Cтраница 2
Таким образом, в данном методе бурный излив протекает при высоком абсолютном значении забойного давления, поддерживающего трещины в призабойной зоне пласта в период излива в открытом состоянии, что существенно повышает эффективность процесса. В зависимости от загрязненности призабойной зоны пласта циклы возобновления закачки и интенсивного излива ( через З-5 мин) повторяются на скважине 30 - 50 раз и более. Процесс считается законченным при выходе из промывочных труб чистой воды. Этот метод успешно применяется на нагнетательных скважинах как для их освоения под закачку, так и для восстановления и поддержания поглотительной способности. [16]
Опыт периодического нагнетания воды под давлением до 140 кгс / см2 ( 0 92 вертикального горного давления) показал, что темпы обводнения скважин меняются в зависимости от давления нагнетания. В паводковые периоды, когда закачка прекращается, добываемая нефть почти безводна, но после возобновления закачки воды обводненность быстро возрастает до 5 - 15 % и более. [17]
За время перерыва в закачке, в зависимости от его продолжительности песок частично или полностью оседает на забой скважины; при возобновлении закачки осадок уплотняется, предотвращая дальнейшее поступление песка в трещину. [18]
На рис, Ъ приведена динамика изменения относительной площади с КО 0 5 и динамика закачки газа. Из рисунка следует, что доля зон с КО 0 5 снижается с 85 % в 1975 г. до 1 % в 1977 г., после прекращения закачки вновь возрастает до 70 % в 1980 г при возобновлении закачки вновь снижается до 28 % в 1982 г. Поскольку значение диагностического признака, меньшее 0 5, может косвенно указывать на наличие в пласте невырабатываемых ( не охваченных фильтрацией) зон, увеличение значений КО после воздействия на пласт закачкой газа свидетельствует об увеличении подвижности нефти в пласте, вовлечении в разработку застойных малоподвижных областей залежи. [19]
Для повышения эффективности прерывистого излива целесообразно чередовать периоды излива с периодами кратковременного возобновления закачки воды в скважину для восстановления забойного давления. Этот метод впервые был применен в НПУ Туймазанефть и получил название гидросвабирование. Возобновление закачки было применено на V этапе дренажных работ на скв. В обоих случаях закачка возобновлялась от КНС на 5 мин, после чего скважины вновь пускали на свободный излив. В результате дополнительно извлечено из пласта скв. [20]
Несмотря на отрицательные результаты лабораторных опытов, периодическая закачка газа в пласты является, повидимому, эффективной в некоторых неоднородных пластах, противодействуя пролету газа и образованию каналов в последних. Эта практика базируется на том, что при временном закрытии нагнетательных скважин, но с продолжением, работы эксплуатационных скважин быстрое истощение газосодержания и пластового давления в высокопроницаемых зонах вызывает перемещение в них нефти из более плотных слоев. При возобновлении закачки газа нефть будет эффективно и быстро вымываться последним из повторно насыщенных проницаемых зон по сравнению с условиями, когда нефть будет непосредственно вытесняться из малопроницаемых частей коллектора нагнетаемым в него газом, с одновременным пролетом его через проницаемые зоны пласта. Если участки коллектора с различной проницаемостью соединяются между собой и допускают перемещение нефти по вертикальному сечению пласта, а периоды закрытия нагнетательных скважин довольно продолжительны ( порядка месяцев), можно ожидать хороших результатов от применения этого способа. [21]
Несмотря на отрицательные результаты лабораторных опытов, периодическая закачка газа в пласты является, повидимому, эффективной в некоторых неоднородных пластах, противодействуя пролету газа и образованию каналов в последних. Эта практика базируется на том, что при временном закрытии нагнетательных скважин, но с продолжением работы эксплуатационных скважин быстрое истощение газосодержания и пластового давления в высокопроницаемых зонах вызывает перемещение в них нефти из более плотных слоев. При возобновлении закачки газа нефть будет эффективно и быстро вымываться последним из повторно насыщенных проницаемых зон по сравнению с условиями, когда нефть будет непосредственно вытесняться из малопроницаемых частей коллектора нагнетаемым в него газом, с одновременным пролетом его через проницаемые зоны пласта. Если участки коллектора с различной проницаемостью соединяются между собой и допускают перемещение нефти по вертикальному сечению пласта, а периоды закрытия нагнетательных скважин довольно продолжительны ( порядка месяцев), можно ожидать хороших результатов от применения этого способа. [22]
Для ликвидации прорывов воздуха ( обнаруживаемых по резкому росту газовых факторов и содержанию азота) успешно применялась водная блокада, для создания которой в нагнетательную скважину закачивалось 1 - 2м3 воды, продавливаемой затем воздухом в пласт. В случае удачно проведенной блокады после возобновления закачки воздуха давление нагнетания обычно поднималось и сохранялось стабильным в течение 1 - 2 месяцев, но затем снова снижалось, поэтому применялась периодическая подкачка воды. [23]
В данном случае также в течение 9 - 12 мес после обработки в призабойнрй зоне скважин не наблюдалось образования сероводорода. Приведенные данные свидетельствуют об отмирании СВБ, развившихся в призабойной зоне скважин как при первичной, так и вторичной обработке этой зоны формалином. Вместе с тем эти данные указывают на то, что СВБ, попадающие с речной водой в призабойную зону скважины после обработки ее формалином, не вырабатывают иммунитет к формалину, так как с момента возобновления закачки воды в скважины отработанный формалин оттесняется из призабойной зоны в глубь пласта. Иными словами, СВБ не успевают привыкнуть к формальдегиду. [24]