Cтраница 1
Восстановление проницаемости призабойной зоны в значительной мере зависит от количества и глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Анализ промысловых данных показывает, что глубина проникновения фильтрата может достигать значительных размеров. [1]
Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирают в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости свойств коллектора, условий заканчивания скважины. [2]
Кислотные обработки по восстановлению проницаемости призабойной зоны, проведенные без удаления продуктов реакции из пластов, обеспечивают в большинстве случаев только кратковременное повышение приемистости. [3]
Одним из эффективных способов восстановления проницаемости призабойной зоны добывающих скважин является гидравлическое вибровоздействие различными жидкостями. [4]
Основными технологическими параметрами при таком способе восстановления проницаемости призабойной зоны является объем теплоносителя Q, температура 7 - 0 закачиваемого реагента и периодичность At подачи теплоносителя в пласт. Эти параметры необходимо выбрать в зависимости от некоторого дополнительного условия оптимизации термовоздействия. [5]
На многих скважинах Румынии получены хорошие результаты по восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта при кратковременном горении [5], в результате чего в продуктивном пласте вода полностью преобразуется в пар вследствие повышения температуры и изменяется структура глины. Глина теряет способность к гидратации. [6]
Тепловая обработка призабойной зоны нефтяных скважин является эффективным способом восстановления проницаемости призабойной зоны. Она устраняет накапливающиеся в процессе эксплуатации активные парафиново-смоли-сто-асфальтеновые отложения, затрудняющие приток нефти из пласта к забою скважины. [7]
Солянокислотная обработка наиболее эффективна в трещиноватых карбонатных породах; в нетрещиноватых она применяется только для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при закупорке коллектора глинистыми частицами бурового раствора, цементом и т.п. В состав кислотного раствора часто вводят плавиковую кислоту. В этом случае желательно неглубокое равномерное проникновение кислоты в породу, что достигается закачкой медленно действующей кислоты при небольших скоростях во избежание гидроразрыва. [8]
Если в процессе заканчивают скважины проницаемость породы призабойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. [9]
Большой положительный эффект от использования бесперфораторного вскрытия продуктивных пластов можно достигнуть при добавке в соляную кислоту водорастворимых ПАВ, что значительно увеличит степень восстановления проницаемости призабойной зоны, сниженной вследствие проникновения в нее фильтрата и твердой фазы бурового раствора. В результате сокращается продолжительность освоения и увеличивается продуктивность скважин. [10]
Взаимодействие компонентов тампонажного раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как правило, приводит к отверждению последнего с увеличением закупоривающего эффекта и усложнением задачи восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоенли и вводе скважины в эксплуатацию, а тампонажный раствор в этот период еще не обладает достаточной прочностью. [11]
После восстановления проницаемости призабойной зоны путем СКО по единой технологической схеме из обеих скважин получили примерно одинаковые ( 400 - 500 тыс. м3 / сут) дебиты газа. [12]
Эффект от использования бесперфораторного способа вскрытия продуктивных пластов можно повысить с помощью добавок в соляную кислоту водорастворимого ПАВ, объемная доля которого составляет 0 5 % объема кислоты. При этом происходит восстановление проницаемости призабойной зоны, ухудшенной из-за фильтрата бурового раствора. В результате сокращается продолжительность освоения скважины и увеличивается продуктивность скважины. [13]
Снижение проницаемости призабойной зоны в нефтяных и нагнетательных скважинах приводит к значительному снижению дебитов нефти и приемистости нагнетательных скважин, а иногда к их полной остановке, что в конечном итоге в значительной степени влияет на конечное нефтеизвлечение и экономические показатели разработки нефтяных месторождений. Для улучшения или восстановления проницаемости призабойной зоны пласта и повышения нефтеизвлечения в настоящее время применяются различные методы и технологии. [14]
Опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины. Наиболее благоприятные условия создаются в тех случаях, когда депрессия в 3 раза превышает репрессию на пласт при вскрытии. При депрессии ниже 10 МПа ликвидация блокирования ПЗП может быть неэффективной. [15]