Расход материалов при приготовлении нефтецементных растворов

Продолжение таблицы 108

________

* 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.

Поиск по сайту: