В результате контакта нефтегазоносных отложений с тампонажным раствором в процессе цементирования происходит проникновение тампонажного раствора и его фильтрата в коллектор под действием повышенной (относительно ее значения при первичном вскрытии) репрессии на продуктивную толщу при цементировании.
Проникновение тампонажного раствора и его фильтрата в поры коллекторов приводит к цементированию микро- и макротрещин пластов и увеличению зоны проникновения в ПЗП. Фильтрат тампонажного раствора представляет собой высокощелочной минерализованный раствор, изменяющий солевой состав по мере гидратации цемента, поэтому его взаимодействие с пластовыми флюидами и фильтратами бурового раствора, проникшими в пласт при первичном вскрытии, может приводить к гелеобразованию и конденсации нерастворимых осадков.
Кроме того, потеря цементным раствором части водной фазы под действием гидродинамического давления в призабойную зону пласта (ПЗП) приводит к росту избыточного давления на забой и стенки скважин, что ещё больше увеличивает водонасыщенность ПЗП.
Водонасыщенные пласты отсекаются заколонными пакерами, изолирующими мостами, вязкоупругими составами и водоотвердающими смесями.
Наиболее опасными для цементного кольца и крепи в целом при заканчивании скважины являются последствия кумулятивной перфорации и опрессовки обсадной колонны, т.к. деформация цементного камня сопровождается образованием зазора между обсадной колонной и цементным кольцом не только в зонах перфорации, но и на прилегающих к ним участках протяженностью до 100 м и более.
Цементное кольцо в условиях скважины может подвергаться аномальным термомеханическим деформациям, превышающим прочностные характеристики тампонажного цементного камня.
Очевидно, что один и тот же тампонажный материал не может соответствовать требованиям, предъявляемым на каждом интервале ствола скважины с учётом конкретных задач и условий крепления.
В связи с этим для крепления продуктивных интервалов разреза скважин является актуальным применение композиционных тампонажных материалов, обладающих комплексом требуемых технологических свойств, изолирующими свойствами и адгезионными свойствами к вмещающей среде.
К основным требованиям, предъявляемым к тампонажным материалам для крепления, ликвидации (консервации) и капитального ремонта скважин в продуктивной толще, добавляются:
1) качественное разобщение продуктивного пласта от вышезалегающих пластов установкой заколонных пакеров или непроницаемых экранов;
2) предупреждение проникновения цементного раствора и его фильтрата в интервал продуктивного пласта регулированием свойств раствора (снижение плотности, водоотдачи и регулирование реологических свойств) или ограничением высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной за одну операцию (ступенчатое цементирование, технологии прямой и обратной циркуляции, обратные заливки, селективное цементирование и другие).
- Герметичность заколонной части ствола скважины
- Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование
- Альтернативные виды трубной продукции, применяемые при заканчивании скважин
- Резьбовые уплотнительные смазки
- Насосно-компрессорные трубы
- Трубы обсадные
- Герметичность колонн
- Арматуры фонтанные и нагнетательные
- Головки насосно-компрессорных труб (НКТ)
- Противовыбросовое оборудование на морских скважинах с подводным оборудованием устья