Диплом по капитальному ремонту скважин

Отбор глубинных проб производился пробоотборниками ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Основной объём исследований выполнен институтами Сиб Н И ИНП и СургутНИПИнефть при методическом обеспечении, соответствующем тр е бованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследов а ние пластовой нефти».

В процессе анализа и обработки результатов исследований глубинных проб был подтверждён сделанный ранее вывод о неодн о родности нефтей в пределах выделенных объектов, вызванной специфич е скими особенностями залежей с газовой шапкой. В связи с отсутствием выраженных отличий в ф и зико-химических характеристиках пластовых нефтей отдельных пропластков подсчётные параметры флюидов были приняты единым для всего комплек с ного объекта АС 4 -8 (табл. 1. 1. ).

В период после подсчета запасов состав и свойства пластовых нефтей дополнительно были изучены на образцах глубинных проб из 16 скважин. Из соп о ставления данных следует вывод о практически полной идентичности вновь полученных знач е ний характеристик нефти и ранее использованных .

Компонентный состав растворенного нефтяного газа и нефти опреде лен на основании результатов хроматографического анализа жидкой и газ о вой фаз при дегазации глубинных проб (табл. 1.5). В связи с отмеченной в ы ше идентичностью основных характеристик пластовых нефтей численные значения концентраций индивидуальных компонентов по результатам анал и зов до и после 1993 года так же весьма близки и не имеют принципиальных различий. В нефтяной зоне пласта количество растворенного газа зависит от положения скважины на структуре и от фазового сос тояния пластового фл ю ида в приза бойной зоне. При прорывах в скважине природного газа газовой шапки величина газового фактора может изменяться неконтролируемым о б разом в сторону повышения.

Прорыв газа из газовой шапки к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен, в о с новном, геологическим строением пластов АС 4 -8, когда отсутствие надежного экрана и сравнительно небольшие расстояния от верхних дыр фильтра до газо- и газонефтенасыщенной части разреза пласт а даже при низких депрессиях на пласт не позволяют эксплуатировать скважины на бе з газовых режимах.

Характеристика природного газа газовых шапок в условиях пласта и при извлечении на поверхность на стадии подсчета запасо в обосновано р е зультатами исследования продукции ск в ажин 62, 73, 79, 93, 134 (1978г.) и ск в ажин 32-г, 34 -г (1989г.). По материалам исследования, газоконденсатный фактор по ст а бильному конденсату изменяется от 15 до 43 г/м 3 п ри среднем значении около 36 г/м З . Устойчивые закономерности изменения свойст в о природного газа и конденсата по площади и разрезу залежей не были выявлены, однако отмечалась некоторая тенденция к уменьшению выхода конденсата с запада на в о сток (от Ф ё доровской площади к Восточно-Моховой) и снизу вв ерх по выс о те газ о вой шапки.

Таблица 1.1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазиро в анной пластовой нефти в рабочих и пластовых условиях

Двуокись угле рода

Азот + редкие, в т. ч .

Нормальный пен тан

Молекулярная мас са

газа относ и тельная (по воздуху), доли ед.

Кроме указанных выше исследований характеристик природного газа, институтом СибНИИНП б ыли проведены исследо в ания на газоконденса т ность по скважинам 4141, 4150, 4151 (не в ошли в подсчет запасо в ). По результатам пр о мысло в ых замеров, величина газоконденсатного фактора (по стабильному ко н денсату ) колебалась от 30 до 47 г/м З при среднем значении также около 36 г/м З .

Таблица 1. 2 Результаты исследования ск в ажин на газоконденсатность Федоро в ского месторождения. АС 4-8 (СибНИИНП, 1991-1992гг.)

Пластовые воды в пределах объекта АС 4 -8 преимущест в енно хлори д но-кальцие в ого типа, что я в ляется типичным для Сургутского района в целом. В о ды смешанного и гидрокарбанатн о- натриевого типа обнаруживаются в нижней части неокомского комплекса. Характеристика пласт ов ых вод пл а сто в АС 4 -8 достаточно полно была изучена на стадии подсчета запас ов . Вно в ь полученная информ а ция о характеристик и пласто в ых в од практически подтверждает ранее установленные параметры (исключая анализы, искаже н ные влиянием технической воды и водой системы ПП Д) . Отмечено некот о рое увеличение минерализации (скв.4 202р) до 20,2 г/л, что не противоречит общим качественным показателем в од неокомского комплекса. Средние зн а чения основных физических свойств пласто в ых в од представлены в табл. 1. 3

Таблица 1. 3 Основные свойства пластовых вод объекта АС4-8 Федо-ровского м е сторождения

Газосодержание, м 3 /м 3

Плотность воды, кг/м 3

в стандартных условиях

в условиях пласта

Вязкость в условиях пла ста, мПа*С

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа (10-4)

Объемный коэффициент, доли ед.

Общая минерализация, г/л

Тип вод (преимуществен ный)

В условиях пласта воды насыщенны газом метанового типа ( конце н трация метана б олее 95%). Максимальная газонасыщенность в од на границе ВНК дост и гает 2,5 м З /м З . По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превы шает 0,3-0,6 м З /м З .

По содержанию полезных компонентов пластовые воды не предста в ляют промышленного интереса (за исключением йода, концентрация котор о го достигает промышленных значений, но постоянно снижается из-за разба в ления в од а ми ПП Д).

1.5 Состояние разработки мест о рождения

Эксплуатационно е разбуривание и промышленная разработка объекта АС началась в 1976 году с разбуривания опытного участка на Моховой пл о щади. В настоящее в ремя он полностью разбурен и вв еден в эксплуатацию. Реализация технологич е ской схемы разработки с применением ГС начата в 1994 году на с е вере Восточно-Мохо в ой площади. На Фёдоро в ской и юге Вост о чно-Мох ов ой площадях эксплуатация объекта пр о из в одится, в основном, переведенными с других объекто в скваж и нами.

По состоянию на 1.01.2001 года на балансе НГДУ «Фёдоровскнефть» нахо дятся 902 скважины, из них добывающих 6 14 , нагнетательных 272, в том числе 33 ск в ажины находятся в отработке на нефть, 7 газовых, 9 контрол ь ных. Дейст в ующий фонд добывающих скважин — 460, в бездействии находя т ся 52 ( 7% от всего добывающего фонда ) !. Основная часть добывающих ск в а жин эксплуатируется механизированным способом . Под закачкой — 184 скважины, в бездействии нах о дятся 10 нагнетательных скважин, ликвидировано 11 скважин, в консервации 74- скважины, в пьезометрическом фонде числя т ся 56 скважин.

На участке ОПР Моховой площади общий фонд составляет 374-скважины, в том числе добывающих скважин 251, из них действующих 202, из которых 4 ГС. Фонд нагнетательных скважин — 123, и под закачкой находится 81 скваж и н ы . В целом на Моховой площади работают 256 скважин, в том числе 54 перев е дены с других объектов. На Фёдоровской площади и юге Восточно-Моховой объект эк с плуатируется 16 /общий фонд 43 / и 2 / общий фонд 18 / возвратными скважинами соответственно .

На Восточно-Моховой (север) площади запроектировано бурение 453 скв а жин, в том числе 237 ГС и 51 ВС — добывающих, 165 нагнетательных. На этой площади по состоянию на 1.01.2001 года пробурено 367 скважин, из них добыв а ющих 221 , в том числе ГС — 168 и ВС — 53, нагнетательных — 145, одна контрол ь ная. Действующий фонд : добывающих скважин 186 (147 — ГС и 39 — ВО ) , основная часть добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом ( 140 — ГС и 33 — ВО ), нагнетател ь ных — 101 скважина.

В целом по объекту в бездействующем фонде находятся 53 скважины, из них 20 ГС. Остановка ГС свя зана с высоким газовым фактором . Основная причина бездействия ВС — техническая, одной скважине требуется подземный р е монт, по 9 скважинам требуется ликвидировать аварии, изоляционные работы необходимо провести по 10 скважинам, 5 скважинам требуется пер е буривание, по 28 скважинам — прочие причины.

На объекте в консервации находятся 38 скважин добывающего фонда, в том числе 24 — переведены с других объектов и 36 — нагнетательного фонда, 56 скважин находятся в пьезометрическом фонде, из них 35 переведены с других объектов. Скважины, переведенные с других объектов, будут вводиться в разр а ботку по мере разбуривания объекта АС4-8. Из фонда скважин, пробуренных на объекте АС4-8, переведены в консервацию и в разряд пьезометрических преимущественно высокообво д ненные скважины.

1.6 Конструкция ск ва жины

Крепление — один из наиболее ответственных этапов строительства скважин. От качества исполнения работ на этом этапе в решающей степени зависит дальнейшая судьба скважины, как со оружения.

На эффективность строительства ГС значительно влияет оптимальная ко н струкция скважины. Первые ГС в ОАО «Сургутнефтегаз» строились по сложной конструкции с промежуточной колонной почти до кровли проду к тивного пласта. Впоследствии по мере совершенствования техники и техн о логии бурения горизонтальных скважин конструкция их значительно упр о стилась. В настоящее время конструкция горизонтальных скважин на Фёдоровском месторождении вкл ю чает в себя:

· направление диаметром 324 мм спускается на глубину 100 м и цементир у ется до устья ;

· кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 750 м и цементируе т ся до устья ;

· эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с фильтровой частью в горизо н тальном участке спускается до проектной глубины.

Заканчивание скважин осуществляется манжетным цементированием выше фильтровой части, в которую перед цементированием закачивается кислотно-перфорационная среда.

2.1 Технология цементирования

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практи ческого опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработа н ных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации пр о цесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, прот я женности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в да н ном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирование пред у смотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение пр о мывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него пр о мывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми механ и ческими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обе с печение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и сте н ками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажн о го раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного и н тервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного ра с твора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обса д ной колонне.

Исследованиями установлено, что наиболее полное замещение пром ы вочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие пок а затели (42%) дает структурный режим. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рек о мендуется ряд мероприятий:

· тщательное регулирование реологических свойств промывочной жи д кости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых зн а чений;

· нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скор о стями течения, обеспечивающими турбулентный режим;

· применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промыво ч ной жидкости и тампонажного раствора;

· расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затру б ное пространство;

· применение полного комплекса технологической оснастки обсадной коло н ны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецеп туру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементир о вочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в з а трубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобн о вить работы в скважине.

Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цеме н тированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затру б ное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): при цементировании ко н дуктора ОЗЦ обычно длится 5 — 8 ч, при цементировании промежуточных колонн — 12 — 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на ге р метичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изоляции затрубного простра н ства.

2.2 Способы цементирования

Рассмотрим наиболее распространенные спосо бы цементирования.

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементиро вания с двумя пробками (рис. 2.1 ) был предложен в 1905 г. баки н ским инж. А. А. Богушевским.

Рис. 2.1 Схема этапов выполнения одноциклового цементирования

I. — начало подачи цементного раствора в скважину; II — подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне; III — начало продавки в затруб ное пространство;

IV — окончание продавки; 1 — манометр; 2 — цементировочная головка; 3 — верхняя пробка; 4 — нижняя пробка; 5 — цементируемая обсадная колонна; 6 — стенки скважины; 7 — стоп-кольцо; 8 — продавочная жидкость; 9 — буровой раствор; 10 — цементный раствор

По этому способу после завершения подготовительных работ в коло н ну вводят нижнюю пробку с проходным каналом, временно перекрытым диафра г мой.

На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавл и вают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до эт о го удерживалась в цементировочной головке шпильками. Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давл е нием которой верхняя пробка гонит вниз столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности ц е ментный раствор под собственным весом вытесняет промыво ч ную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной г о ловке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4 — 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное простра н ство.

Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно контр о лируют. Когда до окончания продавки остается 1 — 2 м3 продавочной жидк о сти, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмеч а ется по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упо р ным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 — 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Двухступенчатое (двухцикловое) цементиров а ние

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последов а тельное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхн е го).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при в ы соких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнет а ния; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких темп е ратур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервал-е, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать ц е ментный раствор по условиям цементируемого интервала. Для осуществл е ния двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соо т ветствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную зал и вочную муфту (рис. 2.2 ).

Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементирово ч ной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответств у ющей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспр е пятственно проходит через заливочную муфту (рис. 2.2 , а). Продавочной жидкостью выте с няют раствор в затрубное пространство.

После того как закачали объем продавочной жидкости, равный вну т реннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в ц е ментировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка с а дится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отве р стия в муфте (рис. 2.2 , б). Сигналом открытия отверстий является резкое п а дение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементир о вания. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени — это так называ е мый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в з а ливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, — такое цементирование называется двухступенч а тым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего инте р вала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном простра н стве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну п о сле подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования ц е ментного камня.

Рис. 2.2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:

а — при цементировании первой ступени; б — при цементировании второй ступени; 1 — корпус; 2 — верхнее седло; 3 — верхняя втулка; 4 — заливочные отве р стия; 5 — нижнее седло; 6 — нижняя втулка

2.3 Виды осложнений в работе скважины

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией- снижение про ницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воз действмю различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и наруша ю щих первоначальное равновесное механическоети физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменения в распределение внутенних напряже ний в окружающей забой породе.Снижение проуктивности скважин при бурении пр о исходит также в результате проникновения бурового раствора или его фил ь трата в призабойную зону пласта. При взаимодействиии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и вып а дение их в осадок , набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаем о сти для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачествен ная перфорация вследствии применения маломощных перфораторов, особенно в гл у боких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидрост а тических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эк с плуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое простра н ство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмеч а ется и в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных р а бот.

Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствии зак у порки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепр о дуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания п о добных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинам и ческой связи с пластом.

2.4 Предлагаемые технические и технологические решения

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необ ходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цемен т ного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки инте р вала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходн ы ми отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снар у жи

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает з а трубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении — вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, кот о рый перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

Цементирование потайных колонн и секций

Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны ос у ществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводн и ком с левой резьбой. Для цементирования секций и потайных колонн испол ь зуют способ одноциклового цементирования с одной разделительной про б кой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответству ю щий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной коло н ны), и упругой пробки малого диаметра, которая свободно может прох о дить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до прохо д ной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давл е ния шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, ср е заются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываем о го в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного раствора вымываются из коло н ны.

Рис. 2.3 Способ обратного цементирования

Под обратным цементированием понимается такой способ, когда ц е ментный раствор с поверхности закачивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак, поступает в обсадную к о лонну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил в силу ряда технических трудностей, и в первую оч е редь

сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементиро вания в этой наиболее ответственной части.

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части отдельный интервал (например, при проведении испытаний пластов в обсаже н ной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе на эк с плуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т. п.). Самый распр о страненный на практике способ изоляции нижнего интервала скважины — с о здание в стволе цементного моста. Его устанавливают также при необход и мости создания искусственного забоя (например, при искривлении ствола скважины и т. п.).

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе выс о той в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции.

Исправление негерметичности цементного кольца.

Производят глушение скважины

Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обра т ной циркуляции, а также расхаживания труб.

Поднимают НКТ и скважинное оборудование

Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследов а ний.

Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в зако лонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидк о сти.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скваж и ны: величину кривизны и кавернозности ствола скважина; глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной коллоны; температуру и пластовое давление; тип горных пород; давление гидроразр ы ва; дебит скважины; содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции; химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость д е фектной части крепи при ус ­ тановившемся режиме подачи жидкости .

Производят оценку объема отдаваемой пл а стом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Вр е мя начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продо л жительности технологического процесса.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенн о го над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные оп е рации.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных п о род.

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пл а ста) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной про б кой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорацио н ных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его пе рекрывают песча ­ ной пробкой из расчета , что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).Определяют приемистость изол и руемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от при е мистости объекта:

· при приемистости 1.5 м3/(ч · МПа) — на 20 м выше спецотверстий;

· при приемистости менее 1,5 м3/ (ч * МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотве р стий .

Производят гидроиспытание колонны НКТ и па кера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал: при приемистости скважины до 2 мз/(ч*МПа) пр и меняют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами; при прием и стости более 2 м3/(ч * МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с примен е нием различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную к о лонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических мет о дов исследований.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенн о го ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфор а ционные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0—1,5 м ниже фильтра .

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отвер стия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пласт а ми. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 мниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использов а нии при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных о т верстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тамп о нажного раствора из НКТ об ратной промывкой , поднимают НКТ на 50—100 м и скваж и ну оставляют на ОЗЦ .

Наращивание цементн ого кольца за обсадной к о лонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементиров а нии;

2) наличие и интенсивность поглощения в про цессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пр о странстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цемент ­ ного кольца за обсадной коло н ной . Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по ист е чении срока ОЗЦ прове ­ ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для сн и жения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивн о сти поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать об легченные та м понажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачи вают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оста в ляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и провер я ют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращива е мым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий Технол о гия цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На с о временном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом ко н кретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементиру е мого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в да н ном районе.

Применяемая технология должна обеспечить: цементирование пред у смотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение пр о мывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; пред о хранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цемен т ного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойк о стью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной к о лонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают способ. Он должен обеспечить подъем тампонажн о го раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного и н тервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного ра с твора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обса д ной колонне.

Исследованиями установлено, что наиболее полное замещение пром ы вочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие пок а затели (42%) дает структурный режим. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рек о мендуется ряд мероприятий:

— тщательное регулирование реологических свойств промывочной жи д кости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых зн а чений;

— на гнетание тампонажного раствора в затрубное простран ство со скоростями т е чения, обеспечивающими турбулентный режим;

— применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидк о сти и тампонажного раствора;

Источник