Cтраница 2
Указанный способ заливки с применением нефте-цементных растворов для случаев, подобных описанному, является эффективным и может быть рекомендован для производства изоляционно-оздоровительных работ в фонтанирующих скважинах, в которых предварительное прекращение фонтанирования утяжеленными растворами вызывает затухание приемистости скважины. [16]
В связи с тем, что нефте-цементные растворы не схватываются в нефтяной среде, в ряде случаев ими можно успешно изолировать обводнившиеся пропластки, не снижая продуктивности нефтяных пропластков. Это условие может быть сохранено до тех пор, пока нефтяной пропласток не содержит воды. Характерным в этом отношении является скв. [17]
Особое место среди тампонажных цементов занимают нефте-цементные растворы. [18]
Процесс замещения нефтепродукта пластовой водой в нефте-цементных растворах зависит от физико-химических свойств нефтепродуктов, водонасыщенности призабойной зоны и качества продавочной жидкости. [19]
Поверхностно-активные вещества позволяют в широких пределах изменять подвижность нефте-цементных растворов. [20]
Для улучшения смешивания тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращения их в однородную массу в нефте-цементный раствор добавляют поверхностно-активные вещества ( ПАВ): крезол, асидол, ОП-10; фенол, нейтрализованный черный контакт ( НЧК); нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение ( вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой. [21]
При применении нефте-цементного раствора для изоля ционно-оздоровительных работ исключается возможность обратного поступления из пласта при вымывании излишка нефте-цементного раствора обратной промывкой. [22]
Это дает возможность транспортировать цемент на забой кважины не в виде водного раствора, способного быстро схватываться, нередко до проникновения в пласт, а в виде суспензии в инертной по отношению к цементу жидкости. При взаимодействии с водой нефте-цементный раствор освобождается от нефтепродукта и схватывается, образуя прочный камень. [23]
Пути проникновения нижних вод в скважину по заколонному пространству через отверстия фильтра определяют таким же способом, как и при проникновении верхних вод. Для изоляции скважины от проникновения нижних вод применяют цементирование под давлением через отверстия фильтра водо-цементным и пеноцементным растворами в тех случаях, когда нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. В остальных случаях используют нефте-цементный раствор. [24]
Поступление верхних вод через фильтр эксплуатационной колонны ликвидируется путем цементирования под давлением через трубы с последующим наращиванием труб и вымыванием излишнего цементного раствора или путем цементирования под давлением через заливочные трубы, спущенные ниже отверстий фильтра. В качестве тампонажного материала используются только нефте-цементные растворы. [25]
Смесь доводят водой до забоя, а затем продавливают в пласт. В конце продавки давление в два-три приема снижают до нуля и снова поднимают до максимальной величины для ускорения процесса отделения нефтепродукта от цементной суспензии и уплотнения цемента в трещинах, образованных гидравлическим разрывом. Остатки нефте-цементного раствора после срыва па-кера удаляют из скважины обратной промывкой водой при положении башмака заливочных труб на 0 5 м выше верхних отверстий дополнительной перфорации. В течение первого месяца ограничивают отбор жидкости из скважины. [26]
Рядом преимуществ по сравнению с водо-цементными растворами обладают цементные суспензии на углеводородной основе. Цемент, затворенный на дизельном топливе или керосине, как известно, дает тесто, не способное схватываться и отвердевать, но приобретает эти свойства после замещения нефтепродукта водой. Нагнетаемая в пласт смесь при взаимодействии с пластовой и промывочной водами быстро загустевает, что предупреждает обратное вытеснение цемента в скважину при снижении избыточного давления на устье. Нефте-цементный раствор, проникший в нефтеносную часть пласта, при отсутствии в ней воды не схватывается и может быть удален из пласта в процессе последующей эксплуатации скважины. Нефте-цементный раствор, попадая в трещины нефтенасыщенной части пласта, может образовать плотную цементную пасту, с трудом поддающуюся вымыванию нефтью при работе скважины. Поэтому этот метод может быть селективным лишь при известных условиях. [27]
Продавливание нефтецементного или водоцементного растворов в пласт при расположении башмака НКТ у нижних дыр-фильтра не рекомендуется. При наличии перепада давления в призабойной части скважины из тампонирующей смеси идет интенсивное отфильтровывание жидкой фазы. При использовании водоцементных растворов это вызывает резкое сокращение сроков схватывания смеси, что в совокупности с другими факторами ( температура, давление, время проведения операции) может служить причиной прихвата НКТ. В случае применения нефте-цементных растворов процесс отфильтровывания жидкой фазы идет еще интенсивнее. В интервале перфорации образуется плотная спрессованная пробка из обезжиженного цемента, которая-также может явиться причиной прихвата НКТ. [28]
Рядом преимуществ по сравнению с водо-цементными растворами обладают цементные суспензии на углеводородной основе. Цемент, затворенный на дизельном топливе или керосине, как известно, дает тесто, не способное схватываться и отвердевать, но приобретает эти свойства после замещения нефтепродукта водой. Нагнетаемая в пласт смесь при взаимодействии с пластовой и промывочной водами быстро загустевает, что предупреждает обратное вытеснение цемента в скважину при снижении избыточного давления на устье. Нефте-цементный раствор, проникший в нефтеносную часть пласта, при отсутствии в ней воды не схватывается и может быть удален из пласта в процессе последующей эксплуатации скважины. Нефте-цементный раствор, попадая в трещины нефтенасыщенной части пласта, может образовать плотную цементную пасту, с трудом поддающуюся вымыванию нефтью при работе скважины. Поэтому этот метод может быть селективным лишь при известных условиях. [29]