После очистки каналов определяют интенсивность заколонной циркуляции, в зависимости от нее решают вопрос о необходимом объеме тампонажного раствора и режима вытеснения его в заколонное пространство. Затем в колонну НКТ при открытом кране на выкиде закачивают расчетный объем раствора. Как только нижняя граница тампонажного раствора подойдет на 100 – 150 м к нижнему концу колонны НКТ кран на выкиде закрывают, а тампонажный раствор через отверстие вытесняют в заколонное пространство. Процесс вытеснения прекращается при приближении верхней границы тампонажного раствора на 100 – 150 м к нижнему концу колонны НКТ. После этого НКТ поднимается на 10 – 15 м выше верхних отверстий и обратной промывкой вымывают излишки тампонажного раствора. После ОЗЦ разбуривают цементный стакан и проверяют колонну на герметичность.

Цементирование с извлекаемым пакером. В обсадную колонну спускают колонну НКТ с пакером внизу. Этот метод отличается от предыдущего только тем, что в нижней части колонны НКТ имеется пакер, расположенный выше изолируемой зоны (к примеру, имеется водоносный пласт). Нагнетание тампонажного раствора также происходит через спецотверстия эксплуатационного фильтра и поступает в межколонное пространство выше пакера.

В период промывки и ОЗЦ поддерживается избыточное давление чуть ниже максимального в период цементирования.

В случае ремонтного цементирования при ликвидации притока в продуктивный пласт воды из верхнего горизонта или трещин, по которым перетекает газ в верхние горизонты, отверстия в обсадной колонне пробивают несколько выше продуктивного пласта против непроницаемой породы, а пакер устанавливается выше верхних отверстий. После ОЗЦ разбуривают цементный камень и колонну испытывают на герметичность.

Цементирование с неизвлекаемым пакером. Операция отличается от рассмотренной выше тем, что после вытеснения тампонажного раствора через перфорационные отверстия в заколонное пространство пакеровку не нарушают, а колонну НКТ вращением вправо отделяют от специального пакера с обратным шаровым клапаном. Пакер соединяют с нижним концом колонны труб. При спуске колонны обратный клапан открыт для уменьшения гидравлических сопротивлений. Обратный клапан занимает рабочее положение в момент пакеровки. По окончании операции обратный клапан закрывается, и давление в подпакерной зоне при освобождении НКТ не снижается. После ОЗЦ цементный стакан разбуривают.

При движении по трещинам и каналам тампонажный раствор под воздействием большого избыточного давления обезвоживается и прокачка ее затрудняется. Для максимально полного заполнения каналов в цементном камне необходимо использовать раствор с малой водоотдачей при всех способах ремонтного цементирования.

В экспл. скважинах для предотвращения преждевременного прорыва воды из водонасыщенной части пласта в нефтенасыщенную иногда создают разобщающие цементные экраны. Для этого в обсадную колонну спускают колонну НКТ с пакером, который устанавливают чуть выше плоскости ВНК. Под пакером выше ВНК с помощью гидропескоструйной перфорации создают горизонтальную трещину, в которую задавливают 50 – 100 м3 нефтемазутной смеси, либо гидрофобной водонефтяной эмульсии. Для предотвращения смыкания трещины после стравливания давления в последнюю порцию смеси добавляют 1 – 2 тонн крупнозернистого песка. После задавки смеси с песком в трещину колонну НКТ на устье герметизируют и скважину оставляют в покое на сутки. В течение суток давление постепенно стравливается до атмосферного и после этого освобождают пакер и скважину тщательно промывают до забоя. По окончании промывки колонны НКТ устанавливают чуть выше трещины гидроразрыва и, используя, к примеру, один из способов ремонтного цементирования задавливают в трещину максимально возможный объем тампонажного раствора, затем освобождают трубы от пакера, и обратной промывкой промывают обсадную колону и оставляют скважину в покое. После ОЗЦ оставшийся цементный стакан разбуривают так чтобы искусственный забой оказался хотя бы на на 1-2 м выше созданного в трещине экрана, и проверяют герметичность снижением уровня жидкости. Задавливаемый в трещину тампонажный раствор должен после затвердения образовать цементный экран радиусом 30-50 м. Столь глубокое проникновение в глубь пласта возможно лишь в том случае, если используется тампонажный раствор с минимальной водоотдачей, либо раствор на нефтяной основе, приготовленные из тонкодисперсного цемента.

10 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Разбуриваемые залежи имеют мощность 30-40 м и являются водоплавающими; непроницаемые перемычки между нефтяными пластами и подстилающими их водонапорными пластами составляют величину 1-2 м, что накладывает повышенные требования к качеству цементирования продуктивной толщи с целью предупреждения заколонных перетоков по цементному кольцу в интервал перфорации.

Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивных пластов используется тампонажный раствор из чистого портландцемента марки ПЦТ 1-100 плотностью 1,83 г/см3 или марки «G» плотностью 1,9 г/см3.

Выше продуктивных пластов колонна цементируется цементно-бентонитовой смесью плотностью 1,5 г/см3 с учетом характеристики давлений гидроразрыва пород по стволу.

С целью уменьшения репрессий на поглощающие и продуктивный пласты используется метод двухступенчатого цементирования скважин с помощью устройства ступенчатого цементирования с применением проходных неразбуриваемых внутренних элементов, которые затем при освоении скважин проталкиваются на забой насосно-компрессорными трубами в зону специально пробуренного зумпфа.

Кроме того, в компоновку эксплуатационной колонны включен проходной гидравлический пакер для обсадных труб, который устанавливается над продуктивным пластом и герметизирует кольцевое пространство в момент получения «стоп» при цементировании нижней ступени.

Следует отметить высокий уровень оборудования технологической оснасткой эксплуатационных колонн, позволяющий достичь хорошего центрирования по всей длине.

Применение в зоне продуктивного пласта турбулизаторов и скребков позволяет достичь достаточно высокого качества цементирования этого интервала, что, наряду с установкой заколонных пакеров в зоне ВНК, значительно снизило количество заколонных перетоков из водонапорных горизонтов.

Анализ показывает, что применяются буферные жидкости с недостаточной моющей способностью, поэтому необходимо усовершенствовать рецептуры буферных жидкостей в сторону увеличения их моющей способности.

В 1999-2000 гг применялся цемент ПЦТ-I-100 Сухоложского завода, в 2000 г используется цемент типа ПЦТ-G также Сухоложского завода.

В 1999 г на базе цемента ПЦТ-100 в основном применялись следующие рецептуры:

1) ПЦТ-100 + КССБ + Сульфацелл;

2) ПЦТ-100 + Сульфацелл (0.2%) + С-3 (0.15%)

В 2000 г первая ступень цементируется исключительно цементом "G" в основном по рецептуре:

3) ПЦТ-G + КССБ (0.2%)

При применении этих трех рецептур вне зависимости от объема заколонного пространства применяется по 2 л пеногасителя ТБФ.