Тампонирование фонтанных скважин

Перед тампонированием таких скважин необходимо их за­глушить водой, нормальным или утяжеленным буровым раст­вором (в зависимости от пластового давления).

Известно, что даже незначительное движение газа в при-забойной зоне скважины ухудшает условия схватывания раст­вора, поэтому следует в каждом случае выбирать наиболее эффективный и безопасный способ, но обязательно такой, что­бы по окончании тампонирования скважину оставлять под давлением (герметично закрытой).

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 (ОД— 0,15 м³/мин) при давлениях, составляющих 60—70% макси­мально допустимого на колонну. Возможность прихвата НКТ 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 устье герметизируют и скважину оставляют под давлением на срок.

Цементирование нефтецементным раствором

При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе или керосине). Для улу⁴; шения смешивания тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращения их в однородную массу в нефтеце-

ментный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ): крезол, асидол, ОП-10, фенол, нейтрализованный чер­ный контакт (НЧК), нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение (вытеснение) уг­леводородной жидкости при контакте раствора с водой.

По сравнению с обычным водоцементным раствором нефте-цементный имеет следующие преимущества.

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

В скважинах, где применение нефтецементных растворов приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, приме­няют нефтецементно-песчаный раствор. Рецептуры нефтецемент­ных растворов перед заливкой необходимо уточнять в промыс­ловых условиях.

Чтобы облегчить выделение из раствора нефтепродукта и лучше уплотнить образовавшееся в трещинах и пустотах це­ментное тесто, следует в процессе задавливания раствора не­сколько раз попеременно увеличивать давление до максимума и снижать до нуля. В этих же целях к воде, используемой в качестве продавочной жидкости, добавляют различные водо­растворимые ПАВ. В качестве продавочных жидкостей приме­няют морскую воду с добавкой сульфанола, а также щелоч­ную.

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.смещив^ни'я,, q, ирода-

вочной 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 до-стижении 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.