22998 (761696), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

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.

Список литературы

1. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1980.-343 с.

2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.-311 с.

3. Барановский В.Д., Булатов AM., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. - М.: Недра, 1983. -С. 167-168.

4. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987. - 373 с.

5. Василенко И.Р. Особенности технологии крепления эксплуатационных колонн на многопластовых месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. -М., 2002.

6. Совершенствование методов обработки цементных растворов магнитным полем/И.Р. Василенко и др.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997. - № 3. - С. 42-43.

7. Патент РФ № 2117750 (RU 2117750 С1,6 Е 21 В 33/14). Способ обработки тампонажного раствора и устройство для его осуществления/И.Р. Василенко, В.И. Лесин.

8. Василенко И.Р., Иванов А.Н., Баишев А.Б. Совершенствование технологии крепления скважин//Тр. ин-та/ВНИИнефть. - 2002. -Вып. 127. -С. 84-89.

9. Василенко И.Р. Повышение качества надежности крепи при бурении и капитальном ремонте скважин в условиях вероятной биокоррозии на нефтяных месторождениях. В сб. Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2003 год. - М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2004. - С. 234-238.

10. Василенко И.Р. Временная инструкция по использованию пеноцементной технологии при водоизоляционных работах и восстановлении герметичности крепи скважин в условиях Р-С залежи Усинского месторождения. - М.: ОАО «ЛУКОЙЛ», 2004. -100 с.

Журнал «Нефтяное хозяйство» № 5, 2006

Характеристики

Список файлов статьи