом. Нижнее радиальное отверстие перекрыто кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой. Снаружи корпуса помещен кожух, образующий с ним кольцевую камеру. Устройство содержит переключатель положений с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса. В нижней части устройства, ниже профилированного паза корпуса, помещен пакер. Кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с профилированным пазом, по коду переключателя. Один из этих кодов содержит такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства и расширение области применения. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. 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. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе. В составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, где размещают пакер. При проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну. Затем производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины. Высоту цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом определяют из соотношения: , где Ргрп - давление гидроразрыва пласта, МПа; Рнп - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа; L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м; 2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м. Обеспечивается исключение перетоков по трещине гидроразрыва, смятия эксплуатационной колонны выше места установки пакера и снижение обводненности добываемой продукции. 1 ил, 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины с горизонтальным окончанием. Обеспечивает ликвидацию аварийности при спуске хвостовика в условиях осыпания пород в скважине. Перед спуском хвостовика проводят заполнение горизонтального окончания глинистым раствором повышенной вязкости. Хвостовик снабжают центраторами в наиболее плотных частях интервалов зон осыпания и спускают на бурильных трубах с колонным разъединителем до интервала в начале горизонтального окончания с малой скоростью, не оставляя колонну без движения. При спуске хвостовика периодически выполняют выравнивание бурового раствора. По окончании спуска проводят технологическую выдержку до прихватывания хвостовика, контролируют прихватывание хвостовика, промывают хвостовик и заколонное пространство, отворачивают бурильные трубы от хвостовика, наворачивают цементировочную головку, прокачивают по хвостовику цементный раствор в заколонное пространство и проводят цементирование заколонного пространства хвостовика. После подъема бурильных труб проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, разбуривают остатки цемента в хвостовике и элементы оснастки хвостовика, промывают и осваивают скважину. 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.
Наверх