Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования.

Известен способ ремонта эксплуатационной колонны путем спуска в скважину и цементирования дополнительной колонны (Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1979, стр. 207). Согласно способу производят спуск в скважину до забоя дополнительной колонны труб, после чего выполняют тампонажные работы с подъемом цементного раствора за дополнительной колонной труб.

Недостатки способа:

- во-первых, вследствие того, что интервалы перфорации и нарушения эксплуатационной колонны (ЭК) при формировании цементного кольца за дополнительной колонной труб не загерметизированы, в скважине образуется водяной пояс из-за фильтрации жидкой фазы цементного раствора в нарушении ЭК и в интервалах перфорации. Образование водяного пояса нарушает монолитность цементного кольца, снижая качество крепи дополнительной колонны труб, что приводит к ускоренной коррозии дополнительной колонны труб и потери ее герметичности в течение 1-3 лет;

- во-вторых, не управляемая фильтрация жидкой фазы цементного раствора в нарушении ЭК и в интервалах перфорации, протекающая в начальный период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под действием веса столба цементного раствора, влечет за собой недостаточную высоту подъема цементного раствора за дополнительной колонной труб, тем самым оголяя верхнюю часть дополнительной колонны труб, что уменьшает надежность проведения тампонажных работ.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ цементирования дополнительной колонны (патент RU №2568198, МПК Е21В 33/14, опубл. в бюл. №31 от 10.11.2015 г.), включающий в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния ЭК, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации. На основании результатов геофизических исследований определяют длину цементируемой дополнительной колонны, количество и места установки уплотнительных устройств на дополнительной колонне из расчета их последующего расположения на расстоянии 8-12 м выше и ниже интервалов нарушений и на расстоянии 8-12 м над верхней границей интервала перфорации. Выполняют сборку компоновки дополнительной колонны путем установки уплотнительных устройств в соответствии с данными, полученными на этапе определения мест установки уплотнительных устройств, и путем установки жестких центраторов выше и ниже от уплотнительных устройств.

Установку уплотнительных устройств осуществляют следующим образом: на дополнительную колонну снизу одевают верхнее ограничительное кольцо, резиновую уплотнительную манжету самоуплотняющегося типа, конусообразный упор с жесткими лепестками и зазорами, обеспечивающими проход цементного раствора. Ограничительное кольцо и конусообразный упор жестко закрепляют на дополнительной колонне. Спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны в скважину на глубину, определенную в соответствии с результатами геофизических исследований. Спускают в скважину оборудование для закачки цементного раствора. Осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора (цементного раствора) и закачку его в дополнительную колонну. Осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонны труб в межколонное пространство скважины. Оставляют скважину на время ОЗЦ.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкое качество крепления дополнительной колонны труб из-за наличия уплотнительных устройств в межколонном пространстве, препятствующих равномерному заполнению по всей длине межколонного пространства между дополнительной колонной труб и ЭК тампонажным раствором, что способствует потере монолитности крепи дополнительной колонны труб;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа ввиду высокой вероятности получения преждевременного «СТОП» в процессе продавки (подъема тампонажного раствора в межколонном пространстве между дополнительной колонной труб и ЭК) из-за наличия в составе дополнительной колонны труб уплотнительных устройств, которые необходимо продавливать снизу вверх тампонажным раствором, а это ведет к созданию дополнительных гидравлических сопротивлений при подъеме тампонажного раствора за дополнительной колонной труб;

- в-третьих, недоподъем тампонажного раствора до устья нагнетательной скважины, так как в качестве тампонажного раствора от забоя до устья нагнетательной скважины применяют цементный раствор плотностью 1850 кг/м3, из-за чего создаются высокие давления продавки. Кроме того, в процессе ОЗЦ происходит потеря герметичности уплотнительных манжет самоуплотняющегося типа за счет их передавливания вниз под весом цементного раствора и поглощения цементного раствора в не загерметизированные нарушения и в интервалы перфорации;

- в-четвертых, низкий срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах (до следующего капитального ремонта) по причине коррозии, возникающей в дополнительной колонне труб под действием агрессивных вод, закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества крепления дополнительной колонны труб, надежности реализации способа, а также гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины и продление срока службы скважины.

Поставленные задачи решаются способом цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, включающим в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонны труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ.

Новым является то, что после проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом, на устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ, спускают дополнительную колонну труб в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины, затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя, далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с, при этом после выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки, после чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки, оставляют скважину на ОЗЦ, по окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного, производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации, спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию.

На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

ЭК 1 (см. фиг. 1) на устье нагнетательной скважины оснащена колонной муфтой 2, колонным патрубком с отводом 3, колонным фланцем, на котором с помощью шпилек 4 (на фиг. 1 и 2 показаны условно) закреплен фланец-планшайба 5 (см. фиг. 1).

Проводят геофизические исследования в нагнетательной скважине для определения технического состояния ЭК 1 (см. фиг. 1), местоположений интервалов нарушений ЭК 1 и интервалов перфорации (на фиг. 1 и 2 показаны условно).

Исследования проводятся известными способами, включающими в себя: термометрию, расходометрию, локатор муфт и другие.

На основании результатов геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений ЭК 1 и интервалы перфорации блокирующим составом (любым известным), например, водонабухающим полимером, рассчитанным на давление, превышающее на 10% давление продавки тампонажного раствора, например 11,0 МПа.

На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют сверху вниз дополнительную колонну труб: башмачным патрубком 6 с радиальными отверстиями (на фиг. 1 показаны условно), обратным клапаном 7, стоп-кольцом 8, хвостовиком 9 из стальных НКТ, например, диаметром 73 на 5,5 мм (внутренний диаметр хвостовика 9 равен: 73 мм - (2⋅5,5 мм) = 62 мм), хвостовик 9 из стальных НКТ соединен посредством стальной муфты переводника 10 с колонной стеклопластиковых труб (СПТ) 11, например, также диаметром 77,7 на 8,0 мм (внутренний диаметр СПТ 11 равен: 77,7 мм - (2⋅8,0 мм) = 61,7 мм, до колонной муфты 2, т.е. устья скважины. Внутренние диаметры хвостовика 9 и СПТ 11 соизмеримы и составляют 62 и 61,7 мм. При этом колонная муфта 2 СПТ 11 посредством стальной муфты переводника 10 соединена с патрубком подгоночным 12 из стальной НКТ.

Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину до упора на забой так, чтобы хвостовик 9 из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Разгрузку дополнительной колонны труб на забой нагнетательной скважины контролируют по индикатору веса (снижение показаний веса дополнительной колонны труб при разгрузке ее на забой нагнетательной скважины должно составлять не более 0,5 т = 5000 Н).

Хвостовик 9 из стальных НКТ включен в состав дополнительной колонны труб с целью вторичного вскрытия интервалов перфорации кумулятивным перфоратором после цементирования.

Далее во фланец-планшайбу 5 заворачивают цементировочную головку 13 с продавочной пробкой 14 внутри. Открывают кран 15 колонного патрубка 3 с отводом.

Обвязывают цементировочный агрегат (не показано) с патрубком цементировочной головки 13 (см. фиг. 1), на котором находится кран 16 (кран 16 открыт, кран 17 закрыт).

С помощью цементировочного агрегата производят закачку технологической жидкости, например сточной воды, плотностью 1180 кг/м3 по дополнительной колонне труб. Определяют наличие циркуляции по дополнительной колонне труб через обратный клапан 7 и радиальные отверстия башмачного патрубка 6 по выходу технологической жидкости из межколонного пространства 18 (см. фиг. 1 и 2) через кран 15 колонного патрубка 3 с отводом.

Далее на устье нагнетательной скважины готовят тампонажный раствор следующего состава:

84,45% - цемент ПЦТ-П-50;

15% - пеностекло;

0,5% - понизитель водоотдачи;

0,05% - пеногаситель.

Цемент ПЦТ-II-50 выпускается согласно ГОСТ 1581-96 «Тампонажный портландцемент типа II для низких и нормальных температур».

При реализации способа в качестве пеностекла применяют гранулированное пеностекло насыпной плотностью 400-450 кг/м3 и размерами 0,4-1,5 мм. Пеностекло состоит из оксида кремния SiO2, а остаток составляют устойчивые оксиды металлов.

Основным назначением пеностекла при реализации данного способа является его применение в качестве облегчающей добавки в тампонажном растворе при креплении дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, что позволяет снизить плотность тампонажного раствора до плотности 1430 кг/м3 с одновременным повышением прочности на сжатие.

Плотность тампонажного раствора до 1430 кг/м3 в сравнении с плотностью цементного раствора, равной 1850 кг/м3, описанной в прототипе, позволяет снизить в полтора раза давление продавки тампонажного раствора в межколонное пространство 18 (см. фиг. 2) нагнетательной скважины, что в свою очередь обеспечивает гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины. Кроме того, герметизация интервалов нарушений и интервалов перфорации скважины блокирующим составом в процессах продавки и ОЗЦ исключает поглощение тампонажного раствора в нарушения и интервалы перфорации под действием веса тампонажного раствора.

В качестве понизителя водоотдачи, например, применяют реагент для цементирования BauCem FL - полимерный понизитель водоотдачи, проявляющий свои свойства во время промысловых цементировочных работ за счет структурирования цементного теста и удерживания воды в объеме раствора. Продукт хорошо совместим с любыми классами цемента, не влияет на строки его застывания, быстро растворяется в разных затворяющих жидкостях и отличается термической стабильностью.

В качестве пеногасителя, например, применяют реагент Пента-463, эффективный для гашения пены в процессах, сопровождающихся пенообразованием.

Например, на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора, равный 20 м3, состоящий из:

- цемента ПЦТ-II-50: 20 м3 ⋅ (84,45% / 100%) = 16,89 м3;

- пеностекла: 20 м3 ⋅ (15% / 100%)=3 м3;

- понизителя водоотдачи: 20 м3 ⋅ (0,5% / 100%) = 0,1 м3;

- пеногасителя: 20 м3 ⋅ (0,05% / 100%) = 0,01 м3.

Плотность приготовленного тампонажного раствора составляет 1430 кг/м3, что контролируется ареометром на устье в процессе тампонирования.

Далее с помощью цементировочного агрегата через кран 16 (кран 16 открыт, кран 17 закрыт) патрубка цементировочной головки 13 (см. фиг. 1) в дополнительную колонну труб закачивают тампонажный раствор в расчетном объеме, например 20 м3.

Затем отворачивают фиксаторы (на фиг. 1 показано условно) цементировочной головки 13 и освобождают продавочную пробку 14.

Производят продавливание тампонажного раствора через кран 17 расчетным количеством технологической жидкости плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с. При этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора, чтобы избежать резкого повышения давления по окончании продавки в момент «СТОП», расход технологической жидкости снижают до 4 л/с.

В момент выхода цементного раствора из межтрубного пространства 18, но перед взаимодействием продавочной пробки 14 со стоп-кольцом 8 (получения момента «СТОП», т.е. резкого повышения давления продавки, например до 15,0 МПа) фиксируют давление продавки, например давление продавки составило 10,0 МПа.

После чего давление в дополнительной колонне труб снижают в два раза от значения, достигнутого при продавке, т.е. 10,0 МПа/2=5,0 МПа.

Оставляют скважину на ОЗЦ, например, на 24 часа. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного.

Применение данного способа по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества.

Повышается качество крепления дополнительной колонны труб из-за отсутствия уплотнительных устройств в межколонном пространстве, что обеспечивает равномерное заполнение межколонного пространства между дополнительной колонной труб и ЭК 1 тампонажным раствором по всей длине, а это способствует созданию монолитной крепи в межколонном пространстве за дополнительной колонной труб. Кроме того, пеностекло в составе тампонажного раствора при долговременной эксплуатации не изменяет своих физических свойств, стойко к агрессивным кислотам и жидкостям, непроницаемо для воды и газов, что также повышает качество крепи скважины.

Повышается надежность реализации способа, так как исключается преждевременный «СТОП» в процесс продавки (подъем тампонажного раствора в межколонном пространстве между дополнительной колонной труб и ЭК) из-за отсутствия в составе дополнительной колонны труб уплотнительных устройств, создающих дополнительные гидравлические сопротивления.

Включение в состав дополнительной колонны СПТ 11 от интервалов перфорации до устья скважины позволяет увеличить срок службы нагнетательной скважины до следующего капитального ремонта по причине того, что СПТ 1 не подвержена коррозии, возникающей в дополнительной колонне труб под действием агрессивных вод, закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину.

Производят спуск перфоратора в дополнительную колонну труб в интервал хвостовика 9 из стальных НКТ и вторичное вскрытие интервалов перфорации скважины выполнением кумулятивной перфорации.

Затем извлекают перфоратор из дополнительной колонны труб и спускают в нее колонну гибких труб (не показано).

Промывают забой нагнетательной скважины закачкой промывочной жидкости, например сточной воды плотностью 1110 кг/м3 в двукратном объеме дополнительной колонны труб (15 м3).

После чего герметизируют колонну гибких труб на устье и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, извлекают из нагнетательной скважины колонну гибких труб и запускают нагнетательную скважину в эксплуатацию.

Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине позволяет:

- повысить качество крепления дополнительной колонны труб;

- повысить надежность реализации способа;

- обеспечить гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины;

- увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны труб в нагнетательных скважинах.

Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, включающий в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ, отличающийся тем, что после проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом, на устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ, спускают дополнительную колонну труб в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины, затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя, далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с, при этом после выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки, после чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки, оставляют скважину на ОЗЦ, по окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного, производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации, спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Группа изобретений относится к области цементирования скважин и, в частности, к оконным узлам, применяемым во время выполнения операций цементирования в скважинной системе.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для использования при строительстве скважин и спуске колонн с фильтром в стволы скважин ниже башмака эксплуатационных колонн и при ремонте скважин со спуском потайных колонн с фильтром во вторые стволы скважин.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ступенчатом цементировании скважины. Технический результат - обеспечение свободного прохода внутри обсадной колонны после завершения цементации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к цементированию обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией цементного раствора.

Изобретение относится к обратным клапанам и может быть применено в обсадных трубах при цементировании. Обратный клапан состоит из корпуса, седла под шаровой затвор в осевом канале, гильзы с уплотнительным кольцом и шаром в осевом канале, ограничителя с отверстиями, перекрытыми подпружиненной кольцевой перегородкой.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для цементирования обсадной колонны. Клапан состоит из корпуса с осевым каналом, седла, подпружиненного запорного органа, связанного со штоком, втулки, связанной с корпусом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кгм3, состоящий из 84,45 - цемента ПЦТ-II-50, 15 - пеностекла, 0,5 - понизителя водоотдачи, 0,05 - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кгм3 с расходом 10-15 лс, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 лс. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60 от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.

Наверх