108
Каталог, 2000
В результате этого давление в МКПбХ9 возрастает, а в смежном - снижается.
Таким образом, применение пенных систем для диагностирования приустьевых газоперетоков в сочетании с анализом КВД, увеличивает достоверность результатов.
ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН И
МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ
Назначение
Технология предназначена для ликвидации межпластовых перетоков и межколонных флюидопроявлений, обусловленных негерметичностью цементного кольца, и предусматривает образование горизонтальных щелевых перфорационных каналов в цементном кольце выше места предполагаемого перетока и закачку в них изолирующих композиций. Технология может быть применена на скважинах газовых, газоконденсатных месторождений и ПХГ. Преимуществом предлагаемой технологии является: возможность получения гидравлической связи с флюидопроводящими каналами по всему периметру цементного кольца; создание перфорационных каналов без разрушения цементного камня вокруг зоны перфорации; надежная блокировка флюидопроводящих каналов. В результате значительно повышается эффективность работ по ликвидации межколонных газоперетоков, обусловленных негерметичностью цементного кольца.
Компоновка для гидропескоструйной перфорации включает: центратор, фиксирующие плашки, глубинный вращатель ВНИИнефти, разработанные в СевКавНИПИга-зе перфоратор со специальным ограничителем вращения ОВП, а также перфорационные насадки, шариковый клапан, хвостовик.
Для получения специальных отверстий-щелей перфоратор имеет четыре насадки, расположенные под углом 90° на четырех уровнях для минимизации снижения прочности эксплуатационной колонны. Кроме того, для предотвращения эрозионного разрушения стенок скважины при гидропескоструйной перфорации насадки перфоратора расположены под углом 5° к осевому расположению труб. Вращение гидропескоструйного перфоратора осуществляется за счет энергии потока рабочей жидкости.
После проведения перфорационных работ в полученные щели закачивается расчетный объем кольматационно-изолирующего состава, отвечающего следующим требованиям:
стабильные реологические свойства, обеспечивающие нормальное прокачивание к интервалу перфорации и задавливание в межколонное пространство (МКП);
109
Каталог, 2000
способность к затвердению с образованием продуктов, обладающих адгезией к породе, цементному камню и металлу труб, а также стойких к воздействию минеральных пластовых вод;
рН не менее 10 в целях обеспечения совместимости со щелочной средой цементного камня.
В процессе закачки герметизирующего состава МКП скважины открыты. В конце продавки давление на устье не должно превышать величину прочностных характеристик эксплуатационной колонны, а в сумме с давлением столба жидкости в стволе скважины должно быть выше значений МКД в зоне перфорации.
Затем в НКТ закачивается цементный раствор в объеме из расчета заполнения интервала перфорации. Затрубное пространство закрывают и через те же щели-отверстия продавливают цементный раствор за колонну с учетом условий приемистости каналов газоперетока по цементному кольцу.
После этого НКТ вместе с пакером поднимают выше уровня перфорационных отверстий, скважину промывают до выноса излишнего объема изолирующего состава и выдерживают под давлением время, необходимое для преобразования герметика в состав нужной консистенции и завершения формирования цементного экрана. По окончании цементирования МКП скважины закрываются.
Далее ведется наблюдение за процессом восстановления давления в МКП и производится сравнение с кривой восстановления давления до проведения перфорации. На основе полученных данных и в зависимости от целей работ скважина переводится в эксплуатацию по пакерной схеме, ликвидируется или проводятся работы по повторной изоляции каналов флюидоперетока.
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ С УЛУЧШЕННЫМИ УПРУГО-ДЕФОРМАЦИОННЫМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ КАМНЯ ПО СТВОЛУ
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.