Второй период (1951—1955 гг.) характеризовался быстрым снижением приемистости нагнетательных скважин (с 375 до 220 тыс. м3 на одну скважину в год) вследствие повышения давления в пласте из-за закачки воды. За -исключением 1956 г., когда несколько увеличилась поглотительная способность нагнетательных скважин, третий период (1951 — 1961 гг.) характеризовался дальнейшим, хотя и замедленным ухудшением этого показателя. Основными причинами снижения приемистости скважин в эти годы были дальнейший рост пластового давления в зоне закачки и разбухание глинистых частиц от соприкосновения-с нагнетаемой пресной водой. Годовая приемистость нагнетательных скважин с 1955 по [c.98]
Представляет интерес рассмотреть этот период в сравнении с периодом 1955—1961 гг., когда также наблюдалось снижение приемистости скважин. Пр и сопоставлении факторов, влияющих на этот показатель, было установлен о, что в 1968—1971 гг. в отличие от 1955— 1961 гг. на приемистость скважин практически не влияло изменение пластового давления, так как оно изменялось в- незначительных пределах. Однако, несмотря на это, в 1968—1971 гг. происходило ее снижение, причем более интенсивное, нежели в третьем периоде. Так, уменьшение приемистости нагнетательных скважин в последний период составляло 16 тыс. м3 на одну "скважину в год, в то время как в 1955—1961 гг. оно не превышало 7,5 тыс. м3. Это является следствием закачки в пласт [c.99]
Для более четкого определения тенденции снижения приемистости анализируемых скважин фактические кривые были сглажены по уравнению прямой с использованием метода наименьших квадратов. В результате этого были получены линии, характеризующие среднегодовые темпы сокращения приемистости скважин анализируемых групп. Рассмотрение данных прямых показывает более резкое уменьшение поглотительной способности нагнетательных скважин, принимавших пластовую воду, по сравнению со скважинами, в которые закачивалась пресная вода. В то же время видно, что продолжение закачки неочищенной сточной воды в последующие годы приведет к уменьшению поглотительной способности скважин анализируемой группы на 12,6 тыс. м3 в расчете на одну скважину в год по сравнению со снижением приемистости 5,6 тыс. м3 при, условии, что в нмх будет закачиваться пресная вода. Следовательно, потери в приемистости по причине плохой очистки воды со- [c.101]
Исследовательская бригада следит за контрольно-измерительными приборами и контролирует приемистость скважин. [c.141]
РИТС ППД обеспечивает и поддерживает заданную закачку воды, контролируя ее объем и качество с помощью контрольно-измерительных приборов, а также наблюдает за приемистостью скважин. Для этого РИТС ППД имеет инженера и звено по заводнению, занимающееся обслуживанием насосных станций и системы внутренних водоводов. Круглосуточное оперативное руководство работой по заводнению осуществляют начальники смен. [c.196]
Наибольшее влияние на уровень затрат этой подсистемы оказывает приемистость скважин (Эг1 = 0,25, /3 = 0,41). Приемистость хотя и определяется геологическими условиями месторождения, однако является частично регулируемой. [c.40]
Из способов интенсификации добычи в последние годы широко используют гидроразрыв пласта, вследствие чего улучшаются условия для притока нефти к эксплуатационным скважинам и приемистость нагнетательных скважин. Гидравлический разрыв весьма эффективен. Дебит скважин после гидроразрыва возрастает в-1,5—2 раза и более. Дополнительные затраты на проведение гидроразрывов окупаются в короткий срок. [c.46]
Следовательно, для снижения себестоимости закачиваемой воды необходимо изыскивать методы воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин, способствующие повышению их приемистости. [c.169]
Гидравлический разрыв пластов (ГРП). Это один из наиболее распространенных методов воздействия на призабойную зону скважин. Его применяют для увеличения производительности нефтяных и газовых скважин, увеличения приемистости нагнетательных скважин, освоения скважин после бурения, борьбы с обводнением нефтяных скважин и при изоляции подошвенных вод. [c.171]
Из 231 ГРП, проведенного в нагнетательных скважинах на месторождениях Ключевое и Дыш, 223 дали увеличение приемистости, в результате было дополнительно закачано 106,7 тыс. MJ воды. Это дало возможность получить от поддержания пластовых давлений прирост в добыче нефти в объеме 10,6 тыс. т. При этом следует отметить, что ГРП в нагнетательных скважинах этого месторождения в равной степени эффективны как по I, так и по II горизонтам. [c.179]
Наибольший эффект достигается в интервалах исходной приемистости нагнетательных скважин от 30 до 90 м3 при закачке больших объемов песка. Для повышения эффективности ГРП на месторождениях Кубани целесообразно провести следующие мероприятия. [c.179]
Как видно, число нагнетательных скважин зависит от того, насколько правильно установлен объем закачки в пласт, а также от месячной приемистости нагнетательных скважин и коэффициента эксплуатации. [c.251]
Приемистость нагнетательных скважин зависит от состояния фильтрующей поверхности пласта на нее в большой мере влияют методы освоения нагнетательных скважин. Поэтому приемистость во многом зависит от работы участка освоения и геологической службы. [c.251]
Этот метод широко применяется также при обработке забоев нагнетательных скважин для увеличения их приемистости. [c.24]
В изменении приемистости нагнетательных скважин имеется пять пер иодов, связанных с определенными технологическими этапами разработки залежей нефти. [c.97]
Первый период (1948—1950 гг.) отличается резким увеличением средней приемистости скважин, обуслов- [c.97]
В четвертом периоде (1962—1967 гг.) средняя приемистость скважин возрастала в результате интенсивного внутриконтурного заводнения и размещения по этой причине большего Ч исла инжекционных скважин в зонах отбора нефти с пластовым давлением на 55— 70 кгс/см2 ниже давления на линии нагнетания в кольце. [c.99]
Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М. Недра, 1985. [c.316]
Важно и более широкое применение химических и физических методов воздействия на призабойную зону нагнетательных и эксплуатационных свкажин. Кислотные обработки, гидроразрывы пластов, прогрев и т. д. существенно повышают приемистость нагнетательных и дебиты эксплуатационных скважин, что ведет к росту объема добычи и снижению затрат на производство. [c.259]
Значительным резервом повышения производительности нефтяных и газовых скважин, увеличения приемистости нагнетательных скважин является внедрение гидравлического разрыва пласта (ГРП). В Советском Союзе этот метод начали внедрять в апреле 1952 г. на промыслах Башкирии, В последующем гидравлический разрыв пластов стали применять в объединениях Гроз-нефть, Красиодарнефте аз, Куйбышевнефть, Азнефть и других районах страны. [c.20]
Не менее важной причиной снижения эффективности проводимого процесса является снижение приемистости нагнетательных скважин вследствие загрязнения при-забойнон зоны пласта механическими примесями, разбухания глин и др. [c.168]
Приемистость нагнетательных скважин восстанавливают путем проведения следующих мероприятий гидроразрывов, глинокислотных обработок, гидропескоструйных перфораций и периодических продавок водой под высоким давлением. Наибольший эффект был получен от периодических продавок, за счет которых среднесуточный прирост приемистости достигал 70 м3 и более. Работа скважин на повышенной приемистости колеблется от нескольких дней до месяца. Следовательно, из всех мероприятий, способствующих повышению приемистости нагнетательных скважин, могут быть рекомендованы в настоящее время пока что только периодические продавки. [c.168]
Фактором, снижающим экономическую эффективность ППД, являются большие затраты по закачке воды в пласт, особенно в НГДУ Абиннефть и Черноморнефть. Высокая себестоимость закачки воды в этих НГДУ обусловлена низкой приемистостью нагнетательных скважин. Поэтому для обеспечения необходимого объема закачиваемой воды требуется значительно большее число нагнетательных скважин, чем на других месторождениях. [c.169]
Более широкого применения периодических про-давок водой под высоким давлением, особенно в НГДУ Черноморнефть н Прназовнефть, для увеличения приемистости нагнетательных скважин. [c.170]
Различная эффективность гидравлических разрывов пластов по трем рассматриваемым месторождениям является и следствием разной продолжительности работы скважин с увеличенной приемистостью. В среднем за 1956—1975 гг. на Ключевском месторождении она составила 5,3 мес, на Ахтырско-Бугундырском — 0,9 мес, а на Новодмитриевском — 0,8 мес. [c.179]
Началом строительства скважин считается начало работ по созданию фундаментов и вышкостроению. Окончанием строительства скважин считается при эксплуатационном бурении — момент окончания всех работ по испытанию скважины на промышленный приток (нефти, газа), а при строительстве нагнетательной скважины— момент окончания всех работ, предусмотренных планом строительства скважины, а также по опробованию их приемистости при бурении опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин — момент окончания работ по опробованию всех намеченных объектов или момент, когда еще в процессе бурения документально установлено, что стоявшая перед скважи- [c.31]
Все эти явления снижают приемистость турбобура к осевой нагрузке. Поэтому бурение наклонных скважин по сравнению с вертикальными скважинами протекает при сравнительно меньших осевых нагрузках на долото. Заметим, что породы сураханской свиты относятся к категории мягких и частично средних со сравнительно высоким коэффициентом пластичности. Это увеличивает моментоемкость долот, и бурение даже вертикальных скважин протекает при меньших осевых нагрузках по сравнению со значе- ниями гидравлических нагрузок на пяту турбобура. Поэтому в процессе бурения не удается полностью разгрузить пяту турбобура и она находится постоянно в нагруженном состоянии. Поскольку при бурении наклонных скважин наличие отклоняющей силы на долоте еще больше увеличивает его моментоемкость и приводит к дополнительным потерям момента на преодоление трений в радиальных и осевых опорах турбобура, то последние при этом работают при более высоком нагруженном состоянии. Кроме того, при бурении наклонных скважин возрастают осевая и радиальная вибрации вала турбобура, а также степень неравномерности подачи бурильного инструмента. Эти обстоятельства и приводят к уменьшению межремонтного периода работы турбобура в наклонном бурении. [c.62]
Область применения физико-химических методов первоначально должна ограничиваться месторождениями с неблагоприятными для обычного заводнения условиями, т. е. с повышенной вязкостью нефти (5—20 сП), высокой неоднородностью пластов. Хотя действие на механизм процесса вытеснения нефти водой ПАВ, полимеров, серной кислоты, углекислого газа и др. различно, степень их влияния на увеличение нефтеотдачи пластов аналогична. Промышленные опыты показали, что заводнение с добавлением химических реагентов может несколько увеличить конечную нефтеотдачу по сравнению с обычным заводнением. Кроме того, ПАВ, H2SO4 и углекислый газ существенно (в 1,5—2 раза) повышают приемистость нагнетательных скважин и, таким образом, способствуют повышению темпов разработки. Поли-, меры снижают приемистость нагнетательных скважин в 2—3 раза, что, очевидно, будет ограничивать область их применения. [c.13]
Основными направлениями в совершенствовании методов воздействия на пласт следует считать уменьшение объема извлекаемой с нефтью воды путем выключения из эксплуатации высокообводненных малодебитных скважин и замедление темпов снижения приемистости нагнетательных скважин путем улучшения очистки закачиваемой воды. [c.97]