Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин

подвергаются интервалы БС, в которых получены посадки (затяжки), а также интервалы сужения ствола.

Скорость проработки при нагрузке 3–5 т должна быть в 1,5–2,0 раза больше, чем скорость бурения в данном интервале. Режим промывки БС должен обеспечить такую же скорость восходящего потока бурового раствора, как и при бурении данного интервала.

Спуск КНБК необходимо осущестеляь со скоростью, как при последних СПО, не допуская посадок.

Подача бурового раствора при промывке БС должна определяться с учетом недопущения поглощений.

Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками.

Первая промывка при подготовке БС к спуску хвостовика проводится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом.

Продолжительность промывок БС определяется реологическими параметрами бурового раствора и должна бьпь достаточной для выравнивания давления на насосах при их производительности, принятой при бурении скважины.

Промежуточные промывки ствола в процессе проработок БС и промывку на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора.

По достижении забоя при спуске КНБК, скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора и приведением его параметров в соответствии с ГТН.

Если в процессе подготовки БС обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после полной ликвидации осложнения.

Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема контрольной КНБК под спуск обсадной колонны.

55

elib.pstu.ru

буферных жидкостей помимо разделения потоков цементного и бурового раствора – повышение степени заполнения затрубного пространства, удаление глинистой корки и повышение сцепления цементного камня со стенками скважины [67, 68].

Анализируя указанные функции, следует отметить, что большинство буферных жидкостей, в принципе, не способны их выполнить.

Как правило, они готовятся на водной основе, имеют низкую плотность, неудовлетворительную и неконтролируемую реологию. Не может жидкость с меньшей плотностью разделить две более тяжелые жидкости. То же относится к вязкости.

Наилучшее вытеснение промывочной жидкости в затрубном пространстве могут обеспечить вязкоупругие составы (ВУС), которые благодаря аномальным реологическим свойствам (наличию нормальных напряжений) способны эффективно удалять глинистый раствор из каверн и защемлений.

Эксперименты и расчеты, проведенные различными исследователями, показали, что зоны смешения контактирующих жидкостей (промывочная жидкость – буфер, буфер – цементный раствор) могут составлять сотни метров по обсадной колонне или стволу скважины, что может составлять по объему до десяти кубических метров. При небольших объемах цементного раствора он весь может попасть в зону смешения, и естественно, ухудшит свои свойства и свойства полученного камня.

Поэтому увеличение объема буферной жидкости может положительно сказаться на разделении промывочной жидкости цементного раствора, но не избавит от ухудшения свойств тампонажного материала. Очевидно, основное смешение происходит при закачке цементного раствора в трубы. Это связано с тем, что плотность буферной жидкости намного меньше плотности цементного раствора, и последний проваливается в буферный раствор и интенсивно с ним перемешивается.

57

elib.pstu.ru

Одним из перспективных методов подготовки ствола скважины к цементированию является кольматация проницаемых пластов. Впервые данный технологический прием был применен Ф.А. Агзамовым, Ю.С. Кузнецовым, М.Р. Мавлютовым в 1973 году с использованием вибрационной обработки ствола скважины. В дальнейшем М.Р. Мавлютовым с сотрудниками были разработана научные основы и технология управляемой кольматации, разработаны различные устройства для ее реализации. При этом управляемая кольматация использовалась как при бурении скважин, так и для их подготовки к спуску и цементированию обсадных колонн.

Управляемая кольматация стенок скважины осуществляется за счет направления струи бурового раствора, содержащего твердую фракцию на стенку скважины. Данный метод изоляции высокопроницаемых пластов эффективен в терригенных и карбонатных горных породах с высокой пористостью. Так, после такой обработки, максимально допустимое давление на пласт в конце цементирования может быть увеличено на 12–15 МПа.

В тоже время, в литературе нет материалов по использованию управляемой кольматации при проводке и заканчивании боковых стволов, пробуренных из старого фонда скважин.

Обработка ствола скважины пульсирующим потоком (знакопеременными давлениями) промывочной жидкости имеет преимущества в сравнении с обработкой того же ствола потоком без пульсации. При этом образуется плотная глинистая корка малой толщины и малой проницаемости, способная выдерживать большие перепады давления и давать меньшую усадку при твердении тампонажного раствора в заколонном пространстве.

Отсутствие на стенке корки или малая ее толщина при образовании кольматационного экрана обеспечивают плотный контакт цементного камня с породой и предупреждают образование зазоров, каналов заколонных перетоков, кольматационный экран исключает глубокое проникновение цементного раствора в пласт и необратимое ухудшение коллекторских свойств

59

elib.pstu.ru