Изоляция - подошвенная вода
Cтраница 2
Для создания искусственного водонепроницаемого экрана при изоляции подошвенных вод УфНИИ был предложен кислый иликазоль 225 ], который приготовляется из t жидкого стекла и соляной кислоты. [16]
На промыслах Туймазанефти был испытан способ изоляции подошвенных вод путем закачки в пласт мочевино-формальде-гидной смолы. [17]
Следовательно, безуспешны 70 % всех ремонтов по изоляции подошвенной воды. [18]
Способ цементировки под давлением может оказаться приемлемым и при изоляции подошвенной воды в тех случаях, когда пласты литологически неоднородны и в разрезе продуктивного объекта имеются непроницаемые прослои. В таких условиях заливка с подъемом цемента до кровли водонепроницаемого про-пластка может создать преграду, способную приостановить на длительный срок процесс обводнения скважины. [19]
В УфНИИ, ВНИИ и других организациях исследуют реагенты для изоляции подошвенных вод методами, основанными на создании искусственных водоизолирующих экранов-трещин. [20]
В конечном счете, из-за невысокой достоверности полученной информации, при изоляции подошвенных вод заказчик старается решать задачу без затрат времени на геофизические исследования, поэтому исход ремонтных работ зачастую зависит от опыта промыслового геолога. [21]
Если такие вопросы, как разобщение продуктивных и водоносных горизонтов, изоляция подошвенных вод, обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта, обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта, защита его от вредного влияния тампонажного раствора, решаются выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале продуктивного горизонта, то реализация требования сохранения естественных коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия обеспечивается в первую очередь правильным выбором технологии бурения. [22]
По результатам исследований получено 4 авторских свидетельства на изобретения: способы изоляции подошвенной воды и газопроявлений при разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой; способ определения оседания дневной поверхности и гидродинамический способ определения давления насыщения пластовой нефти. [23]
 |
Схема образования конуса воды. [24] |
Образование конуса воды в прискважинной зоне ведет к вынужденному капитальному ремонту для изоляции подошвенных вод, увеличению себестоимости добываемой нефти и нерентабельности добычи нефти из таких скважин. [25]
Многолетний опыт изоляции с применением цементной суспензии показал, что сокращение обводненности и увеличение дебита скважин при изоляции подошвенной воды в основном достигается за счет отключения обводненного пласта или частичного перекрытия цементным мостом эксплуатационного фильтра. В табл. 26 приведены результаты анализа ремонтно-изоляцион-ных работ в 230 скважинах, проведенных на восьми основных нефтенасыщенных площадях Татарской АССР ( Абдрахманов-ская, Альметьевская, Азнакаевская, Лениногорская, Ново-Ел - ховская, Зеленогорская, Южно-Ромашкинская, Северо-Альметь - евская) в 1968 - 1970 гг. Ограничение притока подошвенной воды в 84 скважинах из 95 достигнуто за счет отключения пласта в целом или его обводненной части. [26]
Из табл. 29 видно, что при использовании в качестве электролита водного раствора хлористого кальция коэффициент успешности работ при изоляции подошвенных вод выше, чем при изоляции нижних вод. Для изоляции нижних вод более выгодно применение пластовой минерализованной воды. [27]
Приведенные данные по Азнакаевскнефти и Бавлынефти показывают, что по сравнению с обычной заливкой цементного раствора под давлением способ изоляции подошвенных вод цементом совместно с гидравлическим разрывом является более эффективным. Наряду с этим указанный способ имеет ряд существенных недостатков: 1) неселективность и сравнительно короткие сроки схватывания цементного раствора. Всегда существует опасность проникновения изолирующего материала в нефтеносную часть пласта и, как следствие, снижение его проницаемости. Короткие сроки схватывания цемента на водной основе могут привести к прихвату заливочных труб на забое скважины. Возможность прихвата увеличивается в связи с тем, что процесс продавлива-ния в пласт цементного раствора производится с пакером при давлении 250 - 300 am; 2) возможность обратной отдачи пластом части цементного раствора. Поскольку вымывание оставшегося цементного раствора до наступления начала его схватывания связано со снижением давления до нуля и освобождением пакера всегда возможна обратная отдача пластом некоторой части цементного раствора, что не может содействовать качественной изоляции подошвенной воды. [28]
Селективной изоляцией нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе достигается значительно больший прирост дебита нефти, чем при изоляции подошвенной воды. Так, в первом случае, среднесуточный прирост дебита нефти по 103 скважинам составляет 11 т / сут, а во втором 8 1 т / сут по 62 скважинам. С использованием цементного раствора на углеводородной основе изоляция подошвенной воды дает больший прирост дебита нефти, чем изоляция нижней воды. [29]
Как видно из табл. 26, эффективность изоляционных работ в 1969 г. значительно выше, чем в предыдущие годы и превышает эффективность изоляции нижних и подошвенных вод с применением цементных растворов. [30]
Страницы: 1 2 3 4