Приемистость нагнетательных скважин

Высокая приемистость - нагнетательная скважина

Высокая приемистость - нагнетательная скважина

Cтраница 1

Высокая приемистость нагнетательной скважины ( более 700 м3 / сут) только через узкий участок объясняется наличием развитых систем трещин в центре нижнего пронластка.  [1]

При высокой приемистости нагнетательных скважин ( более 1000 м3 / сут) эта температура практически не отличается от температуры на устье.  [2]

Для поддержания высокой приемистости нагнетательных скважин следует увеличить избыточное давление нагнетания. При окончательном выборе давления нагнетания, кроме технологических условий нагнетания, нужно учитывать также экономические факторы.  [3]

Между тем вследствие высокой приемистости нагнетательных скважин и в результате кустового их размещения схема размещения напорных водоводов существенно влияет на показатели системы поддержания пластового давления.  [4]

В работе [124] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещиноватости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде.  [5]

Байкова и др. [7] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещинова-тости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде.  [6]

Данные результаты сгруппированы и также приведены в табл. 3.6. Для первой группы залежей высокие темпы отборов были обеспечены за счет: высокой приемистости нагнетательных скважин; высокой продуктивности добывающих скважин; высоких коэффициентов проницаемости пластов и низких значений динамической вязкости нефти. И наоборот, для второй группы залежей характерны низкие значения коэффициентов продуктивности пластов и высокие значения динамической вязкости нефти.  [7]

Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая - 107 %, накопленная - 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта.  [8]

Однако, несмотря на существенные достижения теории и практики освоения скважин, еще остается необходимость продолжать исследовательские работы по уточнению физико-химических явлений, происходящих в пласте при заводнении, и по дальнейшему совершенствованию методов поддержания высокой приемистости нагнетательных скважин.  [9]

Изучение взаимодействия частиц глин в песчаниках с водой и влияние его на проницаемость приводит к выводу о преимуществе закачки минерализованной воды и вод с низким рН в пласты, сложенные глинистыми песками, для получения высокой приемистости нагнетательных скважин. Лабораторные опыты, получившие затем подтверждение на промыслах Брэдфорда, показали, что приемистость скважин резко возросла при переводе закачки с пресной воды на минерализованную. Однако в известняках и кварцевых песчаниках применение пресной воды дает удовлетворительные результаты.  [10]

При этом создаются благоприятные анаэробные условия для жизнедеятельности СВБ с поглощением окисленных углеводородов нефти. Установившаяся скорость коррозии трубных сталей в жестких пресных поверхностных водах не превышает ОД мм / год, и поэтому регламентация содержания растворенного кислорода в указанных водах зависит от необходимости сохранения их стабильности и совместимости с пластовыми водами, обеспечения высокой приемистости нагнетательных скважин и, самое важное, предотвращения метаболизма бактерий.  [11]

Следует отметить, что приемистость нагнетательных скважин, вводимых на поздней стадии разработки, в силу избирательного воздействия преимущественно на малопродуктивные зоны и интервалы эксплуатационного объекта значительно меньше приемистости нагнетательных скважин первичной системы заводнения. Поэтому развитие системы заводнения нефтяной залежи в поздней стадии разработки целесообразно сочетать с комплексом воздействия на приза Сю иную зону нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости, используя в некоторых случаях повышение давления нагнетания по дополнительным нагнетательным скважинам. На поздней стадии разработки высокая приемистость нагнетательной скважины второй очереди часто служит показателем того, что основной объем закачиваемой воды поступает в уже выработанные высокопроницаемые пласты и не совершает полезной работы.  [12]

Высокая степень неоднородности коллекторских свойств продуктивных горизонтов на Вишанском месторождении уже на этапе внедрения принятой технологической схемой системы разработки обусловливает опережающую выработку запасов нефти наиболее продуктивного среднего в разрезе семилукско-бурег-ского горизонта. В разработку практически не вовлечены запасы нефти залегающего ниже по разрезу саргаевского горизонта. Необходимость осуществления закачки воды при высокой приемистости нагнетательных скважин и эксплуатации нефтяных скважин механизированным способом сводит к минимуму возможности регулирования процесса заводнения и равномерной выработки запасов нефти всех продуктивных горизонтов.  [13]

Объект II ( пласт А4) Пласт сложен карбонатными отложениями. Комбинация блоковой и очаговой системы заводнения при высоких приемистостях нагнетательных скважин позволяет обеспечить годовую и суммарную ( 130 %) компенсацию отбора нефти закачкой воды.  [14]

Объект представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа, лито-логически экранирована. Пласт обладает низкими емкостными и фильтрационными характеристиками. Нефть средняя по плотности, вязкости, с низким газосодержанием, сернистая и высокопарафиновая. Объект разрабатывается шестью добывающими и пятью нагнетательными скважинами. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурно

www.ngpedia.ru

Снижение - приемистость - нагнетательная скважина

Снижение - приемистость - нагнетательная скважина

Cтраница 1

Снижение приемистости нагнетательных скважин, наблюдаемое на месторождениях Башкирии, во многом связано с закачкой в пласт сточных вод с повышенным содержанием механических частиц. По-видимому, аналогичное явление имеет место и в реальных условиях.  [1]

Не отмечается снижение приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки полимерного раствора. Имеются лишь единичные данные об увеличении ( расширении) профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке полимерного раствора.  [2]

Не отмечается снижение приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки полимерного раствора. Имеются лишь единичные данные об увеличении ( расширении) профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке полимерного раствора. Такие данные разрознены, немногочисленны, но фактов, свидетельствующих о том, что давление на устье нагнетательной скважины не возрастает, накоплено к настоящему времени немало. Между тем, из расчетов на модели полимерного заводнения, принятой в БашНИПИнефть ( набор сообщающихся прослоев различной проницаемости), следует, что приемистость нагнетательных скважин после начала закачки полимерного раствора должна снижаться. Должен понижаться и текущий отбор жидкости из добывающих скважин с одновременным уменьшением текущей обводненности добываемой продукции.  [3]

Таким образом, на снижение приемистости нагнетательных скважин влияет фильтрационная поверхность пласта.  [4]

При закачке составов установлено снижение приемистости нагнетательных скважин на 8 - 15 %, что указывает на проявление воздействия на ПЗП скважины. Получен значительный прирост дополнительной добычи нефти.  [5]

При закачке составов установлено снижение приемистости нагнетательных скважин на 8 - 15 %, что указывает на проявление воздействия на П311 скважины. Получен значительный прирост дополнительной добычи нефти.  [6]

Определена предельная величина степени снижения приемистости очаговой нагнетательной скважины после воздействия ОГОТ, ниже которой добыча нефти по участку начинает уменьшаться.  [7]

Кроме указанных выше примесей причинами снижения приемистости нагнетательных скважин могут быть образование к отложение в норовых каналах труднорастворимых или вообще нерастворимых солей при нагнетании воды.  [8]

Следует иметь в виду, что снижение приемистости нагнетательных скважин может иметь место даже при закачке в пласты очень чистой воды. Это связано с естественной деградацией пласта и кольматацией поровых каналов подвижными частицами, изначально содержавшихся в самом пласте. Нельзя упускать из виду, что в подавляющем большинстве случаев пласт не работает как чисто фильтрующая система, так как в противном случае он был бы кольматиро-ван в считанные часы. Движение жидкости осуществляется прежде всего, по трещинам и каналам высокой проницаемости.  [9]

Следует иметь в виду, что снижение приемистости нагнетательных скважин может иметь место даже при закачке в пласты очень чистой воды. Это связано с естественной деградацией пласта и кольматацией поровых каналов подвижными частицами, изначально содержавшихся в самом пласте. Нельзя упускать из виду, что в подавляющем большинстве случаев пласт не работает как чисто фильтрующая система, так как в противном случае он был бы кольматиро-ван в считанные часы. Движение жидкости осуществляется прежде всего, по трещинам и каналам высокой проницаемости.  [10]

Это дает возможность вскрыть основные причины снижения приемистости нагнетательной скважины и наметить мероприятия по ее восстановлению.  [11]

По данным исследователей, основной причиной снижения приемистости нагнетательных скважин является засорение поверхности фильтрации пласта механическими примесями, в основном продуктами коррозии, а не затухание фильтрации призабойной зоны пласта в результате действия закачиваемой воды.  

www.ngpedia.ru

Восстановление - приемистость - нагнетательная скважина

Восстановление - приемистость - нагнетательная скважина

Cтраница 1

Восстановление приемистости нагнетательных скважин проводят: 1) промывкой, 2) дренажем, 3) длительным самоизливом, 4) прерывистым самоизливом, 5) импульсными методами дренажа.  [1]

Восстановление приемистости нагнетательных скважин с изливом воды в стационарные или передвижные емкости возможно при лучевой и линейной системах нагнетательных во-доводов.  [2]

Восстановление приемистости нагнетательных скважин по такой схеме возможно как при лучевой, так и при линейной системах нагнетательных водоводов.  [3]

Для восстановления приемистости нагнетательных скважин можно использовать способ обработки призабойной зоны мицеллярными растворами, которые закачивают в скважину без очистки забоя. Затем в скважину нагнетают воду. В результате приемистость ее значительно увеличивается и удерживается на этом уровне несколько месяцев. Состав мицел-лярного раствора: вода, содержащая хлористый натрий; суль-фонат натрия марки Петронайт Е, амиловый спирт.  [4]

Для восстановления приемистости нагнетательных скважин вскрывших пластов со значительным количеством карбонатных составляющих и подвергающих закачкой сточных вод нами предложена композиция КСЗД-1 ( комбинированный состав замедленного действия) на основе 15 % - го раствора соляной кислоты ( в дальнейшем HCI) и 5 % - го химического реагента, получившего временный индекс ДИМ-1.  [5]

Так как восстановление приемистости нагнетательных скважин является более трудоемкой операцией, чем очистка фильтров в системе подготовки воды, а процесс кольматации пор необратим, целесообразно подготавливать воду для закачки в пласт на поверхности и при более жестких требованиях.  [6]

Состав для восстановления приемистости нагнетательных скважин [340] в качестве растворителя содержит толуольную или бензольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или кубовые остатки производства ароматических углеводородов С6 - С9 каталитического риформинга бензиновой нефтяной фракции, а в качестве добавки - отходы производства изопрена и бутадиена с установки газоразделения при следующем соотношении компонентов, % мае.  [7]

Состав для восстановления приемистости нагнетательных скважин [341] содержит кубовые остатки производства бутиловых спиртов, а также толуольную или бензольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или кубовые остатки производства ароматических углеводородов Се - С9 каталитического риформинга бензиновой нефтяной фракции при следующем соотношении компонентов, % мае.  [8]

Состав для восстановления приемистости нагнетательных скважин [56] содержит кубовые остатки производства бутиловых спиртов, а также толуольную или бензольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или кубовые остатки производства ароматических углеводородов С6 - Сц каталитического риформинга бензиновой нефтяной фракции при следующем соотношении компонентов, мае.  [9]

Разработанные составы для восстановления приемистости нагнетательных скважин [55, 56, 57] могут также использоваться для восстановления продуктивности добывающих скважин, они готовятся простым смешением составляющих компонентов, для их закачки в скважину не требуется специальное оборудование.  [10]

Рассмотрим некоторые схемы восстановления приемистости нагнетательных скважин.  [12]

www.ngpedia.ru

Факторы, влияющие приемистость нагнетательных скважин

2.5 Факторы, влияющие приемистость нагнетательных скважин

2.5.1 Геологическое строение призабойной зоны пласта

На Арланском месторождении с применением под­держания пластового давления разрабатываются пласты ТТНК, представленные мелкозернистыми песчаниками с размерами зерен от 0,1 до 0,17 мм и радиусом пор, не превышающим 15 мк. Пористость песчаников в среднем составляет 20 %. Мощность песчаников по площади не всегда одинакова и колеблется от 1 до 27 м. Песчаники местами переслаиваются глинистыми и алевролитовыми пропластками. Состав горизонтов изменчив, и нередко в разрезах соседних скважин можно наблюдать отсутствие отдель­ных пропластков. На некоторых участках наблюдается полное выклинивание песчаников.

Поглотительная способность нагне­тательных скважин Арланского месторождения зависит в основном  от геологического строения призабойной зоны пласта.

Когда призабойная зона пласта представлена моно­литными песчаниками и обладает сравнительно большой мощностью, тогда нагнетательная скважина вводится под закачку без особых затруднений в результате проведения простейших мероприятий — промывки и СКО. Если же в призабойной зоне пласта имеются глини­стые прослои, то пуск скважины в эксплуатацию затруд­няется или становится вообще невозможным. Это объяс­няется, с одной стороны, тем, что при обнажении эти глинистые пропластки размываются и заиливают поверхность фильтрации пласта. С другой стороны, когда приза­бойная зона пласта представлена чередованием пропластков песчаников с глинами и аргиллитами, то песчаники обычно обладают более низкой проницаемостью.

В зависимости от геологического строения призабойной зоны — проницаемости продуктивного пласта, монолит­ности или многослойности песчаников, количества глини­стых пропластков, суммарной мощности песчаников и отдельных их прослоев — нагне­тательные скважины условно можно разделить на три группы. Каждая из этих групп скважин отли­чается специфичностью с точки зрения поведения их при освоении и эксплуатации.

I группа скважин вводится в эксплуатацию без особых затруднений с применением простейших методов освоения — дренажа призабойной зоны методом поршневания и промывок.

Призабойные зоны нагнетательных скважин I группы представлены монолитными песчаниками, мощность которых колеблется от 7 до 23 м. Средняя мощность песчани­ков для всей группы составляет 14,1 м.

II группа скважин, трудно осваиваемые, требую­щие специальных методов освоения и чаще всего целого комплекса этих методов.

К этой группе относятся такие скважины, которые трудно осваиваются и вводятся в эксплуатацию только после применения комплекса мероприятий. Они харак­теризуются наличием глинистых пропластков в пес­чаниках. Песчаники обладают пониженной проницае­мостью.

Общая мощность песчаников колеблется от 4 до 10 л« Средняя мощность наибольших песчаников составляет 6,7 м.

Нагнетательные скважины III группы еще в большей мере   отличаются многослойным строением пласта, чем  II группы,  с одновременным уменьшением  как   суммарной  мощности  песчаников,   так   и  каждого прослоя песчаника   в   отдельности.

Средняя наибольшая мощность отдельных песчаников составляет 3,8 м, т. е. почти в 2 раза меньше, чем в сква­жинах II группы.

 2.5.2 Источники и подготовка воды для закачки в пласт

Использование сточных вод в системе заводнения нефтяных месторождений имеет ряд преимуществ по сравнению с речными или подрусловыми водами.                           

1. Сточные воды нефтепромыслов, содержащие поверхностно-активные вещества обладают более повышенными нефтеотмывающими свойствами. Так, по данные лабораторных экспериментов, нефтеотдача при вытеснении нефти сточной водой нефтепромыслов, содержащие поверхностно-активные вещества, повышается примерно на 4—5%.                    

2. При закачке сточных вод нефтепромыслов, и особенно высокоминерализованных, в слабопроницаемые пласты, содержащие глины (алевролиты), проницаемость пласта сохраняется продолжительное время, так как обычно по своему солевому составу сточные воды нефтепромыслов близки к материнским пластовым, и глинистые фракции коллектора поэтому не претерпевают изменения.                                               

3. При прочих равных условиях увеличиваем давление на забое нагнетательных скважин за счет повышенного удельного веса минерализованной сточной воды.

4. Наиболее кардинально решается проблема раци­онального использования водных ресурсов и охраны водоемов от загрязнения сточными водами.

На основании проведенных исследований были уста­новлены следующие нормы содержания примесей в сточных водах нефтепромыслов для Арланского месторождения:

  а)содержание твердых механических примесей — 25 мг/л;

б) содержание нефтепродуктов — 30 — 40 мг/л.

Установление допустимых норм содержания механи­ческих примесей в сточных водах нефтепромыслов позво­лило значительно упростить существующие технологиче­ские схемы очистки сточных вод. Это в свою очередь дало возможность за 5 лет без больших капитальных затрат решить вопрос об использовании сточных вод нефтепро­мыслов в системе заводнения нефтяных месторождений.

2.5.2.1 Сточные воды нефтяных месторождений

vunivere.ru

(нагнетательных+скважин+на+приёмистость) — с английского на русский

1. чувствительность тензорезистора
2. чувствительность средства измерений
3. чувствительность регистрации сцинтилляционнного детектора ионизирующего излучения
4. чувствительность контроля
5. чувствительность (гравиметра)
6. чувствительность (в анализе вещества и материала)
7. чувствительность
8. фоточувствительность
9. реагирование
10. приёмистость
11. критичность
12. важность

критичность
уязвимость
Характеристика ресурса, которая косвенно выражает его значение или важность. Рекомендация МСЭ-Т X.509.
[ http://www.rfcmd.ru/glossword/1.8/index.php?a=index&d=4304]

Тематики

Синонимы

EN

приёмистость
Скорость увеличения нагрузки (напр. увеличение расхода с ростом подводимого тепла)
[А.С.Гольдберг. Англо-русский энергетический словарь. 2006 г.]

Тематики

EN

реагирование
—
[А.С.Гольдберг. Англо-русский энергетический словарь. 2006 г.]

Тематики

EN

фоточувствительность
Реакция ЭФГ-фоторецептора на облучение (выражаемая в фотоэлектрических или энергетических единицах), равная обратной экспозиции, при которой номинальный потенциал фоторецептора снижается в два раза.
[ http://www.morepc.ru/dict/]