Гелеобразующий состав

Cтраница 2

После закачки гелеобразующего состава и выдержки скважины на гелеобразование при необходимости проводят интенсификацию притока из нефтенасыщенных интервалов пласта путем обработки призабойной зоны кислотным поверхностно-активным составом КПАС. [16]

Объектами применения гелеобразующих составов для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов могут быть также коллекторы, представленные одним достаточно хорошо развитым пластом большой толщины, проницаемость которого существенно изменяется по толщине. Однако на первом этапе промысловых экспериментов следует отдавать предпочтение послойно неоднородным коллекторам. [17]

Нефтевытесняющие свойства гелеобразующих составов, содержащих соль алюминия карбамид и ПАВ, оценены в фильтрационной установке УИПК-1М в условиях, моделирующих пластовые, на природном керновом материале пласта Ю Нивагальского месторождения и на насыпных колонках с использованием дезинтегрированного кернового материала при пластовой температуре 90 С. [18]

Нефтевытесняющие свойства гелеобразующих составов, содержащих соль алюминия карбамид и ПАВ, оценены в фильтрационной установке УИГОС-1М в условиях, моделирующих пластовые, на природном керновом материале пласта Ю, Нивагальского месторождения и на насыпных колонках с использованием дезинтегрированного кернового материала при пластовой температуре 90 С. [19]

Разработана рецептура гелеобразующего состава, обладающего требуемой прочностью и тампонирующими свойствами. Это позволило увеличить продолжительность отключения высокопроницаемого обводненного пласта и сроки эффективной эксплуатации ( увеличение дебитов по нефти и сокращение объемов попутно добываемой воды) реагирующих скважин. [20]

В качестве гелеобразующих составов могут быть использованы различные химические продукты, часто являющиеся полупродуктами или отходами химических производств. В связи с этим возникает задача выбора более дешевых и доступных химических продуктов для приготовления гелеобразующих композиций, эффективно работающих в различных геолого-физических и технологических условиях добычи нефти. [21]

Схема экспериментальной установки. [22]

Для испытания разработанного гелеобразующего состава при более высоких перепадах давления и большей длине образцов, а также для оценки возможности изоляции перетоков газа была проведена специальная серия экспериментов. При этом также была исследована способность геля к изоляции искусственных трещин и герметизации зацементированного затрубного пространства. [23]

ГО С ( гелеобразующий состав) - водный раствор полимера ( ПАА и др.) и сшивающего материала ( ацетат хрома, хромокалиевые квасцы), обладает избирательным ( селективным) проникновением в водонасыщенную часть пласта. Макромолекулы ПАА хорошо адсорбируются на гидрофильных поверхностях проницаемых обводнившихся пропластков, в то же время гидрофобная поверхность нефтенасыщенной части не способна адсорбировать ПАА. [24]

Таким образом, предложенные гелеобразующие составы могут быть использованы для восстановления герметичности зако-лонного пространства, а данная работа наглядно показывает проблему негерметичности цементного кольца и один из эффективных путей ее решения. [25]

Первоначально технология закачки гелеобразующих составов ( ГОС) в нагнетательные и добывающие скважины рассматривалась как геолого-технологическое мероприятие с целью снижения обводненности добываемой продукции. Однако накопленный промысловый опыт использования ГОС показывает, что за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения отдачи из промытых водой зон в добывающих скважинах удается воздействовать на коэффициент охвата залежи заводнением и, следовательно, увеличить нефтеотдачу пластов. [26]

Установлена возможность получения гелеобразующих составов с необходимыми свойствами на основе дешевых, малотоксичных, неорганических порошкообразных материалов, являющихся отходами металлургической промышленности. [27]

Проведены промысловые испытания гелеобразующего состава на основе нефелина и соляной кислоты на 18 опытных участках месторождений ОАО Оренбургнефть, в т.ч. на 10 нагнетательных и одной добывающей скважине Красноярского месторождения, на 3 нагнетательных и одной добывающей скважине Ново-Кудринского месторождения, по одной нагнетательной скважине Западно-Степановского и Султангулово-Заглядинского месторождений и одной добывающей скважине Саврушинского месторождения в период с 1992 по 2000 г.г. В табл. 3 приведены некоторые сведения по технологической эффективности применения гелеобразующей композиции на основе нефелина. [28]

Для закрепления оторочки силикатного гелеобразующего состава применяют твердеющие тампонажные составы, образующие высокопрочную структуру во всем объеме. В качестве таких составов используют цементные и нефтецементные растворы, кремнеорганические реагенты ( АКОР Б100, Этилсшшкат-40, Продукт 119 и др.), лигносульфонатные составы на основе ССБ и КССБ со структурообразователями и др. Рецептуру и объем закрепляющего состава подбирают для конкретных геолого-промысловых условий с учетом пластовой температуры, глубины скважины, совместимости используемой рецептуры с пластовыми флюидами, приемистости скважины. [29]

Для опыта с гелеобразующими составами в качестве добавки соли взят АЬ ( 8О4) з - По результатам исследований применение сульфата алюминия для испытываемых марок лигносульфоната дает наибольший водоизолирующий эффект. Предлагаемые составы на основе лигносульфоната с добавками солей поливалентных металлов в интервале концентраций 0 5 - 10 % масс, коагулируют с образованием рыхлых, аморфных осадков, происходит перераспределение фильтрационных потоков таким образом, что приводит к снижению пористости и проницаемости водопромытых, высокопористых проиластков, мобилизуя к нефтеотдаче низкопроницаемые прослои. Применение разработанных гелеобразующих составов позволяет резко снизить проницаемость водопромытых слоев или полностью их изолировать, блокировать. [30]

Страницы: 1 2 3 4