Время - освоение - скважина
Cтраница 2
В процессе разработки месторождений возможны колебания давления в продуктивных пластах, что может привести к поглощению бурового раствора, кольматации пород в пластах-коллекторах и увеличению времени освоения скважин. Такие осложнения характерны для пергмокарботшвых отложений Возейского и Усинского месторождений. [16]
 |
Схема спуска в скважину малогабаритного перфоратора.| Схема выполнения работ перфоратором, спускаемым по трубам ( типа ПНК. [17] |
Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2 - 3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО. [18]
При кислотных обработках ПЗС рост вязкости по мере нейтрализации химреагента будет способствовать увеличению охвата пласта воздействием, но, с другой стороны, приводит и к увеличению времени освоения скважины, что, в свою очередь, может вызвать нежелательные осложнения ( выпадение солей железа, алюминия и пр. [19]
Способ освоения скважин созданием депрессии на пласт в результате замены скважинной жидкости на раствор поверхностно-активного вещества и газированием последующего, отличающийся тем, что с целью вовлечения в работу большой толщины пласта и сокращения времени освоения скважины раствор поверхностно-активного вещества газируют сжиганием в нем пороха. [20]
Благодаря тому, что порох при сжигании переходит в газообразное состояние в течение сравнительно короткого промежутка времени, а образуемая при этом депрессия на пласт значительно выше чем при известных способах, в работу включаются не только участки пласта с хоро-шими коллекторскими свойствами, но и малопроницаемые участки, а также сокращается время освоения скважины. [21]
Цементные мосты устанавливают в процессе проведения буровых работ, например, если необходимо изменить направление скважины, а также при освоении скважин. Во время освоения скважин цементные мосты устанавливают для того, чтобы отделить пространство скважины, которое не имеет выхода на продуктивные пласты, исследовать новые верхние нефтегазовые горизонты, изолировать зоны водопроявлений и создать искусственные опоры для испытателей пластов на трубах. [22]
Выход гипана из пласта обнаруживают при визуальном наблюдении за содержанием коагулята в добываемой продукции. При этом во время освоения скважины компрессором или при эксплуатации ее фонтанным способом коагулят гппана извлекается вместе с жидкостью в виде нитеобразной массы. Последняя, скапливаясь в трубопроводах, закупоривает их, а при попадании во всасывающие линии насосов групповых установок приводит к остановке их. При освоении и эксплуатации скважин глубинпонасосным способом прекращается подача продукции вследствие заклинивания клапанов насоса под действием коагулята гипана. Очевидно, все это приводит к простою скважин, дополнительным затратам средств и материалов. [23]
В процессе промывки при наличии поглощения песок полностью не выносится из скважины, оседает в кавернах призабойной зоны, на забое и частично остается во взвешенном состоянии в стволе скважины. В дальнейшем, во время освоения скважины или после непродолжительной работы ее, взвешенный и поступивший из призабойной зоны песок забивает клапаны насоса, заклинивает его. В результате вновь образуются пробки. [24]
Газообразные агенты используют на месторождениях, где продуктивные горизонты имеют плохие коллекторские свойства: низкие пористость, проницаемость и пластовые давления. При этом резко сокращается время освоения скважины, увеличиваются ее дебит и коэффициент отдачи пласта. [25]
Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне пласта при проникновении в него фильтрата бурового раствора, показывает, что часть перового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого флюид при своем движении к забою во время освоения скважины встречает огромные препятствия, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется, часть ее остается в призабойной зоне. [26]
В результате этого часть норового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого, особенно при жестких водах, нефть при своем движении к забою во время освоения скважины встречает огромные препятствия, а проникшая в нефтяной пласт вода полностью не вытесняется, часть ее остается в призабойной зоне, снижая тем самым добывные возможности скважины. [27]
В условиях понижен - HO. Происходят значительные поглощения глинистого раствора, что приводит к снижению естественной проницаемости пласта, увеличивает время освоения скважин и снижает их производительность. В этих условиях вскрытие пластов с применением трехфазных пен позволяет сохранить естественную проницаемость - коллектора и резко сокращает сроки освоения скважин. Так, если время освоения с применением глинистого раствора составляет 10 - 25 сут. [28]
Качество образовавшегося полимера зависит от типа электролита и его концентрации. В процессе применения гипана для изоляции водопритоков было обнаружено явление выноса его из пласта уже во время освоения скважин. По этой причине его применение для указанных целей было резко ограничено. Кроме того, в условиях притока в скважины опресненных вод применение гипана малоперспективно. [29]
Одним из наиболее перспективных способов вскрытия продуктивных пластов является применение газообразных агентов. Имеющиеся литературные данные по вскрытию пластов с газообразным агентом показывают, что использование их приводит к увеличению показателей скорости бурения; сокращению времени освоения скважины и полному сохранению естественной продуктивной характеристики пласта. [30]
Страницы: 1 2 3