2.10.2 Контроль качества цементирования

Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефтегазоводопроявлений.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.

Качество цементирования оценивают следующими показателями:

-высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве;

-полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором;

-равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве;

-сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины;

-герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубного пространства.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяем акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

-определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;

-оценить состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

-исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценить степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.

На практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн до начала опробования скважины оценивают по косвенным показателям, которые получают с помощью геофизических методов, использование которых ограничено тем, что обсадная колонна магнито- непроницаема. К числу таких методов относятся: термический метод, им определяется высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной методом термокаротажа, который основан на принципе измерения температурных аномалий в цементируемой колонне с помощью электротермометра; радиоактивный метод, им определяется положение цементного раствора или камня, который предварительно активирован радиоактивными изотопами, в затрубном пространстве скважины; акустический метод основан на использовании зависимости интенсивности затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.

После истечения установленного времени ожидания затвердевания цементного раствора и проверки качества цементирования геофизическими способами обсадная колонна подвергается испытанию на герметичность и прочность. Герметичность и прочность обсадной колонны проверяют созданием внутреннего или избыточного внешнего давления путем нагнетания в колонну жидкости или газа. Кондуктор, как правило, испытывают путем создания избыточного внутреннего гидравлического давления, а эксплуатационная колонна двумя способами: созданием внутреннего избыточного давления; снижением уровня жидкости в колонне. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством цементировочной головки к исследуемой колонне. После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 12 МПа.

После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии.

2.11 Освоение скважины

2.11.1 Выбор метода вторичного вскрытия и жидкости для его проведения

Настоящий раздел разработан в соответствии с РД 39-0148070-003/01-98, а также с учётом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03.В, при строительстве скважины производится перфорация скважины и вызов притока с помощью УЭЦН.

Освоение объекта производится с передвижной установки типа «А-50».

При проведении работ по вторичному вскрытию пласта устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием по утверждённой схеме. В проекте принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2- 15621 После установки на устье, превентор и устье скважины опрессовываются водой (при отрицательных температурах воздуха – незамерзающей жидкостью).

В скважину до забоя спускается колонна НКТ и осуществляется перевод скважины на техническую воду с промывкой скважины до чистой воды. Производится опрессовка эксплуатационной колонны.

После опрессовки эксплуатационной колонны в скважину закачиваются технологические жидкости. В интервале 0-2400 устье скважины размещается раствор хлористого натрия. Плотность раствора хлористого натрия для объекта перфорации равна 1100 кг/м³. Перфорационная жидкость – раствор хлористого кальция плотностью 1120 кг/м³, размещается в интервале 3318– 2400 м.

После закачивания в скважину технологических жидкостей производится подъём из скважины колонны НКТ.

Осуществляется комплекс геофизических исследований в эксплуатационной колонне.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. В проекте в качестве основного типа перфоратора принят корпусной кумулятивный перфоратор типа ЗПКО-89-АТ. При строительстве скважин допускается производить прострел продуктивных пластов их отечественными и зарубежными аналогами.

2.11.2 Выбор метода вызова притока

Порядок работ при освоении скважины:

1 В скважину спускается на колонне НКТ шаблон для калибровки внутреннего диаметра эксплуатационной колонны под УЭЦН.

2 На устье скважины устанавливается превентор ПМТ2-156×21

3 После опрессовки превентора продолжается спуск НКТ с шаблоном до достижения забоя – 3318 м.

4 Производится промывка на забое и перевод скважины на воду, (солевые растворы собираются в ёмкости).

5 Производится перевод скважины на раствор хлористого натрия плотностью 1100 кг/м3, в интервале 2400-3318 м размещается раствор хлористого кальция плотностью 1120 кг/м3.

6 Производится подъём НКТ из скважины.

7 В скважине проводится комплекс геофизических исследований.

8 Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится перфорацией эксплуатационной колонны. Перфорация проводится в случае герметичности эксплуатационной колонны и при наличии за колонной качественного цементного кольца, обеспечивающего надёжное разобщение продуктивного пласта от выше- и нижележащих пластов, состояние которого определяется по данным геофизических исследований.

9 После перфорации производится спуск в скважину УЭЦН. Порядок проведения работ по спуску насосных установок:

-Произвести монтаж насосной установки в соответствии с инструкцией по её эксплуатации;

-Спустить НКТ с насосной установкой на проектную глубину 2300 м.

-НКТ спускать с замером длины, шаблонировкой внутреннего диаметра труб, с постоянным доливом солевого раствора в НКТ;

-Обратный и сливной клапан установить на глубине согласно инструкции по эксплуатации УЭЦН 500;

11 Провести монтаж устьевого оборудования и операцию по уплотнению кабельного ввода в соответствии с инструкцией по эксплуатации УЭЦН 500;

12 Вызов притока осуществляется снижением уровня жидкости в обсадной колонне насосной установкой УЭЦН 500.

72