Давление - нагнетание - вода
Cтраница 3
С увеличением фонда скважин возрастает роль геолого-технических мероприятий, в первую очередь, обработок призабойной зоны, оптимизации технологических режимов работы скважин, регулирования давления нагнетания воды по пластам и пачкам, раздельного и очагового заводнения и др. В ряде случаев дополнительная добыча нефти на один скважино-месяц, отработанный после геолого-технических мероприятий, сопоставима или превышает добычу по скважинам, пробуренным в стадии высокой обводненности. В настоящее время на Арланском месторождении в стадию интенсивного разбуривания вступили залежи нефти каши-ро-подольских отложений, где продуктивность скважин значительно ниже, чем по пластам терригенного нижнего карбона. [31]
Устье нагнетательной скважины оборудуется специальной арматурой, обеспечивающей ее герметичность, подвеску насосно-компрессорных труб и проведение процессов по восстановлению приемистости скважины, измерению расходов и давления нагнетания воды в пласт. [32]
Изложенное представление о влиянии сжимаемости трещин на форму индикаторных кривых подтверждается исследованиями Ф. С. Абдулина [1] на Туймазинском нефтяном месторождении, которые показали, что по мере увеличения давления нагнетания воды в пласт индикаторные кривые приобретают вогнутую форму. [33]
Показано, что на залежах нефти с аномально-вязкими свойствами оптимальное давление нагнетания зависит и от физико-химических свдйств нефти. Предлагается методика оптимизации давления нагнетания воды на залежах с учетом свойств пород-коллекторов и физико-химических свойств нефтей с аномально-вязкими свойствами. [34]
Энергия закачиваемой воды в этих условиях в основном затрачивается на перекачивание жидкости через пласт, и ее становится недостаточно для дальнейшей разработки малопроницаемых участков пласта. Увеличение установленных мощностей для повышения давления нагнетания воды становится невыгодным. Извлечение остаточной нефти на поздней стадии разработки залежей требует применения прогрессивных технологий. [35]
Установлено, что в условиях разработки Ново-Хазинской площади основным фактором, обусловливающим неравномерность закачки воды по мощности рласта, является приемистость трещин. В свою очередь, последняя определяется величиной давления нагнетания воды. [36]
Объемы закачки воды по скважинам в целом и в скважинах по пластам устанавливаются один раз в квартал и оформляются промыслово-геологической службой в виде документа - технологического режима работы нагнетательных скважин. В этом документе указывают нормы суточной закачки, давление нагнетания воды, необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм. [37]
В большинстве случаев после бурения все скважины, которые пробурены на нефтенасыщенную часть пласта, вначале эксплуатируются как добывающие с максимально возможным дебитом. Это необходимо для снижения пластового давления в окрестности таких скважин с целью снижения давления нагнетания воды после перевода скважины в разряд нагнетательных. По мере выработки запасов нефти в зоне расположения скважины она переводится под нагнетание воды. При разработке месторождений с рядной схемой расположения скважин все добывающие скважины нагнетательного ряда работают до появления в них нагнетаемой воды из соседних нагнетательных скважин. [38]
Положительные результаты циклического воздействия на пласт, полученные на Трехозерном и Мор-тымья - Тетеревском месторождениях, позволяют рекомендовать его к применению на отдельных участках Западно-Сургутского, Усть-Балык - ского, Мамонтовского и Самотлор-ского месторождений. Ведутся работы по использованию ПАВ и углекислоты, закачке газа высокого давления, повышения давления нагнетания воды, тепловых методов. [39]
Чтобы обеспечить превышение градиентов давления над градиентами динамического давления сдвига, следует приближать линии нагетания к эксплуатационным скважинам. Многочисленные данные, полученные при разработке месторождений Башкирии и Татарии, указывают на целесообразность увеличения давления нагнетания воды. Это обеспечивает выравнивание профилей приемистости в нагнетательных скважинах и увеличение охвата пласта заводнением. Однако давление нагнетания не должно превышать некоторой определенной для каждого пласта величины, при достижении которой происходит расслоение пласта и уменьшение охвата его закачкой по мощности. [40]
Ромашкинском месторождении, проведенных в 60 - х годах, было показано, что метод повышения давления нагнетания воды ( до 20 МПа на линиях нагнетания) выше начального пластового давления ( 17 5 МПа) не только повышает темп отбора нефти, но и вследствие наиболее полного охвата многопластового эксплуатационного объекта заводнением способствует существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи Р. Ш. Мингареев, А. В. Валиханов, Г. Г. Вахитов, А. [41]
 |
Схема укрепления приза. [42] |
Перед закачкой цементного раствора в заливочные трубы нагнетают воду, затем закрывают кран на затруб-ном пространстве и определяют поглотительную способность скважины. По величине поглотительной способности ориентировочно определяется максимальное давление продавки цементного раствора, обычно оно в 4 - 5 раз больше давления нагнетания воды при одних и тех же скоростях закачки, равных 0 5 м3 / мин. [43]
 |
Влияние степени расчлененности пласта ty на дополнительную добычу нефти ( прирост нефтеотдачи х2 при разной неоднородности V. [44] |
Таким образом, циклическое воздействие на неоднородные пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи за счет повышения охвата их заводнением. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности пласта ( смачиваемости), микронеоднородности, пористой среды, проницаемостной ( слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебания давления нагнетания воды и с применением процесса на более ранней стадии заводнения. [45]
Страницы: 1 2 3 4