Недоподъем - тампонажный раствор
Cтраница 1
Недоподъем тампонажного раствора происходит не во всех скважинах. [1]
Недоподъем тампонажного раствора из-за возникающих в процессе цементирования поглощений отрицательно сказывается на состоянии эксплуатационной колонны. Последняя под действием ударных воздействий и переменных термических напряжений теряет герметичность и служит причиной заколонных проявлений. Отсутствие в заколонном пространстве цементного кольца одновременно обусловливает межпластовые перетоки в скважине, что недопустимо. В связи с этим наращивают цементное кольцо. [2]
В случае недоподъема тампонажного раствора в башмак предыдущей колонны и спуска обсадных колонн без устройств для герметизации затрубного пространства принимают, что оно герметизировано у устья. [3]
Таким образом, недоподъем тампонажного раствора на проектную высоту в данном случае объясняется прежде всего недостаточным его количеством, рассчитанным по полученной каверно-грамме. [4]
 |
Зависимость высоты недоподъема тампонажного раствора за промежуточной колонной от его количества по площадям Култак ( /, Бешкент ( 2 и Камаши ( 3. [5] |
На рис. 3 приведена зависимость высоты недоподъема тампонажного раствора за 219-мм промежуточной колонной от его количества в скважинах, пробуренных в пределах Бешкентского прогиба, где глубина спуска колонны и геологические условия приблизительно одинаковы. [6]
В литературе [7, 17, 26] имеются данные о недоподъеме тампонажного раствора за обсадной колонной и в других районах страны. Авторы данных работ считают, что одна из основных причин этого явления - отфильтрование части жидкой фазы тампонажного раствора. Однако известно [8], что уменьшение водоцементного отношения на 10 - 20 % приводит к резкому росту вязкости и сокращению сроков загустевания тампонажных растворов, которые вызывают значительный рост продавочных давлений, приводящий к частичному поглощению раствора и, как следствие, к его недо-подъему, что не отмечено авторами указанных работ. Не исключено, что причинами недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты в этих регионах являются поглощение, а также неучет изменения кавернозности во времени. [7]
Основные осложнения при креплении скважин следующие: недоподъем тампонажного раствора; межпластовые перетоки; флюидопроявления; недоспуск колонн. [8]
При цементировании скважин на Южно-Сургутском месторождении нередко отмечался недоподъем тампонажного раствора до проектных высот. Приведем пример цементирования двух скважин на этом месторождении. [9]
Анализ промысловых данных показал, что в заколонном пространстве большинства скважин отмечен недоподъем тампонажного раствора до устья, а в криолитозоне имеются значительные интервалы с плохим сцеплением цемента с обсадными трубами. Установлено, что основными причинами низкого качества крепления обсадных колонн в криолитозоне являются применение комбинированного способа цементирования, наличие больших каверн и несоответствие свойств тампонажных материалов геокриологическим условиям. [10]
Проведенный анализ показал, что основными осложнениями при креплении скважин в криолитозонах Западной Сибири являются: недоподъем тампонажного раствора до устья, негерметичность крепи, деформация обсадных колонн. Например, для Уренгойского месторождения до 50 % скважин имеют межколонные давления, а недоподъем тампонажного раствора до устья наблюдается у 67 % скважин. [11]
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. [12]
Анализ данных показал, что во многих нефтедобывающих районах страны качество разобщения пластов остается низким, о чем свидетельствуют газопроявления на устье, межпластовые перетоки флюидов, недоподъемы тампонажного раствора, а также многочисленные повторные операции при установке цементных мостов. [13]
Практический опыт цементирования скважин в ряде нефтедобывающих районов Советского Союза показал, что использование ПВС-ТР для обработки первой порции тампонажного раствора, закачиваемого непосредственно за буферной жидкостью, позволяет предотвратить обезвоживание основного объема тампонажного раствора, что обеспечивает снижение продавочного давления на 15 - 20 % и способствует предотвращению недоподъема тампонажного раствора. [14]
Неудовлетворительная очистка раствора, отсутствие при спуске колонн промежуточных промывок часто являются главными причинами повышения давления, поглощений и низкого качества цементирования. При наличии зон поглощений наблю-дается недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты. Установлено, что в скважинах в таких случаях образуются рыхлые корки толщиной 20 - 30 мм и более. [15]
Страницы: 1 2