Способ строительства скважины с зонами осложнений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнений. Технический результат - повышение надежности изоляции зон осложнений, а также значительное сокращение времени на строительство скважины и материальных затрат. Способ включает вскрытие скважины в интервалах ствола скважины с зонами осложнений и укрепление стенок скважины профильными перекрывателями последовательно участками с уменьшением внутреннего диаметра установленных профильных перекрывателей. Участки вскрытия выбирают в разных интервалах ствола скважины с зонами осложнений и перекрывают их профильными перекрывателями полностью за одну спуско-подъемную операцию. Перекрыватели устанавливают с интервалом между собой. После нижнего перекрывателя бурят ствол скважины диаметром, позволяющим установить обсадную колонну требуемого диаметра. Первый участок вскрытия ниже кондуктора выполняют максимально возможным диаметром долота. Профильные перекрыватели устанавливают в скважине сразу после вскрытия зоны осложнения до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород. Для этого расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят. Толщину стенки профильных перекрывателей выбирают из условия воздействия на эти перекрыватели внутреннего и наружного давлений. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнений.

Известен способ установки профильного перекрывателя в скважине (Нефтяное хозяйство. - 1982. - №4 - С. 26-28), включающий сварку стыков секций профильных труб, спуск перекрывателя в зону интенсивного поглощения так, чтобы верхний и нижний концы перекрывателя, имеющие цилиндрические участки, находились в устойчивых породах на длине 3-4 м, выправление перекрывателя давлением и развальцовывание до плотного прижатия его к стенкам предварительно расширенного интервала скважины.

Недостатками известного способа являются:

- длительный период времени до перекрытия интервала с неустойчивыми глинистыми породами, связанный с расширением ствола скважины и обязательным проведением кавернометрии после расширения, так как после вскрытия интервала с неустойчивыми глинистыми породами его необходимо как можно быстрее перекрыть, в противном случае глинистые породы, насыщаясь фильтратом бурового раствора, выдавливаются в ствол скважины, заклинивая инструмент;

- наличие цилиндрических участков, которые при установке перекрывателя необходимо расширять механическим способом, что ведет к дополнительной спуско-подъемной операции и использованию дополнительного оборудования - развальцевателя;

- наличие переходных участков от цилиндра к профилю с очень жесткими локальными зонами, при развальцовывании которых происходит износ или возможно разрушение развальцевателя.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ проходки неустойчивых пород при бурении скважины (патент РФ №2344263, МПК Е21В 7/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2009 г.), включающий углубление скважины в интервале пласта с неустойчивыми породами и укрепление стенок скважины в указанном интервале профильными перекрывателями, при этом углубление интервала с неустойчивыми породами и укрепление стенок скважины производят последовательными участками, причем длину участка выбирают такой, чтобы не произошел обвал неустойчивых пород за время подъема долота и установки профильного перекрывателя, при этом установку профильных перекрывателей производят с перекрытием внахлест с последовательным уменьшением внутреннего диаметра устанавливаемых профильных перекрывателей в рабочем положении при углублении с расширением ствола скважины на первом участке интервала пласта или встык при последовательном углублении с расширением всех участков ствола скважины.

Основными недостатками этого способа являются:

- длительный период времени до перекрытия интервала с неустойчивыми глинистыми породами, связанный с расширением ствола скважины и обязательным проведением кавернометрии после расширения, так как после вскрытия интервала с неустойчивыми глинистыми породами его необходимо как можно быстрее перекрыть, в противном случае глинистые породы, насыщаясь фильтратом бурового раствора, выдавливаются в ствол скважины, заклинивая инструмент;

- при установке перекрывателей встык в интервалах зон осложнений не обеспечивается герметичное соединение между установленными перекрывателями из-за значительного увеличения зазора между установленными перекрывателями при их развальцовке.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности изоляции зон осложнений, а также значительное сокращение времени на строительство скважины, как следствие, сокращение материальных затрат за счет значительного сокращения времени на установку перекрывателей без расширения ствола скважины и кавернометрии.

Технические задачи решаются способом строительства скважины с зонами осложнений, включающим вскрытие скважины в интервалах ствола скважины с зонами осложнений и укрепление стенок скважины профильными перекрывателями последовательно участками с уменьшением внутреннего диаметра установленных профильных перекрывателей.

Новым является то, что участки вскрытия выбирают в разных интервалах ствола скважины с зонами осложнений и перекрывают профильным перекрывателем полностью за одну спуско-подъемную операцию, причем перекрыватели устанавливают с интервалом между собой, а после нижнего перекрывателя бурят ствол скважины диаметром, позволяющим установить эксплуатационную колонну требуемого диаметра, при этом первый участок вскрытия ниже кондуктора выполняют максимально возможным диаметром долота. Профильный перекрыватель устанавливают в скважине сразу после вскрытия зоны осложнения до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород, для чего расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят, а толщину стенки профильных перекрывателей выбирают из условия воздействия на эти перекрыватели внутреннего и наружного давлений.

На фигуре показана конструкция скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

При определении конструкции скважины, исходя из требуемого диаметра эксплуатационной колонны и количества прогнозируемых зон осложнений, определяемых из опыта бурения соседних скважин и (или) геологических исследований, зная размеры применяемых перекрывателей, выбираем необходимые диаметры долот. Бурение из-под кондуктора 1 внутренним диаметром d осуществляют долотом, максимально возможного диаметра d1 (обычно на 0,5-2% меньше внутреннего диаметра кондуктора). Бурение долотом диаметром d1 ведут до зоны осложнения 2. Сразу после вскрытия зоны спускают перекрыватель 3 и устанавливают его за одну спуско-подъемную операцию, до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород, для чего расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят. При этом толщину стенки перекрывателя 3 выбирают из условия воздействия на перекрыватель внутреннего и наружного давлений. После установки перекрывателя 3 бурение ведут долотом диаметром d2, который незначительно меньше (обычно на 0,5-2%) диаметра установленного перекрывателя 3, до следующей зоны осложнений 4. При этом после вскрытия следующей зоны осложнения 4 ее также перекрывают перекрывателем 5 с уменьшением диаметра на толщину двух стенок перекрывателя 5, а бурение продолжают долотом незначительно меньше (обычно на 0,5-2%) внутреннего диаметра d3 нижнего установленного перекрывателя 5 до проектного забоя. После чего производят спуск эксплуатационной колонны 6 необходимого диаметра.

Пример осуществления способа.

Исходя из требуемого диаметра эксплуатационной колонны 146,1 мм и двух прогнозируемых зон осложнений, из-под кондуктора 1 диаметром 245 мм с толщиной стенки 8-9 мм бурение ведут долотом диаметром 222,3 мм до зоны осложнения 2. После вскрытия зоны осложнения 2 производят установку перекрывателя 3 с толщиной стенки 7 мм за одну спуско-подъемную операцию до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород, для чего расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят. При этом внутренний диаметр перекрывателя 3 составляет 208 мм. Далее бурение ведут долотом диаметром 206 мм до вскрытия следующей зоны осложнения 4, после чего производят спуск перекрывателя 5 с толщиной стенки 7 мм за одну спуско-подъемную операцию, также, до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород. При этом внутренний диаметр перекрывателя 5 составляет 192 мм. Далее бурение ведут долотом диаметром 190,5 мм до проектного забоя. После чего производят спуск эксплуатационной колонны 6 муфтовой диаметром 146,1 мм или безмуфтовой диаметром 168,3 мм.

Таким образом, использование изобретения позволяет повысить надежность изоляции зон осложнений, а так же значительно сократить время на строительство скважины и как следствие, сократить материальные затраты за счет значительного сокращения времени на установку перекрывателей без расширения ствола скважины и кавернометрии.

Способ строительства скважины с зонами осложнений, включающий вскрытие скважины в интервалах ствола скважины с зонами осложнений и укрепление стенок скважины профильными перекрывателями последовательно участками с уменьшением внутреннего диаметра установленных профильных перекрывателей, отличающийся тем, что участки вскрытия выбирают в разных интервалах ствола скважины с зонами осложнений и перекрывают профильными перекрывателями полностью за одну спуско-подъемную операцию, причем перекрыватели устанавливают с интервалом между собой, а после нижнего перекрывателя бурят ствол скважины диаметром, позволяющим установить обсадную колонну требуемого диаметра, при этом первый участок вскрытия ниже кондуктора выполняют максимально возможным диаметром долота, профильные перекрыватели устанавливают в скважине сразу после вскрытия зоны осложнения до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород, для чего расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят, а толщину стенки профильных перекрывателей выбирают из условия воздействия на эти перекрыватели внутреннего и наружного давлений.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установке для проведения водоизоляционных работ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при испытании и ремонте нефтяных и газовых скважин с установкой цементного моста.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов. Способ включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, имеющих многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб. Причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм. При этом столб полностью или по меньшей мере частично блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов. Введение упомянутых твердых элементов засыпки у забоя скважины производят в последовательности по меньшей мере следующих этапов: осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм. Далее осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки. Осуществляют ведение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его. Техническим результатом является повышение эффективности сокращения неконтролируемого выделения углеводородов и фонтанирования. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ограничения водопритока в скважине и увеличении продолжительности эффекта от его применения. Способ включает приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3. Указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспезии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м3. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности строительства, а именно к способу ликвидации напорных водозаборных скважин, находящихся в предаварийном состоянии. Технический результат заключается в повышении надежности выполнения работ по ликвидации скважины. Способ ликвидации напорных водозаборных скважин включает присоединение к сетевому трубопроводу трубопроводов для подачи сжатого воздуха для вытеснения воды через фильтр скважины до верхней отметки водоносного горизонта с последующим подачей тампонажного раствора в обсадную трубу скважины. Первоначально на оголовке скважины над основной задвижной устанавливают дополнительную задвижку с проходным сечением, близким к проходному сечению обсадной трубы. Дополнительную задвижку закрывают и полностью открывают основную задвижку. Далее по сетевому трубопроводу подают сжатый воздух и вытесняют из обсадной трубы скважины воду через фильтр скважины до верхней отметки водоносного горизонта. После чего к дополнительной задвижке подсоединяют трубопровод от бетононасоса тампонажного раствора. Включают бетононасос тампонажного раствора и выравнивают давления нагнетания тампонажного раствора и сжатого воздуха, закрывают подачу сжатого воздуха. Далее открывают дополнительную задвижку и полностью заполняют обсадную трубу скважины тампонажным раствором. После чего закрывают дополнительную задвижку и отсоединяют трубопроводы подачи сжатого воздуха и бетононасоса тампонажного раствора. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения. Техническим результатом изобретения является нелинейное повышение показателей качества и эффективности строительства скважин гидромеханическим уплотнением ствола до градиента горного давления. Способ обработки ствола скважины включает подачу гидромониторных струй бурового раствора на стенки скважины в процессе бурения, введение в него портландцемента с концентрацией 3÷4% вес. для формирования в приствольной зоне мгновенно твердеющего зацементированного экрана глубиной до 50 мм, повышающего гидромеханическую прочность ствола скважины при действии репрессии в интервале 0,20÷0,23⋅10-1 МПа/м, а при депрессии - в интервале 0,3÷0,5⋅10-1 МПа/м. Гидромеханическую кольматацию ствола скважины проводят одновременно с бурением при скорости истечения бурового раствора из насадки 30÷150 м/с с частотой вращения долота 0,5÷2,5 с-1 и силой динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс. Время контакта пятна струи и горной породы составляет 0,01÷0,001 с. 2 табл.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Далее спускают колонну заливочных труб в скважину, заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Причем на разные уровни вдоль интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнений. Технический результат - повышение надежности изоляции зон осложнений, а также значительное сокращение времени на строительство скважины и материальных затрат. Способ включает вскрытие скважины в интервалах ствола скважины с зонами осложнений и укрепление стенок скважины профильными перекрывателями последовательно участками с уменьшением внутреннего диаметра установленных профильных перекрывателей. Участки вскрытия выбирают в разных интервалах ствола скважины с зонами осложнений и перекрывают их профильными перекрывателями полностью за одну спуско-подъемную операцию. Перекрыватели устанавливают с интервалом между собой. После нижнего перекрывателя бурят ствол скважины диаметром, позволяющим установить обсадную колонну требуемого диаметра. Первый участок вскрытия ниже кондуктора выполняют максимально возможным диаметром долота. Профильные перекрыватели устанавливают в скважине сразу после вскрытия зоны осложнения до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород. Для этого расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят. Толщину стенки профильных перекрывателей выбирают из условия воздействия на эти перекрыватели внутреннего и наружного давлений. 1 ил.

Наверх