Cтраница 1
Высокая приемистость нагнетательной скважины ( более 700 м3 / сут) только через узкий участок объясняется наличием развитых систем трещин в центре нижнего пронластка. [1]
При высокой приемистости нагнетательных скважин ( более 1000 м3 / сут) эта температура практически не отличается от температуры на устье. [2]
Для поддержания высокой приемистости нагнетательных скважин следует увеличить избыточное давление нагнетания. При окончательном выборе давления нагнетания, кроме технологических условий нагнетания, нужно учитывать также экономические факторы. [3]
Между тем вследствие высокой приемистости нагнетательных скважин и в результате кустового их размещения схема размещения напорных водоводов существенно влияет на показатели системы поддержания пластового давления. [4]
В работе [124] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещиноватости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде. [5]
Байкова и др. [7] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещинова-тости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде. [6]
Данные результаты сгруппированы и также приведены в табл. 3.6. Для первой группы залежей высокие темпы отборов были обеспечены за счет: высокой приемистости нагнетательных скважин; высокой продуктивности добывающих скважин; высоких коэффициентов проницаемости пластов и низких значений динамической вязкости нефти. И наоборот, для второй группы залежей характерны низкие значения коэффициентов продуктивности пластов и высокие значения динамической вязкости нефти. [7]
Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая - 107 %, накопленная - 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта. [8]
Однако, несмотря на существенные достижения теории и практики освоения скважин, еще остается необходимость продолжать исследовательские работы по уточнению физико-химических явлений, происходящих в пласте при заводнении, и по дальнейшему совершенствованию методов поддержания высокой приемистости нагнетательных скважин. [9]
Изучение взаимодействия частиц глин в песчаниках с водой и влияние его на проницаемость приводит к выводу о преимуществе закачки минерализованной воды и вод с низким рН в пласты, сложенные глинистыми песками, для получения высокой приемистости нагнетательных скважин. Лабораторные опыты, получившие затем подтверждение на промыслах Брэдфорда, показали, что приемистость скважин резко возросла при переводе закачки с пресной воды на минерализованную. Однако в известняках и кварцевых песчаниках применение пресной воды дает удовлетворительные результаты. [10]
При этом создаются благоприятные анаэробные условия для жизнедеятельности СВБ с поглощением окисленных углеводородов нефти. Установившаяся скорость коррозии трубных сталей в жестких пресных поверхностных водах не превышает ОД мм / год, и поэтому регламентация содержания растворенного кислорода в указанных водах зависит от необходимости сохранения их стабильности и совместимости с пластовыми водами, обеспечения высокой приемистости нагнетательных скважин и, самое важное, предотвращения метаболизма бактерий. [11]
Следует отметить, что приемистость нагнетательных скважин, вводимых на поздней стадии разработки, в силу избирательного воздействия преимущественно на малопродуктивные зоны и интервалы эксплуатационного объекта значительно меньше приемистости нагнетательных скважин первичной системы заводнения. Поэтому развитие системы заводнения нефтяной залежи в поздней стадии разработки целесообразно сочетать с комплексом воздействия на приза Сю иную зону нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости, используя в некоторых случаях повышение давления нагнетания по дополнительным нагнетательным скважинам. На поздней стадии разработки высокая приемистость нагнетательной скважины второй очереди часто служит показателем того, что основной объем закачиваемой воды поступает в уже выработанные высокопроницаемые пласты и не совершает полезной работы. [12]
Высокая степень неоднородности коллекторских свойств продуктивных горизонтов на Вишанском месторождении уже на этапе внедрения принятой технологической схемой системы разработки обусловливает опережающую выработку запасов нефти наиболее продуктивного среднего в разрезе семилукско-бурег-ского горизонта. В разработку практически не вовлечены запасы нефти залегающего ниже по разрезу саргаевского горизонта. Необходимость осуществления закачки воды при высокой приемистости нагнетательных скважин и эксплуатации нефтяных скважин механизированным способом сводит к минимуму возможности регулирования процесса заводнения и равномерной выработки запасов нефти всех продуктивных горизонтов. [13]
Объект II ( пласт А4) Пласт сложен карбонатными отложениями. Комбинация блоковой и очаговой системы заводнения при высоких приемистостях нагнетательных скважин позволяет обеспечить годовую и суммарную ( 130 %) компенсацию отбора нефти закачкой воды. [14]
Объект представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа, лито-логически экранирована. Пласт обладает низкими емкостными и фильтрационными характеристиками. Нефть средняя по плотности, вязкости, с низким газосодержанием, сернистая и высокопарафиновая. Объект разрабатывается шестью добывающими и пятью нагнетательными скважинами. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. При меньшем количестве нагнетательных скважин компенсация отбора закачкой составила: текущая - 284 %, накопленная - 136 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. [15]