Зона - поглощение
Cтраница 3
Для изоляции зон поглощений используют смеси на основе вяжущих веществ, полимеров и на глинистой основе. В зависимости от начальных структурно-механических свойств смеси условно подразделяются на растворы и пасты. К растворам относят смеси с незначительной начальной прочностью структуры ( до 0 3 - 0 8 кПа), имеющие хорошую текучесть ( растекаемость не менее 13 - 15 см) и прокачиваемость. Тампонажные растворы наиболее эффективны для изоляции пластов, представленных пористыми и мелкотрещиноватыми коллекторами малой и средней интенсивности поглощения. Пасты эффективны при изоляции зон интенсивных поглощений, приуроченных к крупнотрещиноватым и кавернозным породам. [31]
Успех проходки зон поглощений с пеной определяется коль-матирующим эффектом, в десятки раз меньшим по сравнению с водой давлением столба пены на пласт. При использовании пен для проходки поглощающих пород расход глины сокращается в 5 - 6 раз, многократно снижается и расход воды, что имеет немаловажное значение для районов Крайнего Севера, особенно в зимних условиях. Гидрофобность сухих пен позволяет использовать их для бурения в глинистых породах, способных к обрушению при взаимодействии с водой. Применение пен обеспечивает минимальное загрязнение окружающей среды. [32]
 |
Изменение концентрации кислоты и окислов азота в абсорбционных башнях. [33] |
Необходимость охлаждения зоны поглощения следует хотя бы из того, что температура нитрозного газа, содержащего 10 % NO, только вследствие протекания реакции окисления NO в NO2 может повыситься до 200 С. [34]
Период закупорки зоны поглощения полимером регулируется его содержанием в углеводородном растворителе. [35]
Выше кровли зоны поглощения на 8 - 10 м устанавливается фонарь-манжета. Цементирование производится через затрубное пространство самотеком или специальным переводником. При наличии каверн в интервале установки фонаря-манжеты закачивается буферная быстросхватывающая смесь ( гипс, гипс с цементом в соотношении 1: 1) со сроком схватывания 10 - 15 минут. До начала схватывания смеси делается остановка и закачивается цементный раствор до устья скважины. [36]
При вскрытии зон поглощения вместе с буровым раствором в трещины проникают мелкие частицы скорлупы, которые, заклиниваясь, создают прочный экран и уменьшают интенсивность поглощения. Процентное содержание наполнителей в циркулирующем растворе периодически контролируют и при необходимости добавляют новые порции. [37]
Технология изоляции зон поглощения с применением НХ успешно испытана при бурении скважин на нефтяных месторождениях объединения Татнефть. Экономия от внедрения НХ ориентировочно составляет 1000 - 1500 руб. при изоляции одной зоны ( объекта) поглощения. [38]
Способ изоляции зоны поглощения с сохранением равенства давлений в системе скважина - пласт разработан в ВолгоградНИПИ - нефть с целью предотвращения разбавления тампонажной смеси жидкостью из затрубного пространства. Перед началом изоляционных работ в затрубное пространство закачивается облегченная жидкость до появления уровня, затем превентор закрывается, и нагнетание продолжается до создания на устье давления, равного разности давлений столба тампонажной смеси и бурового раствора от открытого конца бурильных труб до подошвы поглощающего пласта. Затем в бурильные трубы закачивают тампонажную смесь. [39]
Способ изоляции зоны поглощения с применением раздельной транспортировки компонентов БСС разработан в ТатНИПИнефти и заключается в том, что ускорители схватывания транспортируются в полиэтиленовых сосудах совместно с тампонажным раствором по колонне бурильных труб и через гидромеханический пакер. В качестве ускорителей схватывания могут использоваться жидкое стекло, хлористый кальций и др. Заполненные ускорителем сосуды вводят в тампонажный раствор через специальную заливочную головку. При выходе из бурильных труб сосуды разрушаются ножами, установленными в нижней части пакера, и ускоритель поступает в тампонажный раствор у зоны поглощения, сокращая сроки схватывания смеси. Обычно часть ускорителя вводится в воду затворения, а другая часть - у зоны поглощения, причем тампонажный раствор закачивается тремя порциями: в первую и последнюю порцию ускоритель у зоны поглощения не вводится, сосуды с ускорителем вводятся только во вторую порцию. [40]
При изоляции зон поглощений с установкой пакера необходимо стремиться создавать такой режим нагнетания, при котором в течение всего процесса обеспечивалось бы избыточное давление на кровлю пласта. При большой мощности пласта это не всегда может быть обеспечено, так как вследствие замещения бурового раствора тампонажной смесью избыточное давление на подошву пласта может оказаться значительным и приемистость пласта возрастет настолько, что уровень жидкости в трубах упадет. При этом давление в скважине против кровли пласта может быть меньше пластового, и в скважине возникнет переток пластовой жидкости. [41]
 |
Цементировочная головка. [42] |
Способ изоляции зоны поглощения с сохранением равенства давлений в системе скважина - пласт разработан в Волго-граднипинефти с целью предотвращения разбавления тампонажной смеси жидкостью из затрубного пространства. [43]
Способ изоляции зоны поглощения с применением раздельной транспортировки компонентов БСС разработан в Татнипинефти и заключается в том, что ускорители схватывания транспортируются в полиэтиленовых сосудах совместно с тампонажным раствором по колонне бурильных труб и через гидромеханический пакер. В качестве ускорителей схватывания можно использовать жидкое стекло, хлорид кальция и др. Заполненные ускорителем сосуды вводят в тампонажный раствор через специальную заливочную головку. При выходе из бурильных труб сосуды разрушают ножами, установленными в нижней части пакера, и ускоритель поступает в тампонажный раствор у зоны поглощения, сокращая сроки схватывания смеси. Обычно часть ускорителя вводят в воду затворения, а другую часть - в зоне поглощения, причем тампонажный раствор закачивают тремя порциями: в первую и последнюю порцию ускоритель в зоне поглощения не вводят, сосуды с ускорителем вводят только во вторую порцию. [44]
При изоляции зон поглощений с установкой пакера необходимо стремиться создавать такой режим нагнетания, при котором в течение всего процесса обеспечивалось бы избыточное давление на кровлю пласта. При большой мощности пласта это не всегда возможно, так как вследствие замещения бурового раствора тампонажной смесью избыточное давление на подошву пласта может оказаться значительным и приемистость пласта возрастает настолько, что уровень жидкости в трубах падает. При этом давление в скважине против кровли пласта может быть меньше пластового и в скважине возникает переток пластовой жидкости. [45]
Страницы: 1 2 3 4