Промывка - призабойная зона
Cтраница 1
Промывка призабойной зоны осуществляется через девять отверстий круглого сечения, приближенных к поверхности забоя. [1]
Промывка призабойной зоны нефтью и органическими растворителями имеет целью растворить и удалить отложившиеся на стенках труб на фильтре и в порах породы смолистые вещества, парафин и другие. Для этого же применяется нагрев призабойной зоны с помощью опускаемых в скважину электрических нагревателей, глубинных газовых горелок, к которым подается газ и отдельно воздух, а также путем подачи в пласт нагретой жидкости - воды или нефти. При повышении температуры отложившиеся парафин, смолистые и другие вещества нефтяного происхождения становятся жидкими и легко удаляются из скважины. [2]
Применение промывки призабойной зоны водными суспензиями недопустимо. [3]
За счет промывки призабойной зоны из трещин раствором ПАВ было вымыто 320 кг твердой фазы бурового раствора. Это объясняется меньшей ( в 1 9 раза) степенью трещи-новатости. О степени загрязнения призабойной зоны свидетельствует объем извлеченной твердой фазы. Из скважины 151 с высокой трещиноватостью было извлечено твердой фазы в 4 раза больше, чем из коллектора скв. [4]
Имеется возможность промывки призабойной зоны скважины, а также самого фильтра. [5]
Большое значение приобретает и промывка призабойной зоны сравнительно концентрированными водными растворами ПАВ, которые могут значительно понизить ( почти до нуля) поверхностное натяжение на границе раздела вода - нефть в порах коллектора. [6]
Поэтому выбор Q должен быть начат с промывки призабойной зоны. [7]
Наряду с работами по регулированию продвижения пластовых вод рекомендуется проводить промывки призабойной зоны пенами для удаления накопившейся воды, грязи и очистки пор продуктивного пласта. [8]
Отсутствие в гидрофильной эмульсии твердой фазы позволяет после проведения РИР вводить скважины в эксплуатацию без промывки призабойной зоны. [9]
В реальных условиях бурения скважин с использованием пен отрыв частиц от шламовой подушки в основном происходит за счет действия зуба долота, как и при промывке призабойной зоны буровыми растворами. Отличие заключается в том, что в последнем случае шламовая подушка сильно спрессована, а при использовании пен она разрыхлена. Поэтому при взаимодействии зуба долота со шламовой подушкой при использовании пен потоком рабочего агента должно захватываться большее количество частиц разбуренной породы, чем при промывке буровым раствором. [10]
Данный коэффициент К может быть критерием оценки со - вэршенства схемы промывочных устройств и выражает суммарное количество движения жидкости, отнесенное к единиде перепада давления, срабатываемого в насадках, и единице площади забоя, т.е. физически - коэффициент, отражающий полезное использование энергозатрат на промывку призабойной зоны. [11]
Основные затруднения при промывке приурочены к приза-бойной зоне, где скапливаются самые крупные частицы и где из-за высоких гидравлических сопротивлений в стволе трудно обеспечить большие подачи жидкости, необходимые для извлечения этих частиц на поверхность. Поэтому выбор Q должен быть начат с промывки призабойной зоны. [12]
Оптимизация какого-нибудь процесса предполагает наличие определенных критериев оценки его эффективности. Известные в настоящее время критерии, характеризующие эффективность промывки призабойной зоны скважины, можно разделить на две большие группы. [14]
При первичной промывке призабойной зоны пласта водой при давлении 8 кгс / см2 коэффициент приемистости составил 40 - 42 ( м3 / сут) / ( кгс / см2), такая же приемистость была при продавке воды в пласт перед обработкой скважины раствором ПАВ. [15]
Страницы: 1 2