Способ ступенчатого цементирования скважины

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

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ступенчатом цементировании скважин.

Известен способ ступенчатого цементирования, включающий цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердевания цемента, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий муфты. При этом нижняя пробка исключает возможность попадания тампонажного раствора второй ступени ниже цементировочной муфты (Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981 г. С. 220-221).

Основным недостатком известного способа следует считать необходимость разбуривания пробок при освоении скважины, для чего потребуется значительное количество времени и технологического оборудования.

Наиболее близким к заявленному изобретению по технической сущности является способ ступенчатого цементирования, в котором при цементировании первой ступени для продавления тампонажного цемента используют техническую жидкость, включающую порцию бурового раствора, воды и снова бурового раствора с последующим ожиданием затвердевания цемента, при цементировании второй ступени порцию бурового раствора, расчетный объем тампонажного цемента и верхнюю пробку прокачивают технической водой до размещения пробки в цементировочной муфте и перекрытия радиальных отверстий (патент РФ №2547863, МПК Ε21В 33/14).

Указанный способ также при освоении скважины требует проведения операции разбуривания пробки. Кроме того, общим недостатком известных способов цементирования обсадных колонн является возможность образования внутри обсадной колонны, ниже цементировочной муфты, зоны турбулентности и смешения бурового раствора с тампонажным цементом, которая остается после времени ожидания и закрытия муфты. Она превращается в вязкую массу с включением цементного камня. Для устранения этой массы требуется вымывание, а чаще разбуривание.

Техническая задача, на решение которой направлено изобретение, заключается в создании способа цементирования скважины, при котором исключаются излишние транспортные расходы и связанные с ними средства и время, необходимые для завоза оборудования и разбуривания пробки или зоны смешения. Технический результат выражается в обеспечении свободного прохода внутри обсадной колонны после полного завершения цементации скважины и подготовке ее к освоению и проведению дальнейших работ.

Для достижения технического результата в предлагаемом способе цементирования скважины, включающем операции цементирования первой ступени, ввод в колонну цементировочной пробки, продавливание тампонажного раствора порциями бурового раствора и технической жидкости с установкой тампонажного раствора в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции технической жидкости в обсадной колонне в интервале муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердевания цемента первой ступени проведение циклической циркуляции бурового раствора по обсадной колонне через радиальные отверстия муфты ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство, после затвердения цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивание порции буферного раствора с расчетным объемом тампонажного раствора, продавливание технической жидкостью и ожидание затвердевания цемента второй ступени. Перед цементированием первой ступени обсадную колонну снабжают двумя муфтами ступенчатого цементирования расположенными последовательно в интервале, по меньшей мере, одной трубы, при этом на нижней муфте закрепляют гибкое эластичное ограждение в виде рукава, сообщающего внутреннюю полость обсадной колонны с заколонной кольцевой полостью, и за нижней муфтой ступенчатого цементирования располагают пакерующее устройство, при цементировании первой ступени для продавливания тампонажного раствора в объем технической жидкости добавляют порцию вязкоупругого разделителя с расчетом последующего его размещения в интервале от выше верхней до ниже нижней муфты ступенчатого цементирования и после посадки пробки в башмак повышением давления вначале производят запакеровывание кольцевого пространства, а затем открытие радиальных отверстий верхней муфты ступенчатого цементирования, при цементировании второй ступени для продавливания порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного раствора используют порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем и размещенными внутри объема запорными шариками, последовательно закрывающими изнутри радиальные отверстия вначале верхней муфты, а затем, после того как повышением давления откроют радиальные отверстия нижней муфты и вытеснят зону смешения через эластичный рукав в заколонное кольцевое пространство, запорные шарики закрывают радиальные отверстия нижней муфты ступенчатого цементирования, и затем последующим повышением давления вызывают срабатывание нижней муфты ступенчатого цементирования на закрытие радиальных отверстий.

Отличительными признаками заявляемого способа от известного, принятого за прототип, являются:

- использование на обсадной колонне перед погружением ее в скважину двух муфт ступенчатого цементирования, расположенных последовательно в интервале, по меньшей мере, одной трубы и одного пакерующего устройства ниже нижней муфты. При этом каждая муфта снабжена втулками в виде заслонок, установленных с возможностью открывания и закрывания радиальных отверстий в зависимости от изменения давления внутри обсадной колонны [SU №1510430 A1, кл. Ε21В 33/14, 1987];

- нижняя муфта ступенчатого цементирования кроме пакерующего устройства снабжена гибким эластичным рукавом, сообщающим внутреннюю полость обсадной колонны с заколонной кольцевой полостью выше нижней муфты. Использование этого рукава позволяет зону смешения из нижней муфты вытеснить в тот момент цементирования, когда кольцевая полость между наружной поверхностью рукава и внутренней поверхностью скважины остается заполненной пока еще не застывшим тампонажным раствором;

- при цементировании первой ступени в объем технической жидкости для продавливания тампонажного раствора вводят вязкоупругий разделитель, при цементировании второй ступени в порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем размещают запорные шарики. Вязкоупругий разделитель, используя вязкопластические свойства, способствует сдерживанию потока растворов из хаотичного (турбулентного), при котором образуется обширная зона смешения в поток более равномерный, спокойный (близкий к ламинарному), при котором зона смешения через эластичный рукав вытесняется в заколонное пространство. Запорные шарики обеспечивают работу обеих муфт по технологической программе цементирования скважины.

В состав вязкоупругого разделителя вводят ингибитор коррозии.

Предлагаемый способ для лучшего понимания иллюстрируется изображениями в технологической последовательности выполнения операций при цементировании скважины. На фиг. 1 представлена общая схема расположения обсадной колонны 1 в стволе скважины 2, имеющей поглощающий 3 и продуктивный 4 пласты. На обсадной колонне установлены верхняя 5 и нижняя 6 муфты ступенчатого цементирования, в исходном положении обе муфты закрыты втулками муфт. Ниже нижней муфты 6 закреплено гибкое эластичное ограждение в виде рукава 7, сообщающего внутреннюю полость обсадной колонны на уровне нижней муфты с заколонной кольцевой полостью выше нижней муфты. За нижней муфтой 6 расположено пакерующее устройство 8.

На фиг. 1 и фиг. 2 представлена последовательность выполнения операций при цементировании первой ступени, при этом используют цементировочную пробку 9 для продавливания тампонажного 10 раствора порциями бурового 11 раствора и технической жидкости 12, в объем которой закачивают порцию вязкоупругого разделителя 13. После посадки пробки 9 в башмак 14 повышением давления производят последовательно вначале срабатывание пакерующего устройства 8, а затем открытие радиальных отверстий верхней муфты ступенчатого цементирования. Начинается циркуляция 15 тампонажного раствора через радиальные отверстия. Тампонажный раствор, который оказался выше верхней муфты, давлением бурового раствора 11 вымывается на устье через затрубное кольцевое пространство. Вязкоупругий разделитель располагается в основном между обеими муфтами.

Последовательность операций второй ступени представлена на фиг. 3, фиг. 4 и других фигурах, для продавливания порции буферного раствора и расчетного количества тампонажного раствора используют порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем и размещенными внутри объема запорными шариками 16, которые опускают между двумя половинами порций технической жидкости. Вязкоупругий разделитель первой ступени, разместившись в обсадной колонне в интервале между обеими муфтами, благодаря своим свойствам препятствует проседанию запорных шариков второй ступени ниже верхней муфты до закрытия ее радиальных отверстий. На фиг. 5 запорные шарики, поступая вместе с продавочной жидкостью, закрывают изнутри радиальные отверстия верхней муфты, ниже которой образовалась зона смешения 17 тампонажного раствора с вязкоупругим разделителем. На фиг. 6 повышением давления производят полное закрытие радиальных отверстий срабатыванием верхней муфты за счет перемещения ее втулки. На фиг. 7 повышением давления произведено открытие радиальных отверстий нижней муфты 6 и вытеснение зоны смешения 17 через эластичный рукав 7 в затрубное пространство 18, примыкающее к обсадной колонне 1. На фиг. 8 продолжение повышения давления до определенного значения, аналогичного сигналу «Стоп», вначале запорные шарики закрывают радиальные отверстия, а затем срабатывает нижняя муфта на полное закрытие ее втулкой. На фиг. 9 давление сброшено, обе муфты закрыты втулками, запорные шарики опускаются до нижней пробки 9. На фиг. 10 после затвердения цемента второй ступени скважина готова для последующей работы.

Пример осуществления способа

Необходимо зацементировать обсадную колонну диаметром 146 мм в скважине глубиной 3000 м. Средний диаметр ствола скважины по данным профилометрии составляет 210 мм. В интервале скважины на глубине (1510-1550) м расположены поглощающие пласты. Перед началом цементирования первой ступени обсадную колонну снабжают двумя муфтами ступенчатого цементирования с патрубком между ними длиной 6 м, гибким эластичным ограждением в виде рукава, закрепленным хомутом ниже нижней муфты и пакерующим устройством также ниже нижней муфты. При спуске обсадной колонны в скважину ее располагают непосредственно над поглощающими пластами в интервале (1500-1505) м. Цементирование первой ступени обсадной колонны от башмака до интервала установки пакера и цементировочных муфт осуществляют с продавочной пробкой. После ввода пробки закачивают 20 м3 продавочной жидкости, затем (100-140) л вязкоупругого разделителя, а далее снова продавочную жидкость. Окончание цементирования первой ступени завершается при получении сигнала «Стоп», после чего в обсадной колонне повышают давление на расчетную величину, в результате чего осуществляется запакеровка затрубного кольцевого пространства и открытие радиальных отверстий верхней цементировочной муфты, через которые идет циркуляция. Затем скважину промывают и удаляют из затрубного кольцевого пространства лишний объем тампонажного раствора, оказавшегося выше верхней цементировочной муфты. После полного завершения работ первой ступени цементирования в колонну вводят 21,9 м3 тампонажного раствора второй ступени и вводят примерно 40 л вязкоупругого разделителя с размещенными внутри 12-16 запорными шариками диаметром 23 мм изготовленными из полиамида. Тампонажный раствор второй ступени при циркуляции через радиальные отверстия верхней муфты ступенчатого цементирования частично проседает внутри обсадной колонны ниже муфты, образуя с вязкоупругим раствором зону смешения. Продолжая закачивать продавочную жидкость на подаче 5,1 л/с до получения ступенчатого сигнала «Стоп», когда запорные шарики перекроют изнутри радиальные отверстия верхней муфты, непрерывным повышением давления на 20 атмосфер производят закрытие радиальных отверстий верхней муфты ступенчатого цементирования. Далее повышением давления на малой подаче на 20 атмосфер производят открытие радиальных отверстий нижней цементировочной муфты и вытеснение зоны смешения через радиальные отверстия в кольцевую полость между эластичным рукавом и обсадной колонной. Тампонажный раствор между эластичным рукавом и стенкой скважины пока еще остается жидким. Далее продолжают постепенно подавать продавочную жидкость в скважину до получения второго ступенчатого сигнала «Стоп». При повышении давления еще на 20 атмосфер происходит закрытие радиальных отверстий нижней цементировочной муфты вначале запорными шариками, а затем муфта закрывает отверстия втулками. Процесс цементирования закончен, запорные шарики после снятия давления опускаются до нижней пробки. После затвердения цемента скважина готова к эксплуатации.

1. Способ ступенчатого цементирования скважины, включающий цементирование первой ступени, ввод в колонну цементировочной пробки, продавливание тампонажного раствора порциями бурового раствора и технической жидкости с установкой тампонажного раствора в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции технической жидкости - в обсадной колонне в интервале муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проведение циклической циркуляции бурового раствора по обсадной колонне через радиальные отверстия муфты ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство, после затвердения цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивание порции буферного раствора с расчетным объемом тампонажного раствора, продавливание технической жидкостью и ожидание затвердения цемента второй ступени, отличающийся тем, что перед цементированием первой ступени на обсадную колонну устанавливают на расстоянии, по меньшей мере, одной трубы две муфты ступенчатого цементирования, снабженные втулками в виде заслонок, выполненных с возможностью открывания и закрывания радиальных отверстий в зависимости от изменения давления внутри обсадной колонны, при этом на нижней муфте закрепляют гибкое эластичное ограждение в виде рукава, сообщающего внутреннюю полость обсадной колонны с заколонной кольцевой полостью, и за нижней муфтой ступенчатого цементирования располагают пакерующее устройство, при цементировании первой ступени для продавливания тампонажного раствора в объем технической жидкости закачивают порцию вязкоупругого разделителя с расчетом последующего его размещения в интервале от выше верхней до ниже нижней муфты ступенчатого цементирования и после посадки пробки в башмак повышением давления вначале производят запакеровывание кольцевого пространства, а затем открытие радиальных отверстий верхней муфты ступенчатого цементирования, при цементировании второй ступени для продавливания порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного раствора используют порционный объем технической жидкости с вязкоупругим разделителем и размещенными внутри объема запорными шариками, последовательно закрывающими радиальные отверстия вначале верхней муфты, а затем, после того как повышением давления откроют радиальные отверстия нижней муфты и вытеснят зону смешения в кольцевую полость заколонного пространства, запорными шариками закрывают радиальные отверстия нижней муфты ступенчатого цементирования и затем последующим повышением давления вызывают срабатывание нижней муфты ступенчатого цементирования на закрытие радиальных отверстий.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в состав всех порций вязкоупругого разделителя вводят ингибитор коррозии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к цементированию обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией цементного раствора.

Изобретение относится к обратным клапанам и может быть применено в обсадных трубах при цементировании. Обратный клапан состоит из корпуса, седла под шаровой затвор в осевом канале, гильзы с уплотнительным кольцом и шаром в осевом канале, ограничителя с отверстиями, перекрытыми подпружиненной кольцевой перегородкой.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для цементирования обсадной колонны. Клапан состоит из корпуса с осевым каналом, седла, подпружиненного запорного органа, связанного со штоком, втулки, связанной с корпусом.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение качества цементирования скважины.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Группа изобретений относится к области цементирования скважин и, в частности, к оконным узлам, применяемым во время выполнения операций цементирования в скважинной системе. Технический результат – повышение надежности работы системы. Скважинный узел для цементирования содержит трубчатый элемент, скребковую пробку, оконную секцию и обходной ограничитель. Скребковая пробка содержит первый конец, второй конец и, по меньшей мере, один радиальный скребок. Он соответствует по форме поперечному сечению внутреннего пространства трубчатого элемента. Скребок выполнен с возможностью проталкивания цементного раствора, соприкасаясь с ним вторым концом, через трубчатый элемент вследствие воздействия давления, передаваемого на его первый конец текучей средой под давлением. Оконная секция расположена внутри трубчатого элемента и содержит отверстие, радиально проходящее через оконную секцию. Радиальный скребок скребковой пробки соответствует по форме поперечному сечению, ограниченному внутренней поверхностью оконной секции и внутренней поверхностью трубчатого элемента. Скребковая пробка выполнена с возможностью проталкивания цементного раствора через оконную секцию. Обходной ограничитель установлен рядом с отверстием в кольцевом пространстве между наружной поверхностью оконной секции и внутренней поверхностью трубчатого элемента. Обходной ограничитель выполнен с возможностью уменьшения количества текучей среды под давлением, проходящей от первого конца до второго конца через отверстие и кольцевое пространство. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности извлечения и замены труб эксплуатационной колонны в случае потери ими герметичности. По способу осуществляют бурение ствола скважины. Спускают и цементируют обсадную эксплуатационную колонну. Цементирование производят только в нижней части, где залегают продуктивные пласты. Герметизируют и фиксируют резьбы муфтовых соединений термопластичным составом. В качестве термопластичного состава применяют клей. Затяжку резьб производят минимально допустимым крутящим моментом. При потере герметичности обсадной колонны производят отворот по муфте, расположенной ниже интервала негерметичности, предварительно нагрев ее до температуры, достаточной для размягчения клея, нагревателем. Крутящий момент для отворота труб обсадной колонны прикладывают на поверхности. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.

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

Наверх