Способ ликвидации скважины



Способ ликвидации скважины
Способ ликвидации скважины
Способ ликвидации скважины
Способ ликвидации скважины

 


Владельцы патента RU 2527446:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. Вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. Далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. После чего в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента. Извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья. Ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Изобретение позволяет сократить продолжительность технологического процесса и повысить надежность реализации способа за счет повышения прочности цементного моста с удалением части обсадной колонны скважины в интервале возможного перетока, а также с возможностью контроля надежности ликвидации скважины. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти.

Известен способ ликвидации скважин (РД 39-2-1182-84 Инструкция по оборудованию устьев и отвалов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации и консервации. - М., 1985), включающий установку над продуктивным пластом цементного моста и размещение под и над ним пачек бурового раствора, обработанного ингибитором коррозии и нейтрализатором агрессивных сред.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (установка цементного моста, закачка пачек бурового раствора под и над цементным мостом) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, низкая эффективность ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать перетоки жидкости между пластами в заколонном пространстве скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как цементный мост установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Также известен способ ликвидации скважины с источником межколонного давления (патент RU №2168607, МПК E21B 33/13, опубл. 10.06.2001 г., бюл. №16), включающий выполнение первого цементного моста в скважине над продуктивным горизонтом и ниже интервала высокопластичных пород, сообщение заколонного пространства скважины с ее колонным пространством в пределах интервала высокопластичных пород с последующей установкой второго цементного моста над первым и обеспечение течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины путем снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород, при этом выбирают пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления, и ближайший к нему, верхнюю границу первого цементного моста устанавливают на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичных пород, заколонное пространство скважины сообщают с колонным пространством в интервале, составляющем часть мощности пласта высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы, путем удаления части обсадной колонны, второй цементный мост устанавливают поверх первого цементного моста высотой, равной интервалу сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны, после чего сообщают заколонное пространство скважины на оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород с колонным пространством скважины путем удаления части обсадной колонны, а затем обеспечивают течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (удаление нескольких участков обсадной колонны, установка нескольких цементных мостов друг на друга) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью возможных перетоков жидкости между пластами после ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки жидкости, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, продолжаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Наиболее близким по технической сущности является способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны (патент RU №2436932, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.12.2011 г., бюл. №35), при котором скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), извлекают из скважины лифтовую колонну, спускают в скважину до ее забоя промывочные трубы, обвязывают их с насосной установкой, закачивают через промывочные трубы цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из скважины, с установкой цементного моста от забоя до устья скважины, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют ПВО, монтируют на корпусе трубной головки переводную катушку и центральную задвижку фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонной и трубной головок, а также центральной задвижки цементным раствором аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры глухими фланцами с установкой репера.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный и сложный технологический процесс ликвидации скважины, так как заполнение ствола скважины цементным раствором ведется с одновременным подъемом труб, и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью перетоков жидкости между пластами при ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, продолжаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен из обычного (нетермостойкого) цемента марки ПТЦ-50 или ПТЦ-50 с наполнителем либо облегченного тампонажного раствора на основе ЦТРОА по ТУ 5734-004-020664928-02.

Техническими задачами предложения являются сокращение длительности технологического процесса ликвидации скважины, а также повышение надежности реализации способа за счет повышения прочности цементного моста и возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.

Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающем спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.

Новым является то, что вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, а в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, далее в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента, затем извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации.

При ликвидации оценочных и разведочных скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан, разработка которого ведется парогравитационным воздействием с образованием паровой камеры, главным условием эффективной ликвидации скважин является исключение возможности перетока тепла из шешминского горизонта в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта, поэтому заполнение всего ствола даже самым высококачественным цементом не исключает заколонных перетоков, которые возникают вследствие слабосцементированности пород в этом интервале скважины.

На фиг.1, 2, 3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа ликвидации скважины.

Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.

Оценочная скважина 1 (см. фиг.1), пробуренная на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан в 70-е годы прошлого столетия и отработавшая свой срок по назначению, является источником заколонного перетока жидкости 2 (потерь тепла) из пласта 3 шешминского горизонта, имеющего давление P1 в поглощающий пласт 4 пресных вод казанского горизонта, имеющего давление Р2, при этом Р12.

В связи с наличием заколонных перетоков жидкости происходят потери тепла в паровой камере, что снижает эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием, поэтому оценочная скважина 1 подлежит физической ликвидации. Например, глубина оценочной скважины 1 составляет 120 м. Для ликвидации скважины 1 (см. фиг.2) вырезают часть 5 обсадной колонны 6 в интервале пласта 3 - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него.

Для этого на колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показана) спускают в обсадную колонну 6 (см. фиг.2) выше забоя 7 скважины 1 любое известное вырезающее устройство (на фиг.1, 2, 3 не показано), например применяют универсальное вырезающее устройство, изготовленное в ОАО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Россия).

Вырезают часть 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 в скважине 1 общей высотой:

Н=L+h=12 м+10 м=22 м,

где Н - общая высота интервала вырезания, м;

L - высота в интервале пласта 3, м, например 12 м;

h - высота вырезаемого интервала выше пласта 3, 10 м.

Далее извлекают колонну труб с вырезающим устройством из скважины 1. Затем от устья 8 до забоя 7 спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра 9, например в качестве колонны труб малого диаметра 9 применяют колонну гибких труб диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм, что позволяет производить фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1. В колонну труб малого диаметра 9 до забоя 7 спускают оптоволоконный кабель 10. Оптоволоконный кабель 10 изготавливают в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2). Затем в скважину 1 до забоя 7 спускают колонну труб 11 (см. фиг.3), например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.

Производят установку цементного моста 12 (см. фиг.4) тампонированием под давлением, например, 6,0 МПа с использованием термостойкого цемента. Закачивают цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) по колонне труб 11 от забоя 7 до устья 8 скважины 1. В качестве цементного раствора используют растворы из известных термостойких цементов, например ЦТ Activ II КМ-160, выпускаемого по ГОСТ 1581-96.

Применение термостойкого цемента в отличие от обычного, используемого в прототипе, позволяет сохранить прочность цементного моста в условиях воздействия высоких температур для месторождений сверхвязкой нефти, разрабатываемых парогравитационным воздействием. Термостойкий цемент позволяет повысить надежность установки цементного моста, предотвратить его разрушение под действием высоких температур.

Из скважины 1 извлекают колонну труб 11, доливают обсадную колонну 6 скважины 1 до устья 8 закачкой цементного раствора 13 из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан).

После этого на устье 8 (см. фиг.4) скважины 1 присоединяют оптоволоконный кабель 10 (см. фиг.2) к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 14 (на фиг.4 показана условно).

Далее с помощью оптоволоконного кабеля 10 ежеквартально производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 7 до устья 8 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 14 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ 14 на аппаратуру, снабженную системой кодирования и декодирования, а также специализированным программным обеспечением, использующимся для получения, отображения, наблюдения и записи в реальном времени распределения температуры по стволу скважины 1. Аппаратура фиксирует распределение температуры по стволу скважины 1 (Первый мировой опыт проведения геофизических исследований в добывающих скважинах с использованием ГНКТ с оптоволоконным кабелем Ноя В. [и др.] // Время колтюбинга. - 2011. - №37(сент.)).

По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 10 на устье 8 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 14.

Аналогичным образом, как описано выше, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 14 на устье скважины 1.

Отсутствие изменения температурного режима по стволу скважины 1 свидетельствует об отсутствии перетоков жидкости между пластами и надежной изоляции источника (пласта) межпластовых перетоков.

Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет сократить продолжительность технологического процесса и повысить надежность реализации способа за счет повышения прочности цементного моста с удалением части обсадной колонны скважины в интервале возможного перетока, а также с возможностью контроля надежности ликвидации скважины.

Способ ликвидации скважины, включающий спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины, отличающийся тем, что вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, а в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, далее в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента, затем извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.

Изобретение относится к устройствам для установки цементного моста в скважине. Техническим результатом является создание надежной конструкции устройства для изоляции зоны осложнения при бурении скважины, повышение качества устанавливаемого цементного моста и снижение материальных затрат.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах. Способ включает введение первого закупоривающего материала в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Определяют уменьшение или предотвращение первым закупоривающим материалом потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Вводят часть первой текучей среды во вторую часть подземного пласта, имеющую большее гидравлическое сопротивление потоку текучей среды, чем первая часть подземного пласта. Вводят второй закупоривающий материал в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды во вторую часть подземного пласта. Вводят часть второй текучей среды в первую часть подземного пласта с первой скоростью потока. Удаляют первый закупоривающий материал из подземного пласта. Определяют, когда первый закупоривающий материал, по меньшей мере частично, был удален из подземного пласта, посредством мониторинга температуры в этой части подземного пласта. Вводят вторую текучую среду в первую часть подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При наличии цементного кольца за обсадной колонной проводят геофизические исследования и определяют длину незацементированной части обсадной колонны. Производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой части обсадной колонны. Отрезают трубу обсадной колонны в скважине на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части обсадной колонны. Извлекают незацементированную часть обсадной колонны. Далее в скважину от устья до забоя спускают колонну труб малого диаметра с перфорированными отверстиями и заглушкой на конце. При этом суммарная площадь перфорированных отверстий превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра не менее чем в два раза. После чего в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель и дополнительную колонну труб. Далее производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в скважину технологической колонны труб. Последовательно закачивают по колонне труб два компонента водоизолирующего состава, разделенные пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству. После чего их совместно закачивают в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам. При этом технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством. Причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·MПa). При этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия. Состав дополнительно содержит 0,003-0,045 мас.% оксиэтилированных алкилфенолов 3-АИ, 0,61-1,3 мас.% карбонатов, в качестве которых используют карбонаты калия или натрия, и воду. Техническим результатом является снижение плотности тампонажного раствора и повышение его седиментационной устойчивости. 1 табл., 7 пр.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.

Группа изобретений относится к области строительства скважины в сложных горно-геологических условиях бурения интервалов неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпанию, эрозионным разрушениям и образованиям каверн в стволе, вызывающих тяжелые аварии при проходке, в частности интервала кыновского горизонта или аналогичных сланцевых глинистых отложений. Способ строительства скважины включает бурение и крепление направления, кондуктора, вскрытие бурением интервала неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпанию, обвалам, забуривание нижележащей зоны с неосыпающимися породами на небольшую длину, проведение комплекса геофизических исследований, ступенчатое цементирование скважины. Сначала осуществляют цементирование первой ступени - интервала неустойчивых глинистых отложений с нижележащей зоной с неосыпающимися породами, при этом спуск секции колонны обсадных труб осуществляют на колонне бурильных труб с использованием устройства, включающего установочную муфту с промывочными боковыми отверстиями для срезки излишков цементного раствора после окончания цементирования и с присоединительной наружной левой резьбой на нижнем конце, с которой соединяют ступенчато выполненный переходник с концентрично установленными внутри защитными оболочками от попадания на его стенки цементного раствора. Переходник соединяют с верхним концом цементируемой секцией колонны обсадных труб через переводник, внутренние диаметры переходника и переводника выбирают равными наружному диаметру трубы обсадной колонны. После срезки и вымывания излишков цементного раствора по окончании операции цементирования бурильную колонну с муфтой отвинчивают от переходника и поднимают на поверхность. После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементируют вторую ступень ствола скважины - часть скважины, находящуюся выше от зацементированной первой ступени, с использованием устройства для ступенчатого цементирования, присоединив переводник корпуса с цементировочными окнами, заглушенными удаляемыми пробками, к нижнему концу трубы цементируемой обсадной колонны диаметром, равным диаметру трубы зацементированной обсадной колонны в первой ступени цементирования. К нижнему концу корпуса устройства присоединяют ступенчато выполненный переходник с разбуриваемым башмаком в нижнем конце с обратным клапаном. Наружный диаметр переходника выбирают диаметром, равным внутреннему диаметру переходника установочной муфты устройства первой ступени цементирования, а его внутренний диаметр, а также заслонки и корпуса выбирают равным внутреннему диаметру трубы зацементированной обсадной колонны. Спуск обсадной колонны осуществляют до посадки торца уступа большей ступени переходника на внутренний уступ, находящийся под присоединительной резьбой переходника установочной муфты устройства первой ступени цементирования. После окончания цементирования и ОЗЦ продавочную пробку с седлом, башмак, а также цементировочные пробки первой ступени цементирования разбуривают и дальнейшее углубление забоя скважины до проектной отметки осуществляют долотом меньшего диаметра. Обеспечивается безаварийная проходка скважины, сокращение материальных затрат и времени на строительство скважины. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к горной и горно-химической промышленности, используется для ограждения и охраны трещиноватого горного массива от возможного проникновения за пределы создаваемого экрана жидких растворов. Способ включает бурение параллельных рядов скважин или шпуров, размещение в них зарядов ВВ в шахматном порядке, рассредоточенных заполненными промежутками. Длина промежутка равна длине заряда. Одновременное камуфлетное взрывание зарядов ВВ с центральным инициированием. Заполнение оставшихся после взрыва пустот бетонным раствором. Для образования тампонированного массива определяют радиус заряда ВВ, длину заряда ВВ. В верхней части на контакте водоносный горизонт - массив формируют запирающий заряд. Промежутки заполняют тампонирующим материалом, который формируют следующим составом: в агрессивных безнапорных средах - битум или смолы; в неагрессивных напорных средах - цемент; в агрессивных напорных средах - битум или смолы, дополнительно определяют радиус образующейся затампонированной зоны смятия от заряда, радиус образующейся затампонированной зоны в промежутках между зарядами, расстояние между обуренными скважинами или шпурами в ряду, длину запирающего заряда и радиус затампонированной зоны трещин. Способ позволяет повысить эффективность и безопасность работ. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх