Обработка - нагнетательная скважина
Cтраница 1
Обработка нагнетательных скважин гелеобразующим составом производится в один цикл, который включает вначале закачку буферной воды, затем гелевой композиции и вновь закачку пресной воды для предотвращения гелеобразования в НКТ и в ПЗ скважин. [1]
Пэсле обработки нагнетательной скважины композицией, состоящей из биоПАВ, упкводородного растворителя и белкового наполнителя, скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 48 часов. Затем подключают скважину под закачку воды из системы ППД. [2]
Для обработок нагнетательных скважин выбирают в первую очередь те участки, где идет интенсивное обводнение продукции добывающих скважин. [3]
Проведение обработки нагнетательных скважин сшитыми-полимерными системами обусловлено опережающим вытеснением нефти водой и обводнением отдельных пропластков. [4]
При обработке нагнетательных скважин часто практикуется возобновление нагнетания, чтобы протолкнуть отработанный кислотный раствор из ствола скважины в пласт, где его присутствие не может помешать последующему заводнению. [5]
При обработке нагнетательных скважин больший эффект достиг йется при заккчке кислоты и виде кристаллов, чем водного раствора. [6]
При обработке нагнетательных скважин прореагировавший кислотный раствор с продуктами химической реакции выбрасывается из скважины при ее самоизлиие до получения чистой воды с определением остаточного кислотного числа. [7]
При обработке ПЗП нагнетательных скважин ПАВ помимо снижения межфазного натяжения на границе нефть - отработанная кислота должно, наоборот, гидрофилизировать породу. [8]
При обработках нагнетательных скважин в кислотные составы предпочтительно добавлять неионогенные ПАВ. [9]
Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины. [10]
Для моделирования процесса обработки нагнетательных скважин, вскрывающих девонские и бобриковские пласты Ново-Елховского месторождения, было определено восемь переменных - факторов процесса, оказывающих влияние на показатель процесса - приращение коэффициента удельной приемистости. [11]
 |
Изменение концентрации HCI в процентах к начальной при введении в нее. [12] |
При данном способе обработки нагнетательных скважин повышается агрессивность кислоты по отношению к оборудованию и вопрос защиты металла оборудования от коррозии растворами горячей кислоты является весьма актуальным. Разрушение металла такими растворами происходит несколько интенсивно даже за короткие промежутки времени, что приводит к большим издержкам производства, а иногда является прямым препятствием к применению эффективных методов интенсификации добычи нефти. В этой связи нами проведены серии лабораторных исследований по изучению реагента ДИМ-1 в качестве ингибитора коррозии весовым и электрическим методами. [13]
Химеко-ГАНГ предложена технология обработки нагнетательных скважин эмульсионными составами на основе эмульгатора Нефтенол НЗб. Применение этой технологии позволяет выравнить профиль приемистости, доотмыть остаточную нефть, снизить обводненность и повысить нефтеотдачу пласта по обрабатываемому участку. [14]
По основным технологиям обработки нагнетательных скважин, направленным на перераспределение сложившихся нерациональных потоков заводнения ( избирательного повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых интервалов) с подключением в разработку ранее слабо дренируемых и неохваченных воздействием зон пласта, текущая средняя эффективность составляет выше 3 0 тыс. т на 1 обработку, или 1 0 тыс. т дополнительной добычи нефти на каждую реагирующую скважину. [15]
Страницы: 1 2 3 4