Снижение - приемистость
Cтраница 2
Закачку композиции необходимо прекратить при снижении приемистости в 5 - 8 раз, что является показателем хорошей изоляции зон водопритока. После проведения всего комплекса работ по изоляции водопритока скважину закрывают на 2 - 3 су т, а затем осваивают. [16]
В зависимости от причины, вызвавшей снижение приемистости, используют различные методы воздействия на пласт для поддержания, восстановления и увеличения приемистости нагнетательной скважины. Одним из методов является своевременное переключение скважины на излив. [17]
При наличии трещин в этих пропластках снижение приемистости происходит сравнительно медленно. Задерживание крупных песчинок может способствовать закреплению трещин. [18]
Как известно, одной из причин снижения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин является образование в призабойной зоне пласта асфальто-смолпарафиновых отложений. Эффективным методом восстановления приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин на месторождениях аномальных неф-тей является обработка ПЗП углеводородными растворителями. [19]
При закачке в пласт воды и воздуха наблюдалось снижение приемистости, которое связано с повышением содержания ионов железа в воде. [20]
 |
Карта зон различной продуктивности Ольховского месторождения. [21] |
В процессе закачки воды по всем нагнетательным скважинам наблюдалось снижение приемистости, и особенно интенсивно в скважинах, расположенных в низкопродуктивных зонах. [22]
Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа - с вызвало снижение приемистости до 80 - 100 м3 / сут, а давление на устье возросло до 18 - 20 МПа. [23]
Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа - с вызвало снижение приемистости до 80 - 100 м3 / сут, а давление на устье возросло до 18 - 20 МПа. [24]
 |
Динамика дебитов жидкости и. [25] |
Для всех указанных объектов, кроме Вятской площади, характерно снижение приемистости на начальных стадиях разработки. При этом дебиты жидкости либо не увеличиваются вообще, либо незначительно. При достижении минимальной приемистости, связанной скорее всего с ростом сниженного из-за недостаточной закачки пластового давления, картина меняется - начинается рост дебитов при незначительном росте приемистости. На поздней стадии разработки изменяются оба параметра, хотя и в разной степени. Исключением является Арланская площадь. Если в начале разработки приемистость постоянно снижалась без роста дебитов жидкости, то в основной и поздней стадиях разработки происходит резкое увеличение приемистости при росте дебитов жидкости. Характерно, что на поздней стадии дебиты вдвое выше, чем на начальной, хотя приемистость в обоих случаях одинаковая. [26]
При содержании ароматических углеводородов в количестве более 20 % наблюдается снижение приемистости базовых масел к антиокислительным присадкам и пакетам присадок. [27]
Все перечисленные факторы в той или иной степени приводят к снижению приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, к уменьшению охвата пласта заводнением по толщине и площади залежи, что значительно снижает темпы разработки месторождений и конечный коэффициент нефтеотдачи. [28]
Проведенные ранее испытания паротеплового воздействия на битумный пласт Мордово-Кармальского месторождения показали снижение приемистости з процессе нагнетания пара, не позволившее в достаточной степени прогреть пласт. Это объяснятся тем, что нагретый битум, перемещаясь в холодную зону пласта, закупоривает поры и снижает проницаемость коллектора. [29]
Причем, так как скважины реагируют на кольма-тацию пластов в основном снижением приемистости, а не повышением давления закачки, измерение давления на устье нагнетательных скважин оказалось малоинформативным. [30]
Страницы: 1 2 3 4