Cтраница 1
Необходимость самостоятельного разбуривания возникает в связи с затруднениями стягивания контуров при применении законтурного заводнения. Исключением являются случаи, когда между нефтяной и водяной частями пластов залегает непроницаемый прошгасток. Перфорацию в этом случае проводят до непроницаемого пропластка, что дает возможность охватить дренажем всю нефтеносную часть пласта. [1]
Однако на необходимость разбуривания залежи нефти по определенной системе еще в 1923 г. указал И. Н. Стрижов, который впервые высказал мысль о целесообразности разработки залежи нефти с крыльев вверх по восстанию пласта. [2]
Все это обуславливает необходимость разбуривания залежей нижнего карбона по самостоятельной сетке скважин. При этом не исключается возможность использования возвратного фонда. [3]
Особо следует отметить решение НТС о необходимости разбуривания ВИЗ Александровской площади. [4]
Таким образом, проведенный эксперимент однозначно показал на необходимость разбуривания всей залежи ( включая и во-донефтяные зоны) с самого начала равномерной оптимальной сеткой скважин с проектированием резервных скважин для бурения на поздней стадии разработки на остаточные невырабатываемые запасы и для формирования зон стягивания контуров нефтеносности. [5]
По результатам небольшого периода разработки был сделан принципиально важный вывод о необходимости разбуривания и самостоятельной эксплуатации обширных водонефтяных зон. Все решения были найдены в самые короткие сроки, и жизнь впоследствии доказала правильность этих рекомендаций. [6]
Не следует игнорировать разбуривание водоплавающей зоны скважинами, полагая, что вся периферийная часть нефти может быть отобрана центральными скважинами; неучет необходимости разбуривания водоплавающей зоны может привести к значительному недобору промышленных запасов нефти. [7]
В 1989 г. составлен уточненный проект разработки месторождения. В связи с необходимостью разбуривания периферийных залежей продуктивных пластов, отдельных не вовлеченных в разработку участков и необходимостью уточнения технико-экономических показателей разработки. В проекте рассмотрено 2 варианта разработки. В базовом варианте изменений сложившейся системы разработки не предусмотрено. [8]
По второй схеме после продавки пеноцементного раствора в пласт, и плавного снижения давления в скважине и после наращивания заливочных труб вымывают оставшийся излишек пеноцементного раствора обратным способом. Такой технологический прием исключает необходимость разбуривания цементного стакана в колонне. [9]
Для раздувания эластичных пакерующих элементов гидравлических паке-ров чаще используют продавочную ( не твердеющую) жидкость и реже - тампо-нажный раствор или другие затвердевающие жидкие составы. В последнем случае возникает необходимость разбуривания цементного моста внутри обсадной колонны. [10]
Для раздувания пакеруюпщх элементов как отечественных, так и зарубежных конструкций гидравлических пакеров обычно используют продавочную ( нетвердеющую) жидкость, иногда - тампонажный раствор или другие затвердевающие растворы и смеси. В последнем случае обычно возникает необходимость разбуривания цементного моста внутри обсадной колонны. [11]
С целью уменьшения вероятности быстрых прорывов газа при проведении метода не следует стремиться к очень близким расстояниям между скважинами. Наличная сетка старых скважин поэтому, как правило, исключает необходимость повторного разбуривания площади. С принятием существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции в соответствии с предполагаемым количеством инжекционных скважин, которое устанавливается, исходя из принятого соотношения между количествами инжекционных и эксплоатационных скважин. Это последнее в свою очередь берется в зависимости от расстояния между скважинами, от проницаемости и от степени однородности строения залежи: при большей проницаемости и более однородном строении, а также малых расстояниях между скважинами можно взять большее количество эксплоатационных скважин на одну инжекционную и наоборот. Инжекционные скважины располагаются равномерно по площади, в центре каждого намеченного поля инжекции. С целью выбора этих скважин необходимо бывает рассмотреть ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции и остановиться на наиболее удовлетворяющих всем требованиям. [12]
ПУФР) имеют несущую и герметизирующую способность. Это обусловлено низким сцеплением цементного камня со стенками скважины и необходимостью разбуривания остатков цемента в обсадной колонне после цементирования. [13]
Применяемые заколонные пакера надувного действия ( ПУФР) имеют недостаточную несущую и герметизирующую способность. Это обусловлено недостаточным сцеплением цементного камня со стенками скважины и необходимостью разбуривания остатков цемента в обсадной колонне после цементирования. [14]
Гипан по указанным технологическим схемам в большинстве случаев продавливался в пласт минерализованной пластовой водой, объем которой определялся из расчета полного задавли-вания последней порции электролита ( 0 4 - 0 6 м3) в пласт. При этом создается благоприятное условие для отверждения гипана в призабойной зоне и отпадает необходимость разбуривания мостов в стволе скважины. Жидкость в пласт нагнетается при возможно минимальном давлении, чтобы избежать гидроразрыв пласта и другие осложнения. При отсутствии пакера на забое нагнетание контролируется по показанию манометра, установленного на линии, сообщающейся с кольцевым пространством скважины. После окончания продавливания задвижки арматуры на устье перекрываются и скважина оставляется под давлением па 3 - 5 сут. [15]