1. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации. Конструкции эксплуатационных колонн и возможная их оснастка
 Скачать 414.61 Kb.
|
|
15.Опрессовка эксплуатационных колонн избыточным давлением. Условия выполнения работ. Основные требования при опрессовке Определние герметичности ЭК Обсадные колонны и скв. в целом провер. на герметичность при выпол-ии любых ремонтных работ, связ. с созд-м избыт. давл-я в колонне. Требования для опресовки экспл. колонн в скв: -насосы обесп. плавн. увел. давл-е -цена дел-я монометра 0,5 Мпа -за измен. давл-я следить ч/з 5 мин -колонна гермет, если в течение 30 мин давл-е упало не более 5% от нач. 16.Опрессовка ЭК методом снижения уровня. Усл-я выпол-я работ. Основ. треб-я при опрессовке. Для опрессовки в скв. спускают бурильную колонну до забоя, закачивают порцию воды из расчета, чтобы вода поднялась выше башмака обсадной колонны на 10-20 м, затем закрывают превентор и на устье нагнетанием жидкости создают давление Ру = 1,05 Ртах где Ртах - ожидаемое макс. внут. давление при закрытии превентора во время выброса. Опрессовка ЭК пров-ся после проверки положения цементного стакана, а при необходимости после его разбуривания до установленной отметки. В скважинах с обсадными колоннами, зацементированными ступенчато или секциями, испытание на герметичность проводится до разбуривания цементного стакана верхней секции, а затем после разбуривания цементного стакана каждой следующей секции. При опрессовке ЭК ее по всей длине заполняют водой. В скв., при опробовании и эксп-ции которых не ожидается Ризб на устье, ЭК проверяют на герметичность снижением уровня. После ремонтных цементирований и установки цементных мостов для испытания лежащих выше горизонтов ЭК также допол-но проверяют понижением уровня жидкости в них. Причины опрес-ки в скв. снижением уровня закл-ся в след-м: -произв-т изоляцию продук. части ствола скв. от основ. ствола; -снижается уровень в стволе скв, извест. способами(свабирование, компрессирование); -на протяжении длит. времени(фиксированного) контрол-ся изменение уровня жидк-ти нормативно достигнутого при свабировании; -при неизмен. уровне или изменении в пределах допуст.знач-й колонна считается герм-ой. Величины снижения уровня:
Треб-я для опрес-ки в скв. ЭК: 1) испыт. ЭК на гермет-ь созд-м Ризб. провод-ся с использ. техн-х средств, обесп-х плавный подъем давления. Манометры исполь-ть с ценой деления 0,5 МПа. 2)необ-мо полностью стравить воздух и снова поднять давление; 3)ЭК счит-ся гермет-й, если в течение 30мин. давление опрес-ки умень-ся не более чем на 5% от зад.значения. 17. Шаблонирование ЭК. Виды примен-х шаблонов, усл-я их примен-я. Спуск печатей, назначение и условия их примен-я. Типы печатей. Необходимость шаблонирования ЭК перед спуском внутрискважинного оборуд-я и размеры шаблонов (диаметр, длина) опред-ся инструкциями по эксплуатации спускаемого оборуд-я и отражаются в плане работ. Способы спуско-подъема шаблона в скважину (на канате, НКТ, бурильных трубах) и глубина шаблонирования определяются характером предстоящих операций. При непрохождении шаблона до запланированного интервала производится очистка стенок ЭК от АСПО, отложений солей, цементных корок закачкой растворителей, применением гидравлических скребков, механических скреперов, наддолотных скребков на винтовых забойных двигателях и т.д. Для очистки внутренних стенок ЭК от заусениц, цементной корки, ржавчины и других отложений могут применяться механические скреперы, гидромеханические или наддолотные скребки и др. При использовании механ-х скреперов или гидромехан-х скребков для очистки места посадки пакеров операция проработки может быть совмещена с шаблонированием, компоновка спускаемого оборудования при этом должна быть согласована с заказчиком. Если нет необходимости в промывке скважины, положение и состояние фактического забоя может быть определено СПО печати (гудроновой или свинцовой) на канате непосредственно после подъема подземного оборудования. При отсутствии забоя (несовпадения фактической глубины спуска печати до глубины указанной в плане работ) в скважину спускают НКТ с замером выполняют промывку. При дальнейшем несовпадении замера с глубиной указанной в плане работ производят спуск свинцовой печати на НКТ. Для получения четкого отпечатка посадку печати необходимо производить однократно. Размеры печатей указаны в таблице
Производится одноразовая посадка печати при нагрузке не более 2 кН для гудроновой и не более 20 кН – для свинцовой. При посадке печати выше требуемой глубины, фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки, операцию повторяют, при этом размер следующей спускаемой печати уменьшают на 6-12 мм для получения ясного отпечатка. При не совпадении текущего забоя с плановым в скважину спускаются НКТ с замером, промывается забой. При отсутствии ясного отпечатка на гудроновой печати на НКТ или бурильных трубах спускают свинцовую печать, посадка которой производится после промывки. 18. Роль геофизич-х методов в изучении техн.состояния скважины и пластов.Основ.харак-ки геоф.методов для определения техн.состояния скв. и заколонной цепи. Геофиз. иссл-я проводятся с целью повышения успешности ремонтных работ и эффективности КРС за счет испол-я инф-и о техн. состоянии скважины и заколонных перетоков, производ-ти пластов, контроля над технологическими операциями и качеством проводимых работ. Иссл-я проводятся в скв-х всех категорий до начала ремонта, в период ремонтных работ и после их завершения. Наилучшие рез-ты могут быть получены при проведении иссл-й в работающей скважине до остановки ее для ремонта или в период ремонта при различных способах возд-я на иссл-й объект. Комплекс геоф-х иссл-й опред-ся в завис-ти от категорий скважин, условий проведения измерений и решаемых задач. Комплекс ГИС и качество исследований должны гарантировать получение достоверной инф-и для достижения макс. эффек-ти при эксплуатации и ремонте скважины.  Выбор комплекса геофизических исследований, технологий их проведения и интерпретацию полученных результатов осуществляют в соответствии с РД.19. Причины образ-я бездейст-го фонда скв. и направление работ для его сокращения. Долговечность скв. и факторы на нее влияющие. Причины негерметичности ЭК скважин. Бездействующий фонд (БФ) составляют скважины, не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся принятые на баланс добывающих предприятий скважины после завершения их стр-ва и не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. КБФ относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы. КБФ относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. Наличие большогоБФ объясняется задержкой работ по обвязке и подключению новых скважин. Скважина переходит в бездействие 1-го числа следующего месяца, если она не проработала ни одного дня в текущем месяце. Причинами остановки и перехода скважин из действующего в БФ являются: 1. подготовка к переводу в другие категории: ППД, пьезометр, консервацию, ликвидацию; 2. отказ или отсутствие необходимого глубинно-насосного оборудования (ГНО); 3. падение оборудования на забой; 4. выявление нарушений ЭК – смещений, смятий, интервалов негерметичности и т.д.; 5. выявление заколонной циркуляции и межпластовых перетоков; 6. нерентабельность дальнейшей эксплуатации из-за малодебитности, либо высокой обводнености продукции; 7. отсутствие промышленного притока флюида из пласта либо отсутствие приемистости; 8. проведение ГТМ; 9. ожидание окончания проведения ГТМ на соседних скважинах; 10. регулирование отборов, либо регулирование закачки; 11. исследование скважин; 12. наличие межколонного давления выше допустимых значений; 13. газопроявления; 14. отсутствие циркуляции; 15. отсутствие наземной инфраструктуры; 16. сезонные остановки: на зимний период, на период паводков и т.д.; 17. прочие, в том числе форс-мажорные обстоятельства. Для того, чтобы сократить бездействующий фонд, выполняют следующие мероприятия, в соответствие с указанными выше основными причинами выбытия: – запуск скважины в работу без постановки бригады ПКРС после завершения проведения исследований, окончания проведения ГТМ на соседних скважинах, строительства, планово-предупредительного ремонта наземного оборудования, переобвязки коллекторов и прочего наземного хозяйства. Также к этому пункту относятся запуски после сезонных паводков, устранения аварийных ситуаций и их последствий и т.д.; – запуск скважины после смены ГНО; – запуск скважины после проведения на ней ГТМ; – перевод скважины в другую категорию после проведения соответствующих ГТМ, исследований и оформления необходимой документации. При подробном рассмотрении последней группы мероприятий, связанных с выводом скважин из эксплуатационного фонда, и наименее затратных, на первый взгляд, с экономической и технологической точек зрения, появляются следующие особенности, которые необходимо учитывать при работе с БФ. При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части неф- тяных месторождений, но при этом не принимают во внимание ограниченную долговечность скважин и хаотический характер их аварийного выбытия по площади нефтяных месторождений. На основе известных уравнений добычи нефти предложен алгоритм учета такого выбытия при выборе рациональной системы разра- ботки и представлены результаты использования разработанного программного продукта. Аварийное выбытие скважин, рациональная система разработки, снижение долговечности, относительный дебит нефти, темп отбора, извлекаемые запасы, среднее время работы скважины, извлекаемые запасы нефти, скважины-дублеры. При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По тем или иным объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части нефтяных месторождений, но при этом не учитывают фактическое ограниченное время существования скважин — их ограниченную долговечность и хаотический характер аварийного выбытия скважин по площади нефтяных месторождений. Другой причиной резкого снижения долговечности (с 30 до 10–20 лет) скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные нефтяные пласты, может быть применение слишком густой сетки, что приводит к огромной избыточной производительности и в течение многих лет обеспечивает плановую добычу нефти небольшой частью пробуренных скважин. Соответственно остальная, значительная часть скважин не используются и не уделяется достаточного внимания их текущему и капитальному ремонту, а в итоге происходит их преждевременное аварийное выбытие. Причины негерм-ти ЭК: 1. поступление воды по продуктивному горизонту; 2. заколонная циркуляция вследствие разрушения цементного камня за колонной; 3. нарушение герметичности эксплуатационной колонны (ЭК) или элементов скважины (цементных мостов, взрыв-пакеров и т.д.).. 20. Тампонажные работы при КРС. Материалы и реагенты. Цемент и цементые растворы. Способы цементирования. Методы контроля качества тампонажных растворов. Тампонажные работы при КРС: Отключ. Отдельных обвод-х инт-лов; Отключ. Обвод-х пластов; Восстан-е герметичности цементого кольца и ликвидация межпластовых перетоков; Изоляция чужих вод, поступ-х в продук. Скважины; Наращ-е цемент.кольца за обсадными колоннами(ОК); Ликвидация нарушений ОК; Перевод скв. на др. пласты и горизонты, консервация и ликвидация скважин. Основным тапонажным мат-лом явл-ся и др.вяжущие вещества. В зависимости от вида вяж-й основы используют след. тампонаж материалы: а) цементы на основе портландцемента. Б) цементы на основе доменных шлаков, в) известково-песчаные смеси. Г) прочие цементы (гипсовые, белитовые, на основе прир. матер-в) д) органические крепители на полимерной основе. Тампонажный цемент- продукт состоящий из смеси вяж-х веществ (портландцемента, шлака и тд)минеральных (кварц.песка,глины итд) или органических добавок, дающих после затворения водой или др. ж-ю раствор, затвердевающий затем в почный цемент.камень. В зависимости от добавок цементы: песчаные, волокнистые,шлаковые, перлитовые,гематтито-магнетитовые. Цементные р-ры разделяют: - по роду ж-ти растворения (водные, водоэмульсионные, нефтецементные, кислотоцементные), -по времени начала схватывания (быстросхватывающие – 40 минут, ускоренно схватывающиеся – до 1.2 ч, нормально схватывающиеся – 2ч). Начало схватывания цементного раствора хар-ся потерей подвижности и его загустением. -по плотности в кг/м3 (легкие до 1300, облегченные 1300 – 1750, нормальные 1750 – 1950, утяжеленные 1950 – 2022, тяжелые > 2200). Все пар-ры р-ра и цементного камня зависят от состава твердой фазы, ж-ти растворения и водоцементного отношения. Св-ва цементного раствора и затвердевшего камня м.б. изменены введением в р-р наполнителей, активных добавок или обработкой хим-ми реагентами. Тампонаж.цементы должны обладать: замедленным началом схатывания, ускоренным началом твердевания соответствующей этому моменту выс.прочностью, низкой прониц-тью после схватывания и твердевания, большей текуч-ю, выс.плотностью. Если цемент затворяют УВ-й ж-ти (нефть, дизельное топливо, керосин), р-р называют нефтецементным (НЦР). Для улучшения смешивания в р-р добавляют ПАВ, что способствует сохранению подвижности р-ра в течение длит-го времени. В контакте с водой НЦР отфильтровывает УВ-дную ж-ть, быстро густеет и твердеет, а без контакта с водой (в нефтенасыщенной части пласта) сохраняет текучесть в течение длит-го вр., способен проникать в глубокие трещины, а при освоении вымывается из пласта. Эфф-ны эти р-ры в скв-х, сильно поглощающих ж-ть. Цементные р-рыд. удовлетворять треб-ям: -суспензия тампонирующего мат-ла (называемого раствором) д. обладать хорошей текучестью и замедленным началом схватывания, -после доставки в заданный интервал скв-ны суспензия в короткий срок д. превратиться в практически непроницаемое тело. - превращаться в тв-е тело с небольшим ув-ем объема или без малейшей усадки в усл-х конкретной скв. - цементный камень д.б. долговечным, стойким против коррозии при контакте с пл-ми водами и газами, сохранять свои мех-кие св-ва за весь период работы скв. Ремонт скв-н м-дом цементир-ния производят, если необходимо: 1. обеспечить изоляцию эксплуатируемого объекта от посторонних вод, 2. создать на забое цементный стакан или установить цементный мост, 3. перекрыть (изолировать) фильтровую часть скв-ны при возврате на другие эксплуатационные объекты, 4. перекрыть (устранить) дефекты в ЭК, 5. обеспечить изоляцию продуктивного горизонта от поступления воды в интервалах установки дополнит-х колонн и хвостовиков, зарезки дополнит-х стволов, 6. закрепить ПЗ с целью предотвращения или уменьш-я поступления в скв-ну песка и образования пробок. Время технологического процесса Т составл-т 0,75 от времени начала схватывания тампонажного раствора Тнач.схв. Различают способы цементир-я под давл-ем и без давл-я. Цементирование под давл-мзаключается в последовательно выполняемых операциях: - транспортирование цементного р-ра в интервал, подлежащий ремонту; - продавливание р-ра в изолируемый объект под избыточным давл-ем; - ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) при заданном (достигнутом или сниженном) давлении. Р-р в интервал ремонта доставляют непосредственно ч/з ОК, контейнерами (желонками) канатными методами, ч/з специально спущенную технологическую (заливочную) колонну, составленную из бурильных, НКТ, либо ч/з непрерывную гибкую колонну. Цементир-е под давл-м осущ-ся ч/з отверстие фильтра скв-ны, ч/з специально перфорированное отверстие или ч/з дефект в колонне с целью продавить в пласт или за колонну расчетное кол-во тампонирующего р-ра Давл-е в процессе цементирования не должно превышать допустимого для данной обсадной колонны с учетом ее состоянии в момент производства работ. Разновид-ти цементир-я под давл-м ч/з НКТ а) с последующим бурением цементного стакана. (Цементный стакан, оставшийся ниже башмака колонны разбуривают. ) б) с вымыванием излишков цементного р-ра. в) Комбинированный сп-б. Цементи-е без давл-япроводят в тех случаях, когда надо создать новый цементный забой, цементный стакан (мост) в стволе скв-ны или цементным стаканом перекрыть нижнюю часть фильтра эксплуатац-го объекта. Этот сп-б применяется, если нет опасности прорыва посторонних вод и в усл-х отсутствия поглощения. Для установки цементного моста в скв-ну спускают колонну заливочных труб, башмак которой располагают в основание создаваемого стакана. Перед началом операции обычно на глубине нижней границы моста устанавливают разбуриваемые разделительные пробки или пакер. Скв-ну промывают. В заливочные трубы прокачивается расчетное кол-во цем-го р-ра, до выравнивания столба р-ра в трубах и кольцевом простр-ве. Башмак заливочной колонны приподнимают до верхней границы цементного моста, лишний цементный р-р сп-бом обратной промывки вымывают и оставляют скв на ОЗЦ. После окончания затвердевания ч/з заливочные трубы прокачивают воду и проверяют местонахождение и крепость вновь созданного цем-го моста. Контроль качества тампонажных растворов: Ø Правильный подбор рецептуры ТР и исходных материалов. Ø Рациональная организация процесса цементирования. Ø Контроль технологических параметров. Ø Высота подъема ТР в затрубном пространстве. Ø Полнота замещения ПЖ тампонажным раствором в зацементированном интервале. Ø Равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве. Ø Сцепление цементного камня с ОКи стенкой скважины. Ø Герметичность зацементированной ОКи затрубного пространства. 21. Воды нефтяных месторождений, способы изоляции объекта от чуждых вод. Отключение пласта. Переход на другие горизонты. Возвратные работы. Пластовые воды делят обычно на: 1) Контурные (краевые); 2) Подошвенные; 3) Промежуточные; 4) Шельфовых частей материков; 5) Посторонние, чуждые по отношению к нефтяной или газовой залежи. Контурные - воды, залегающие в пониженных участках нефтяных пластов. Эти воды очень часто подпирают залежь со стороны контура нефтеносности. Подошвенные воды залегают в нижней части пласта и распространены иногда по всей части структуры, включая и ее сводовую часть. Иногда в нефтяном или газовом пласте имеются различной мощности пропластки, насыщенные только водой, эта вода и называется промежуточной. Пластовые воды месторождений в зонах шельфа обладают специфическими свойствами обычных вод нефтегазовых месторождений, расположенных на материках. Посторонние пластовые воды подразделяются на верхние, нижние и смешанные. Верхние - воды, залегающие выше данного пласта, независимо от того, из какого вышележащего пласта они могут проникнуть в пласт. Нижними называют воды, залегающие ниже данного нефтяного/газового пласта, независимо от того, из какого нижележащего пласта они могут проникнуть в пласт. Смешанными называют воды, залегающие выше данного нефтяного/газового пласта и поступающие в пласт из нескольких водоносных пластов или из вышезалегающих и нижезалегающих водоносных пластов. В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится связанная, или остаточная, вода. Ее содержание в пласте определяется величиной поверхности пор; формой и минералогическим составом частиц породы. В породах, обладающих проницаемостью 2 - 3 d - содержание воды не превышает 4 - 5%, а при проницаемости 0,01 - 0,03 d - до 55,60 и даже 70% и более. В среднем, содержание связанной воды в нефтяном пласте составляет 20 - 30% от емкости пор. Чуждые воды (верхние, нижние, тектонические, с соседней скв-ны) поступают в скв-ну ч/з отверстия фильтра, ч/з дефекты в колонне, ч/з цементный стакан. К фильтру нижние и верхние воды поступают по заколонному простр-ву, тектонические - по тектоническим нарушениям, из соседней скв-ны – по эксплуатируемому горизонту. Дефект в колонне м.б. расположен в непосредственно зоне пласта-обводнителя из кот-го вода ч/з дефект поступает в скв-ну. Если дефект расположен вне обводняющего пласта (выше или ниже), то вода к дефекту поступает по заколонному простр-ву. Основные методы изоляции: установка цементных мостов, колонн, летучек и прочих перекрывающих устройств; перекрытие каналов поступления воды тампонирующими материалами; создание селективных и неселективных непроницаемых экранов в зоне забоя и т.п. Отключение отдельных интервалов пласта - производят нагнетанием изоляционного материала в пласт /з фильтр или специальные отверстия. Если обводнение произошло за счет подъема ВНК (водонефтяного контакта) в самом пласте или за счет конусообразования, изоляционный материал нагнетают ч/з фильтр. Различают селективный и неселективный методы отключения обводненных интервалов пласта. Отключение нижних перфорированных пластов проводят установкой цементных мостов (без давл-я и под давл-ем). резиновых пробок, взрывного и забойного пакера и их комбинаций, спускают летучки и металлические перекрывающие у-ва. Работы по отключениюверхнихпластов любыми методами производятся при изолированных нижних пластах. Верхние пласты отключают при помощи технических средств (металлические пластыри, профильные перекрыватели, летучки, перекрытие всего продуктивного интервала колонной с последующей перфорацией нижнего пласта) и методом тампонирования. Возврат скважин на выше- или нижележащие горизонты производят в случаях: 1) истощения эксплуатационного объекта; 2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой; 3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как де газирующего нефтеносный горизонт; 4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т. д. Возврат скважины на вышележащий горизонт производят после разобщения оставляемого горизонта от нового, создания в стволе монолитного цементного моста (стакана) над оставляемым горизонтом. При этом главное внимание должно быть уделено изоляции от проникновения воды, в особенности, если эта вода высоконапористая, а возвратный горизонт по разрезу расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта. В таких случаях применяют метод заливки цементного раствора под давлением через существующие отверстия фильтра. Если возвратный горизонт находится на значительном расстоянии от оставляемого объекта, то используют метод заливки без давления. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот. Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50—100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями. Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа. Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по технологии отключения верхних пластов. Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов. 22. Восстановление заколонной крепи. Наращивание цементного кольца за колонной. Наращивание цементного кольца за незацементированной обсадной колонной следует производить для: •защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; •ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству; • заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. Закачку тампонажного состава в заколонное пространство можно производить •через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) •или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное цементирование). Выбор способа цементирования следует осуществлять после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований. Необходимо перфорировать 2-5 спецотверстий в обсадной колонне на расстоянии от 5 до 50 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов. •Обратное цементирование производится после предварительной подготовки устья скважины для возможности закачки жидкости в заколонное пространство• Количество тампонажного раствора определять по объему заполняемого заколонного пространства с учетом данных кавернометрии и профилеметрии ствола скважины, а также опыта аналогичных работ на данной площади. •С целью предохранения эксплуатационной колонны от высоких давлений при закачке тампонажного раствора, тампонирование рекомендуется проводить через разбуриваемый пакер, который устанавливается непосредственно над спецотверстием. •В зависимости от геолого-технических условий в скважине для наращивания цементного кольца могут быть использованы различные тампонажные материалы. Цементные растворы нормальной плотности с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов рекомендуется использовать при отсутствии поглощении. •При поглощениях более 2 мЗ/(ч МПа) необходимо снизить приемистость скважины, используя глинистые растворы с наполнителями или использовать облегченные тампонажные растворы. В качестве наполнителей могут быть использованы древесные опилки, мелкая резиновая крошка, кордное волокно, мелкая ореховая скорлупа и др. 23.Современные тампонажные материалы условия их применения и эффективность данных работ. Свойства тампонажных цементов К тампонажным материалам относятся цементы и другие вяжущие вещества. В зависимости от вида вяжущей основы: а) цементы на основе портландцемента, б) цементы на основе доменных шлаков, в) известково-песчаные смеси, г) прочие цементы (гипсовые, белитовые и др), д) органические крепители на полимерной основе. Тампонажный цемент— продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемента, шлака, и т д ) минеральных (кварцевого песка, асбеста и др ) или органических (отходов целлюлозного производства и др ) добавок, дающих после затворения водой или другой жидкостью раствор, затвердевающий затем в прочный цементный камень необходимого ка чества. Тампонажная жидкость —дисперсная система, способная к затвердеванию, применяется для крепления скважин, разобщения пластов и в некоторых других процессах горной и строительной технологии. Выбор способа и технологии цементирования определяется рядом условий. 1. Назначение тампонажа. Исправление цементного кольца, изоляция притока высоконапорных вод в скважину, возврат на нижележащий пласт выполняют цементированием под давлением. Установка цементных мостов – цементированием без давления. 2. Поглотительная способность скважины. Способность к поглощению определяется количеством жидкости определенного свойства, поглощаемой в единицу времени при определенном давлении ( напр. м3/мин при Р=5 МПа). Интервалы с большой поглотительной способностью изолируют путем ввода в тампонирующие смеси инертных наполнителей. Если скважина жидкость поглощает слабо, то создают новые трещины 3. Величина обводнения После цементирования в ряде случаев возможно снижение притока нефти из пласта. Во избежание этого явления рекомендуется при большой обводненности скважины применять цементирование через отверстия фильтра, при малой обводненности - через специальные отверстия или использовать соответствующие тампонирующие материалы. 4. Возможность очистки каналов, подлежащих изоляции. Предварительная промывка каналов заколонной циркуляции водой способствует проникновению и заполнению их тампонирующим раствором, чем достигается более надежная изоляция. 5. Глубина скважины. С увеличением глубины повышаются гидравлические сопротивления при движении тампонирующих материалов, температура и давление в интервалах тампонажных работ. Эти факторы должны учитываться в выборе материала, технических средств и способов цементирования. 6.Техническое состояние эксплуатационной колонны ограничивает величину давлений, степень снижения уровня в скважине. по времени начала схватывания — быстро схватывающиеся менее 40 мин, ускоренно схватывающиеся (от 40 до 80 мин), нормально схватывающиеся (от 80 до 120 мин), медленно схватывающиеся (более 2 ч). В зависимости от температуры 3 класса тампонажных цементов. а) для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испытания 22 ± 2° С,. б) для «горячих» скважин (ГЦ) с температурой испытания 75 ± 3° С,. в) для глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ) (до 100, 120, 150, 170 и 200° С). | ||||||||||||||||||||||||||