- •Авторы: н.И. Николаев, ю.А. Нифонтов, в.В. Никишин, р.Р. Тойб
- •Введение
- •Глава 1. Тампонажные материалы
- •1.1. Назначение и классификация тампонажных материалов для проведения изоляционных работ в скважинах
- •1.2. Минеральные вяжущие вещества
- •1.3. Физико-химические процессы гидратации и твердения минеральных вяжущих веществ Состав и свойства цементного клинкера
- •Связь между составом клинкера и свойствами портландцемента
- •Активные добавки в клинкер при его помоле
- •Активные добавки в состав тампонажного портландцемента
- •Кинетика структурообразования цементного камня
- •Природа процессов схватывания и твердения цементного камня
- •1.4. Тампонажные материалы специального назначения Термостойкие тампонажные цементы
- •Расширяющиеся тампонажные цементы
- •1.5. Тампонажные материалы на основе силикатов щелочных металлов
- •1.6. Органические и органо-минеральные тампонажные материалы Тампонажные смеси на основе торфа и сапропеля
- •Тампонажные смеси на основе синтетических смол
- •Тампонажные растворы на основе латексов
- •Тампонажные смеси на основе лигносульфонатов
- •Битумные тампонажные смеси
- •1.7. Комбинированные тампонажные смеси
- •1.8. Модифицированные тампонажные материалы
- •Облегченные тампонажные цементы и растворы
- •Утяжеленные тампонажные цементы и растворы
- •Глава 2. Контроль и регулирование свойств тампонажных смесей
- •2.1. Методы определения физико-механических свойств тампонажных смесей
- •2.2. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью химических реагентов
- •Ускорители схватывания и твердения. Для сокращения времени ожидания затвердевания цемента в тампонажные растворы вводят ускорители процессов схватывания и твердения.
- •Краткая характеристика некоторых реагентов
- •Глава 3. Технология тампонирования скважин
- •3.1. Цементирование обсадных колонн
- •Способы цементирования скважин
- •Методика расчета одноступенчатого цементирования
- •Режим работы цементно-смесительного оборудования при приготовлении тампонажных растворов из различных сухих материалов
- •Организация процесса цементирования скважин
- •3.2. Ликвидация геологических осложнений в открытом стволе скважины Изоляция поглощающих зон цементными растворами
- •Изоляция поглощающих горизонтов глиноцементными растворами
- •Изоляция поглощающих зон быстросхватывающимися смесями
- •Тампонажные устройства
- •Технология тампонирования скважин сухими быстросхватывающимися смесями (бсс)
- •Устройства с совмещенной доставкой бcc в скважину
- •Ликвидация каверн, пустот и крупных трещин в скважинах
- •3.3. Установка разделительных мостов и искусственных забоев в скважинах
- •3.4. Ликвидация и консервация скважин Ликвидационное тампонирование скважин
- •Консервация скважин
- •Рекомендательный библиографический список
- •Оглавление
- •Глава 1. Тампонажные материалы 5
- •Глава 2. Контроль и регулирование свойств тампонажных смесей 56
- •Глава 3. Технология тампонирования скважин 81
Консервация скважин
В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию, при этом коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации не должны быть существенно ухудшенными.
Способ консервации зависит от ее длительности и коэффициента аномальности пластового давления kа. Если kа > 1, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта, над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25 м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно на 5-10 % превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами – от устья до глубины на 50-100 м ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl2 и т.п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.
Если коэффициент аномальности пластового давления kа < 1, то при продолжительности консервации более одного года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин насосно-компрессорные трубы извлекают, на устье устанавливают задвижку высокого давления с контрольным вентилем.
При консервации скважин с kа < 1 на срок в несколько месяцев цементные мосты разрешается не устанавливать, а при кратковременной консервации (до 3 мес) такие скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над фильтром, на устье устанавливают фонтанную арматуру с контрольным вентилем.
Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.
Рекомендательный библиографический список
Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей / Р.Г.Ахмадеев, В.С.Данюшевский. М.: Недра, 1981. 152 с.
Бережной А.И. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин / А.И.Бережной, П.Я.Зельцер, А.Г.Муха. М.: Недра, 1976. 183 с.
Бочко Э.А. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин / Э.А.Бочко, В.А.Никишин. М.: Недра, 1979. 168 с.
Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991. 325 с.
Булатов А.И. Обратное цементирование скважин. М.: Недра, 1987. 276 с.
Булатов А.И. Заканчивание скважин. М.: Недра, 2000. 452 с.
Булатов А.И. Справочник по креплению скважин. М.: Недра, 1981. 315 с.
Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976. 244 с.
Булатов А.И. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин. М.: Недра, 1982. 260 с.
Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. 248 с.
Бутт Ю.М. Практикум по химической технологии вяжущих веществ / Ю.М.Бутт, В.В.Тимашев. М.: Недра, 1982. 197 с.
Волженский Б.И. Минеральные вяжущие вещества / Б.И.Волженский, Ю.С.Буров, В.С.Колокольников. М.: Стройиздат, 1979. 302 с.
Волонский Б.В. Технические, физико-механические и физико-химические исследования цементных материалов / Б.В.Волонский, С.Д.Макашев, Н.П.Штейерт. Л.: Стройиздат, 1972. 304 с.
Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.
Каримов Н.Х. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями / Н.Х.Каримов, Б.Н.Хахаев, Л.С.Запорожец и др. М.: Недра, 1977. 192 с.
Круглицкий Н.Н. Физико-химическая механика тампонажных растворов / Н.Н.Круглицкий, И.Г.Гранковский, Г.Р.Вагнер, В.П.Детков. Киев: Наукова думка, 1974. 288 с.
Мирзаджанзаде А.Х. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х.Мирзаджанзаде, Г.И.Мищевич, Н.И.Титков и др. М.: Недра, 1975. 232 с.
Рафиенко И.И. Синтетические смолы в разведочном бурении. М.: Недра, 1975. 128 с.
Шейкин А.Е. Структура и свойства цементных бетонов / А.Е.Шейкин, Ю.В.Чеховский, М.И.Бруссер. М.: Стройиздат, 1979. 334 с.
Яковлев А.М. Очистные агенты и оперативное тампонирование скважин / А.М.Яковлев, Н.И.Николаев; СПГГИ (ТУ). СПб, 1990. 120 с.