Cтраница 2
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 скважины 6946, снятые до и после закачки гслевой композиции. Профиль приемистости, снятый 9 августа 1994 года до закачки гелсвой композиции, свидетельствует о кинжальном характере закачки воды по пласту См и незначительной приемистости пластов Cv и CVI. [16]
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. 6.12 приведены профили приемистости скв. Профиль приемистости, снятый 9.08.199 4 г. до закачки гелевой композиции, свидетельствует о кинжальном характере закачки воды по пласту Сп и незначительной приемистости пластов Cv и CV. [17]
В соответствии с программой промысловых исследований было организовано более тщательное наблюдение за составом продукции и дебитом скважин как до закачки гелеобразующих составов, так и после нее. Наблюдениями установлено, что после закачки гелевых растворов несколько увеличились де-биты скважин, дебиты по нефти, а обводненность добываемой продукции уменьшилась. [18]
Оборудование и спецтехнику ( бойлер, агрегаты) для приготовления и закачки реагента в пласт устанавливают согласно технологическим схемам при закачке гелеобразующих составов в пласт в нефтяной промышленности. [19]
На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие номера добывающих скважин могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины. [20]
На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие номера добывающих скважин могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины. [21]
Комплексный анализ геолого-физической характеристики и особенностей строения пластов, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами подтвердил правильность выбора опытных участков для закачки гелеобразующих составов на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты. [22]
Комплексный анализ геолого-физической характеристики и особенностей строения пластов, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связей между пластами и скважинами подтвердил правильность выбора опытных участков для закачки гелеобразующих составов на основе использования жидкого стекла и соляной кислоты. Обобщение показателей разработки выбранных участков и очагов воздействия показало, что приемистость нагнетательных скважин находится в пределах 300 - 600 м3 / сут, продукция добывающих скважин обводнена на 90 - 96 %, дебиты скважин изменяются в пределах 120 - 310 м3 / сут на скважину. На этом этапе разработки представляется целесообразным проведение мероприятий по регулированию направлений фильтрационных потоков в пластах, вовлечение в разработку слабодренируемых пропластков и зон пласта путем ограничения движения закачиваемой воды в высокопроницаемых прослоях. [23]
При проведении промысловых экспериментов были поставлены задачи, связанные с оценкой влияния на эффективность применения испытываемой технологии следующих факторов: тип коллектора, степень расчлененности объекта разработки, наличие и степень гидродинамической связи между пропластками неоднородного пласта, соотношение коэффициентов проницаемости отдельных пропластков, величина и преобладающая форма остаточной нефтенасыщенности пласта, степень обводненности продукции отдельных скважин и опытного участка в целом, приемистость водонагнета-тельных скважин, объемы закачиваемых оторочек на метр работающей толщины пласта, периодичность закачки гелеобразующего состава. Кроме того, в задачу промыслового эксперимента входила отработка технологии и выбор технических средств для организации подготовки и закачки гелеобразующих растворов в скважины и оценка влияния показателей их работ. [24]
В некоторых случаях для ликвидации водопритоков требуется изолировать источники притока, закачивая гелеобразующий раствор в обводненные продуктивные пласты. При моделировании подобной схемы работ на установке УИПК на образцах искусственных песчаников было показано, что закачка гелеобразующих составов в водонасыщенные песчаные керны позволяет снизить их проницаемость по воде от 23 до 110 раз, в зависимости от характеристики кернов и прочностных характеристик применяемого изолирующего состава. [25]
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. [26]
Рядом с номером скважины отметить индексы ( условные обозначения) пластов, перфорированных в данной скважине, указать толщину пласта. По возможности на схеме необходимо указать литологические окна между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектонического экранирования и др. На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие добывающие скважины могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины. [27]
Рядом с номером скважины отмечаются индексы ( условные обозначения) пластов, перфорированных в данной скважине, указывается толщина пласта. По этим данным и по другим имеющимся сведениям изучается возможность и наличие литологической связи между соседними пластами и пропласт-ками, между нагнетательной и добывающей скважинами. По возможности на схеме необходимо указать литологические окна между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектонического экранирования и др. На основе использования перечисленных сведений следует показать, какие номера добывающих скважин могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины. [28]
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. [29]