Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.15
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2004
  • Место защиты: Краснодар
  • Количество страниц: 158 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов
Оглавление Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов
Содержание Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов
1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ И ПАТЕНТНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.
1.1. Влияние фильтрата буровых и тампонажных растворов и глубины проникновения в пласт на его свойства и продуютшность.
1.2. Вопросы седиментации и стабилизации дисперсных систем применительно к цементным растворам. Современное состояние применения химических реагентов для обработки тампонажных растворов
1.3. Разработка требований к тампонажным растворам для цементирования продуктивных пластов. Выбор направления исследований.
1.4. Выводы по главе 1.
2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.
2.1. Методика проведения исследований
2.2. Оценка эффективности и выбор понизителей водоотдачи и пластификаторов
2.3. Исследование свойств цементных растворов, обработанных С3 и ОЭЦ и выбор оптимального соотношения реагентов.
2.4. Изучение механизма синергетического эффекта в композиции СЗОЭЦ
2.5. Исследование, оценка эффективности и выбор пеногасителей.
2.6. Выводы по главе 2.
3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВКОМПАУНДОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ
3.1. Рецептуры тампонажных растворов для условий повышенных температур.
3.2. Рецептуры тампонажных растворов для условий высоких температур.
3.3. Рецептуры тампонажных растворов для условий умеренных и
нормальных температур.
3.4. Рецептуры тампонажных растворов, отвечающих требованию но степени релаксации напряжений
3.5. Исследование реологических свойств тампонажных растворов, обработанных комплексными реагентамикомпаундами КРК
3.6. Выводы по главе 3.
4. ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВКОМПАУНДОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
4.1. Сопоставление комплексных реагентовпонизителей водоотдачи КРК с импортными реагентами
4.2. Опыт применения тампонажных растворов с низкой водоотдачей при цементировании скважин.
4.3. Экономическая эффективность применения комплексных реагентовкомпаундов.
4.4. Выводы по главе 4.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Степень загрязнения призабойной зоны пласта оценивается по трем основным показателям отношению продуктивности ОП, скинэффекту Бк и коэффициенту восстановления проницаемости р. Эти показатели связаны между собой соотношениями ,

где кМу кт фазовые проницаемости по нефти соответственно коллектора и загрязненной зоны. Таким образом, снижению проницаемости призабойной зоны вследствие загрязнения ее фильтратом ОП 1 соответствуют отрицательные значения скинэффекта. Согласно промысловым данным , , зависимость фактической продуктивности и ОП от потенциальной продуктивности линейная, а эксперименты на кернах 6 показывают отсутствие заметного влияния на эту зависимость твердой фазы раствора. Величина коэффициента восстановления проницаемости 3 при прочих равных условиях определяется видом и составом промывочной жидкости фильтрата. Влияние различных фильтратов и растворов на величину коэффициента р согласно отечественным и зарубежным промысловым данным и результатам лабораторных исследова 1ий ,,, 0 представлено в табл. Из табл. Па. Это, с одной стороны, не позволяет им проникать в каналы, заполненные нефтью, с другой ограничивает до минимума фильтрацию в каналы, заполненные остаточной водой. Вследствие этого при использовании таких растворов равновесие фаз в коллекторе нарушается незначительно, что и обусловливает их высокую эффективность, сопоставимую и даже превосходящую эффективность обращенных нефтеэмульсионных растворов. Кроме того, относительно высокое осмотическое давление растворов 2,5 МПа способствует снижению водосодержания призабойной зоны, предотвращению набухания глинистых минералов и увеличению фазовой проницаемости по нефти.

Рекомендуемые диссертации данного раздела