Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

ЦЕМЕНТНО-КАРБОНАТНАЯ СМЕСЬ





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

 

Используется технология крепления и состав на цементно-карбонатной основе (ЦКС), который образует в призабойной зоне прочный и проницаемый барьер. Эффек­тивность обработки зависит, главным образом, от качества и количества ЦКС и темпа его нагнетания в пласт, которые оп­ределяют условия формирования в призабойной зоне пласта относительно прочного и проницаемого экрана.

Количество компонентов, входящих в ЦКС на одну обра­ботку, зависит от объема твердой фазы, оседающей на забое и выносимой на поверхность восходящей струей, и определяет­ся по формуле:

 

 

где G, V — потребное количество компонентов состава, соот­ветственно, в т и м3;

γр, γп — объемные массы цементно-карбонатного бетона и песчаной пробки, т/м3;

d — диаметр эксплуатационной колонны, м;

ΣН — суммарная мощность пробки за период эксплуата­ции рассматриваемого объекта, м;

ΣQ — суммарная добыча флюида, м3;

q — количество выносимого песка в единице объема жид­кости, т/м3;

К — коэффициент возмещения; а — коэффициент, учитывающий изменение объемного | веса породы по отношению к пластовым условиям, может быть 5 принят равным 0,89.

Коэффициент возмещения представляет собой отношение объема закачиваемого материала к объему, извлеченному на поверхность песка, и должен составлять не менее 0,6.

Приближенная оценка размеров закрепленной зоны может быть определена по следующей формуле:

где

D3, Dк — диаметр противопесочного экрана и каверны, м;

h— интервал фильтра, подлежащий закреплению, м.

Практика показывает, что в зависимости от степени дренированности объекта на один погонный метр фильтра требует­ся от 0,5 до 2 м3ЦКС. Учитывая возможность гравитационного разделения закачиваемых смесей в призабойную зону, мощ­ность обрабатываемого участка должна быть ограничена ин­тервалом фильтра до 10м. Объем жидкости для продавки ЦКС в пласт определяется по формуле:

 

 

где WК — объем насосно-компрессорных труб, м3;

Wз — объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до нижних отверстий интервала обрабатываемого участка филь­тра или подпакерной зоны, м3.

Практикой обработки скважин составом ЦКС установле­но, что расчетный объем продавочной жидкости WП необходи­мо увеличить на 1,5 - 2,0% от расчетного, но не менее чем на 0,1 м3 с целью гарантии от возможных прихватов насосно-ком­прессорных труб. Кроме того, при расчете объема продавоч­ной жидкости необходимо учитывать начало и конец схваты­вания состава. Это связано с тем, что этапы технологического процесса в зависимости от характера обрабатываемого пласта и принятой схемы крепления призабойной зоны могут менять­ся от времени начала схватывания.

Время, необходимое для продавки ЦКС в выбранный интервал фильтровой зоны, слагается из продолжительности за­качки состава в насосно-компрессорные трубы и продавки его в пласт. При определении времени, затрачиваемого для приготовления ЦКС, следует учитывать необходимость проведения вспомогательных работ в максимально короткие сроки. В ба­лансе времени всех операций по креплению необходимо учи­тывать время на возможные остановки (20 — 30 мин.). Кроме того, как показала практика, максимальный темп нагнетания смеси в пласт способствует повышению успешности крепле­ния.

В составе на цементно-карбонатной основе используются широкодоступные, недефицитные и не обладающие токсичны­ми свойствами вещества.

 

Исходными компонентами состава являются:

 

— портландцемент тампонажный;

—карбонатный песок (фракция 0,5—5,0), содержащий СаСО3 не менее 90%;

—кислота соляная синтетическая, техническая — по ГОСТУ;

—нефть — по ГОСТУ 9965-76;

—вода техническая (пресная или морская);

— чистый и однородный кварцевый песок (фракция 0,5—0,85).

Состав на цементно-карбонатной основе изготавливается Управлением по повышению нефтеотдачи пластов и другими предприятиями, занимающимися воздействием на призабой­ную зону скважин.

Объемная масса цементно-карбонатного раствора должна составлять 1900 кг/м3. Растекаемость состава — 18 см по ко­нусу АзНИИ. Механическая прочность образца ЦКС не менее 2 МПа через трое суток твердения в скважинных условиях. Проницаемость ЦКС — 0,3 — 0,5 мкм2.

Цемент тампонажный по отношению к твердой фазе соста­ва берется в массовых частях в соотношении от 1:1 до 2:1.

Фракционный карбонатный песок, являющийся активным наполнителем, берется в соотношении от двух до трех массо­вых частей по отношению к твердой фазе компонентов.

Нефть, входящая в состав жидкости затворения ЦКС и яв­ляющаяся замедлителем начала схватывания бетона, увеличи­вает продолжительность действия соляной кислоты на карбо­натное вещество, берется в количестве 2% по массе твердой фазы. Используемая нефть одновременно является песконосителем. По своим физико-механическим показателям она долж­на соответствовать нефти обрабатываемого горизонта. Нефть-песконоситель берется по массе песка в соотношении 3:1. Тех­ническая вода используется для затворения ЦКС и в качестве продавочной жидкости.

Водный раствор соляной технической кислоты, являющей­ся активным растворителем, берется в массовых соотношени­ях 3:1 к карбонатной составляющей тампонажного камня.

Максимальное пластовое давление не должно превышать 10 МПа, а забойная температура — 50°С. В каждом отдельном случае пластовое давление и температура пласта должны быть ниже критических значений, при которых СО2 не находится в растворенном состоянии.

 

Для крепления ЦКС используются:

—цементировочные и насосные агрегаты — ЗЦА-400;

—цементно-смесительные агрегаты СМ-20;

—кислотный агрегат — АЗИНМАШ-ЗОА;

—автоцистерна — 4 ЦР.

Расположение агрегатов при креплении призабойной зоны пласта цементно-карбонатным составом показано на рис. 9.12.

Приготовление цементно-карбонатного состава согласно схеме рис. 9.12 осуществляется следующим образом.

Техническая вода по линии 6 и нефть из автоцистерны 9 подаются в замерную емкость агрегата 8 для приготовления водонефтяной эмульсии. Од­новременно цементно-смесительной машиной 5 приготав­ливается цементный раствор, откуда агрегатом 4 он подает­ся в смеситель машины 7 для обогащения карбонатным материалом. Нагнетание соляной кислоты осуществляется кис­лотным агрегатом 2, а подача ЦКС в скважину 1 — насосным агрегатом 3.

Перед обработкой ЦКС необходимо провести подготови­тельные и исследовательские работы на скважине:

1. определить процент мехпримесей и их вещественный фракционный состав;

Рис. 9.12. Схема расположения агрегатов.

2. замерить глубину забоя и при наличии песчаной проб­ки произвести очистку или промывку ее;

3.проверить статический уровень жидкости снятием кривых восстановления или снижения уровня. Обследовать состо­яние колонны, определить профиль поглощения;

4. после проведения подготовительных работ приступают к подготовке скважины и обработке ее ЦКС.

В скважине перед креплением определяют поглотительную способность пласта, которая должна составлять не менее 0,007 м3/с при избыточных давлениях, обеспечивающих со­хранность обсадной колонны и насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину буферную жидкость (нефть в количе­стве 0,1 — 0,2 м3). При наличии в пласте значительной выра­ботки производится стабилизация призабойной зоны кварце­вым песком при помощи нефти-песконосителя, одновременно выполняющей роль буферной жидкости. Вслед за нефтью на­гнетают в трубы солянокислотный раствор в объеме 3:1 от массы карбонатной составляющей компонентов состава, после чего опять подают буферную жидкость ОД — 0,2 м3.

Закачивают в скважину ЦКС согласно нижеприведенным рекомендациям. Когда поступление песка в скважину продол­жается без притока жидкости (Рпл = Рзаб), устье скважины оборудуется манжетной головкой типа «ЦИСОН», башмак НКТ располагается на уровне нижних отверстий фильтра и закачка ЦКС ведется через шланг высокого давления при непрерыв­ном возвратно-поступательном перемещении колонны труб.

Продавочной жидкостью ЦКС продавливают в призабойную зону пласта. При продавке в пласт крепящего состава не­обходимо стремиться к максимальному темпу нагнетания как одного из факторов, определяющих успешность крепления.

После окончания процесса, при наличии давления, герме­тизируют устье скважины и в течение 72 ч ведут наблюдение за регистрирующим манометром. Через 3 — 5 суток после зат­вердения раствора проверяется забой и уровень, при наличии пробки производится ее чистка (промывка) или разбуривание.

Пуск скважины в эксплуатацию необходимо осуществ­лять методом постепенного увеличения депрессии с наблю­дением за показателем пескопроявления (отбор проб на мех-примеси).

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.