Продуктивная зона

Cтраница 2

Были выявлены наиболее продуктивные зоны и основные особенности строения залежей. [16]

До вскрытия продуктивной зоны используются очистные агенты, обеспечивающие в конкретных геологических условиях ( обвалы, поглощения) безаварийную работу. Своевременное предупреждение поглощения промывочной жидкости при недостаточном охлаждении ствола скважины может предотвратить выброс из скважины горячего флюида. Выбор промывочной жидкости ( очистного агента) зависит от пластового давления, устойчивости пород, обеспеченности буровой необходимыми материалами и организации работ. Обычные глинистые растворы в условиях геотермальных скважин неэффективны, а в продуктивной зоне вообще неприменимы, так как их использование приводит к закупориванию каналов, по которым горячий флюид поступает в ствол скважины. Глинистая корка при температуре - 200 С спекается на стенках скважин, удалить ее весьма трудно, чаще - невозможно. [17]

Для вскрытия продуктивных зон применяются различные безглинистые водные растворы, вода, аэрированные жидкости, пены. Очистные агенты и входящие в их состав химические реагенты должны быть термостойкими, нетоксичными, не загрязняющими ствол скважины. Основные виды термостойких химических реагентов приведены ниже. [18]

Суммарный объем продуктивной зоны равняется сумме этих частных объемов. [19]

График относительной газо - и нефтепроницаемости для физических характеристик пласта по VII. 12 и. [20]

Проницаемость многих продуктивных зон изменчива как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. [21]

Сложность крепления продуктивной зоны связана с необходимостью сохранения проницаемости продуктивного пласта. [22]

Всестороннее изучение продуктивной зоны пласта дает основание для установления интенсивности других режимов пласта. Наличие газовой шапки, ее сравнительные с залежью размеры и запасы указывают на существование одной из разновидностей газонапорного режима. Исследования нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях, коэфициента растворимости и давления насыщения, а также допустимого давления на забой выявляют условия, при которых начнет проявлять себя режим растворенного газа. Наконец, отсутствие давления на контуре нефтеносности является прямым признаком гравитационного режима. [23]

Всестороннее изучение продуктивной зоны пласта и зоны, примыкающей к ней, позволяет установить режим работы пласта. Сопоставление некоторых показателей дает основание для установления того или иного режима работы пласта. Так, если пластовое и забойное давления выше давления насыщения ( рпл Рзаб Рнас), можно утверждать, что режим упругий или упруго-водонапорный. Водонапорный режим устанавливается, если область питания расположена близко, а нефтеносная и водоносная области хорошо сообщаются. [24]

Так, наиболее продуктивной зоной СМП является восточная часть складки, расположенная в восточном направлении от скв. Менее продуктивные зоны отмечены в присводовой части северного крыла в районе скв. По AGK соответствующие закономерности пока не установлены. [25]

В песчаниках выделяются продуктивные зоны, а в них продуктивные пласты. Всего выявлено денятъ продуктивных пластов. [26]

Вода внедряется в наиболее продуктивные зоны месторождения: водопроявления отмечаются в районе УКПГ-1-2-3-6-7-8-12. По УКПГ-2-7-6-8 число - скважин с водопроявлениями составляет соответственно 18, 18, 60 и 65 % от добывающего фонда. [27]

Для исключения кольматации продуктивных зон рекомендуется буферная жидкость с вязкоупругими свойствами следующего состава и объема: 4 мЗ 1 % - ного раствора ПАА, 0 5 мЗ флотореагента Т-66 и 0 1 мЗ 10 % - ного раствора сернокислого глинозема. Применение данной жидкости, по данным акустической цементометрии ( АКЦ), показало хороший контакт цементный камень-колонна и улучшение фильтрационных свойств пласта. [28]

Перфорация длинных интервалов продуктивной зоны может быть дорогостоящей. [29]

Карта нефтяных и газовых месторождений Кевин-Санберст на своде Суитграсс в Монтане. [30]

Страницы: 1 2 3 4