Шпаргалка: Цели и задачи ремонтного цементирования - текст шпаргалки. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Шпаргалка

Цели и задачи ремонтного цементирования

Банк рефератов / Прочее

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Шпаргалка
Язык шпаргалки: Русский
Прислал: Мардан
Дата создания: 9.12.2011
Дата добавления:   
 
Скачать
Microsoft Word, 74 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникальной работы
Текст
Факты использования шпаргалки

Узнайте стоимость написания уникальной работы

1.Цели и задачи ремонтного цементирования.

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут ье только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ—изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колоннылетучки.

Ремонтноизоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т.е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной  (максимальной) выборки запасов нефти.

2.Методы выявления негерметичности крепи скважины.

Гидравлические методы, основаны на измерении расхода или давления жидкости в колонне выше и ниже участка с дефектами. Если наличие дефектов, обнаружено после перфорации колонны или разбуривания цементного стакана в ней, предварительно выше зоны фильтра устанавливают цементный мост. Определение места герметичности производится по изменению показания расходомера в потоке жидкости и в стоячей воде. Место негерметичности можно обнаружить также с помощью манжетной пробки. Такую пробку вставляют в обсадную колонну, в которую затем нагнетают воду в объеме, равном внутреннему объему колонны. Под давлением воды манжетная пробка перемещается вниз пока не пройдет через дефектный участок. Закончив нагнетание, стравливают избыточное давление и, спуская в колонну груз на мерном тросике, измеряют глубину, на которой остановилась пробка.

При малой негерметичности дефектный участок можно обнаружить путем опрессовки с применением пакера. Для этого в обсадную колонну спускает пакер, устанавливают его посередине длины колонны и после герметизации межколонного пространства нагнетают воду, повышая давление на устье до 510 МПа. Если в течение 30 минут давление не снижается, считают, что негерметичный участок находится в нижней половине. Давление стравливают, пакер спускают и устанавливают посредине нижнего участка, вновь спрессовывают. Если давление падает, то негерметичность находится между интервалами первой и второй установки пакера. Так повторяя опрессовки, постепенно сокращают длину того участка, в пределах которого находят негерметичность. Операцию считают законченной, когда длина участка сократится до 10  15 м.

Дефекты третьей и четвертой групп определяют с помощью геофизических методов, путем опрессовки зацементированного пространства после разбуривания цементного стакана в промежуточной колонне, а также путем нагнетания порции активированной воды в зацементированный интервал через специальные отверстия, прострелянные в обсадной колонне против непроницаемой породы, и последующего прослеживании путей движения этой воды с помочь геофизической аппаратуры.

3.Основные принципы выбора тампонажных материалов и технологии при ремонтноизоляционых работах (РИР) в скважинах.

По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:

По температуре применения цементы типов I, II, III подразделяют на цементы, предназначенные для:

По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют:

По сульфатостойкости цементы подразделяют на:

4.Основные требования, предъявляемые к тампонажным материалам при ремонтноизоляционных работах.

  тампонажный раствор должен обладать достаточными для проведения работ временем загустевания и сроками схватывания;

 тампонажный раствор должен обладать определенной водоудерживающей способностью и не расслаиваться в состоянии покоя на жидкую и твердую фазы;

 обладать низкой водоотдачей, которая позволяет:уменьшить загрязнение породы фильтратом раствора;  регулировать время затвердевания раствора; предотвратить чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. более полно заполнить пространство тампонажным материалом;

 прочность затвердевшего тампонажного камня основной показатель для установки цементных мостов. Он должен иметь прочность, выдерживающую разгрузку бурильного инструмента или НКТ с усилием при проверке качества моста. Прочность цементного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, изгибу и растяжению. В скважине в цементном кольце в основном возникают напряжения от изгибающих и сжимающих нагрузок.

 создаваемый цементный камень должен быть коррозионноустойчивым в агрессивных пластовых средах (высокоминерализованных, сероводородных).

 тампонажные материалы должны иметь короткий срок между началом загустевания и проявлением несущей способности у затвердевшего раствора.

 иметь регулируемые сроки схватывания.

5.Основные виды водопритоков в скважине.

Образование конуса обводнения (обводнение подошвенной водой)

Заканчивание скважины при наличии вблизи продуктивного коллектора нежелательной жидкости, например воды, дает возможность для ее немедленного поступления. Даже если интервал перфорации находится над первоначальным водонефтяным контактом, близость коллекторов содержащих воду делает возможным легкое и быстрое поступление нежелательной жидкости изза образования конуса обводнения. Подтягивание конуса подошвенной воды подстилающей продуктивный пласт в направлении интервала перфорации скважины, является результатом пониженного давления в эксплуатируемом продуктивном горизонте. В конечном счете, вода прорывается в перфорированный интервал, заменяя часть углеводородной продукции вплоть до полного обводнения. Пониженные темпы добычи могут уменьшать степень обводнения, но не решить проблему полностью.

 

Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью

Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Поскольку закачиваемая вода охватывает интервалы самой высокой проницаемости, проницаемость для последующего потока становится даже выше, приводя к увеличению водонефтяного фактора. Имеющиеся данные из описания коллектора дают возможность определять проницаемые для воды пласты, что позволяет моделировать движение жидкости. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Даже если трещины пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь небольшую часть продуктивного коллектора. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов.

Возникновение заколонных перетоков

Возникновение гидравлической связи (канала) между водоносными горизонтами и скважиной является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания или стимуляции скважины. Поступление непредвиденой воды в это время является хорошим показателем того, что канал существует. Каналы в кольцевом пространстве обсадная колона  пласт могут быть результатом плохой связи на границе контакта цемента – обсадная колонна или цементапласт. Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород изза плохой адгезии, разрушением цемента. Разрушение цемента может произойти под воздействием коррозионно активных флюидов, при камулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спускоподъемных операциях в скважине.

Нарушение герметичности обсадной колонны

Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом. Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке.

6.Селективные методы изоляции водопритоков при РИР, перспективы  и особенности применения.

7.Композиции, применяемые при водогазоизоляционых работах.

К селективным относятся методы и материалы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости только водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующего материала по всей, в том числе и нефтенасыщенной, мощности пласта (образовывают тампонажный материал при взаимодействии с пластовой водой).

Это образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод, коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой, высаливание полимеров, обращение и повышение вязкости эмульсий при контакте с пластовой водой, снижение растворимости материала при изменении рН среды, набухание материала в воде, образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды, способность изменения характера смачиваемости коллектора, способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью и механическое закупоривание фильтрационных каналов водонасыщенной части пласта.

Методы применения селективных материалов можно разделить на III группы.

I группа.  Методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов.

Наиболее изученными являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда (гипан, ПАА).

Осадкообразующие водоизолирующие композиции на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана). Эффект ограничения водопритока достигается за счет блокирования путей притока воды тампонирующей массой образующейся при взаимодействии гипана с минерализированной пластовой водой содержащей ионы поливалентных металлов. При тампонировании используется свойство гипана взаимодействовать с катионами кальция, при котором образуется эластичная, прочная, резиноподобная масса, устойчивая против физических (давление, температура) и химических (пластовые воды, газы, нефть) воздействий в течение нескольких часов пока она не затвердеет.

В качестве катионов кальция обычно используется концентрированный водный раствор СаСl2.

Использование ПАА ограничивается трудностями при приготовлении растворов, особенно в зимний период.

Из соединений акрилового ряда применяется метас. Механизм изоляции основан на взаимодействии их солями пластовых вод или адсорбции полимера на поверхности водонасыщенной пород, снижающей ее проницаемость для воды.

Водоизоляционный состав на основе унифлока. Унифлок  аналог гипана и других полиакрилатов. Представляет собой порошок желтоватокремового цвета, хорошо растворим в воде, насыпная плотность 10001200 кг/м3, массовая доля воды не более 10%; рН 5% водного раствора 11,7. Свойства унифлока нормируются ТУ60002038432490.

Технология применения сводится к закачке в зону перфорации 1% (вес) раствора унифлока, затем 10% (вес) раствора СаСl2 в объемном соотношении 1:1, с последующей продавкой композиции в пласт. В пласте раствор выдерживается под давлением в течение 68 час.

Состав на основе унифлока может содержать в качестве гелеобразователя 10% водный раствор медного купороса (CuSO4).

II группа. Методы, основанные на применение неорганических водогазоизолирующих составов.

Тампонажные составы на основе силиката натрия (жидкого стекла). Эффект ограничения водопритока достигается за счет тампонирования путей притока воды гелем или тампонирующей массой образующейся при взаимодействии жидкого стекла с пластовыми водами или специально используемым структуробразователем.

Особенностью силикатов щелочных металлов является их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте.

В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло, как наиболее легко фильтрующийся материал. При давлениях 0,1  3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 2000С. При таких условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, однако обладает хорошей адгезией к ним.

Жидкое стекло (силикат натрия Na2SiO3NH2O). На практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах, а также регулятора сроков схватывания.

Состав включает в себя жидкое стекло и спиртовый  раствор  СаСl2.

Технология применения данной композиции сводится к закачке в зону перфорации 3% (вес) раствора CaCl2, затем жидкого стекла в объемном отношении 1:0,5. В пласте композиция выдерживается под давлением закачки в течение 24 час.

Составы для водогазоизоляционных работ на основе поливинилового спирта.

Известны следующие водоизолирующие составы на основе поливинилового спирта (ПВС):

ПВС + азотная кислота, причем азотная кислота получена из порошкообразных параформа (СН2О) и аммиачной селитры (NH4NO3);

ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ).

При взаимодействии ПВС с азотной кислотой и с ГКЖ образуется вязкоупругая закупоривающая поры породы масса.

Технология работ на скважинах при использовании, например, последнего состава заключается в следующем.

После промывки скважины через насоснокомпрессорные трубы (НКТ), спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в следующей последовательности и объемах:

1) смесь 57,5% (вес) водного раствора ПВС и ГКЖ10 в объемном соотношении 1:1;

2) продавочная жидкость  в расчетном объеме.

Водоизолирующий состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизоляционный состав в пласт. По окончании продавки состава проводят обратную промывку с противодавлением 57 МПа в количестве 1,52 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для протекания реакции в течение 24 час. По истечении указанного срока скважину осваивают.  

В результате можно заключить, что применение ремонтноводоизоляционной композиции на основе ПВС и ГКЖ необходимо рекомендовать для ремонта эксплуатационных колонн и ликвидации перетоков. Состав рекомендуется применять и при ликвидации прорыва газа.

 Водогазоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений и полимеров. Для предотвращения прорыва газа в скважины разработаны также специальные изолирующие составы, предусматривающие применение при создании газоизолирующего экрана асфальтосмолистых веществ и нефтерастворимых полимеров. Используются и различные варианты полимерных тампонажных материалов, некоторые из которых, например, алкилрезорциновая, эпоксидная и фенолформальдегидная смолы, могут быть использованы для изоляции газопритоков, однако материалы очень дороги.

В промысловой практике широкое применение нашли вязкоупругие и гелеобразующие составы, представляющие собой смесь водных растворов полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина, взятых в определенных пропорциях, после реагирования компонентов которых состав превращается в упругую гелеобразную массу, образуя несдвигаемый непроницаемый экран.

При создании изолирующего экрана на основе гелеобразующих составов, как правило, используют водорастворимые полимеры типа ПАА и КМЦ, бихроматы одновалентных металлов и восстановитель. Протекающая внутри системы реакция «сшивки» полимера приводит к образованию геля, непроницаемого для газа.

Для приготовления гелеобразующих составов, модифицированных кремнийорганическими соединениями, могут быть использованы следующие реагенты:

 водорастворимые полимеры: полиакриламиды (ПАА) марок DkDrill, DKS, Sapan и др., карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) марок КМЦ600, КМЦ700;

 кремнийорганические соединения этилсиликат32, этилсиликат40 (ГОСТ 2637184), этилсиликатконденсат (ТУ 602026766), алкилсиликонаты натрия (ГКЖ10, ГКЖ11) и другие;

 бихроматы натрия, калия, аммония (ГОСТ 265278) и ряд восстановителей, таких, как сульфит натрия, бисульфит натрия, КССБ и др.

III группа Метод основан на закачке элементоорганических соединений.

На основе кремнийорганических соединений (КОС) разработано большое число водоизолируюших материалов и композиций. Они претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (продукт 119204) до водонаполненных композиций (АКОР4, АКОР Б4, ВТС, ВТОКС, АКОР БН4).

Водоизолирующие составы на основе алкоксипроизводных КОС можно разделить на две основные группы. Первая группа включает олигомерные органоалкокси (хлор) силоксаны и композиции на их основе это продукт 119204, ВТС2. Вторая группа  составы на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты, в частности, на основе тетраэтоксилана и продуктов его частичной конденсации (этилсиликатов) к ним относятся АКОР, продукт 119296, ВТС1, ВТОКС.

Водоизолирующие составы АКОР применяются: для выполнения ремонтноизоляционных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также в подземных газовых хранилищах; для крепления грунта и гидроизоляции.

Технические характеристики водоизолирующих составов АКОР: Внешний вид Жидкость коричневого цвета со спиртовым запахом Плотность при температуре 20 0С, кг/м3 920  1100 Динамическая вязкость при температуре 20 0С: АКОР МА, мПа· с, не более АКОР МГ, мПа· с, не более 10 150 Температура замерзания продукта, 0С, не выше минус 50

Способность образовывать с водой однородную систему не расслаивающаяся жидкость. Время гелеобразования при температуре (70 ± 5) 0С в соотношении АКОР МА ( АКОР МГ) : вода =1:2, 1  6 ч. Количество осадка после разбавления водой в соотношении АКОР МА (АКОР МГ) : вода =1:2, об.дол. %, не более 5. Примечание: при хранении продукта в стальной таре допускается наличие осадка не более 5 об.дол. %, а также изменение цвета до желтозеленого. В присутствии воды тампонажные материалы гидролизуются с образованием в начале жидких водорастворимых продуктов, которые затем, проходя стадию гелеобразования, отверждаются. Условия хранения: водоизолирующие составы АКОР хранят в специализированных емкостях, контейнерах или бочках при температуре окружающего воздуха не выше плюс 400С на спланированных площадках, защищенных от воздействия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

8.Требования к водоизолирующим композициям и пути совершенствования водогазоизоляционых работ.

Для эффективного проведения РИР водоизоляционные композиции должны:

 обладать высокой фильтруемостью в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и толщины (2 м и более);

 обладать регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками, что обеспечит равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов;

  быть гомогенными и отверждающимися по всему объему;

  иметь регулируемыми сроки отверждения;

 быть способными образовывать водогазоизолирующий экран в широком диапазоне температур и давлений;

  обладать стойкостью к воздействию пластовых флюидов;

 сохранять стабильность компонентов при хранении.

10.Цементирование без пакера. (14.Способ Байбакова.)

В эксплуатационную колонну до нижних перфорационных отверстий спускают насоснокомпрессорные трубы (НКТ). На верхний конец НКТ навинчивают цементировочную головку с манометрами, а затрубное пространство герметизируется превентором. В НКТ закачивают воду, промывают скважину, а затем закрывают кран на выкиде превентора, нагнетают воду через, отверстия и тщательно промывают каналы в цементном камне. Если интенсивность поступления воды мала, предварительно закачивают водную порцию ингидированной соляной кислоты. Дают выдержку 1015 ч., а затем промывают. В некоторых случаях делают вызов притока.

После очистки определяют интенсивность заколонной циркуляции по скорости нагнетания и давлению на устье.

Затем закачивают расчетный объем тампонажного раствора. Закачку производят под избыточным давлением 0,20,5 МПа. Как только нижняя граница тампонажного раствора подойдет на 100150 м к нижнему концу НКТ кран на выкиде превентора закрывают, а тампонажный раствор через отверстия в обсадной колонне вытесняют в заколонное пространство. При вытеснении тампонажного раствора давление растет, скорость вытеснения по мере роста давления снижают. Процесс вытеснения прекращают, как только верхняя граница тампонажного раствора приблизится на 100150 м к нижнему концу НКТ, либо давление поднимается до предельно допустимого для обсадной колонны. После этого НКТ поднимают так, чтобы нижний конец их оказался на 10  15 м выше верхних отверстий и обратной циркуляцией вымывают излишки цементного раствора. После затвердевания разбуривают цементный стакан и проверяют герметичность колонны.

В общем, указанный процесс совпадает со способом Байбакова, который может успешно использоваться.

11.Цементирование с извлекаемым пакером.

В обсадную колонну спускает колонну НКТ с пакером. Если горизонт, из которого поступает жидкость в продуктивный пласт, расположен ниже, то пакером герметизируется участок обсадной колонны в сечении между эксплуатационным фильтром и верхними отверстиями, пробитыми над водоносным горизонтом. После пакеровки в НКТ нагнетают воду, которая проходит через отверстия в обсадной колонне ниже пакера, поднимается по каналам в цементном камне до продуктивного пласта и через отверстия фильтра в межколонное пространство выше пакера, После тщательной промывки закачивают необходимый объем там тампонажного раствора и вытесняют его в затрубное пространство. Затем освобождают пакер и приподнимают его на

10  15 м выше фильтра. В период промывки и последующего схватывания на устье поддерживают постоянное давление.

Если целью РИР является ликвидация притока в продуктивный пласт из верхнего пласта, то отверстия в обсадной колонне прибивают несколько выше кровли продуктивного пласта против непроницаемых пород, а пакер устанавливают выше верхних отверстий.

При ремонтном цементировании с пакером наибольшее давление в период вытеснения тампонажного раствора не должно превышать предельно допустимого для НКТ. Онo всегда должно быть меньше давления разрыва пород на участке перфорации.

После затвердения тампонажного раствора трубы с пакером поднимают; цементный камень разбуривают.

12.Цементирование с неизвлекаемым пакером. 13.Создание цементного экрана.

Операция отличается от рассмотренной тем, что после вытеснения тампонажного раствора пакеровку не нарушают, а колонну НКТ вращением вправо отделяют от пакера, приподнимают и после тщательной промывки обратной циркуляцией извлекают на поверхность.

При РИР разделительные пробки не применяются, поэтому имеется вероятность смешивания тампонажного раствора с промывочной и продавочной жидкостями, что следует учитывать.

Создание цементного экрана

В эксплуатационных скважинах для предотвращения преждевременного прорыва воды в продуктивные пласты создают разобщающиеся цементные экраны. Для этого спускают НКТ с пакером, который устанавливают несколько выше водонефтяного контакта (ВНК) и с помощью гидроструйной перфорации создают горизонтальную трещину, в которую, задавливает 50100 м3 нефтяной смеси, либо вязкой нефти, либо гидрофобной водонефтяной эмульсии стабилизированной ПАВ. Для предотвращения смыкания трещин после стравливания давления в последнюю порцию добавляют 12 т крупнозернистого песка. После задавливания смеси с песком в трещину колонну НКТ на устье герметично закрывают и скважину оставляют в покое на сутки. Затем давление стравливают, освобождает пакер и скважину промывают водой.

По окончании промывки нижний конец НКТ устанавливают выше трещины гидроразрыва, задавливают в трещину максимально возможный объем тампонажного раствора, восстанавливает обратную циркуляцию, промывают обсадную колонну и скважину оставляют в покое. После затвердевания оставшийся цементный камень разбуривают с таким расчетом, чтобы искусственный забой оказался хотя бы на 12 м выше созданного в трещине экрана, и проверяют герметичность снижением уровня.

Задавливаемый в трещину тампонажный раствор должен образовывать экран радиусом 30  50 м. Столь глубокое продвижение возможно при использовании раствора максимальной водоотдачи либо раствора на промывочной и продавочной жидкостей порциями безводной углеводородной жидкостью.

15.Цементирование зон поглощений.

Наиболее распространенный способ изоляции зон поглощений это цементирование интервала поглощения быстротвердеющими композициями. Существует несколько разновидностей цементирования поглощающих зон.

К первой группе относят способы цементирования без предварительного разобщения зоны поглощения от других интервалов. В этом случае в скважину спускают колонну бурильных труб, нижний открытый конец которой устанавливаю несколько выше кровли поглощающего горизонта и в скважину закачивают порцию тампонажного раствора в объеме, достаточном для заполнения участка ствола длиной немного выше зоны поглощения, а также для заполнения каналов в поглощающем пласте. Тампонажный раствор продавливают из труб продавочной жидкостью. Объем ее выбирается из условия, что в момент, когда верхняя граница тампонажного раствора окажется выше кровли поглощающего интервала давление на пласт стало равно пластовому в этой зоне. После закачки продавочной жидкости бурильные трубы поднимают из скважины. Целесообразно производить закачку продавочной жидкости порциями с подъемом бурильных труб.

Ко второй группе относятся разновидности цементирования с предварительным разобщением зоны поглощения от других проницаемых пород с помощью различных пакеров и разделительных пробок. По кавернограмме находят участок ствола с нормальным диаметром близ кровли поглощающего пласта. В скважину до этого участка спускают колонну бурильных труб, на нижнем конце которой подвешен разбуриваемый пакер. Производят распакеровку. Закачивают определенный объем тампонажного раствора. Отсоединяются от пакера и трубы поднимают. Пакер препятствует перетоку жидкости из верхних напорных горизонтов в зону поглощения.

В случае, когда интенсивность поглощения велика в рассматриваемую зону намывают грубозернистый закупоривающий материал и таким образом добиваются снижения интенсивности поглощения.

Если имеется несколько интервалов поглощения их можно изолировать последовательно снизу вверх, отделяя последующий от предыдущего разбуриваемым пакером: при этом к цементированию последующей можно приступить по окончании цементирования предыдущей не ожидая затвердевания раствора. После затвердевания пакер и цементный камень разбуривают. Качество изоляции оценивают путем опрессовки соответствующей зоны. Если порознь зацементировано несколько зон, опрессовывают их порознь сверху вниз, после разбуривания пакера и камня против соответствующей зоны, но до разбуривания пакера нижерасположенной зоны.

Для опрессовки в скважину спускают бурильные трубы с гидравликомеханическим пакером, который устанавливают над исследуемой зоной Опрессовку целесообразно проводить глинистым раствором с малой водоотдачей, создавая на стенки скважины наибольшее давление, которое может возникнуть при последующих операциях. Качество изоляции можно считать удовлетворительным, если объем жидкости, который приходится подкачать в трубы для поддержания постоянства опрессовочного давления за время опрессовки, не превосходит существенных потерь обусловленных водоотдачей.

16.Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации зон поглощений.

    В промысловой практике широко используются  три технологические схемы ликвидации поглощений:

 закачивание в зоны ухода бурового раствора тампонажных смесей;

 намыв в эти зоны инертных наполнителей;

 намыв наполнителей с последующим закачиванием тампонажных смесей.

Выбор способа ликвидации поглощения, типа материалов и их количество осуществляют на основании характеристик поглощающего пласта – интенсивности поглощения, глубины расположения и толщины пласта, направления и  интенсивности  перетоков по стволу, размеру и формы трещин.

Тампонажные смеси подбирают по структурномеханическим реологическим показателям, основные из которых: подвижность, сроки схватывания, время загустевания, водоудерживающая способность, плотность и прочность.

Для изоляции зон поглощений используют смеси на основе вяжущих веществ, полимеров и на глинистой основе.

В зависимости от начальных структурно механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты.

К растворам относятся смеси с незначительной начальной прочностью структуры (0,30,8 кПа), имеющих хорошую текучесть (растекаемость не менее 1315 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещенноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощений.

К тампонажным пастам относят нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся  начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Пасты эффективны при изоляции зон интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещенноватым и кавернозным породам.

Быстросхватывающиеся смеси (БСС)

Готовятся на оснве портландцементов введением в цементные растворы ускорителей схватывания  хлорида кальция СаСI2, кальцинированной соды Na2CO3, углекислого калия K2CO3 (поташ), хлорида алюминия AICI3, хлорида натрия NaCI, фтористого натрия NaF, каустической соды NaOH, жидкого стекла Na2SiO3, сернокислого глинозема AI2(SO4)3 и др.

При приготовления  БСС на основе тампонажного портландцемента ускорители схватывания вводят в воду затворения или в затворенный цементный раствор. Порошкообразный ускоритель можно смешивать с сухим тампонажным цементом. Количество вводимого ускорителя колеблется  в пределах от 210%. БСС обычно применяют в скважинах с температурой 50700С.

БСС могут быть получены на основе специальных цементов   глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццоланового.

Гипсовые растворы.

Для изоляции пластов с температурой 25350С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением замедлителя схватывания. Так как свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ выполнять анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей сроков схватывания используют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др.

Особенность гипсовых растворов  высокая скорость структурообразования, причем они сохраняют это свойство при  значительном содержании воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходят только при содержании воды более 160% от массы сухого гипса.

Гипсоцементные смеси.

Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Проницаемость гипсоцементного камня через 4 часа после затворения не превышает (59) •103 мкм2, а через 24 часа  0,5•103 мкм2.

Гипсоцементные растворы приготавливают смешиванием гипса и тампонажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешиванием раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента.

Так как гипсоцементные растворы обладают коротким периодом перехода  от тиксотропной коагуляционной структуры к прочной конденсационнокристализационной, они могут быть рекомендованы для перекрытия крупнокавернозных и сильнотрещиноватых поглощающих участков ствола скважины.

Глиноцементные растворы.

Глиноцементные растворы готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешиванием сухих компонентов с последующим их затворением или добавлением бентонита в цементный раствор. Наличие в смеси глинистых частиц способствует более быстрому росту структуры.

Гельцементы получают затворением тампонажного цемента на глинистом растворе плотностью 1,041,06 г/см3. Для получения густых гельцементных смесей в глинистый раствор добавляют  кальцинированную соду (2,53 кг на 1 м3 раствора).

Для изоляции зон интенсивных поглощений разработан глиноцементный тампонажный раствор с высоким показателем водоотдачи (ТРВВ). Получают путем смешивания цементного раствора низкой плотности 1,351,45 г/см3 и утяжеленного глинистого раствора плотностью 1,181,2 г/см3 в соотношении 1:2 (для более сложных зон поглощений 1:1).  Для повышения закупоривающей способности в тампонажные растворы добавляют инертные наполнители.  Для приготовления ТРВВ желательно использовать глинистый раствор не обработанный химическими реагентами понизителями водоотдачи. ТРВВ имеет высокие вязкость и показатель фильтрации, в результате чего фильтрат уходит в пласт, а проницаемая прискважинная зона закупоривается цементными, глинистыми частицами и наполнителем, вводимым в раствор. Закупоривающая способность ТРВВ будет пропорциональна объему наполнителя в смеси. ТРВВ рекомендуется применять в трещиноватых породах.

Нефтецементные растворы.

Особенное место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного  топлива. Основные преимущества этих растворов  несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (2025%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет  и, выделяя нефть (или другую основу  дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает в взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 2000С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при  температуре 1200С и давлении 30 МПа и схватываются в течение 2030 мин.

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют цемент, бентонит или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива (по 0,5 м3); объем смеси не должен превышать 5 м3.

Цементнополимерные растворы.

Эти растворы получают при введении в цементные растворы полимерных добавок, что позволяет улучшить свойства как растворов, так и тампонажного камня. Высокая термостойкость, непроницаемость полимеров улучшают их структурные свойства  и изолирующую способность. Важным качеством таких растворов является то, что их фильтрат обладает крепящими свойствами. Это способствует отверждению глинистой и сцеплению тампонажного камня со стенками скважины.

Разработана цементносмоляная композиция ЦСК1 состоящая из тампонажного цемента с добавкой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). Добавка ТЭГ1 до 6% от массы цемента и отвердителя до 20% от объема смолы. Для приготовления ЦСК1  в воду затворения последовательно водят смолу ТЭГ1 и отвердитель, а затем на этой жидкости затворяют цемент. Температура применения до 750С. Время загустевания регулируется количеством отвердителя и температурой, и ориентировочно составляет 120 до 400 часов. Растекаемость от 20 до 23 см. Прочность до 7 МПа  на изгиб, до 22 МПа  на сжатие.

17.Установка цементных мостов. 18.Требования, предъявляемые цементным  мостам.

Цементные мосты устанавливают в следующих целях:

 изоляция водонапорных и непродуктивных горизонтов при испытании и ликвидации скважин;

 возвращение на новый горизонт;

 изоляция зон поглощения или проявления;

 забуривание нового ствола;

 создание опоры для испытания пластов или секций обсадных труб;

 ликвидация каверн или желобных выработок.

К цементным мостам предъявляются определенные требования по долговечности, герметичности, прочности, несущей способности, а так же к высоте и глубине нахождения.

Те или иные требования основываются на конкретных геологотехнических условиях и обусловлены назначением моста.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории  мостов: испытывающих давление жидкости или газа и испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях.

Мосты, относящиеся ко второй категории, должны, помимо газоводонепроницаемости, обладать весьма высокой механической прочностью.

Анализ промысловых данных показывает, что на мосты могут создаваться давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН и возникают напряжения сдвига  на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробовании скважин с помощью испытателей пластов и других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне.

При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,150,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточно высота моста 1825 м. Наличие же на стенках колонны слоя бурового раствора толщиной 12 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига и увеличению необходимой высоты до 180250 м, с тем, чтобы обеспечить возможность приложения максимальной нагрузки.

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 36 МПа и одновременной промывке, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов.

При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявляется дополнительное требование по высоте. Это обусловлено тем, что прочность верхней части моста Н1 должна обеспечить возможность забуривания нового ствола с допустимой интенсивностью искривления, а нижняя часть Н0  надежную изоляцию старого ствола.

19.Основные осложнения, встречающиеся при установке цементных мостов (причины и мероприятия по предупреждению).

Осложнения при установке мостов    Наиболее характерные причины осложнений            Мероприятия по предупреждению осложнений

Повышение давления и прихват заливочных труб    Недостаточное содержание замедлителя схватывания или жидкости затворения  воды

Образование затрудняющих прокачивание зон смешения цементного раствора с буровым.

Подъем цементного раствора на значительно большую высот, чем проектная, вследствие смешения и образования застойных зон.

Загустевание цементного раствора при остановках циркуляции.

Образование застойных зон  цементного раствора при вымывании его избытка.

                Жесткий контроль за содержанием реагентов в жидкости затворения и процессом приготовления цементного раствора по плотности и расходу компонентов, приготовление всего объема раствора в осреднительной емкости.

Применение буферных жидкостей и разделительных пробок, проверка смесей на загустевание.

То же, а так же применение центраторов и эксцентриков.

Проверка рецептуры цементного раствора  по показаниям консистометра с учетом температуры и давления.

Цементирование, расхаживание колонны, применение легко разбуриваемых или отсоединяемых хвостовиков.

Низкая прочность или отсутствие цементного камня в проектном интервале установки моста.    Повышенное содержание замедлителя схватывания или воды в цементном растворе.

Смешение цементного раствора  находящейся с ним в контакте жидкостью и низкая точность его продавливания.

Подсос пластовых флюидов вследствие поршневого эффекта.

Наличие каверны или желобной выработки.               Жесткий контроль за приготовлением цементного раствора.

Учет потерь на смешение, компенсация неточности при продавливании, применение буферной жидкости, разделительных пробок и контролирующих устройств, контрольный замер внутреннего объема заливочной колонны.

Снижение вязкости и СНС бурового раствора, уменьшение зон смешения, снижение скорости подъема труб, применение отсоединяемого хвостовика.

Определение объема цементного раствора с учетом фактического диаметра скважины, применение гидромониторного устройства или эксцентриков.

Недостаточная несущая способность и негерметичность моста        Малая высота моста и недостаточное сцепление со стенками скважины.              Расчет высоты моста в соответствии с условиями его эксплуатации и техническими средствами для установки.

Газопроницаемость моста       Насыщение цементного камня пластовым газом вследствие контракции.                Предварительная установка над местом поступления газа механического пакера или закачка высоковязкой жидкости, введение в цементный раствор высоковязкой жидкости.

20.Особенности выбора рецептуры растворов вяжущих веществ для установки цементных мостов.

Некачественная установка цементных мостов или вообще их отсутствие, преждевременное схватывание раствора и другие факторы в определенной степени обусловлены неверным подбором рецептуры вяжущих веществ по срокам загустевания (схватывания) или отклонениями от подобранной  в лаборатории рецептуры, допущенными при приготовлении раствора.

Для уменьшения вероятности возникновения осложнений сроки схватывания, а при высоких температурах и давлениях сроки загустевания должны превышать продолжительность работ по установке мостов не менее чем на 25%.

В ряде случаев при подборе рецептур растворов не учитывают специфики работ, заключающихся в установке циркуляции для подъема колонны заливочных труб и герметизации устья.

В условиях высоких температур и давления сопротивление сдвигу цементного раствора, даже после кратковременных остановок (1020 минут) циркуляции, может резко возрасти. Поэтому циркуляцию восстановить не удается и в большинстве случаев колонна заливочных труб оказывается прихваченной.

Вследствие этого при разработке рецептуры цементного раствора необходимо исследовать динамику загустевания на консистометре (КЦ3) по программе имитирующей процесс установки моста.

Условия исследования на КЦ  Продолжительность исследований

Tоп        Pоп        Вращение мешалки   

Нагрев до комнатной температуры до ТдинПовышение давления до Рдин            

Величины Tоп, Pоп  температура и давление при проведение опыта; Рдин, Рст  динамическое и статическое давление в зоне установки моста.

Время загустевания цементного раствора Тзаг должно соответствовать условию

Тзаг>Т1+Т2+Т3+1,5 (Т4+Т5+Т6)+1,2Т7

где Т1,Т2, Т3  затраты времени соответственно на приготовление, закачивание и продавливание цементного раствора в скважину;

Т4,Т5,Т6  затраты времени на подъем колонны заливочных труб до места срезки моста, на герметизацию устья и производство подготовительных работ по срезке моста;

Т7  затраты времени на срезку моста.

По аналогичной программе необходимо исследовать смеси цементного раствора с буровым в соотношении 3:1, 1:1, 1:3 при установке цементных мостов в скважинах с высокими температурой и давлением.

Успешность установки цементного моста в значительной степени зависит от точного соблюдения подобранной в лаборатории рецептуры при приготовлении цементного раствора. Здесь главные условия  выдерживание подобранного содержания химических реагентов в жидкости затворения и водоцементного отношения.

21.Изоляция сквозных дефектов в технических эксплуатационных колоннах. Рекомендуемые технологии.

Изоляцию  сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

 При наличии  в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

При приемистости 0,5 м3/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

 При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

 На период отверждения тампонажного материала  скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

 Определяют  местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

 Перекрытие  дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

 Оценка  качества работы:

При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

 Установка стальных пластырей

 Пластырь  из тонкостенной  трубы  ст10 с  толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 78 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

 Предусматривается следующая последовательность операций:

После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

Устанавливают в обсадной колонне на 50100 м выше интервала перфорации цементный мост.

При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

геофизическими методами — интервал нарушения;

поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

боковой гидравлической печатью ПГ2 (ТУ 39110686) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ

Производят шаблонирование обсадной колонны:

в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ1 соответствующего диаметра.

Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

 Сборку  и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольногофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

 Дорны и  многолучевой продольногофрированный  пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39010846679.

 Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

 Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

 При работе на загрязненных жидкостях целесообразно  над дорном устанавливать пескосборник.

 Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

 Наружный  периметр продольногофрированных  заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

 На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольногофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

 Технология  установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

на устье скважины собирают дорн с продольногофрированной трубой;

дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 45 раз;

не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;

поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

 Оценку  качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.

22.Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации сквозных дефектов колонн.

23.Тампонажные материалы, применяемые для ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн.

 В зависимости от начальных структурно механических свойств смеси условно подразделяют на растворы и пасты.

К растворам относятся смеси с незначительной начальной прочностью структуры (0,30,8 кПа), имеющих хорошую текучесть (растекаемость не менее 1315 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещенноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощений.

К тампонажным пастам относят нерастекаемые, но прокачиваемые массы, характеризующиеся  начальной пластической прочностью свыше 0,8 кПа. Пасты эффективны при изоляции зон интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещенноватым и кавернозным породам.

В зависимости от компонентного состава тампонажные смеси могут быть твердеющими и нетвердеющими.

Твердеющие смеси на основе вяжущих и полимеров в результате отверждения в поглощающем пласте образуют тампонажный камень, обладающий достаточной механической прочностью.

Нетвердеющие смеси на глинистой основе представляют собой высоковязкие изолирующие тампоны, обладающие высокой конечной пластической прочностью.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

•             В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

•             Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

24.Требования, предъявляемые к тампонажным материалам при ликвидации каналов с малой пропускной способностью.

 тампонажная смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять ее в течение времени, необходимого для закачивания и продавливания ее в каналы поглощающего пласта

 плотность смеси должна быть близкой к плотности бурового раствора, что в меньшей степени нарушает равновесие в системе «скважина – пласт»;

 скорость схватывания, а так же пластическая прочность смеси должны легко регулироваться;  начало схватывания смеси должно превышать время, необходимое для проведения операции по закачиванию ее в пласт на 2025 %, но не менее чем на 1015 минут;

 тампонажный раствор и камень из него должны обладать достаточно высокими адгезионными свойствами к породе, металлу, фильтрационной корке;

 должны образовывать безусадочный камень;

 смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении, имеющихся в скважине;

 смесь не должна размываться пластовыми водами;

 после закачивания в зону поглощения смесь должна быстро схватываться  и приобретать за короткий срок достаточную прочность: не менее 0,51,4 МПа при испытании образцов и сжатие через 816 часов.

25.Цели и задачи РИР при наращивании цементного кольца за колонной.

Цементное кольцо за незацементированной обсадной колонной наращивают 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.

Тампонажный состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямое тампонирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное тампонирование).

Выбор способа тампонирования осуществляют после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.

26.Углеводородные цементные растворы.

Особенное место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного  топлива. Основные преимущества этих растворов  несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (2025%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет  и, выделяя нефть (или другую основу  дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает в взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти  всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего смешения применяют высокодействующие ПАВ: кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, асидол, нафтенат кальция и др.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 2000С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при  температуре 1200С и давлении 30 МПа и схватываются в течение 2030 мин.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси для ликвидации поглощений в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель  схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и другие материалы. В отдельных случаях в Нефтецементные растворы можно водит наполнители   песок, глину, улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют цемент, бентонит или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива (по 0,5 м3); объем смеси не должен превышать 5 м3.

27.Полимерные тампонажные материалы.

Низкая эффективность РИР связанных с использованием суспензий минеральных вяжущих веществ, тампонажного цемента, шлака, гипса и их модификаций привела к разработке тампонирующих смесей на базе органических вяжущих материалов, так называемых полимерных тампонажных материалов (ПТМ).

Они могут быть приготовлены в виде истинных растворов, а так же растворов содержащих их твердую фазу; иметь практически любую вязкость – от единиц до десятков и сотен миллипаскальсекунд.

Полимерные тампонажные растворы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ:

 небольшая плотность тампонирующей смеси;

 хорошая адгезионная способность по отношению к различным телам;

 широкий диапазон регулирования времени схватывания;

 высокая фильтрационная способность;

 отсутствие проницаемости тампонажного камня;

 устойчивость к различного вида коррозии.

Смолы представляют собой высокомолекулярные органические вещества (полимеры). Они используются при борьбе с поглощениями.

Получение синтетических  смол  сводится к превращению исходных низкомолекулярных веществ в высокомолекулярные.  При этом может протекать реакция полимеризации или поликонденсации.

Полимеризация – процесс соединения большого числа молекул низкомолекулярных веществ в одну большую макромолекулу высокомолекулярного вещества.

Поликонденсация – это процесс образования высокомолекулярного вещества, происходящий с выделением побочных продуктов: воды, аммиака, хлористого водорода и др.

Из большого числа полимеров наиболее широко  применяются водорастворимые смолы.  Однако наиболее перспективными являются водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины и в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, благодаря чему сохраняются исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора

Применяют  карбамидные смолы – продукты конденсации мочевины с формальдегидом; фенолформальдегидные смолы – продукт конденсации альдегидов (главным образом формальдегидов) с фенолами; акилрезорциновые смолы. 

Тампонажные смеси на основе синтетических смол оцениваются плотностью, вязкостью, растекаемостью, началом загустевания (гелеобразования), временем твердения или началом полимеризации и концом полимеризации. Тампонажный камень – прочностными характеристиками.

28. Отверждаемые глинистые растворы.

ОГР получают введением в глинистый раствор фенолформальдегидных смол с отвердителями. В качестве отвердителя применяют формалин, параформ, минеральные кислоты. В процессе перемешивания состава в среде глинистого раствора при реакции поликонденсации формируется полимерная пространственная сетка, в которой глинистый раствор играет роль наполнителя. Раствор и его фильтрат заполняет изолируемую полость и превращается в пластмассу, а твердая фаза, кольматируя каналы перетоков, твердеет и герметизирует их. После отверждения состав дает довольно прочный тампонажный камень.  Предназначается  для изоляции зон поглощений  при температурах от 15 до 80 0С. 

ОГР обладает рядом преимуществ:

 высокая коррозионная стойкость к термосолевой агрессии и водогазопроницаемость при сравнительно высокой механической прочности тампонажного камня;

 способность обеспечивать монолитную связь тампонажного камня со стенками скважины при наличии на стенках даже рыхлых фильтрационных  корок;

 низкая плотность, что облегчает технологию работ и уменьшает расход смеси при тампонировании.

 наличие наполнителя повышает деформативность пластмассы и уменьшает усадочные явления в камне.

 высокая седиментационная устойчивость

Недостатком является токсичность фенолов и отвердителей.

29.Гидрофобный тампонажный материал.

Состав представляет собой алкилрезорциновую эпоксифенольную смолу (АЭФС), поставляемую в металлических бочках вместимостью 200 л. комплектно с отвердителем полиэтиленполиамином (ПЭПА). 

Представляет собой гидрофобный тампонажный материал ГТМ3 – однородная темнокоричневая жидкость       без осадка. Отличительная способность ГТМ3:

 его гидрофобность в исходном и отверждаемом состоянии;            

 способность отверждаться  в пресной и пластовых водах, нефти, органических жидкостях (бензол, ацетон, толуол и т.д.) при температуре в пределах от 5             до +80 0С;

 нулевая водоотдача;

 малые исходные вязкость и плотность;

 хорошая способность поникать в наиболее проницаемые и трещиноватые участки изолируемого пласта, являющиеся путями поступления пластовой воды в скважину;

 коагуляция при смешивании с пресной или пластовой водой с образованием отверждающейся высоковязкой, малотекучей, упругопластичной массы;

 легко регулируемая плотность (в пределах 1050 – 1650 кг/м3) раствора за счет хорошего совмещения, как с активными, так и инертными наполнителями (цемент, песок);

 возможность регулирования сроков схватывания  в пределах 1,6 – 2,5 часа за  счет изменения концентрации отвердителя;

 повышенная стойкость камня (сформированного из ГТМ3 и цемента) к воздействию агрессивных сред во времени, упругоэластичные и безусадочные его свойства, более высокая прочность, лучшие адгезионные свойства (в 35 раз превосходит камень из чистого цементного раствора);

 хорошее сцепление отвержденной смолы с поверхностью породы, метала труби старого цементного камня, смоченного пластовой водой                и нефтью.

Сроки загустевания регулируются изменением содержания отвердителя, который вводится в состав смолы непосредственно перед закачиванием  в скважину в количестве 0,55 % от количества смолы.

Для приготовления тампонирующего состава в специальную емкость или мерник ЦА набирают расчетный объем АЭФС и при круговой циркуляции через 810 мин равномерно вводят необходимое количество отвердителя ПЭПА. После перемешивания в течение 510 минут состав готов к применению. Так как при контакте с водой АЭФС коагулирует, то перед приготовлением смеси емкость или мерник ЦА, насосы и манифольд  необходимо промыть нефтью или дизельным топливом. При закачке АЭФС в скважину эти же жидкости используются в качестве буферных.

30.Цементносмоляные композиции.

Смесь на основе резорциноформальдегидной смолы ФР12  с отвердителем типа формалин или пароформ рекомендуется для изоляции «сухих» поглощающих горизонтов, так как во время затвердевания смолы, а так же качество затвердеваемого материала в значительной мере зависят от степени разбавления ее водой.

По свойствам синтетические смолы и отвердители различных партий могут отличаться друг от друга. Формалин, в частности довольно быстро стареет; уротропин может гидратировать влагу из воздуха и в зависимости от условий хранения изменять свои свойства. Поэтому каждая операция при проведении РИР должна тщательно готовиться. Проводиться в полном объеме лабораторный анализ исходных компонентов и полученной смеси.

Недостатки присущие материалам при использовании органических вяжущих материалов:

 большая зависимость сроков отверждения вяжущего материала от температуры и исходных компонентов и окружающей среды;

 усадка продукта отверждения в минерализованной пластовой воде;

 смолы и формалин являются токсичными жидкостями, что создает определенные трудности при проведении изоляционных работ на скважинах.

31.Приборы и оборудование для определения технологических характеристик тампонажных материалов.

Водоотдача опред.прибором ВМ6 при давлении 0,1 МПа и комнатной температуре.

Седиментационную устойчивость (водоотделение) определяют с помощью мерных цилиндров (250 мл).

Для измерения прочности используют приборы: прессы гидравлические, МИИ100, приборы типа «Бетон» (неразрушающий контроль), импортные аналоги.

Изменение консистенции (времени загустевания) определяют с помощью специальных приборов – консистометров.

КЦ3 или импортные аналоги – анализаторы времени загустевания тампонажных растворов при высоких температурах и давлении.

КЦ5 или импортные аналоги – анализаторы времени загустевания тампонажных растворов при температурах до 900С и атмосферном давлении.

32.Основы техники безопасности при РИР в скважинах.

Комплекс подготовительных работ перед проведением РИР включает в себя следующее:

Необходимо подготовить площадку размером не менее 20 х 20 метров для размещения и расстановки техники.

В скважину спускают только прошаблонированные технологические НКТ.

При спуске НКТ в скважину обязательно производится тщательный их замер с занесением в журнал меры труб, где фиксируется:

     дата замера, оборудование низа колонны НКТ, диаметр НКТ;

     мера НКТ (поштучно и в нарастании);

     подпись бурильщика и мастера.

После спуска в скважину опрессовать колонну НКТ с использованием специального опрессовочного узла (ОУ) или опрессовочного клапана (согласно утвержденного регламента).

Заполнить скважину однородной по составу и плотности жидкостью. Переток жидкости из трубного и затрубного пространства не допускается.

Проверить наличие и исправность противовыбросового оборудования.

Определить приемистость скважины (согласно утвержденного регламента).

Заявка на проведение изоляционных работ должна быть передана в ЦИТС не менее чем за 12 часов. Подтверждение или перенос заявки производится не менее чем за 4 часа.

Ответственность за организацию подготовки скважины к проведению РИР несет мастер бригады.

Изоляционные работы проводятся по утвержденному технологическому плану главным технологом, с указанием ответственного за проведение работ.

Ответственный за проведение изоляционных работ лично проверяет:

     наличие в нужном количестве компонентов изоляционного состава, результаты анализа применяемого тампонажного материала, а также жидкости для затворения и продавки. (При использовании цемента в качестве тампонажного материала необходимо учитывать, что если со дня проведения анализа и выбора рецептуры до начала цементирования прошло 10 суток, то рецептуру и анализ следует подвергнуть контрольной проверке и в случае необходимости  корректировке. Цемент, хранившийся в цементносмесительных машинах более 2 суток подлежит перебункировке.);

     готовность спецтехники и дополнительного оборудования, а также правильность обвязки устья скважины (схема обвязки прилагается), ее герметичность, наличие и исправность ареометра;

     компоновку и меру инструмента;

     состояние и работоспособность ИВЭ50 (ГИВ6);

     свободный ход и вес колонны НКТ;

     наличие и исправность приспособления для герметизации устья скважины и задвижки.

При проведении РИР состав вахты должен быть полным.

Перед проведением работ производиться опрессовка нагнетательной линии на 1,5 кратное рабочее давление, восстановление циркуляции и контрольный замер приемистости.

Освещенность при работе в темное время суток должна соответствовать правилам регламентированным СНИП230595 (74).

Перед проведением изоляционных работ с целью увеличения приемистости допускается проведение СКО (ГКО) на опрессованных НКТ не более 3х раз. При необходимости проведения дополнительной СКО (ГКО) НКТ опрессовываются повторно. В целях предотвращения потери приемистости, сократить до минимума время между СКО (ГКО) и проведением изоляционных работ. Опрессовки НКТ производяться только в случае использования фондовых НКТ.

В зимнее время в состав спецтехники включать ППУ.

Для обеспечения безопасности, до начала работ, проводится проверка состояния техники безопасности и внеочередной инструктаж с работниками, участвующими в операции, с записью в журнале. Объясняется цель работ, распределяются обязанности ИТР и рабочих, устанавливается порядок проведения операции. Спецтехника расстанавливается на расстоянии 25 м от устья скважины. Нагнетательные линии опрессовываются по следующей схеме:

     без пакера опрессовка производится на 1,5 кратное давление от рабочего или давления опрессовки э/колонны.

     с пакером опрессовка производится на максимально допустимое давление при РИР – 250 атм.

1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
У каждого что-то есть от птиц и животных. У меня - крылья, у мужа - рога.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Обратите внимание, шпаргалка по прочим предметам "Цели и задачи ремонтного цементирования", также как и все другие рефераты, курсовые, дипломные и другие работы вы можете скачать бесплатно.

Смотрите также:


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru