- закачка второй порции буферной жидкости агрегатом 20 суммарной производительностью 8.2∙10-3 м3/с;
- закачка 84.9 м3 тампонажного раствора, на основе ПЦТG-СС-100 агрегатами 19, 20, 21 суммарной производительностью 32.1∙10-3 м3/с;
- закачка ВУГС в объеме 3.7 м3 агрегатами 22, 24 суммарной производительностью 20.2∙10-3 м3/с;
- сброс пробки для закрытия циркуляционных отверстий МСЦ;
- закачка 61 м3 от объема продавочной жидкости агрегатами 19, 20, 21 суммарной производительностью 13.8∙10-3 м3/с;
- закачка остаточного объема продавочной жидкости (3.1 м3) при пробковом режиме, агрегатами 22, 24 производительностью 8.8∙10-3 м3/с, до плавной посадки пробки на ограничительное кольцо МСЦ;
- создание избыточного давления для закрытия окон МСЦ;
- ОЗЦ (36 часов).
8. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБОВ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ В ПЕРИОД ОЗЦ И СПОСОБА ПРОВЕРКИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
До настоящего времени единственным прямым доказательством качественного крепления нефтяных газовых скважин являлось отсутствие межпластовых перетоков за обсадной колонной, водонефтегазопроявлений через колонное пространство, а также течей в обсадных колоннах. Снижение качества крепления скважин обычно выражается в появлении воды в добываемой нефти или в нарушении герметичности обсадной колонны. Однако количественно оценить степень герметичности обсадной колонны, равно как и степень ее нарушения, пока не представляется возможным. Поэтому для оценки качества цементирования скважин (а часто для установления негерметичности затрубного пространства) анализируют ряд факторов и ситуаций, имеющих непосредственное отношение к рассматриваемому вопросу.
Для проверки качества цементирования будут использованы следующие методы (системы) контроля:
1) термометрия – позволяет определить высоту подъема тампонажного раствора в закалонном пространстве;
2) АКЦ-4 (аппаратура акустического контроля цементирования) - позволяет определить состояние контакта “цемент-колонна” и при возможности “цемент-порода” (наиболее опасная зона), т.е. толщину обсадной колонны и толщину цементного кольца;
3) СГДТ-2 (скважинный гамма-дефектомер-толщиномер) – позволяет определить характер кавернозности цементного камня, зоны смешения бурового и тампонажного раствора.
Все эти методы позволяют лишь качественно оценить некоторые косвенные параметры разобщения пластов за обсадной колонной и герметичность заколонного пространства.
Метод термометрии основан на измерении температуры в стволе скважины на участках, где твердеет цементный раствор, выделяя некоторое количество теплоты и нагревая буровой раствор внутри обсадной колонны.
В процессе твердения тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины происходят два процесса: восстановление естественного теплового поля и экзотермическое изменение температуры при выделении теплоты вследствие гидратации цемента.
Максимальная температура тепловыделения при затвердении цементного раствора из портландцемента, зависящая от температуры окружающей среды, отмечается через 6-9 часов после затворения цемента. В этот же период происходит схватывание цементного раствора. Ускорители сроков схватывания тампонажных растворов влияют на количественную сторону явлений, но не на качественную.
Анализ результатов неоднократных измерений температуры в процессе ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) позволяет уточнить глубину (высоту) подъема цементного (тампонажного) раствора в заколонном пространстве.
Один из наиболее распространенных методов контроля качества цементирования скважин – акустический. Он основан на зависимости параметров акустических колебаний (амплитуды, скорости, частоты и др.) от упругих и поглощающих свойств окружающей среды, в том числе и от характера связи цементной оболочки с колонной и породой.
Для глубоких скважин (до 7000 м) серийно выпускают аппаратуру акустического контроля за цементированием на одножильном кабеле АКЦ-4 (для давления до 120 МПа и температуры до 170 °С).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.