Обработка - призабойная зона - скважина
Cтраница 1
Обработка призабойных зон скважин поверхностно - активныыи веществаш, композициями на их основе и. [1]
Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконден-сагных скважин на ряде месторождений. [2]
Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет проводить крепление рыхлых не сцементированных песков в скважине по всей толще продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше его, устраняется возможность проникновения смолы только в высокопроницаемые пропластки, снижается расход смолы в 3 - 4 раза за счет увеличения объема при вспенивании, снижается время на освоение скважины и вывод ее на технологический режим. [3]
Обработка призабойной зоны скважины была проведена в период с 05.02.96 по 15.02.96. До обработки и после обработки скважины выполнялись промысловые исследования по определению основных параметров эксплуатации скважины и ее продуктивной характеристики. В ходе обработки скважины в нее было закачано 618 тыс. м3 газа со средним суточным расходом от 59 до 67 тыс. м3 / сут и устьевым давлением от 8 46 до 9 1 МПа. После обработки скважина выдерживалась около недели и была пущена в эксплуатацию 24.02.96. С 24.02.96 по 27.02.96 она работала самостоятельно с дебитом газа 43 - 55 тыс. м3 / сут, а затем до 01.03.96 простаивала по техническим причинам. [4]
Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее. [5]
Обработка призабойной зоны скважины сухим газом в этом случае позволяет увеличить продуктивность скважины в 1 5 раза. Однако после пуска скважины в эксплуатацию ее продуктивность снижается значительно медленнее, чем в вариантах 2Р и ЗР. [6]
 |
Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ ( при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации пластовой смеси. [7] |
Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 5.52 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа. [8]
Обработка призабойной зоны скважин неионо-генным поверхностно-активным веществом с растворителем / / Нефтепромысловое дело. [9]
Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений. [10]
Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее. [11]
Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 3.69 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа. [12]
Обработка призабойной зоны скважин кислотой без ввода песка при высоких темпах и больших давлениях закачки широко применяется и все больше и больше используется при освоении скважин на многих нефтеразведочных площадях Союза. [13]
 |
Эффективность паротепловой обработки некоторых скважин в США. [14] |
Обработка призабойной зоны скважин паром применяется в США, Канаде, Венесуэле, Голландии. По промысловым данным США, обработка паром обеспечивает в среднем 5 - 10-кратное увеличение дебитов. Продолжительность работы скважин с увеличенным дебитом варьирует от 1 до 6 - 7 месяцев. По окончании эффекта операцию повторяют. При этом нередки случаи, когда эффективной оказывается 5 - 6-кратная обработка. В табл. 12.6 приведены данные, показывающие эффективность паротепловой обработки ряда скважин в США. [15]
Страницы: 1 2 3 4