Слабая приемистость

Cтраница 1

Слабая приемистость к ТЭС отражает высоконепредельный характер углеводородов, и в этом отношении бензин хайдрокол напоминает полимерный бензин. [1]

При слабой приемистости осуществляется гидроимпульсное воздействие на пласт, 5 - 10 импульсов с выдержкой под давлением в каждом импульсе до 5 мин. В результате этого происходит удаление фильтрата бурового раствора из призабойной зоны вглубь пласта и восстановление фазовой проницаемости пластов-коллекторов по нефти. [2]

Кроме решения задач по внедрению системы МСП на скважинах обладающих слабой приемистостью, была решена задача по периодическому пуску в работу нагнетательных скважин, которые практически не принимали пресную или сточную воду, чем был обеспечен ввод в активную разработку дополнительных запасов. Практически вся дополнительная добыча по Холмовской площади была обеспечена именно внедрением системы МСП и составила за последние три года более 10 % от общей. [3]

Кроме решения задач по внедрению системы МСП по скважинам, обладающим слабой приемистостью, была решена задача по периодическому пуску в работу нагнетательных скважин, которые практически не принимали пресную или сточную воду, чем был обеспечен ввод в активную разработку дополнительных запасов. Практически вся дополнительная добыча по Холмовской площади была обеспечена именно внедрением системы МСП и составляет за последние 3 года более 10 % от общей. [4]

Цементирование с предварительным гидравлическим разрывом пласта заключается в том, что в скважинах, обводнившихся подошвенной водой и со слабой приемистостью пласта, перед цементированием производят гидравлический разрыв с целью образования в намеченном интервале горизонтальных трещин, глубоко проникающих в пласт. При закачке цементного раствора в образовавшиеся трещины создается прочный экран из цементного камня. [5]

Участок месторождения Слокум, на котором было проведено нагнетание пара в водоносный слой. [6]

Нагнетание пара в водоносный слой небольшой толщины, расположенный под пластом, содержащим вязкую нефть, и связанный с этим пластом, позволяет повысить уровень нефтедобычи, преодолев трудности, вызываемые слабой приемистостью скважин. [7]

После закачки метанола в насосно-компрессорные трубы скважина оставляется до полного восстановления статического давления на буфере и затрубном пространстве. При слабой приемистости метанола пластом ингибитор следует продавить в призабойную зону с помощью компрессора или подачи газа из соседней скважины. Освоение скважины после суточной выдержки метанола в пласте проводится с небольшим дебитом 50 - 100 тыс. м3 / сут. Если при исследовании скважины в пробах жидкости, выносимой из ПЗП, на рабочем ( эксплуатационном) режиме концентрация метанола будет меньше 10 %, то обработку необходимо повторить. Низкая его концентрация свидетельствует о том, что не вся влаго-насыщенная зона подвергалась обработке из-за недостаточного объема закачанного ингибитора. [8]

Данные о приемистости скважин. [9]

Следующим примером использования положительных особенностей нефте-цементных растворов может служить цементировка скв. Характерной особенностью этой скважины являются ее относительно большая глубинд и слабая приемистость. Скважина обводнилась верхней водой. Изоляционно-оздоровительные работы были проведены в следующей последовательности. [10]

Как показали лабораторные исследования, при закачке в пласт больших суммарных объемов воды некоторая доля нефти в конце вытеснения извлекается сильно обводненной, что является нежелательным. Исходя из этого, а также учитывая низкие коллекторские свойства II майкопского продуктивного горизонта и слабую приемистость водяных нагнетательных скважин, оптимальным суммарным объемом закачиваемой в пласт воды должен быть такой объем, чтобы на завершающей стадии осуществления процесса вода не вытеснялась из пласта, а вытеснялась только углеводородная жидкость. Таким образом, в начальной стадии процесса путем периодической закачки воды и газа необходимо создать в пласте такую водонасыщенность, верхний предел которой соответствовал бы нулевой фазовой проницаемости для воды, при вытеснении ее газом. [11]

Если виброобработка проектируется с полной подачей рабочей жидкости в пласт ( как, например, при виброкислотном воздействии), то целесообразно до начала работ установить поглотительную способность пласта при допустимых давлениях в затрубном пространстве. Если приемистость при этом составляет 5 - 8 л / с, то виброобработка нецелесообразна, так как при таких расходах не обеспечивается оптимальный режим работы вибратора. При слабой приемистости пласта ( обычные виброобработки с использованием нефти, керосина или их смесей в качестве рабочих жидкостей), как уже упоминалось, процесс проводится при частичном сбросе жидкости из затрубного пространства. [12]

Если виброобработка проектируется с полной подачей рабочей жидкости в пласт ( как, например, при виброкислотном воздействии), то целесообразно до начала работ определить поглотительную способность пласта при допустимых давлениях в затрубном пространстве. Если приемистость при этом составляет 5 - 8 л / с, то виброобработка нецелесообразна, так как такие расходы не обеспечивают оптимальный режим работы вибратора. При слабой приемистости пласта процесс проводится с частичным сбросом жидкости из затрубного пространства. [13]

Если водоносный пласт высокопроницаемый, а давление в нем не выше гидростатического, изоляция воды путем цементирования под давлением не представляет больших трудностей. В таких условиях пеноцемент-ный раствор закачивают в несколько приемов, так как за один прием нельзя закачать большое количество раствора, если даже заведомо известно, что весь он будет поглощен пластом. Объясняется это тем, что часто в процессе закачки раствора при слабой приемистости пласта давление мгновенно повышается и большая часть его остается в скважине. Удаление же из скважины путем вымывки раствора до начала его схватывания порой связано с трудностями. Поэтому при цементировании под давлением, независимо от приемистости призабойной зоны пласта, максимальный объем раствора принимают из расчета возможности его удаления из скважины путем промывки, даже если в пласт вовсе не проник пеноцементный раствор. Причем вымывка всего пеноцементного раствора должна быть осуществлена до наступления времени начала его схватывания. [14]

Указанные особенности присущи некоторым залежам нефти Ап-шеронского полуострова, а также другим нефтеносным областям. Например, нагнетательные скважины, неудачно заложенные за контуром нефтеносности подкирмакинской свиты в Сураханском и Карачухурском месторождениях, освоить не удалось, так как они не принимали воду. Нагнетательные скважины, заложенные за контуром нефтеносности некоторых месторождений Краснодарского края ( Анастасиевское и Ново-Дмитриевское месторождения), показали очень слабую приемистость из-за плохой проницаемости в законтурной части. [15]

Страницы: 1 2