Cтраница 2
В нагнетательных скважинах, выбранных в качестве очаговых для воздействия выбранным методом, должны проводиться следующие исследования: замер приемистости скважин; замер устьевого давления нагнетания рабочего агента; исследование скважины на установившихся режимах; исследование скважины на неустановившихся режимах; снятие профилей приемистости; снятие температурных профилей. [16]
Промысловые исследования, проводимые на нагнетательных скважинах Полазнинского НПУ, также показали увеличение проницаемости о увеличением давления закачки. Снятие профилей приемистости по ряду нагнетательных сквакин Ярино-Каменирлок - ского месторождения показывает, что при определенном давлении только часть пласта принимает воду, а с увеличением давления в работу вступают новые пропластки с худшей проницаемостью. Отсюда возникает вопрос о величине эффективной мощности пласта ( определяемой обычно по каротажным материалам), которая принимает воду при определенном перепадг дарчения. [17]
Подготовка скважин к проведению КОД аналогична подготовке к простым кислотным обработкам. Дополнительно определяют только местоположение высокопроницаемых интервалов путем снятия профилей приемистости при закачивании нефти в нефтяные добывающие скважины и воды - в водонагнетатель-ные скважины. [18]
Исходя из приведенных факторов, следует считать, что в процессе заводнения многопластовых нефтяных месторождений, включающих в себя и низкопроницаемые коллекторы, происходит частичное или полное отключение из разработки в первую очередь малопроницаемых прослоев. Об отключении некоторых прослоев из разработки свидетельствуют многочисленные результаты по снятию профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. [19]
После запуска скважины под нагнетание, по истечении 2 сут производят комплекс ПГИ для снятия профиля приемистости. По результатам ПГИ, а также испытания скважины на приемистость выбирают метод интенсификации работы низкопроницаемых и закольматированных интервалов. В случае снижения приемистости после закачки СПС с наполнителем менее 150 м3 / сут при давлении, равном давлению в водоводе, при незначительном уменьшении работающей мощности пласта, производят обработку призабойной зоны с применением кислотного поверхностно-активного состава КПАС. [20]
Для проведения промысловых экспериментов были выбраны нефтяные залежи, приуроченные к бобриковскому и тульскому горизонтам нижнего карбона и представленные терригенными породами. Продуктивные пласты характеризуются послойной неоднородностью, часто с гидродинамически несвязанными прослоями. Послойная неоднородность пластов подтверждается многочисленными исследованиями водонагнетательных скважин по снятию профилей приемистости. [21]
Для проведения промысловых экспериментов были выбраны нефтяные залежи, приуроченные к бобриковскому горизонту нижнего карбона и представленные терригенными породами. Продуктивные пласты характеризуются послойной неоднородностью, часто с гидродинамически несвязанными прослоями. Послойная неоднородность пластов подтверждается многочисленными исследованиями водонагнетательных скважин по снятию профилей приемистости. [22]
Промысловые эксперименты с использованием композиций на основе ОЩ-2 были проведены на нефтяных залежах, приуроченных к бобриковскому горизонту нижнего карбона Уршакского, Арланского, Красноярского месторождений и представленных терригенными породами. Продуктивные пласты характеризовались послойной неоднородностью, часто с гидродинамически не связанными прослоями. Послойная неоднородность пластов подтверждается многочисленными исследованиями водонагнетатель-ных скважин по снятию профилей приемистости. [23]
После закачки раствора ПАВ в пласт скважину оставляют на реагирование - распределение ПАВ на границах раздела фаз. Продолжительность реакции обычно составляет 24 часа. После освоения скважины и вывода на плановый режим закачки проводят снятие профиля приемистости. [24]
Одним из преимуществ метода ТПВ является ограничение общего количества рабочего агента по сравнению с водным воздействием, закачкой горячей воды и холодным полимерным воздействием, поскольку создание необходимого гидродинамического и теплового охвата не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. При ТПВ улучшается приемистость нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост принимающих интервалов на 20 - 30 % от работающей толщины пласта при заводнении и ХПВ. Для сохранения вязкостных свойств полимерных растворов лучше применять пресную воду, так как присутствие солей в растворе снижает вязкостные характеристики. Подбор воды для затворения полимера очень важен во внедрении полимерных технологий. [25]