Cтраница 2
Если в сдважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае после завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей, заменой воды буровым раствором. [16]
Следовательно, необходимо ограничить фильтрацию перфорационных жидкостей и подобрать добавки ПАВ с учетом горногеологических условий региона. Целесообразно, чтобы они гидро-фобизировали поверхности горных пород в продуктивных горизонтах. [17]
Результаты освоения скважин на указанных выше перфорационных жидкостях в равной степени давали как положительные, так и отрицательные результаты. Поэтому в подавляющем большинстве при освоении скважин требовалось проведение дополнительных мероприятий, связанных с РИР и очисткой ПЗП, с затратами времени и средств. [18]
В Куйбышевском Поволжье подтверждено также положительное влияние перфорационных жидкостей, не содержащих твердой фазы, на условия ввода скважин в эксплуатацию. Тверского месторождения после перфорации в среде нефти введена в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом 50 т / сут, тогда как в окружающих ее четырех скважинах, перфорированных на глинистом растворе, длительное время ( 6 - 12 мес) приток вообще не получали. Дмитровского месторождения, перфорированная на нефти, введена в эксплуатацию фонтанным способом, а все остальные скважины ( более 30) этого месторождения, перфорированные на глинистом растворе, вводили в эксплуатацию только насосным способом. [19]
Перспективным следует считать вторую технологию, предусматривающую закачку порции перфорационной жидкости в зону перфорации. При такой технологии перфорационной жидкостью заполняются, как правило, только 100 - 300 м нижней части ствола скважины. Для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором или другой жидкостью соответствующей плотности. За счет многократного уменьшения объема используемой перфорационной жидкости затраты на реализацию этой технологии значительно ниже по сравнению с первой. [20]
По этой методике исследовано влияние на коллектор основных типов перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе. [21]
В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований по совершенствованию перфорационных жидкостей для кумулятивной перфорации и гидроперфорации, описаны усовершенствованные конструкции гидроперфораторов. [22]
Высокую гидродинамическую эффективность вскрытия пласта дает использование в качестве перфорационных жидкостей гомогенных растворов на нефтяной основе ( например, ИБР, ВИЭР), углеводородных жидкостей, водных растворов различных солей, ингибированных растворов, растворов с добавками ПАВ, инверт-ных ( обращенных) водонефтяных эмульсий. [23]
Особо следует отметить, что применение состава УНИ-1 в качестве перфорационной жидкости во время вторичного вскрытия пластов обеспечивает легкое осв. [24]
При реализации высокоэкономичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является выбор буферного разделителя. [25]
При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение жидкости полимерами, которые отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора. Предотвратить этот процесс, а также надежно изолировать жидкость можно при использовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает загрязнение специальных жидкостей ( СЖ) компонентами буферного разделителя. [26]
Особо следует отметить, что применение состава УНИ-1 в качестве перфорационной жидкости во время вторичного вскрытия пластов обеспечивает легкое освоение скважин даже после длительного ( до 6 месяцев) простоя скважины в ожидании освоения. [27]
На залежах Башкортостана для вторичного вскрытия продуктивного пласта в качестве перфорационной жидкости предложены и используются рецептуры из водного раствора минеральных солей или пластовая вода с добавкой гидрофобизирую-щего ПАВ. Промысловые испытания на опытных скважинах и скважинах-аналогах свидетельствуют об эффективности применения новых перфорационных сред. [28]
При реализации высокоэкономичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является выбор буферного разделителя. [29]
Данное направление исследований, когда в промывочном растворе и в перфорационной жидкости используются КПАВ, должным образом не изучено и в технической литературе практически не освещено. [30]