Cтраница 3
Как видно, по основным технологиям обработки нагнетательных скважин, направленных к перераспределению сложившихся нерациональных потоков заводнения ( избирательного повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых интервалов) с подключением в разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта, текущая средняя эффективность составляет выше 3 0 тыс. т на 1 обработку, или на одну реагирующую скважину 1 0 тыс. т дополнительной добычи нефти. [31]
Уже экспериментально установлено, что эффективность обработки нагнетательной скважины сохраняется более года. Поэтому с необходимым запасом прочности ( возможно, со слишком большим запасом прочности. [32]
В настоящее время существует множество методов обработки ПЗП нагнетательных скважин, направленных на увеличение приемистости и охвата пласта заводнением по толщине с использованием химических реагентов. [33]
С такой точки зрения нами предложен способ обработки нагнетательных скважин, заключающийся в закачке расчетного количества раствора ДИМ-1 в скважину под давлением в 2 - 3 раза меньше давления разрыва пласта, в результате чего раствор ДИМ-1 незначительно поглощается пластом. Далее за оторочкой раствора ДИМ-1 закачивается расчетное количество 15 % - го раствора HCI под давлением, причем давление нагнетания необходимо постепенно увеличивать, не доводя до значения давления гидравлического разрыва пласта, что обеспечивает равномерное перемешивание соляной кислоты с ДИМ-1 в ПЗП. [34]
Проведены лабораторные исследования композиционных реагентов гелеобразующих составов для обработки нагнетательных скважин с целью регулирования профиля приемистости ( выравнивания профиля вытеснения), и разработана рецептура их приготовления с использованием теории математического планирования эксперимента. [35]
На 20 месторождениях АНК Башнефть проведено более 250 обработок очаговых нагнетательных скважин, охвачено воздействием более 1300 добывающих скважин. [36]
Такое масштабное воздействие целесообразно осуществлять поэтапно в режиме регулярно повторяющихся обработок нагнетательных скважин. [37]
Бифторид аммония может быть применим для растворов в гли-нокислотной обработке нагнетательных скважин. Для обработки эксплуатационных скважин глинокислотный раствор рекомендуется приготовлять из плавиковой кислоты. [38]
СНПХ-9502 - водорастворимые ПАВ с высоким моющим действием для обработки ПЗП нагнетательных скважин для повышения их приемистости и для повышения нефтеотдачи пластов. [39]
На основании лабораторных исследований были подготовлены инструкции по технологии обработки нагнетательных скважин на Арланском нефтяном месторождении и проведены три опытные обработки скважин, которые дали обнадеживающие результаты. [40]
Следовательно, мицеллярные растворы с высоким содержанием воды пригодны для обработки нагнетательных скважин с целью повышения их продуктивности, но, видимо, только в песчаных продуктивных пластах. В карбонатных пластах, а возможно, и в песчаниках с карбонатным цементом они плохо вытесняют остаточную нефть и не повышают проницаемости. [41]
Предполагается, что использование смеси даст наибольший экономический эффект при обработке нагнетательных скважин, добывающих скважин фонтанного фонда, а также механизированного фонда, в частности оборудованных установками ЭЦН, так как обработка этими смесями возможна ( из-за раздельной закачки реагентов и отсутствия коррозии оборудования) без подъема глубинного оборудования и глушения скважин. [42]
В табл. 11.1 представлены исходные данные по проведенным на Ново-Елховском месторождении виброволновым обработкам нагнетательных скважин с различными геолого-физическими и технологическими условиями. [43]
СНПХ-95, СНПХ-95 М - водорастворимые ПАВ с высоким моющим действием для обработки ПЗП нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости и увеличения нефтеотдачи пластов. [44]
На Мамонтовском месторождении, где дебиты скважин невысокие, положительные результаты получены при обработке нагнетательных скважин по другой технологии: промывка забоя от глинопесчанного осадка, кислотная ванна в призабойной зоне для разрушения глинистой и цементной корок из расчета 3 м3 28 % - ной соляной кислоты и 150 кг бифторида аммония, выдерживание раствора в скважине в течение 6 ч, промывка забоя от продуктов реакции, гидровоздействие под давлением 160 кгс / см2 в течение одних суток, закачка в пласт 10 % - ного раствора соляной кислоты в объеме 10 м3, пуск скважины под закачку. Как правило, приемистость скважины после обработки достигает 300 - 700 м3 / сут. [45]