Закупоривающее вещество

Cтраница 2

Для увеличения дебита 28 / Х1 1970 г, был проведен гидравлический разрыв пласта, при котором параметры предыдущего неэффективного разрыва были сохранены и в качестве временно закупоривающего вещества была использована смесь углеводородного растворителя с полимером СКН-26. При расходе 50 кг полимера СКН-26 зона поглощения была закупорена и процесс был завершен, Если до разрыва дебит нефти скважины колебался в пределах 1 8 - 2 т / сут, то после разрыва он увеличился в 8 - 9 раз. [16]

За последние годы на нефтепромыслах Азербайджана проведено 540 гидравлических разрывов пласта или закачек крупнозернистого песка с предложенными углеводородными растворителями, из которых в 359 операциях были применены временно закупоривающие вещества. Следует отметить, что из проведенных гидравлических разрывов 126 были неэффективными, а проведение воздействия углеводородными растворителями и временно закупоривающим веществом позволило получить из таких скважин дополнительно от 54 до 135 т нефти. [17]

Основные характеристики объектов щелочного заводнения США. [18]

С целью дальнейшего изучения метода на блоке IV Трехозер-ного месторождения запроектировано испытание попеременной закачки оторочек щелочно-силикатного раствора и воды, содержащей соли жесткости. Объем закупоривающего вещества, образующегося при этом методе, больше, чем в испытанном, что позволяет надеяться на большую его эффективность. [19]

За последние годы были проведены промышленные испытания применения временно закупоривающего вещества при повторных ГРП. Представляют интерес результаты многократных гидравлических разрывов пласта, проведенных с помощью временно закупоривающего вещества - полимера СКН-26 в скв. Количество дополнительной нефти снизилось от 995 7 т после первого ГРП до 146 6 т при повторных разрывах ( 10 раз), а последний, одиннадцатый гидравлический разрыв пласта, который был проведен 3 / УП 1968 г., оказался неэффективным. Следует отметить, что параметры одиннадцатого гидроразрыва, были приняты нарастающими и темп нагнетания жидкостей был равен 75 2 10 - 5 мэ / с. В момент, когда дебит скважины снизился до 2 9 т / сут, в скважине был проведен гидравлический разрыв пласта с применением 40 кг временно закупоривающего вещества - полимера СКН-26. Этот гидравлический разрыв оказался эффективным; за 129 сут эксплуатации скважины с повышенным дебитом после ГРП было добыто 286 т нефти, и в дальнейшем ее продолжали эксплуатировать с повышенным дебитом. [20]

На породы призабойной зоны оказывают механическое, химическое, физическое и комбинированное воздействия с целью вовлечения нефтенасыщенных интервалов. Ухудшение условий для притока воды достигается гидрофобизацией поверхности пор водопроводящих зон закачкой в эти зоны закупоривающих веществ и композиций реагентов. [21]

Закупоривающее вещество перекрывает ранее образованные трещины, а продолжающееся нагнетание жидкости разрыва обеспечивает создание трещин в новом интервале продуктивной мощности. Предполагается, что число интервалов пласта, охваченных трещинами, соответствует числу операций по перекрытию трещин закупоривающими веществами. [22]

Многократный или поинтервальныи разрыв пласта заключается в поочередном создании нескольких трещин в мощных, расчлененных изолирующими пропластками, продуктивных пластах, находящихся в фильтровой зоне скважины. Для получения многократного разрыва ( несколько трещин по всей мощности пласта, вскрытого перфорацией) используются различные закупоривающие вещества: нафтенат кальция, полуэбонитовые упругие шарики и др. В процессе проведения гидравлического разрыва эти вещества производят последовательную закупорку трещин или перфорационных отверстий, а после образования и крепления трещин растворяются или удаляются продукцией скважины. [23]

Главная задача подготовки к контролю состоит в освобождении течей от закрывающих их веществ: масел, эмульсий, сконденсированной влаги из окружающего воздуха. При испытаниях опрессовкой под высоким избыточным давлением закупоривающие вещества вытесняются из течей, поэтому к подготовке поверхности не предъявляют высоких требований. Наиболее важна подготовка поверхности при испытаниях газовым методом с небольшой разностью давлений, например при вакуумных испытаниях. [25]

Схема расположения подземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта. [26]

Вначале проводят гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью вводят вещества, временно закупоривающие образовавшиеся трещины или перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это приводит к повышению давления и разрыву пласта в другом интервале. После этого в скважину вместе с жидкостью вводят закупоривающие вещества и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом, осуществляют двух-трехкрат-ный ( или многократный) разрыв пласта. [27]

При третьем гидравлическом разрыве пласта, который был проведен 20 / 111 1970 г., количество буферной жидкости - керосина составило 5 м3, жидкости разрыва - 35 м3, а песконосителя - 90 м3 нефти, которые были продавлены в пласт при темпе закачки 98 3 10 - 5 м3 / с. После разрыва скважину эксплуатировали с повышенным дебитом 240 сут, и за этот период дополнительно было добыто 2245 т нефти. Проведение повторных ( 3 - 4-кратных) ГРП по предложенной технологии даже без применения временно закупоривающего вещества оказалось эффективным. Аналогичные результаты были получены и в других скважинах. [28]

Наличие сульфокислот и других ПАВ способствует повышению ее поверхностной активности. Реагент также обладает значительно меньшей коррозионной активностью, чем техническая серная кислота. Ее используют как второй компонент нефтесернокислотной смеси, закачиваемой в ПЗП. Действует на нефтяную составляющую как осмоляющий агент. В результате реакции в пластовых условиях образуется кислый гудрон - закупоривающее вещество. Применяют также для повышения нефтеотдачи пласта. [29]

Страницы: 1 2