Закачка - гелеобразующий состав
Cтраница 1
Закачка гелеобразующего состава производится при давлении, не превышающем допустимое давление, если давление увеличивается, то закачку продолжают при более низкой скорости. В случае продолжения роста давления закачку прекращают. [1]
Закачку гелеобразующего состава выполняют как через существующий интервал перфорации, так и через специальные отверстия, прострелянные напротив интервала заколонных перетоков. При проведении работ по ликвидации нижних заколонных перетоков через специальные отверстия между интервалом перфорации и специальными отверстиями устанавливают пакер, предотвращающий попадание в пласт гелеобразующего состава. При ликвидации верхних заколонных перетоков через специальные отверстия перед закачкой гелеобразующего состава устанавливают песчаную пробку в интервале перфорации. После изоляционных работ проводят разбуривание и размыв песчаной пробки. [2]
Закачку гелеобразующих составов МЕТКА на основе МЦ производят в единично расположенные нагнетательные скважины или в группы нагнетательных скважин через кустовую насосную станцию ( КНС) на участках пласта или залежи в целом с низкой или невысокой эффективностью процесса заводнения, обусловленной преждевременными прорывами нагнетаемой воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым зонам. [3]
 |
Рецептура состава КПАС. [4] |
После закачки гелеобразующего состава и выдержки скважины на гелеобразование при необходимости проводят интенсификацию притока из нефтенасыщенных интервалов пласта путем обработки призабойной зоны кислотным поверхностно-активным составом КПАС. [5]
Способ закачки гелеобразующего состава ( через весь интервал перфорации или направленно в отдельный интервал пласта) выбирают в зависимости от коллекторских свойств нефтенасыщенных и водонасыщенных пропластков. Наиболее эффективен направленный способ закачки, так как он предотвращает попадание гелеобразующего состава в нефтенасыщенную зону пласта, сохраняя его первоначальные коллекторские свойства. [6]
Первоначально технология закачки гелеобразующих составов ( ГОС) в нагнетательные и добывающие скважины рассматривалась как геолого-технологическое мероприятие с целью снижения обводненности добываемой продукции. Однако накопленный промысловый опыт использования ГОС показывает, что за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения отдачи из промытых водой зон в добывающих скважинах удается воздействовать на коэффициент охвата залежи заводнением и, следовательно, увеличить нефтеотдачу пластов. [7]
Для обеспечения успешной закачки гелеобразующего состава в высокопроницаемый пласт он должен быть хорошо дренирован и скважина должна иметь приемистость не менее 200 м3 / сут при давлении на устье скважин, равном принятому на этом объекте давлению закачки воды. Для условий Арланского месторождения это давление составляет 10 - 11 МПа. Однако это требование не вытекает из особенностей применяемой технологии. Поэтому оно скорее всего относится только к первоочередным объектам промысловых экспериментов. Выбор скважин по этому признаку должен уточняться по мере получения информации по технологическим параметрам закачки гелеобразующих составов. [8]
Через три месяца после закачки гелеобразующего состава в скважину 6946 получены первью положительные результаты эксперимента Обводненность по 4 добывающим скважинам снизилась на 5 - 11 % 1 - Ь 5 - 8 % повьки-лись дебиты нефти по 3 окружающим добывающим скважинам первого ряда. [9]
Выбор опытных участков и скважин для закачки гелеобразующих составов на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты должен основываться на результатах комплексного анализа геолого-физической характеристики и особенностей строения пласта, состояния выработки, особенностей ли-тологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами. Такой анализ требует выполнения следующих работ. [10]
Таким образом, выбор опытных участков и скважин для закачки гелеобразующих составов на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты должен основываться на результатах комплексного анализа геолого-физической характеристики и особенностей строения пласта, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами. Такой анализ требует выполнения следующих работ. [11]
Еще раз отметим, что механизм увеличения коэффициента нефтеотдачи при закачке гелеобразующих составов основан на увеличении охвата пласта воздействием закачиваемой воды путем временного снижения водопроницаемости высокопроницаемых хорошо промытых прослоев ( пропластков) неоднородного пласта, а также высокопроницаемых интервалов пласта, обладающих значительной толщиной. В результате образования в промытых зонах нетекучих барьеров достигается возможность регулирования движения воды по высокопроницаемым пластам с целью ограничения фильтрации. [12]
После комплексного обобщения перечисленных выше материалов делается вывод о пригодности анализируемого участка пласта для экспериментальной закачки гелеобразующих составов с целью увеличения нефтеотдачи пластов. [13]
В соответствии с программой промысловых исследований было организовано тщательное наблюдение за составом продукции и дебитом скважин как до закачки гелеобразующих составов, так и после нее. [14]
Представляют большой интерес результаты исследований нагнетательных скважин методом записи профилей приемистости пласта, выполненные до и после проведения закачки гелеобразующих составов. Такие профили были сняты в большинстве нагнетательных скважин. На рис. 5.7 приведены профили приемистости скв. Профиль приемистости, снятый 9 августа 1994 г. до закачки гелевой композиции, свидетельствует о кинжальном характере закачки воды по пласту Си и незначительной приемистости пластов Cv и CVi. [15]
Страницы: 1 2