Закупоривающий агент

Cтраница 2

Об этом же свидетельствуют данные по нагнетательным скважинам многих месторождений, в которых проводились работы по выравниванию профиля приемистости и снижению водо-притока. В эти скважины закачивали большие объемы глинистого раствора ( до 50 м3 и более), извести и других закупоривающих агентов без существенного снижения приемистости при последующей закачке воды. [16]

В [5.37] эффект герметизации достигается за счет одновременной закачки двух составов в жидкости-носителе, один из которых представлен частицами неполимеризованной резины размером 0 1 - 0 6 см3 в количестве 20 % вес. При этом жидкость-носитель для обеспечения условий работы насосов берут в избыточном количестве, которое поглощается полимеризо-ванным составом ( второй состав) непосредственно в зоне герметизации, а за счет набухания частиц полимеризованной резины дополнительно улучшаются физико-механические свойства закупоривающего агента. Этому процессу способствует размер частиц и забойная температура. [17]

Продукты коррозии, закупоривающие прпзабойную зону скважин, иногда удаляются из нее при обратной продувке нагнетательной скважины. При этом продукты коррозии удаляются как из пористой среды, так и из самой скважины. Считается, что там, где это возможно, такое полное извлечение закупоривающего агента аз ствола скважины - наилучшее средство восстановления ее приемистости. [18]

Примем, что 90 % или 5 5 тыс. т дополнительной нефти получены за счет различных геолого-технических мероприятий, постоянно проводимых на скважинах. Удельная дополнительная добыча составляет 40 т нефти на 1 т израсходованных реагентов. При увеличении доли жидкого стекла, являющегося наиболее эффективным снижающим проницаемость и закупоривающим агентом среди используемых реагентов, удельная дополнительная добыча может увеличиться до 100 т / т и более. [19]

Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной ( глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов. В качестве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, волокна сахарного тросника, ореховую скорлупу, гранулированные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бобы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или составляемых перед использованием. Особое внимание уделяется обеспечению плотной упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упаковка частиц отвечает условию распределения их по размерам по закону геометрической прогрессии. [20]

Для борьбы с образованием в призабойной зоне нефтяного пласта блокирующего барьера из воды или эмульсий применяют метод, заключающийся в закачке туда специальных реагентов, содержащих различные добавки. Действие этих реагентов заключается в том, что они, изменяя физические характеристики блокирующего материала, делают его подвижным и легко удаляемым из скважины и из призабойной зоны. Таким образом уничтожается блокирующее действие воды или эмульсий. Эти обработки обычно включают закачку специализированных экономически выгодных продуктов, содержащих различные реагенты, которые примешиваются к жидкостям на нефтяной основе. Если зона, подвергаемая обработке, большая, можно использовать обычные методы временного закупоривания части фильтрующей поверхности: временно закупоривающие агенты, шариковая закупорка, пакерование и др. Как известно, это позволяет избирательно обрабатывать призабойпую зону по частям и, кроме того, способствует глубокому проникновению реагентов в пласт и, следовательно, более полному устранению блокирующего действия воды или эмульсии. [21]

Устройство для многократной депрессии. [22]

Далее, с помощью лебедки подъемного агрегата А-50 У или ЛТ-11КМ на штангах или на канате спускают плунжер до упора в клапанное седло. После этого плунжер поднимают до уровня выше окон камеры. При подъеме плунжера клапан закрывается и в камере создается разряжение. С момента достижения нижнего конца плунжера верхней части камеры ( участка выше окон) скважинная жидкость из подпакерной зоны устремляется в нижнюю часть камеры, создавая в призабойной зоне мгновенную депрессию. При этом давление в призабойной зоне снижается до атмосферного, так как столб жидкости в затрубном пространстве скважины отделен пакером, а жидкость в НКТ перекрывается плунжером. Под действием депрессии жидкость из пласта поступает в подпакерную зону скважины и в деп-рессионную камеру. Затем цикл повторяется, процесс очистки призабойной зоны от продуктов кольматации и закупоривающих агентов продолжается до получения желаемых результатов. [23]

Страницы: 1 2