Закачанный раствор

Cтраница 2

Применение такого метода цементирования в 23 скважинах показало, что в 20 нефть была полностью изолирована от воды, а в трех остальных вода присутствовала из-за нарушения технологического процесса: скорость подъема цементного раствора была не выше 1 5 м / сек, количество закачанного раствора иа расширяющегося цемента оказалось заниженным. Там же из шести скважин, зацементированных обычным тампонажным-цементом, в трех получили притоки воды. [16]

Определив степень поглощения пластом воды, прокачиваемой заливочным агрегатом, подсчитывают количество цементного раствора, необходимого для закачки в скважину. Закачанный раствор продавливают в пласт. [17]

В зоне водопритоков протекают следующие физико-химические явления. Закачанный раствор реагирует с внутрипоровой водой в пласте, образуя прочную массу гидротитанового металлического оксида. Наличие органического растворителя в растворе тетракиса позволяет углублять ствол при наличии воды в скважине. Вследствие низкой концентрации тетракиса, используемого в растворе ( обычно менее 10 об. %), физические свойства раствора почти те же, что и у растворителя. [18]

НКТ обнаружили незначительные пропуски в затрубном пространстве, и закачка раствора была прекращена. Практически одновременно прекратились и пропуски в затрубном пространстве, что объясняется отверждением закачанного раствора смолы. Начатый сразу же подъем НКТ подтвердил это: башмак колонны 89-мм НКТ оказался прихваченным отвержденной смолой. [19]

Серьезные последствия вызывает вспенивание раствора при его обработке различными химическими реагентами. При их больших дозировках во время приготовления цементного раствора часто образуется много пены, которая в значительной степени затрудняет работы, а главное - дает неверное представление об объеме закачанного раствора в скважину и его-плотности. [20]

Вторая ( рис. 2.2) группа информации включает в себя сведения о конструкции скважин. Ее составляющими являются данные о глубине башмака направления; для кондуктора, технической колонны и эксплуатационной колонны учитываются диаметр долота, диаметр кондуктора, глубина башмака, уровень цементного кольца; дополнительно для кондуктора - количество закачанного раствора при первичном цементировании; для технической и эксплуатационной колонн - качество первичного цементного кольца. Эта группа является основной с точки зрения оценки возможности отрицательного влияния скважин на окружающую среду, обоснования объемов РВР и потребности в различных материалах, а также условий работы глубинного оборудования. [21]

Поступление газа из пласта в заколонное пространство начинается после продавки цементного раствора за обсадную колонну еще при ОЗЦ раствора в момент формирования цементного камня. Цементный камень хрупок, газопроницаем, особенно с облегчающими добавками, и не обладает способностью создавать гидравлическое противодавление на пласт в зако-лонном пространстве скважины, а его объем уменьшается до 6 % за счет объемной усадки цементного раствора по окончании ОЗЦ по сравнению с объемом закачанного раствора. [22]

Однако простые рассуждения показывают, что это неверно. Предположим, что в течение времени t через пропласток с проницаемостью k при постоянном перепаде давления прокачивался полимерный раствор. Тогда объем закачанного раствора равен Wakt, где а - некоторый постоянный коэффициент. [23]

Структурная схема станции контроля цементирования СКЦ2М - 80. [24]

Информация о наличии давления, плотности и расхода отображается на стрелочных показывающих приборах блока режима цементирования, а объем закачанного раствора - на электронном и электромеханическом счетчиках. Дублирование показаний осуществлено с целью повышения надежности получаемых данных при ответственных технологических операциях, а также на случай кратковременного отключения электропитания. Вся измерительная информация регистрируется на диаграммных лентах четырех приборов Н-392, на боковом поле которых дополнительно регистрируется объем закачанного раствора. [25]

В результате действия грязевой кислоты растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Растворение алюмосиликатов и кварца приводит к образованию растворимых солей кремне - фтористоводородной кислоты, хлористых и фтористых солей металлов и кремневой кислоты. Однако кремневая кислота может превратиться в гель. Поэтому из пласта необходимо извлекать закачанный раствор, до того, как начнется застудневание золя кремневой кислоты. [26]

Вероятно, в этом случае довытес-нение нефти произошло за счет увеличения микроохвата модели пласта при воздействии более вязким нейтрализованным раствором реагента. Важно подчеркнуть, что повышенные коффициен-ты вытеснения нефти достигнуты при меньших объемах закачанных растворов продукта. [27]

Дозирование НПАВ осуществляют дозировочным насосом НД16 / 63, который отрегулирован для подачи необходимого расхода неонола. Канализационная емкость 9 предусмотрена на случай переливов в смесителе УДП-0075. Емкость II для неонола с объемом 20 м3 теплоизолирована. Специальная гребенка III смонтирована для подачи композиции ПАА НПАВ на 9 нагнетательных скважин. Для размещения УЭЦНМ-250 / 1700 пробурен и обсажен шурф IV. При необходимости раствор неонола и композиции может быть приготовлен у установки в КНС с применением агрегата типа ЦА-320 ( АН-700) и автоцистерны. Продавливание закачанных растворов в водовод каждой скважины осуществляют с применением агрегата ЦНС КНС. [28]

Страницы: 1 2