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

Расход материалов при приготовлении нефтецементных растворов





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

 

 

Показатели При 169% нефтепродуктов При 110% нефтепродуктов
раствор А раствор В раствор А раствор В
Количество сухого цемента, мешки* 100,0 100,0 100,0 100,0
Объем сухого цемента, л Количество керосина (дизельного топлива), л 1353,0 2280,0 1353,0 1140,0 1353,0 1520,0 1353,0 760,0
Количество очищенной нефти, л - 1140,0 - 760,0

Продолжение таблицы 108

Добавка М54, л 15,0 23,0 10,0 15,2
Добавка Г33, л 15,0 23,0 10,0 15,2
Выход тампонажного раствора, л/кг 0,86 0,86 0,69 0,69
Общий объем тампонаж­ного раствора, л 3675,0 3690,0 2907,0 2915,0
Плотность тампонажного раствора, г/см3:        
на основе дизельного топлива 1,68 - 1,93 -
на основе керосина 1,66 - 1,91 -
на основе смеси керосина и нефти (1:1) - 1,69 - 1,95

________

* Масса мешка (1) сухого цемента (плотность —3,15 г/см3) равна 42,6384 кг. Отсюда объем, занимаемый 100 мешками цемента, будет равен .Умножая полученную цифру соответственно на 1,69 и 1,10, получим количе­ство нефтепродуктов, добавляемых к растворам А и В.

 

В целях улучшения качества вторичного цементирования при изоляции зон прорыва посторонних пластовых вод прак­тикуется глубокая закачка тампонажного раствора SOS в водо­носный пласт. Это сводит к минимуму возможность обводне­ния продукции скважины посторонними водами и опасность разрыва водоносного пласта в процессе гидроразрыва продук­тивного пласта.

По мере вступления тампонажного раствора в реакцию с минерализованной пластовой водой происходит вытеснение нефтепродуктов из раствора и образование в порах и трещи­нах, имеющихся в породе, прочного цементного камня. (При применении высоких давлений существует опасность преж­девременного выделения нефтепродуктов из тампонажного раствора). По истечении определенного срока, необходимого для того, чтобы тампонажный раствор приобрел требуемые свойства, скважину открывают, а незатвердевший тампонаж­ный раствор, находящийся выше водоносных пластов, вымы­вают на поверхность.

Следовательно, время сохранения раствором SOS прокачиваемости позволяет не только поднять его на заданную высоту, но и избежать оставления в стволе скважины излишков тампо­нажного раствора, т. е. исключить нахождение тампонажного раствора в интервале залегания нефтеносного пласта. Одно­временно вследствие селективного действия SOS перед цемен­тированием под давлением нет необходимости специально ра­зобщать водоносные и продуктивные пласты с целью защиты нефтяной зоны от загрязнения тампонажным раствором.

ВНИИ был предложен метод использования твердых угле­водородов (парафина, церезина, озокерита), растворенных в керосине, бензине или бензоле; при снижении температуры этот раствор образует осадок. Подогретый (на 5—10° С выше пластовой температуры) раствор закачивается в ПЗП: после восстановления естественной температуры происходит выпа­дение осадка, закупоривающего поры пласта. В нефтенасыщенной части пласта осадок не образуется. Было установлено, что степень закупорки этими растворами находится в зависимос­ти от концентрации твердых углеводородов: эффект закупор­ки 22%-ным раствором тяжелых углеводородов равен 50%; при 50%-ном растворе эффект составлял 100%. Однако проведение операции очень сложное.

В 60-х годах в Башкирии впервые для этих целей был при­менен латекс с добавками ПАВ. Положительный эффект не превышал 15%. С.С.Демичев для ликвидации водогазовых пе­ретоков предлагает использовать способ, включающий закачку в пласт изоляционной композиции на основе кремнийорганического соединения (КОС) с добавкой порошкообразной органической кислоты и раствор соли двухвалетного металла. Кислота и КОС в химическое взаимодействие не вступают. КОС является носителем кислоты в зону поступления газа, воды и песка. При контакте в этих зонах водного раствора соли и органической кислоты происходит реакция с образованием кислоты. Кислота катализирует реакцию гидролитической по­ликонденсации КОС, а выпадающий осадок гидроокиси метал­ла является наполнителем. Образующийся полимер закупори­вает поры, через которые поступают вода и (или) газ и закреп­ляет слабосцементированный коллектор. Предложенный спо­соб был успешно применен на нескольких скважинах Варь-еганской площади (Западная Сибирь).

Для ограничения притока подошвенной воды С.К.Сохошко и С.И.Грачев предлагают метод, суть которого заключается в образовании обратного конуса нефти при определенной схеме перфорации нефте- и водонасыщенной частей пласта, при ко­торой водонасыщенная часть перфорируется каналами увели­ченной длины в одной горизонтальной плоскости. Для опреде­ления положения каналов в водонасыщенной части пласта от­носительно водонефтяного контакта вначале рассчитывают положение интервала перфорации водонасыщенной части обыч­ным способом, при котором водонефтяной контакт остается неподвижным. Положение каналов в водонасыщенной части при предлагаемом способе будет совпадать с верхними отвер­стиями обычной перфорации. Так как в предлагаемом способе каналы увеличенной длины, то к ним будет, как полагают авто­ры, более интенсивным приток со стороны водонефтяного кон­такта, то есть будет образовываться обратный конус нефти, препятствующий прорыву воды к каналам в нефтенасыщенной части пласта.

Уменьшение отбора воды произойдет за счет более интен­сивного притока нефти к увеличенным каналам со стороны во­донефтяного контакта и интенсификации каналов в горизон­тальной плоскости. Уменьшение отбора воды может достигать 30%, в зависимости от длины каналов и анизотропии пласта.

При наличии переходной зоны каналами увеличенной дли­ны перфорируют верхнюю ее часть, тем самым обеспечивая отбор нефти из переходной зоны и предотвращая интенсив­ное обводнение скважин. Положение каналов в переходной зоне будет определяться распределением в ней нефтенасыщенности, В первом приближении можно считать, что нефтенасыщенность в переходной зоне изменяется линейно.

Сложностью при реализации способа является образова­ние каналов увеличенной длины существующими в настоящее время перфораторами. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют делать отверстия глубиной до 30 см. Более длинные каналы можно, на взгляд авторов, получить, если стрелять дваж­ды в одно отверстие. Гидропескоструйная перфорация здесь неприемлема, так как в результате ее образуется каверна боль­шого диаметра.

В качестве материалов селективной изоляции ПЗП предло­жено значительное количество растворов смесей, составов. Одни из них широко известны, другие — нет.

 

ПГЭКО

Тампонажный состав для селективной изоля­ции пластовых вод (авторы Е.М.Покровская-Духненко, П.П.Ма­каренко и др.) является продуктом гидролитической этерификации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов (ПГЭКО), представляющий собой темно-коричневую жид­кость с вязкостью 4,0—9,0 мПс·с, массовым содержанием хло­ра 4,0—8,0%, этоксигрупп — 30—50% и массовым содержани­ем механических примесей не более 5%.ПГЭКО используют в качестве тампонажного состава (ТС) при селективной изоля­ции притока пластовых вод; при этом недлительная и ненадеж­ная изолирующая эффективность резко повышается введени­ем серы, которая выполняет роль активного пластифицирую­щего наполнителя.

 

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.