Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении

эксплуатации скважин после КРС по пеноцементной технологии приведены в табл. 3

Одним из факторов, определяющих успешность проведения операции цементирования, является правильный выбор буферного раствора, а при применении в условиях поглощений - пенного раствора. Выбор буферного раствора определяется, исходя из времени стойкости пены. Стойкость пенной системы должна быть достаточной для проведения всей операции цементирования как при строительстве скважины, так и при юдоизоляционных работах и КРС. Закачка буферной жидкости позволяет создать оторочку между пластовым флюидом и пеноцементным раствором. Кроме того, закачка аэрированной буферной жидкости создает дополнительное сопротивление в пласте, что уменьшает приемистость скважины. При движении в пласте буферная жидкость оказывает отмывающее действие. Со стенок проводящих каналов удаляются вещества, которые могут обладать пеногасящими свойствами. Другим сложным моментом является выбор продавочной жидкости. В условиях интенсивных поглощений, когда приемистость скважины более 800 м3/сут при нулевом давлении, использование в качестве продавочной жидкости технической воды может привести к ее поглощению. Поэтому для сильно дренированных пластов с целью снижения гидростатического давления в конце закачки пеноцемента нами используются аэрированные продавочные жидкости, например, вязкоупругие пенные составы (ВПС), способные сохранять устойчивость к разрушению в течение продолжительного времени. Разработанные нами некоторые рецептуры ВПС обладают стойкостью пены в течение более 10 сут. С применением пеноцементной технологии были проведены работы по креплению эксплуатационных колонн в скважинах Южно-Низевого и Макаръельского месторождений в условиях частичного поглощения промывочной жидкости при бурении продуктивных пластов. Скважины были введены в эксплуатацию с плановыми показателями.

В настоящее время в ООО «РИНКО АЛЬЯНС» продолжаются работы по совершенствованию рецептур тампонажных смесей. На основе тампонажного состава «КАРБОН-БИО» разработан новый состав «КАРБОН-БИО 2" с добавлением фракционного наполнителя размером 0,5-5 мм и стабилизирующих добавок. Коэффициент тампонирующей способности kT£ составляет около 3-4, что значительно выше, чем у «чистых» цементов (1,3-1,8). Работы по промышленному испытанию нового состава намечены в 2006 г.

Выводы

1. Пеноцементная технология является одним из основных технических решений проблемы восстановления герметичности крепи скважин в условиях поглощений.

2. Пеноцементная технология с использованием тампонажной смеси «КАРБОН-БИО» в сочетании с гидромагнитной обработкой может быть рекомендована при цементировании эксплуатационных колонн, капитальном ремонте скважин и использовании потокоот-клоняющих технологий в промытых зонах при разработке месторождений.

Другие материалы

Изменение газового состава атмосферы в прошлом и настоящем
А тмосфера – газовая оболочка Земли, именно благодаря атмосфере стало возможным зарождение и дальнейшее развитие жизни на нашей планете. Значение атмосферы для Земли колоссально – исчезнет атмосфера, исчезнет ...

Демографическая проблема в мире
В современную эпоху стремительный рост народонаселения оказывает возрастающее влияние, как на жизнь отдельных государств, так и на между-народные отношения в целом. В современном мире существует огромное количество проблем, таких как п ...