Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж

Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

n тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

n рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

n плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

n превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

n исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

n возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Освоение скважин (вызов притока)

После завершения бурения и крепления скважины, для обеспечения притока нефти и газа, продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом (вторичное вскрытие).

После этого скважину осваивают,т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

n промывка – замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью;

n поршневание (свабирование) – снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба).

n Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

Дата добавления: 2015-08-21