Способ строительства скважины малого диаметра в сложных породах. Гуськов игорь викторович татнефть
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Ленина 75 Информация, содержащаяся в настоящем ежеквартальном отчете, подлежит раскрытию в соответствии с законодательством Российской Федерации о ценных бумагах - Отчет
ИНН:
ОГРН:
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 99.99
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Транспортировка, реализация нефти, газа, нефтепродуктов.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Гафиятуллин Ирек Сунгатуллович | 1940 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Закрытое акционерное общество «Перекрыватель»
Сокращенное фирменное наименование: ЗАО «Перекрыватель»
Место нахождения
423330 Россия, Республика Татарстан, г. Азнакаево, Гагарина 6
ИНН: 1643001186
ОГРН: 1021601570550
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 99.99
Доля обыкновенных акций лица, принадлежащих эмитенту, %:
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Производство оборудования для локального крепления скважин.Оказание услуг для добычи нефти.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (председатель) | 1955 | 0.019586 | 0.020673 |
| Вакула Андрей Ярославович | 1957 | 0 | 0 |
| Залятов Марат Марсович | 1964 | 0 | 0 |
| Нурутдинов Ринат Дамирович | 1960 | 0 | 0 |
| Гуськов Игорь Викторович | 1963 | 0 | 0 |
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Сабиров Марат Гафурович | 1960 | 0.000331 | 0.000308 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью НЗШ «ЦМК» -
Сокращенное фирменное наименование: ООО НЗШ «ЦМК»
Место нахождения
423580 Россия, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, промзона,
ИНН: 1651049488
ОГРН: 1071651000035
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 99.98
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Производство шин, резинотехнических изделий.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Шарафеев Загит Фоатович (председатель) | 1956 | 0 | 0 |
| Давлетшин Фарит Хакимович | 1952 | 0 | 0 |
| Файрузов Закир Аксанович | 1957 | 0 | 0 |
| Вахитов Анвар Фасихович | 1951 | 0 | 0 |
| Исмагилов Ефрат Мунирович | 1951 | 0 | 0 |
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Вахитов Анвар Фасихович | 1951 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограничен-ной ответственностью «Процессинговый центр»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Процессинговый центр»
Место нахождения
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Мира 6
ИНН: 1631050005
ОГРН: 1021607554253
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 99
Доля обыкновенных акций лица, принадлежащих эмитенту, %:
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Изготовление пластиковых карт.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Динеев Ринат Робертович | 1966 | 0.00037 | 0.000367 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Харьков Капитал»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Харьков Капитал"
Место нахождения
01058 Украина, г. Харьков, Плехановская 92а корп. В оф. 1608б
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 92.98
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Транспортировка, реализация нефти, газа, нефтепродуктов.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Калимуллин Рустам Нафисович | 1972 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Полтава - Капитал»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Полтава - Капитал»
Место нахождения
36010 Украина, Полтавская область, Киевский район, г. Полтава, Половки 62
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 88.97
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Транспортировка, реализация нефти, газа, нефтепродуктов.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Шарый Иван Леонтьевич | 1948 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Снежинка»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Снежинка»
Место нахождения
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Гагарина 10
ИНН: 1644011860
ОГРН: 1031608001479
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 88.3
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Деятельность в области спорта.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Колотовкин Вячеслав Геннадьевич | 1970 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Открытое акционерное общество «Современные Интернет Технологии»
Сокращенное фирменное наименование: ОАО «СИТ»
Место нахождения
420101 Россия, Республика Татарстан, г. Казань, Восстания 100
ИНН: 1655050928
ОГРН: 1025601037208
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50 % в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 76
Доля обыкновенных акций лица, принадлежащих эмитенту, %:
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Разработка и использование современных интернет технологий, оказание услуг в области информационных технологий.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Лавущенко Владимир Павлович | 1949 | 0.045465 | 0.048194 |
| Городний Виктор Исакович (председатель) | 1952 | 0.000254 | 0 |
| Ахметзянов Рустам Расимович | 1959 | 0 | 0 |
| Юртаев Александр Николаевич | 1951 | 0 | 0 |
| Юртаев Дмитрий Александрович | 1976 | 0 | 0 |
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Юртаев Дмитрий Александрович | 1976 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Татнефть-Северный»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Татнефть-Северный»
Место нахождения
461670 Россия, Оренбургская область, Северный район, с. Северное, Южная 25
ИНН: 5645003250
ОГРН: 1035612602046
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50% в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 75.1
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Осуществление разведки и разработки месторождений полезных ископаемых, в т.ч. нефти и газа, бурение, добыча нефти и газа, капитальный ремонт скважин.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Лотфуллин Рустам Анасович | 1968 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Татнефть-Самара»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Татнефть-Самара»
Место нахождения
423462 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Советская 165а
ИНН: 1644057262
ОГРН: 1091644003725
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50% в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 74.9
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Добыча, транспортировка, реализация нефти, газа и нефтепродуктов.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Хисамов Раис Салихович (председатель) | 1950 | 0.01876 | 0.019746 |
| Смыков Виктор Васильевич | 1949 | 0.000249 | 0 |
| Зиен Ринат Сагидуллович | 1967 | 0.000026 | 0.000028 |
| Капустин Владислав Валентинович | 1954 | 0 | 0 |
| Халимов Рустам Хамисович | 1965 | 0.000056 | 0 |
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Хазимуратов Рафаил Ханифович | 1949 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Инновационно-производственный Технопарк «Идея–Юго-Восток»
Сокращенное фирменное наименование: ООО ИПТ «Идея-Юго-Восток»
Место нахождения
423250 Россия, Республика Татарстан, г. Лениногорск, Промышленная 1
ИНН: 1649010780
ОГРН: 1041614002264
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50% в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 74
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Участие в разработке и реализации российских и региональных научно-исследовательских программ, осуществление проектных, опытно-конструкторских и научно-изыскательских работ в различных областях.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Ильясов Роберт Юрьевич | 1973 | 0 | 0 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью Научно-проектный центр "Нефтегазовые технологии"
Сокращенное фирменное наименование: ООО НПЦ "Нефтегазовые технологии"
Место нахождения
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Объездная 5
ИНН: 1644056477
ОГРН: 1091644002890
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50% в уставном капитале
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 74
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Выполнение научно-исследовательских, проектно-изыскательных, опытно-конструкторских и технологических работ.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Ибатуллин Равиль Рустамович | 1958 | 0.001174 | 0.001157 |
| Фадеев Владимир Гелиевич | 1951 | 0 | 0 |
| Ильин Алексей Леонидович | 1958 | 0 | 0 |
| Якимов Александр Юрьевич | 1952 | 0 | 0 |
| Зинатуллин Фарид Раисович | 1964 | 0 | 0 |
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Ибатуллин Равиль Рустамович | 1958 | 0.001174 | 0.001157 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью "Нижнекамская ТЭЦ"
Сокращенное фирменное наименование: ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
Место нахождения
423581 Россия, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, промзона,
ИНН: 1651057954
ОГРН: 1091651001969
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 100% в уставном капитале
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 100
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Выработка электрической и тепловой энергии.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Евсеев Александр Николаевич | 1954 | 0.000623 | 0.000496 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью Научно-проектный центр «Нефтегазовые и химические технологии»
Сокращенное фирменное наименование: ООО НПЦ «Нефтегазовые и химические технологии»
Место нахождения
423241 Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, М. Джалиля 32
ИНН: 1645025087
ОГРН: 1091689001623
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 100% в уставном капитале
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 100
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Выполнение научно-исследовательских, проектно-изыскательных, опытно-конструкторских и технологических работ.Расширение сферы услуг.
Состав совета директоров общества
Совет директоров не предусмотрен
Единоличный исполнительный орган общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Ибатуллин Равиль Рустамович | 1958 | 0.001174 | 0.001157 |
Состав коллегиального исполнительного органа общества
Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен
Полное фирменное наименование: Открытое акционерное общество «Илекнефть»
Сокращенное фирменное наименование: ОАО «Илекнефть»
Место нахождения
460027 Россия, г. Оренбург-20, Потехина 27б
ИНН: 5610051439
ОГРН: 1025601037208
Дочернее общество: Да
Зависимое общество: Нет
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 50% в уставном капитале.
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 70
Доля обыкновенных акций лица, принадлежащих эмитенту, %:
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0
Описание основного вида деятельности общества. Описание значения общества для деятельности эмитента:Поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений, добыча нефти и газа, сопутствующих компонентов на основе передовых технологий в области бурения, капитального и подземного ремонта, стимуляции, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.Расширение сферы деятельности.
Состав совета директоров общества
| ФИО | Год рождения | Доля участия лица в уставном капитале эмитента, % | Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, % |
| Хисамов Раис Салихович (председатель) | 1950 | 0.01876 | 0.019746 |
| Городний Виктор Исакович | 1952 | 0.000254 | 0 |
| Фадеев Владимир Гелиевич | 1951 | 0 | 0 |
| Смыков Виктор Васильевич | 1949 | 0.000249 | 0 |
| Васильев Игорь Гавриилович | 1954 | 0 | 0 |
gigabaza.ru
| Бурение и нефть » Архив журнала » Авторы Предлагаем вашему вниманию статьи этого автора:
| Авторизация
Гуськов И.В. начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга ООО «Татнефть» Должности, ученые степени и иные данные представлены на момент последней публикации авторов статьи. |
burneft.ru
Способ строительства скважины малого диаметра в сложных породах
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных породах. Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30-50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на естественной водной суспензии скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150-190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20-40 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245-273 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260-350 м на естественной водной суспензии, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100-150 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3, обсаживают колонной диаметром 178 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром - 144-155,6 мм до проектной отметки, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм, цементируют заколонное пространство. Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных породах.
Известен способ строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважины, включающий бурение ствола скважины с заданным направлением, спуск и крепление нескольких обсадных колонн, включая последнюю - "хвостовик", малогабаритную эксплуатационную колонну и закачку активного изоляционного материала - гидрозатвора. Первую обсадную колонну спускают, крепят крепящим узлом и изолируют близким к вязко-пластичной массе гидрозатвором, скважину углубляют, закачивают гидрозатвор, получаемый из бурового раствора при добавлении вяжущих и нейтрализующих реагентов при помощи малогабаритного устройства - узла приготовления и закачки цементного раствора до требуемых параметров в зависимости от устойчивости и проницаемости пройденных горных пород, спускают следующую очередную, по меньшей мере, одну обсадную колонну, крепят ее снизу крепящим узлом, а последнюю обсадную колонну, нижний конец которой вне скважины перфорирован и оборудован фильтром грубой очистки, спускают выше водонефтяного контура и крепят крепящим узлом выше кровли продуктивного пласта, в последнюю очередь спускают, предварительно закачав гидрозатвор, малогабаритную эксплуатационную колонну, оборудованную пакером с якорем и фильтром средней очистки, устанавливают пакер над продуктивным пластом и вызывают приток свабированием, скважину эксплуатируют, а затем при необходимости консервируют и/или ликвидируют (Номер публикации 2005123568, опублик. 2007.01.02).
Известный способ требует больших затрат на бурение, конструкция скважины металлоемкая.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины малого диаметра, включающий бурение ствола скважины с заданным направлением, спуск и крепление нескольких обсадных колонн. Первую часть ствола скважины - направление бурят долотом диаметром 245-296 мм, вторую часть - кондуктор бурят долотом диаметром 178-216 мм, третью часть бурят долотом диаметром 144-156 мм, четвертую часть бурят долотом диаметром 93-114 мм, в качестве бурового раствора используют техническую воду плотностью 1,00-1,09 кг/м3, обогащенную при бурении твердыми взвешенными частицами выбуренной породы, расход и давление технической воды задают превышающими поглощение технической воды зонами поглощений, вскрытие продуктивного интервала ведут с использованием технической воды с добавкой смеси поверхностно-активных веществ марки МЛ-81Б в количестве 1-3%, после бурения ствол скважины от забоя до устья или до зоны поглощения заполняют глинистым раствором плотностью 1,12-1,16 кг/м3, проводят каротажные исследования, спускают компоновку для бурения, прокачивают техническую воду и вращающимся долотом проходят 2-4 раза интервал продуктивного пласта со скоростью 20-30 м/час, спускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство скважины, при этом в качестве эксплуатационной колонны в первой части используют колонну с наружным диаметром 245 мм, во второй части - с диаметром 178 мм, в третьей части - с диаметром 114 мм, в четвертой части - с диаметром 102 мм, обеспечивая толщину стенки цементного кольца не менее 19 мм. При наличии зоны поглощений цементирование проводят в направлении от забоя до зоны поглощения и от устья до зоны поглощения (Патент РФ №2393320, опубл. 27.06.2010 г. - прототип).
За счет малого диаметра скважины известный способ требует меньших затрат на бурение, конструкция скважины менее металлоемкая. Однако способ не предусматривает строительство скважины в сложных породах.
В предложенном изобретении решается задача строительства скважины малого диаметра в сложных породах.
Задача решается тем, что в способе строительства скважины малого диаметра в сложных породах бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30-50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм (12 дюймов) и цементируют заколонное пространство, из направления бурят на естественной водной суспензии (ЕВС) скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150-190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20-40 м ниже, в зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3, обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245-273 мм (9-10 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений, из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260-350 м на ЕВС, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100-150 м ниже, в зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3, обсаживают колонной диаметром 178 мм (7 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений, из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 155,6 мм до проектной отметки, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм (4 дюйма), цементируют заколонное пространство.
Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом.
Сущность изобретения
Строительство скважины малого диаметра позволяет снизить затраты на строительство при сохранении дебита или приемистости скважины. Однако малый диаметр накладывает ограничения на возможности строительства скважины в сложных геологических условиях, когда при бурении на некоторых горизонтах встречаются породы, сопровождающиеся обвалами породы и поглощением промывочной жидкости или бурового раствора. Малый диаметр ствола скважины накладывает ограничения на применение традиционных мероприятий для изоляции сложных пород, а иногда делает строительство скважины малого диаметра невозможным. В предложенном изобретении решается задача строительства скважины малого диаметра в сложных породах. Задача решается следующим образом.
Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30-50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм (12 дюймов) и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на ЕВС скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150-190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20-40 м ниже. Величину 20-40 м назначают для полного вскрытия зоны и входа в устойчивые породы во избежание оголения башмака промкондуктора. ЕВС представляет собой воду с примесями частиц выбуренной породы. Воду отстаивают в амбарах, но какая-то часть частиц породы остается в воде в виде взвесей. Такую жидкость называют ЕВС. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245 мм (9 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260-350 м на ЕВС, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100-150 м ниже. Величину 100-150 м назначают для полного вскрытия артинского горизонта и входа в Верхний карбон, т.к. данные пласты могут являться потенциальными зонами осложнения в виде поглощения или перелива пластовой жидкости. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3. Обсаживают скважину колонной диаметром 178 мм (7 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 155,6 мм до проектной отметки, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм (4 дюйма), цементируют заколонное пространство. Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом.
Таким образом, две зоны обвалов и поглощений проходят на диаметрах, характерных для обычных скважин с обычными, т.е. не малыми диаметрами. Это позволяет применить для их изоляции традиционные мероприятия строительства скважины в таких породах. Для каждой зоны обвалов и поглощений применяют свой кондуктор и обсаживают и цементируют каждую зону отдельно. В дальнейшем строят скважину как скважину малого диаметра.
Применение такого способа строительства приводит к некоторому удорожанию стоимости скважины по сравнению со скважиной малого диаметра, Однако скважину малого диаметра в чистом виде построить в таких породах нереально. В таких условиях до недавнего времени строили только скважины обычного диаметра. Не смотря на верхнюю часть скважины, выполненную большим диаметром стоимость предлагаемой скважины существенно меньше стоимости скважины обычного диаметра.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Строят скважину малого диаметра в сложных породах. Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 40 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм (12 дюймов) и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на ЕВС скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 170 м. Зона обвалов и поглощений располагается на глубине от 100-120 до 140-155 м. Проходят зону обвалов и поглощений на 30 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,16 г/см3. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245 мм (9 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 300 м на ЕВС, Вторая зона обвалов и поглощений располагается на глубине от 190-210 до 230-250 м. Проходят вторую зону обвалов и поглощений на 120 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,16 г/см3, обсаживают колонной диаметром 178 мм (7 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 155,6 мм до проектной отметки 1500 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм (4 дюйма), цементируют заколонное пространство. Окончание скважины выполняют с горизонтальным стволом.
Пример 2. Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм (12 дюймов) и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на ЕВС скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20 м ниже. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12 г/см3. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245 мм (9 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260 м на ЕВС, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100 м ниже. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12 г/см3. Обсаживают скважину колонной диаметром 178 мм (7 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 140 мм до проектной отметки 1100 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм (4 дюйма), цементируют заколонное пространство. Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом.
Пример 3. Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм (12 дюймов) и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на ЕВС скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 40 м ниже. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,20 г/см3. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 273 мм (10 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 350 м на ЕВС, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 150 м ниже. В зоне обвалов и поглощений переходят с ЕВС на буровой раствор и вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,20 г/см3. Обсаживают скважину колонной диаметром 178 мм (7 дюймов) и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 155,6 мм до проектной отметки 1300 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм (4 дюйма), цементируют заколонное пространство. Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом.
В результате удается решить задачу строительства скважины малого диаметра в сложных породах.
Применение предложенного способа позволит строить скважины малого диаметра в сложных породах.
1. Способ строительства скважины малого диаметра в сложных породах, заключающийся в том, что бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30-50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм и цементируют заколонное пространство, из направления бурят на естественной водной суспензии скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150-190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20-40 м ниже, в зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3, обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245-273 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений, из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260-350 м на естественной водной суспензии, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100-150 м ниже, в зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см3, обсаживают колонной диаметром 178 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений, из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром 140-155,6 мм до проектной отметки, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм, цементируют заколонное пространство.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что окончание скважины выполняют с горизонтальным стволом.
www.findpatent.ru
Признание заслуг | Республика Татарстан
Указом Президента РТ за добросовестное воспитание своих детей медалью Республики Татарстан «Ана даны – Материнская слава» награждена Ахмедвалиева Надежда Сергеевна – мать пятерых детей, г.Мамадыш Мамадышского муниципального района.
***
Указом Президента РТ за многолетний плодотворный труд в органах местного самоуправления и большой вклад в социально-экономическое развитие района медалью Республики Татарстан «За доблестный труд» награжден Хасиятуллин Миннифоат Галимуллович – заместитель главы Бавлинского муниципального района Республики Татарстан – заместитель председателя Совета Бавлинского муниципального района Республики Татарстан.
***
Указом Президента РТ за многолетний плодотворный труд, достойный вклад в становление и совершенствование деятельности органов местного самоуправления медалью «За заслуги в развитии местного самоуправления в Республике Татарстан» награждены: Валиева Равиля Равилевна – секретарь Исполнительного комитета Мульминского сельского поселения Высокогорского муниципального района Республики Татарстан; Шарипова Алия Азгамовна – секретарь Исполнительного комитета Верхнетакерменского сельского поселения Мензелинского муниципального района Республики Татарстан.
***
Указом Президента РТ за большой вклад в развитие средств массовой информации и многолетнюю плодотворную работу медалью Республики Татарстан «За доблестный труд» награжден Шадрин Виктор Борисович – директор – главный редактор филиала ОАО «Татмедиа» «Редакция газеты „Туган як“, город Нижнекамск.
***
Указом Президента РТ за многолетний плодотворный труд и достойный вклад в развитие нефтяной промышленности Республики Татарстан медалью «В ознаменование добычи трехмиллиардной тонны нефти Татарстана» награжден Гуськов Игорь Викторович – начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина.
***
Указом Президента РТ почетное звание «Заслуженный учитель Республики Татарстан» присвоено Саматовой Люцие Амирбаковне – директору государственного бюджетного специального (коррекционного) образовательного учреждения для обучающихся, воспитанников с ограниченными возможностями здоровья «Казанская специальная (коррекционная) общеобразовательная школа-интернат №4 VI вида».
***
Указом Президента РТ почетное звание «Заслуженный работник физической культуры Республики Татарстан» присвоено Габдрашитовой Миннегуль Мубаракяновне – заместителю директора по учебному процессу муниципального автономного образовательного учреждения дополнительного образования детей города Набережные Челны «Детско-юношеская спортивная школа „Яр Чаллы“.
***
Указом Президента РТ почетное звание «Заслуженный архитектор Республики Татарстан» присвоено Юлдашеву Равилю Маратовичу – заместителю генерального директора – главному архитектору государственного унитарного предприятия Республики Татарстан «Головная территориальная проектно-изыскательская научно-производственная фирма „Татинвестгражданпроект“, город Казань.
***
Указом Президента РТ почетное звание «Заслуженный экономист Республики Татарстан» присвоено Якуповой Замиле Минахметовне – руководителю территориального отделения Департамента казначейства Министерства финансов Республики Татарстан Альметьевского района и г.Альметьевска.
***
За многолетнюю добросовестную работу и личный вклад в развитие национальной культуры Благодарность Президента РТ объявлена Искакову Леониду Александровичу – хормейстеру марийского народного фольклорного ансамбля «Кнавел» при Починок-Кучукском сельском доме культуры Кукморского муниципального района Республики Татарстан.
***
За плодотворную работу и достойный вклад в развитие строительной отрасли республики Благодарность Президента РТ объявлена Пиминову Дмитрию Владимировичу – государственному инспектору Казанского территориального отдела Приволжского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
***
За многолетнюю добросовестную работу и достойный вклад в развитие местного самоуправления в республике Благодарность Президента РТ объявлена Тухфатуллову Мансуру Шагиевичу – главе Новотинчалинского сельского поселения Буинского муниципального района Республики Татарстан.
Добавить комментарий
rt-online.ru
Способ ступенчатого цементирования скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины.
Известен способ ступенчатого цементирования, включающий цементирование первой ступени обсадной колонны с верхней продавочной пробкой, открывание отверстий в цементировочной муфте, цементирование второй ступени с повышением давления в колонне до величины, необходимой для продавки тампонажного раствора в заколонное пространство на установленную высоту, и сбрасывание давления в обсадной колонне (Временное руководство по применению пакера для двухступенчатого и манжетного цементирования. М.: ВНИИБТ, 1974 г.)
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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 затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий муфты. Нижняя пробка создает в обсадной колонне перегородку, которая необходима при ступенчатом цементировании для исключения возможности попадания тампонажного раствора второй ступени в колонну ниже цементировочной муфты (Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: «Недра», 1977 г., с. 217, 218 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является опасность преждевременного открытия муфты ступенчатого цементирования при цементировании первой ступени и ее неоткрытие при цементировании второй ступени. И в том, и в другом случае возникает необходимость ремонта скважины с подъемом обсадной колонны и заменой муфты ступенчатого цементирования.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы оборудования при ступенчатом цементировании скважины.
Задача решается тем, что в способе ступенчатого цементирования скважины, включающем цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, согласно изобретению при цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку.
В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия.
Сущность изобретения
Ступенчатое цементирование скважины вызывает опасность преждевременного открытия муфты ступенчатого цементирования при цементировании первой ступени и ее неоткрытие при цементировании второй ступени. Существующие технические решения не в полной мере устраняют эти сложности. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы оборудования при ступенчатом цементировании скважины. Задача решается следующим образом.
При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Размещение порции воды в интервале муфты необходимо для того, чтобы не испортить буровой раствор цементным раствором, т.к. при смешивании бурового раствора с цементным, буровой раствор меняет свои реологические свойства.
При ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. После затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней. Повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. Повышение давления необходимо для того, чтобы срезать штифты на стакане муфты ступенчатого цементирования, который закрывает окна.
В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия. Это необходимо, чтобы удалить корку со стенок скважины.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют ступенчатое цементирование скважины глубиной 2026 м. Скважина оборудована обсадной колонной диаметром 146 мм с цементировочной муфтой ступенчатого цементирования на глубине 880 м. Проводят цементирование первой ступени, для чего закачивают в колонну тампонажный цемент, вводят в колонну нижнюю пробку, продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердения цемента первой ступени. При этом проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования по режиму 1 час - прокачка, 1 час - остановка. Через 8 часов приступают к цементированию второй ступени.
При цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку, продавливают технической водой. Повышают давление в обсадной колонне на 0,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор, содержащий 0,1% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и 0,1% триполифосфата натрия.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.
Проводят цементирование первой ступени, для чего закачивают в колонну тампонажный цемент, вводят в колонну нижнюю пробку, продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердения цемента первой ступени. При этом проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования по режиму 0,5 часа - прокачка, 0,5 часа - остановка. Через 6 часов приступают к цементированию второй ступени.
При цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку, продавливают технической водой. Повышают давление в обсадной колонне на 1,0 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор, содержащий 0,2% поверхностно-активного вещества МЛ-70 и 0,2% триполифосфата натрия.
Пример 3. Выполняют, как пример 1.
Проводят цементирование первой ступени, для чего закачивают в колонну тампонажный цемент, вводят в колонну нижнюю пробку, продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердения цемента первой ступени. При этом проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования по режиму 1,5 часа - прокачка, 1,5 часа - остановка. Через 4 часа приступают к цементированию второй ступени.
При цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку, продавливают технической водой. Повышают давление в обсадной колонне на 1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор, содержащий 0,3% поверхностно-активного вещества МЛ-80 и 0,3% триполифосфата натрия.
В результате по примерам 1-3 удается зацементировать скважину от забоя до устья без сбоев при цементировании.
1. Способ ступенчатого цементирования скважины, включающий цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, отличающийся тем, что при цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия.
www.findpatent.ru
Способ строительства скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами. Способ строительства скважины включает бурение скважины в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости по кольцевому пространству ствола скважины. Направление бурят в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости, обсаживают и крепят направление, кондуктор бурят в турбулентном режиме промывочной жидкости или при проявлении зон с неустойчивыми глинистыми породами в ламинарном режиме, обсаживают и закрепляют цементом кондуктор, основной ствол скважины бурят в турбулентном режиме, а за 5-20 м до продуктивного горизонта с неустойчивыми глинистыми породами переходят на ламинарный режим, добуривают скважину до проектной отметки, обсаживают и закрепляют цементом основной ствол скважины, при этом в качестве промывочной жидкости для ламинарного режима используют жидкость с условной вязкостью не более 50 с, а расход жидкости поддерживают не более 16 л/с при бурении долотом диаметром от 530 до 217 мм, не более 10 л/с при бурении долотом диаметром от 217 мм до 155,6 мм и не более 7 л/с при бурении долотом диаметром от 155,6 до 84 мм. Обеспечивается увеличение скорости бурения скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами.
Известен способ бурения скважины с неустойчивыми глинистыми породами без кавернообразования, включающий углубление ствола скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины (Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, Р.С. Габидуллин. "Исследование влияния различных факторов на режим течения бурового раствора по кольцевому каналу ствола скважины". "Нефтяное хозяйство", 2001 г., №4, стр.26).
Способ не обеспечивает гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке долотом интервала пласта с неустойчивыми глинистыми породами, т.к. критическую скорость, при которой происходит переход от ламинарного режима течения к турбулентному, трудно контролировать, а в ряде случаев и невозможно, поскольку в сложных скважинных условиях происходит изменение пластической вязкости бурового раствора, динамического напряжения сдвига.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход промывочной жидкости выбирают на 20÷30% меньше критического расхода, при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей (патент РФ №2256762, опубл. 20.07.2005 - прототип).
Недостатком известного способа является трудность определения критического расхода и поддержания ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины. Все это приводит к невоспроизводимости ламинарного режима, турбулизации потока промывочной жидкости, появлению кавернообразования и прихватам бурового инструмента при бурении скважины. Кроме того, применение ламинарного режима приводит к существенному замедлению скорости бурения скважины.
В предложенном изобретении решается задача бурения скважины с обеспечением ламинарного режима простыми и доступными решениями за счет введения ограничений свойств промывочной жидкости и режима ее прокачки, а также увеличения скорости бурения скважины.
Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем бурение скважины в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости для бурения по кольцевому пространству ствола скважины, согласно изобретению направление бурят в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости, обсаживают и крепят направление, кондуктор бурят в турбулентном режиме промывочной жидкости, обсаживают и крепят кондуктор, основной ствол скважины бурят в турбулентном режиме, но за 5-20 м до продуктивного горизонта с неустойчивыми глинистыми породами переходят на ламинарный режим, добуривают скважину до проектной отметки, обсаживают и крепят основной ствол скважины, при этом в качестве промывочной жидкости для ламинарного режима используют жидкость с условной вязкостью не более 50 с, а расход жидкости поддерживают не более 16 л/с при бурении долотом диаметром от 530 до 217 мм, не более 10 л/с при бурении долотом диаметром от 217 мм до 155,6 мм и не более 7 л/с при бурении долотом диаметром от 155,6 до 84 мм.
При проявлении зон с неустойчивыми глинистыми породами при бурении кондуктора эти зоны бурят в ламинарном режиме.
Сущность изобретения
Нарушение устойчивости глинистых пород сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины, обвалами и кавернами. Наличие каверн, особенно между нефтяными и водоносными пластами, снижает качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения процента обводненности продукции пласта в процессе эксплуатации скважины. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород четвертичных отложений, верейского, тульского, бобриковского, кыновского, пашийского горизонтов за счет эрозионного разрушения турбулентным потоком промывочной жидкости. Они приводят к осложнениям - многократным проработкам ствола и прихватам бурильного инструмента. Так, при креплении скважины плотность цементного раствора в интервале каверн снижается с 1850 до 1300 кг/м3. Цементный камень из такого раствора не может служить надежной крепью затрубного канала. Это приводит к серьезным авариям в скважине, сопровождающимся смятием эксплуатационной колонны и ее прихватами, особенно в интервале кыновских глин.
Известные способы бурения скважин в ламинарном режиме трудноосуществимы. По данным воспроизведения прототипа основной трудностью является трудность определения критического расхода и поддержания ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины. Все это приводит к невоспроизводимости ламинарного режима, турбулизации потока промывочной жидкости, появлению кавернообразования и прихватам бурового инструмента при бурении скважины. Кроме того, применение ламинарного режима приводит к существенному замедлению скорости бурения скважины. В предложенном изобретении решается задача бурения скважины с обеспечением ламинарного режима простыми и доступными решениями, а также увеличение скорости бурения скважины. Задача решается следующим образом.
Сначала ведут подготовительные работы, заключающиеся в том, что у пробуриваемой скважины выявляют интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи по ранее пробуренным скважинам или скважинам разведывательного бурения.
Направление бурят в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости, обсаживают и крепят (цементируют затрубное пространство) направление.
Необходимость применения ламинарного режима при бурении направления вызвана тем, что верхние породы неустойчивы, т.к. имеет место переслаивание глин и песчаников с линзами конгломератов и прослоями известняков. Они слабо сцементированы и подвержены быстрому размыванию. При бурении в турбулентном режиме могут возникнуть незапланированные осложнения, такие как грифоны (циркуляция выходит не на устье скважины, а на расстоянии от устья на 1-20 м). От размыва может провалиться под землю буровой блок.
Кондуктор бурят в турбулентном режиме промывочной жидкости. Применение турбулентного режима увеличивает скорость бурения скважины в целом. При появлении при бурении кондуктора зоны с неустойчивыми глинистыми породами переходят на ламинарный режим бурения для предотвращения осложнений в виде осыпей, обвалов и во избежание аварий типа прихвата бурового инструмента. Обсаживают и крепят (цементируют затрубное пространство) кондуктор.
Основной ствол скважины для повышения скорости бурения бурят в турбулентном режиме, но за 5-20 м до продуктивного горизонта с неустойчивыми глинистыми породами переходят на ламинарный режим, добуривают скважину до проектной отметки, обсаживают и крепят (цементируют затрубное пространство) основной ствол скважины.
В качестве промывочной жидкости для ламинарного режима используют жидкость с условной вязкостью не более 50 с, а расход жидкости поддерживают не более 16 л/с при бурении долотом диаметром от 530 до 217 мм, не более 10 л/с при бурении долотом диаметром от 217 мм до 155,6 мм и не более 7 л/с при бурении долотом диаметром от 155,6 до 84 мм.
Условную вязкость промывочной жидкости определяют согласно РД 39-0147585-232-01 по времени истечения объема жидкости из воронки с калиброванным отверстием.
В результате совмещения турбулентного и ламинарного режима удается ускорить строительство скважины. Обеспечение ламинарного режима достигается простыми и доступными решениями: ограничением свойств промывочной жидкости по показателю условной вязкости и расхода при ее прокачке.
В качестве промывочной жидкости используют глинисто-меловые, полимерглинистые растворы плотностью 1,06-1,60 г/см3.
Пример конкретного выполнения
По ранее пробуренным скважинам выявляют, что интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи начинаются в интервалах 1500-1550 м и заканчиваются в интервалах 1550-1600 м по вертикали.
Строят нефтедобывающую скважину глубиной 1800 м по вертикали.
Направление бурят до глубины 150 м долотом диаметром 490 мм в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости, обсаживают и крепят направление. В качестве промывочной жидкости используют глинисто-меловой раствор плотностью 1,50 г/см3 и с условной вязкостью 45 с. Расход промывочной жидкости на устье скважины поддерживают 14 л/с.
Кондуктор бурят до глубины 500 м долотом диаметром 393,7 мм в турбулентном режиме промывочной жидкости с расходом на устье 30 л/с. Обсаживают и крепят кондуктор.
Основной ствол скважины до глубины 1800 м по вертикали бурят долотом диаметром 215,9 мм в турбулентном режиме с расходом на устье промывочной жидкости 32 л/с до глубины 1490 м по вертикали. С глубины 1490 м, т.е. за 10 м до продуктивного горизонта с неустойчивыми глинистыми породами, переходят на ламинарный режим с расходом на устье промывочной жидкости 9 л/с, добуривают скважину до проектной отметки и обсаживают и крепят основной ствол скважины.
В результате совмещения турбулентного и ламинарного режима удается ускорить строительство скважины по сравнению с прототипом на 40-60% и сократить время бурения скважины на 4-5 суток. Ламинарный режим прокачки промывочной жидкости позволяет построить скважину в условиях осыпания пород, исключить прихваты бурового инструмента и повысить качество цементного камня в затрубном пространстве.
Применение предложенного способа позволит решить задачу бурения скважины с обеспечением ламинарного режима и увеличить скорость бурения скважины.
Способ строительства скважины, включающий бурение скважины в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости по кольцевому пространству ствола скважины, отличающийся тем, что направление бурят в ламинарном режиме прокачки промывочной жидкости, обсаживают и крепят направление, кондуктор бурят в турбулентном режиме промывочной жидкости или при проявлении зон с неустойчивыми глинистыми породами в ламинарном режиме, обсаживают и закрепляют цементом кондуктор, основной ствол скважины бурят в турбулентном режиме, а за 5-20 м до продуктивного горизонта с неустойчивыми глинистыми породами переходят на ламинарный режим, добуривают скважину до проектной отметки, обсаживают и закрепляют цементом основной ствол скважины, при этом в качестве промывочной жидкости для ламинарного режима используют жидкость с условной вязкостью не более 50 с, а расход жидкости поддерживают не более 16 л/с при бурении долотом диаметром от 530 до 217 мм, не более 10 л/с при бурении долотом диаметром от 217 до 155,6 мм и не более 7 л/с при бурении долотом диаметром от 155,6 до 84 мм.
www.findpatent.ru
способ строительства скважины - патент РФ 2474667
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Способ строительства скважины включает бурение ствола скважины, постановку цементного моста в зоне осыпания породы, проведение технологической выдержки на схватывание цемента, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины. Разбуривают все зоны осыпания, последовательно снизу вверх устанавливают цементные мосты в интервалах осыпания. При установке цементного моста в нижнем интервале используют цементный материал с меньшей прочностью и большим временем схватывания, чем при установке цементного моста в верхнем интервале. Между цементными мостами устанавливают мост из жидкости с плотностью 1,10-1,35 г/см3. Скорости схватывания цементных материалов подбирают из расчета одинаковой прочности цементного камня к моменту начала разбуривания каждого цементного моста. Позволяет произвести строительство скважины, проходящей через две и более зоны осыпания породы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины.
Известен способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход промывочной жидкости выбирают на 20-30% меньше критического расхода, при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей (патент РФ № 2256762, опубл. 20.07.2005).
Недостатком известного способа является трудность определения критического расхода и поддержания ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины. Все это приводит к невоспроизводимости ламинарного режима, турбулизации потока промывочной жидкости, появлению кавернообразования и прихватам бурового инструмента при бурении скважины. Кроме того, применение ламинарного режима приводит к существенному замедлению скорости бурения скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины, включающий бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки.
Недостатком известного способа является нерешенность вопроса строительства скважины, проходящей через две и более зоны осыпания породы.
В предложенном изобретении решается задача строительства скважины, проходящей через две и более зоны осыпания породы.
Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем бурение ствола скважины, постановку цементного моста в зоне осыпания породы и проведение технологической выдержки на схватывание цемента, разбуривание цементного моста, продолжение бурения скважины, согласно изобретению разбуривают все зоны осыпания, последовательно снизу вверх устанавливают цементные мосты в интервалах осыпания, при установке цементного моста в нижнем интервале используют цементный материал с меньшей прочностью и большим временем схватывания, чем при установке цементного моста в верхнем интервале, между цементными мостами устанавливают мост из жидкости с плотностью 1,10-1,35 г/см3, а скорости схватывания цементных материалов подбирают из расчета одинаковой прочности цементного камня к моменту начала разбуривания каждого цементного моста.
Сущность изобретения
Нарушение устойчивости глинистых пород сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины, обвалами и кавернами. Наличие каверн, особенно между нефтяными и водоносными пластами, снижает качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения процента обводненности продукции пласта в процессе эксплуатации скважины. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород четвертичных отложений, верейского, тульского, бобриковского, кыновского, пашийского горизонтов за счет эрозионного разрушения турбулентным потоком промывочной жидкости. Частично эту проблему решают постановкой цементного моста и последующего его разбуривания. Однако простое перенесение такого опыта на бурение скважины через две и более зоны осыпания не приводит к успеху из-за разницы в сроках схватывания цементных мостов и их прочности к моменту их разбуривания. В предложенном изобретении решается задача строительства скважины, проходящей через две и более зоны осыпания породы.
Задача решается следующим образом.
Проводят бурение ствола скважины. При этом проходят две или более зоны осыпания породы. Как правило, это зоны в интервалах Верей-Баширского и Бобриковского горизонтов на абсолютных отметках 530-610 и 860-880 м соответственно. Интервал Бобриковского горизонта заполняют цементным раствором плотностью 1,62-1,65 г/см3. В состав цементного раствора вводят небольшое количество глины для снижения прочности цементного камня на 5-9%. Интервал скважины между Бобриковским и Верей-Баширским горизонтом заполняют водой с плотностью 1,10-1,35 г/см3. Интервал Верей-Баширского горизонта заполняют цементным раствором с ускорителем схватывания. В качестве ускорителя схватывания может применяться хлорид кальция, хлорид натрия, жидкое стекло. Количество ускорителя, а соответственно, скорость схватывания цементного раствора подбирают таким, чтобы прочность цементного камня в интервале Бобриковского и Вере-Баширского горизонтов была одинаковой к моменту начала разбуривания каждого цементного моста. Проводят технологическую выдержку для схватывания цемента в обоих мостах, разбуривают цементные мосты и продолжают бурение скважины до проектной отметки. Спускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство.
В результате выполняют строительство скважины, проходящей через две и более зоны осыпания породы.
Пример конкретного выполнения
Выполняют строительство нефтедобывающей скважины. Проводят бурение ствола скважины. При этом проходят две зоны осыпания породы в интервалах Верей-Баширского и Бобриковского горизонтов на абсолютных отметках 530-610 и 860-880 м соответственно. Интервал Бобриковского горизонта заполняют цементным раствором плотностью 1,64 г/см3. В состав цементного раствора вводят480 кг глины для снижения прочности цементного камня на 8%. Интервал скважины между Бобриковским и Верей-Баширским горизонтом заполняют водой с плотностью 1,28 г/см3. Интервал Верей-Баширского горизонта заполняют цементным раствором с ускорителем схватывания - хлоридом калия в количестве 30 кг на 1 т цемента. При этом время схватывания и прочность цементного камня оказывается одинаковой к моменту начала разбуривания каждого цементного моста. Проводят технологическую выдержку для схватывания цемента в обоих мостах, разбуривают цементные мосты и продолжают бурение скважины до проектной отметки. Спускают эксплуатационную колонну и цементируют заколонное пространство.
В результате строительства скважины предотвращается осыпание породы при разбуривании нижележащих горизонтов, исключаются прихваты оборудования и аварийные ситуации.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ строительства скважины, включающий бурение ствола скважины, постановку цементного моста в зоне осыпания породы, проведение технологической выдержки на схватывание цемента, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины, отличающийся тем, что разбуривают все зоны осыпания, последовательно снизу вверх устанавливают цементные мосты в интервалах осыпания, при установке цементного моста в нижнем интервале используют цементный материал с меньшей прочностью и большим временем схватывания, чем при установке цементного моста в верхнем интервале, между цементными мостами устанавливают мост из жидкости с плотностью 1,10-1,35 г/см3, а скорости схватывания цементных материалов подбирают из расчета одинаковой прочности цементного камня к моменту начала разбуривания каждого цементного моста.
www.freepatent.ru
