Цементирование фонтанных скважин

Перед тампонированием таких скважин необходимо их заглушить водой, нормальным или утяжеленным буровым раствором.

Известно, что даже незначительное движение газа в призабойной зоне скважины ухудшает условия схватывания раствора, поэтому следует в каждом случаем выбирать наиболее эффективный и безопасный способ, но обязательно такой, чтобы про окончании тампонирования скважину оставлять под давлением.

Обычно в таких случаях применяют комбинированный способ фонтанирования. Конец НКТ устанавливают у нижних отверстий фильтра с тем, чтобы с начала процесса продавки за колонну поступал тампонажный, а не буровой раствор. Это очень важно, когда скважина слабо поглощает жидкость (0,1-0,15 м³/мин) при давлениях, составляющих 60-70% максимально допустимого на колонну. Возможность прихвата КТ исключается тем, что трубы поднимают выше уровня вытесненного тампонажного раствора. При этом применяют обратную промывку скважины. После продавки раствора в пласт и по достижении максимально допустимых давлений на устье герметизируют и скважину оставляют под давлением на срок ОЗЦ.

Цементирование нефтецементым раствором

При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости. Для улучшения смешивания тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращения их в однородную массу в нефтецементый раствор добавляют ПАВ: крезол, асидол, ОП-10, фенол, нафтанат кальция. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.

Нефтецементный раствор по сравнению с водоцементным имеет следующие преимущества.

При контакте с водой раствор отфильтровывает углеводородную жидкость, быстро загустевает и твердеет, без контакта с водой – сохраняет подвижность в течение длительного времени. Поэтому он способен проникать в глубокие трещины при продавки и вымываться из пласта в процессе освоения скважины.

Нефтецементный раствор приготавливают в замерной емкости насосной установки следующим образом. Замерную емкость сначала заполняют расчетным объемом углеводородной жидкости, в которой растворяют поверхностно- активные вещества. Эту смесь перемешивают насосом установки до получения однородного раствора, после чего цемент затворяют обычным путем. Полученный Нефтецементный раствор закачивают в замерную емкость другого агрегата и перемешивают до получения однородной массы.

Процесс заливки протекает в следующей последовательности. В НКТ закачивают порцию углеводородной жидкости в объеме, достаточном для образования в эксплуатационной колонне столба высотой 20 м (нижняя буферная пробка), который препятствует смешиванию нефтецементного раствора с водой, вытесняемой из труб и затрубного пространства. Вслед за нижней буферной пробкой в скважину закачивают нефтецементный раствор, а затем создают верхнюю буферную пробку, закачивая углеводородную жидкость в объеме, который занимает в трубах высоту 100-120 м. это делается для предохранения нефтецементного раствора от смешивания с продавочной жидкостью. По достижении столбом цементного раствора нижнего конца НКТ кран затрубного пространства на устьевой арматуре закрывают и продавливают нефтецементный раствор в пласт. Продавливание считают законченным по достижении максимального давления. Обратной промывкой вымывают излишки раствора, после чего приподнимают трубы на высоту, при которой исключается возможность их прихвата. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента, после чего ее промывают или разбуривают цементную пробку, колонну испытывают на герметичность и перфорируют в намеченном интервале.