Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 47

При цементировании эксплуатационной колонны применяются тампонажные растворы, обоснованные в разделе 4, обладающие высокой коррозионной стойкостью к действию сероводорода и углекислого газа. Получаемый цементный камень, также, стоек к действию хлорнатриевых и хлоркальциевых пластовых вод, характерных для Астраханского ГКМ.

Для предупреждения возникновения межколонных перетоков (давлений) в процессе строительства скважины предусмотрены следующие мероприятия.

1. Повышение стойкости цементного кольца к действию агрессивных пластовых флюидов:

·  при цементировании эксплуатационной колонны применяются тампонажные растворы, обоснованные в разделе 4, обладающие высокой коррозионной стойкостью к действию сероводорода и углекислого газа.

2. Качественное вытеснение (замещение) бурового раствора при цементировании эксплуатационной колонны путем:

·  обработки бурового раствора, направленной на снижение структурно-механических и реологических характеристик и очистки  поверхности предыдущей колонны от структурированного раствора на этапе подготовки скважины к спуску обсадной колонны. Обработка проводится до очистки поверхности предыдущей колонны спуском бурильного инструмента оснащенного скребковыми устройствами (технология удаления глинистой корки с обсаженного участка с повышенным значением СНС описана в разделе 6). Обработанный буровой раствор при условии центрирования колонны максимально замещается тампонажным;

·  спуска эксплуатационной колонны оснащенной центраторами и скребковыми устройствами, характеристики и количество которых обоснованы в разделе 6;

·  применения двухпорционной буферной жидкости с абразивным и отмывающим действием, характеристики которых обоснованы в разделе 4.

3. Предотвращение суффузионно - седиментационного каналообразования при креплении эксплуатационной колонны:

·  путем затворения тампонажных смесей водным раствором хлорида натрия плотностью 1020 кг/м³ с одновременным применением нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) (пластификатор (разжижитель), замедлитель схватывания и твердения) и полифенольного лесохимического реагента (ПФЛХ) (пластификатор (разжижитель), замедлитель схватывания и твердения, понизитель фильтрации). Для повышения изолирующей способности тампонажного раствора предусматривается использование эффективного стабилизатора Tylose H 20p, позволяющего снизить водоотдачу до 10-20 см³/30 мин.

4. Повышение качества сцепления цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при:

·  уменьшении усадочных явлений в твердеющем тампонажном растворе за счет использования пластификаторов, снижающих водосодержание тампонажных систем без ухудшения их реологических свойств;

·   удалении глинистой корки с поверхности обсаженного участка cтвола скважины при подготовке к спуску обсадной колонны;

·  использовании центраторов и скребков, обоснованных в разделе 6, увеличивающих сцепление цементного камня с породой;

·  предотвращении нарушения сцепления цементного камня с обсадной колонной при температурных деформациях последней. Нарушение сцепления цементного кольца с обсадной колонной особенно часто проявляется при термических воздействиях на обсадную колонну как во время строительства скважины (цементирование обсадных колонн, освоение), так при ее эксплуатации в результате несоответствия коэффициентов термического расширения стали обсадных труб и цементного камня. В этой связи предотвращение осевых температурных деформаций обсадных колонн достигается  созданием единой крепи на концах обсадных колонн. Единая крепь скважины обеспечивается разгрузкой первой технической колонны диаметром 377.0 мм перед цементированием на опорную плиту (ТУ- ОП 377.0-508. Оборудование для подвески обсадных колон на устье скважины) и цементированием второй технической и эксплуатационной колонн в растянутом состоянии с последующей подвеской их на клиньях колонной головки без предварительной разгрузки на цементный камень;