Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин

• Автор: Шамсутдинов, Радик Диасович
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 173 с. : ил

ВВЕДЕНИЕ. ГЛАВА 1. ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ. Взаимосвязь геологотехнических условий и технологических свойств жидкостей для капитального ремонта скважин. Анализ применяемых жидкостей для капитального ремонта скважин на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях. Выводы, постановка цели и задач исследования. ГЛАВА 2. МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ. Выбор и обоснование методов экспериментальных исследований. Методика определения глиносмкости обратных эмульсий. Методика измерения электростабильности. Методика определения поверхностного натяжения растворов ПАВ сталагмометричсским методом. Теоретические предпосылки для разработки новых рецептур блокирующих составов. ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ РЕЦЕПТУР БЛОКИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИ. Углеводородная фаза ИЭР. Водная фаза ИЭР. Обоснование и выбор поверхностноактивных веществ для ИЭР. Требования и выбор мелкодисперсных наполнителей для ИЭР. Оценка возможности применения асбеста в качестве наполнителя ИЭР. Экспериментальные исследования физикохимических свойств асбеста.


Температурные условия сеноманских залежей, замеренные по пластовым водам составляют С. БУцБУз составляют С. Дебиты газа по результатам испытаний на скважинах достигают 7 тыс. Конечные результаты позволяют считать, что проектные дебиты могут иметь порядок 0 тыс. Однако, во время первичного вскрытия, при цементировании, перфорировании и ремонтных работах, в результате проникновения фильтрата бурового раствора, глинистых частиц, воздействия ударной волны происходит загрязнение, закупорка призабойной зоны до шести диаметров 0 мм в газовых коллекторах, до восьми диаметров 6 мм в водонасыщенных. Поэтому реальные
дебиты скважин, даже вышедших на стабильный режим после освоения, значительно ниже потенциально возможных. Характеристика пластовых вод. Практический интерес представляют воды неокомсеноманского водоносного комплекса. Комплекс включает в себя две водоносные толщи верхневаланжиннижнеаптскую и аптсеноманскую. Верхневаланжиннижнеаптские воды преимущественно хлоридные и гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией 4,,9 гл, содержанием йода 0,,3 мгл, брома 3,7,1 мгл. Растворенный в водах газ метановый более объем. Пластовая температура вод от С в верхах толщи до С в ее нижней части. Из баррсмских отложений получена вода хлоркальциевого типа ,6 гл, содержанием йода 9,3 мгл и брома ,1 мгл. В аптсеноманской водоносной толще пластовые давления близки к гидростатическим. Замеренные пластовые температуры равны С. Водорастворимый газметан составляет , содержание тяжелых углеводородов менее 1. В газе присутствует азот, углекислый газ.