Негерметичность цементного кольца скважины

Обновлено: 07.07.2024

Ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца.

Основная причина нарушения обсадных колонн—коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерметичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб.

Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с завышенными водоцементными отношениями.

Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляционных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально созданных отверстий. Для этого в скважину спускают НКТ до уровня нижней границы предварительно созданного цементного (смоляного) стакана (моста). Затем прокачивают расчетный объем раствора, проталкивают и вытесняют его в кольцевое пространство до выравнивания уровней в трубах и кольцевом пространстве. Дальше трубы поднимают на высоту оставляемого в колонне цементного стакана, вымывают излишек раствора (проводят контрольную срезку) и задавливают изоляционный материал за колонну. Тогда герметизируют скважину на время, необходимое для отверждения изоляционного материала, разбуривают мост (пробку) из отвержденного изоляционного материала, перфорируют пласт и осваивают скважину. При этом возможно использование извлекаемого или неизвлекаемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли перфорированного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве.

Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополнительную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне.

С целью повышения проникающей способности цементных суспензий их затворяют на нефти (нефтецементные суспензии) или «облагораживают» вводом специальных добавок (диэтиленгликольаэросил, метоксиаэросил и др.).

Отключение отдельных пластов.

Различие геолого-физических характеристик пластов (коллекторские свойства, толщина) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

Отключение отдельных пластов может быть достигнуто созданием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установкой «летучек»—перекрытием интервала отключаемого пласта трубой меньшего диаметра с последующим цементированием или продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов—еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста).

При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резинометаллические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с.

Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.

В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пластах необходимо создание искусственных экранов-блокад либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампонирующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Ремонтные работы и внутрискважинные Исправление негерметичности цементного кольца

Исправление негерметичности цементного кольца

Исправление негерметичности цементного кольца. Последовательность работ:

·Производят глушение скважины

·Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

·Поднимают НКТ и скважинное оборудование

·Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

·Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

· величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

· глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

· температуру и пластовое давление;

· тип горных пород;

· содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

· химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

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

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

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

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

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

· при приемистости менее 1,5 м3/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

· при приемистости скважины до 2 мз/(ч•МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

· при приемистости более 2 м3/(ч • МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

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

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50—100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

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

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую — обратным.

В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей.

Добыча нефти и газа

Исправление негерметичности цементного кольца

Исправление негерметичности цементного кольца. Последовательность работ:

·Производят глушение скважины

·Поднимают НКТ и скважинное оборудование

·Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

· величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

· глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

· температуру и пластовое давление;

· тип горных пород;

· содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

· химический состав изолируемого флюида.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

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

· при приемистости менее 1,5 м3/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Негерметичность цементного кольца становится причиной движения жидкости по каналам и трещинам в цементном кольце, по пространству между цементным кольцом и эксплуатационной колонной или горными породами. [1]

Негерметичность цементного кольца кондуктора и вскрытых бурением пяти и более метров горных пород ниже башмака кондуктора, и всего разреза до покрышки залежи, которые не выдерживают давления испытания. [2]

Первоначально негерметичность цементного кольца определяется только по косвенным признакам: изменение дебитов нефти, содержания воды, ее плотности и состава в нефтяной продукции, а также увеличение приемистости при уменьшении давления закачки воды в нагнетательной скважине. [3]

Практически негерметичность цементного кольца обнаруживается только после возникновения заколонных перетоков флюидов. Такое положение обусловливает необходимость разработки эффективных способов оценки полученной информации в результате промыслово-геофизических исследований и приборов с высокой разрешающей способностью. [4]

Основной причиной негерметичности цементного кольца - низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с завышенными водоцемент-ными отношениями. [5]

Основной причиной негерметичности цементного кольца является низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено [ ЗО ] применением нестандартного цемента, например залежавшегося, без определения его активности, а также приготовлением цементных растворов с завышенными водоцементными факторами. [6]

Одной из причин появления негерметичности цементного кольца за обсадной колонной является образование микротрещин в камне, возникающих при опрессовке высоким избыточным давлением технической по всей протяженности колонны от забоя до устья. [7]

Необходимость проведения ремонтно-восстановительных работ по исправлению негерметичности цементного кольца ( ликвидация межпластовых перетоков) вызвана несоответствием качества цементирования эксплуатационной колонны условиям эксплуатации скважины. Несоответствие качества является следствием некачественного цементирования и разрушения цементного кольца в процессе эксплуатации скважины. [8]

При применении цементных растворов для исправления негерметичности цементного кольца необходимо применять меры по улучшению их проникающей способности в мелкие каналы и трещины в цементном кольце. С этой целью в цемент добавляют реагенты - понизители водоотдачи цементных растворов, такие как КМЦ и гипан, в количестве 0 5 - 2 0 % ( по массе) к массе цемента. В качестве ускорителей схватывания применяют хлористый кальций, хлористый натрий и кальцинированную соду в количестве 1 - 3 % ( по массе) к массе цемента. Для горячих скважин те же КМЦ и гипан в количестве ОД-08 % ( по массе) используют как замедлители схватывания. [9]

При применении цементных растворов для исправления негерметичности цементного кольца необходимо применять меры по улучшению их проникающей способности в мелкие каналы и трещины в цементном кольце. С этой целью в цемент добавляют реагенты - понизители водоотдачи цементных растворов, такие как КМЦ и гипан, в количестве 0 5 - 2 0 % ( по массе) к массе цемента. В качестве ускорителей схватывания применяют хлористый кальций, хлористый натрий и кальцинированную соду в количестве 1 - 3 % ( по массе) к массе цемента. Для горячих скважин те же КМЦ и гипан в количестве 0 1 - 0 8 % ( по массе) используют как замедлители схватывания. [11]

В статье исследуется влияние на кривые реагирования негерметичности цементного кольца в реагирующей скважине. Предлагается приближенное решение модельной задачи гидропрослуши-вания с учетом перетока газа из одного пласта в другой по негерметичному цементному кольцу. [12]

В связи со значительными искажениями q за счет скин-эффекта и негерметичности цементного кольца такие оценки сопряжены со значительными погрешностями. Поэтому для приближенной оценки ( JT и отбраковки непредставительных результатов испытаний выполнено следующее. [14]

На нефтяных промыслах накоплен большой опыт заливки: цементных растворов с целью устранения негерметичности цементного кольца за колонной. Этот метод заливки дает хорошие результаты как при изоляции верхних и нижних вод, так в ряде случаев; и промежуточных вод. Технологический процесс заливки состоит в следующем. После окончания всех подготовительных работ в скважину спускают заливочные трубы на 10 - 15 м выше верхних отверстий фильтра, через которые предполагают закачивать, цементный раствор. Затем восстанавливают циркуляцию и окончательно проверяют приемистость. Имеется в виду, что в ходе-подготовительных работ и проверки ствола была также определена приемистость скважины. По окончании этих предварительных операций приступают к прокачке цементного раствора. При-прокачке водо-цементного раствора в заливочные трубы очень, важно, чтобы раствор не оказался в кольцевом пространстве - - между эксплуатационной колонной и заливочными трубами. [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

За период 1975 - 1980 гг. при цементировании 50 тыс. м колонн отмечено 12 тыс. осложнений, основные из которых приходились на недоподъем тампонажного раствора, межпластовые перетоки, флюидопроявления, недопуск колонн. Это обусловило необходимость проведения большого объема ремонтных работ, средняя продолжительность которых составила 215 ч при стоимости ремонта 11 тыс. руб. В Главтюменнефтегазе она достигает 24 тыс. руб. Особенно тяжелое положение сложилось на Самотлор-ском месторождении, где только в 1981 г. в 65 % эксплуатационного фонда скважин имелись заколонные перетоки. В целом по стране 2 3 % скважин, находящихся в ремонте, требуют исправления негерметичности цементного кольца . [46]

Ремонтно-восстановительные работы также являются частью работ по капитальному ремонту скважин. Для достижения этой цели используются самые различные по технологии и эффективности методы. В рамках стоящих перед нами задач обобщения и распространения передового опыта представляется целесообразным выделить работы по исправлению негерметичности цементного кольца , устранению негерметичности эксплуатационной колонны, наращиванию цементного кольца за эксплуатационной колонной. [47]

Такие цементировки могут лишь на непродолжительное время затормозить поступление подошвенной воды в скважину при условии подъема цемента на значительную высоту в фильтровой части колонны. По мере повышения уровня подошвенной воды цементировки должны повторяться. Так как каждая цементировка сопровождается сокращением вскрытой мощности нефтенасыщенной части пласта, то добывание возможности скважины все время будут уменьшаться. Таким образом, совершенно очевидно, что если при обычных цементных заливках под давлением успешно устраняются водопроявдения, возникновение которых является причиной негерметичности цементного кольца за колонной, то в скважинах с монолитными пластами, которые обводняются подошвенной водой, такой способ цементировки не дает удовлетворительных результатов. [48]

Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газоводяного контакта. Тогда его устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газоводяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газоводяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. [49]

Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газо-водяного контакта. Последнее устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газо-водяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газо-водяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая мощность пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ - вода с достаточной точностью затруднительно. [50]

Скважина находится в центре продуктивного пласта и освоена под закачку для очагового заводнения после гидроразрыва. Профиль приемистости верхнего интервала построен через 25 см. Как видно из профиля приемистости, закачиваемая вода проникала против перфорации 1689 - 1690 м и в интервале 1681 - 1682 м, где колонна не перфорирована. Профиль дебита показывает, что вода выходит только в одном месте, также в неперфорированной части скважины. Это, видимо, объясняется тем, что колонна имеет нарушение выше интервала перфорации, которое соединено через негерметичность цементного кольца с верхними поглощающими горизонтами, где давление несколько выше давления столба жидкости. Поэтому при открытии скважины на излив закачанная вода выбрасывалась на поверхность. В продуктивном же пласте в связи с большими отборами нефти из окружающих скважин пластовое давление низкое и при открытии на излив нижний пласт не работал. [51]

Выше и ниже пакеров напротив перфорированных интервалов также были установлены манометры. Как видно из рис. 2 В, контрольный манометр четко регистрирует герметичность пакеров, а записи верхнего и нижнего совершенно идентичны ( рис. 2 А, С), то есть при откачке жидкости из верхнего интервала падает ее уровень и в нижнем, что свидетельствует о наличии гидродинамической связи между ними из-за негерметичности цементного кольца . Следует отметить, что результаты ИПТ по определению негерметичночсти цементного кояьца за колонной более достоверные, поскольку выполняются в условиях движения пластового флюида после создания определенного перепада давления. [52]

Выше и ниже пакеров напротив перфорированных интервалов также были установлены манометры. Как видно из рис. 2 В, контрольный манометр четко регистрирует герметичность пакеров, а записи верхнего и нижнего совершенно идентичны ( рис. 2 А, С), то есть при откачке жидкости из верхнего интервала падает ее уровень и в нижнем, что свидетельствует о наличии гидродинамической связи между ними из-за негерметичности цементного кольца . Следует отметить, что результаты ИПТ по определению негерметичночсти цементного кольца за колонной более достоверные, поскольку выполняются в условиях движения пластового флюида после создания определенного перепада давления. [53]

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливается на основе данных геофизических методов. Иногда при геофизических исследованиях в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения ГВК поэтапно опро-бывают снизу вверх. Этот способ оценки положения ГБК трудоемкий и требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорываться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части - образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая мощность пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно. [54]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Опыт ведения работ по капитальному ремонту скважин на УНГКМ показывает, что ликвидация заколонных перетоков и межколонных проявлений в газовых скважинах с применением общеизвестных технологий ( доворот эксплуатационных колонн, исправление негерметичности цементного кольца ) малоэффективна. Поэтому для решения этой проблемы требуются специальные методы и технологии с учетом того, что эксплуатационные колонны зацементированы до устья, а каналы в цементном кольце очень малы. [31]

Давление опрессовки цементного кольца устанавливается из расчета 20 кгс / см2 на 1 м высоты цементного кольца. В случае негерметичности цементного кольца проводится комплекс мероприятий по его исправлению. [32]

В 1963 году в Туймазанефти было исследовано с применением РГД сорок девять скважин. Этим прибором была установлена негерметичность цементного кольца в ряде скважин. [33]

Для установления возможности и самого факта существования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах могут и используются описанные методы выявления негерметичности цементного кольца в скважинах. Вместе с тем, в нагнетательных скважинах негерметичность цементного кольца , обусловливающая переток закачиваемой воды в непродуктивные пласты, может быть установлена и без проведения трудоемких геофизических исследований. [35]

Таким образом, по данным геофизических исследований возможной причиной обводнения скважины является негерметичность цементного кольца , хотя ее направление однозначно и не было определено. [37]

В исследуемой нами области метод АКЦ часто применяется в процессе проведения РВР по наращиванию цементного кольца как путем закачки цементного раствора через спецотверстия, так и через нарушения колонн. Следовательно, появляется необходимость применения метода АКЦ и после РИР по устранению негерметичности цементного кольца . Но наибольшее распространение указанный метод находит в процессе ликвидации скважин. [38]

РИР включают в себя работы по отключению отдельных обводненных интервалов пласта, отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца и наращивание цементного кольца за обсадными колоннами. Большинство из них разработано для ограничения притока попутно добываемой воды. [39]

Метод гамма-гамма-плотнометрии, применяемый для определения негерметичности колонн, основан на регистрации интенсивности излучения гамма-источника, проходящего через скважинную среду. Интенсивность регистрируемого излучения обусловливается поглощающими свойствами скважинкой среды и обратно пропорциональна плотности жидкости в стволе скважины. Поскольку причинами обводнения скважин Могут быть негерметичность цементного кольца и эксплуатационной колонны, данные исследований плотномером позволяют оценить техническое состояние добывающей скважины. [40]

В работе / I / исследуется влияние возможных отличий геометрии потока от плоской на кривые реагирования. С этой целью рассмотрены два крайних случая: плоско-радиальный и сферический приток. В настоящей работе исследуется влияние на кривые реагирования негерметичности цементного кольца в реагирущей скважине. Рассмотрим модельную задачу, имитирующую негерметичность цементного кольца в реагирущей скважине. Пусть в возмущающей и реагирущей скважинах вскрыт один и тот же проплае-ток А, ограниченный сверху и снизу глинистыми экранами. [41]

Но не только сложность процесса и условий обводнения определяет трудность борьбы с водопритокамй. Одним из основных сдерживающих факторов на этом пути является отсутствие достаточно эффективных и хорошо проверенных в промышленном масштабе методов селективного ограничения притока вод, а также широко доступных и недорогих материалов селективного воздействия на обводненный пласт. Укоренившиеся в литературе термины изоляция воды или изоляция притока воды следует понимать буквально лишь по отношению к таким мероприятиям, как восстановление негерметичности цементного кольца и отключение полностью обводнившихся пластав и пропластков. В остальных случаях возможно лишь ограничить приток воды; так как изолировать ее полностью при сохранении притока нефти нельзя и практической необхо-дидости в этом нет. [42]

Другим способом определения негерметичности цементного камня за ОК служит следующая технология. В скважине выше фильтра ( кровли пласта) устанавливают пакер и проводят закачку в ПЗП пресной воды. Устранение негерметичности цементного кольца может быть выполнено несколькими способами. [43]

Определение положения газоводяного контакта производится и поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной части и кончая газовой, с последующим перекрытием интервалов, вскрытых ранее. Этот способ оценки положения газоводяного контакта наиболее трудоемкий. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус и, наоборот, при опробовании газовой части - образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке положения газоводяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти за счет негерметичности цементного кольца за колонной. [45]

Устранение негерметичности обсадных колонн

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования МСЦ).

Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн ликвидирует каналы негерметичности в этих узлах тампонированием под давлением.

Также применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины.

В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель.

Применение раствора в данном случае запрещается.

Докрепление негерметичных резьбовых соединений экс. колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны.

Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Дополнительную колонну спускают внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое.

Иногда спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части экс.колонны остаются прежними.

Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера.

Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30-50 м выше верхнего дефекта в колонне.

Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций.

Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия.

Исправление негерметичности цементного кольца

Работы по изоляции скважины от проникновения чуждой верхней воды через дефект в экс.колонне осуществляют следующими способами:
Ø Заливкой водоцементным раствором через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного стакана.
Ø Заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора.
Ø Спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием.
Ø Спуском пакеров.
Работы по изоляции верхней воды, поступающей по заколонному пространству через отверстия фильтра, осуществляют:
Ø Заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или промывкой излишка раствора.
Ø Заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.

Для этих работ используют цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи и стабилизаторов. Место притока чуждой верхней воды определяют при помощи резистивиметра, дифманометра, электротермометра и гидроакустическими методами. Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины засыпают песком или устанавливают цементный мост над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

Читайте также: