Загрязнение - призабойная зона
Cтраница 2
Отрицательное влияние на нефтеотдачу пласта, дебит скважины оказывает загрязнение призабойной зоны, обусловленное попаданием в нее задавочной жидкости. [16]
Значение рсопр зависит от коллекторских свойств пласта и степени загрязнений призабойной зоны при вскрытии. Как правило, оно составляет 2 - 5 МПа и определяется экспериментально при освоении скважин. [17]
Однако, неоднородность, как правило, связана с загрязнением призабойной зоны, поэтому проницаемость пласта увеличивается с удалением от скважины. В этом случае Э0 и vl - 2 / ( 2 - 16) 0, так что прямая в координатах ( ln ( l / s), In) должна быть направлена вниз. [18]
Значительным источником снижения проницаемости ПЗП в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны во время глушения скважин перед проведением подземного ремонта. [19]
Приток нефти из пласта в скважины может сильно затрудняться вследствие загрязнения призабойной зоны выделившимися - из нефти асфальтово-смолистыми веществами и парафином. При этом тепловое воздействие на призабойную зону оказывается очень благотворным. Выпавшие в этой зоне осадки расплавляются и приток в скважину возобновляется на более или менее длительный срок, что способствует повышению нефтеотдачи. [20]
В процессе эксплуатации нагнетательных и нефтедобывающих скважин происходят кольматация и загрязнение призабойной зоны пласта. Сопротивление разрушению застрявшего в каналах породы кольматанта существенно зависит от дисперсности и спектра размеров частиц, сил сцепления между ними, плотности упаковки в слое кольматации, его глубины, то есть от структурно-механических свойств слоя. [21]
Однако сначала давление не падает линейно с lg t, а загрязнение призабойной зоны характеризуется какой-то кривой в результате несовершенства скважины и блокирования пор. Разность между линейным изменением давления и изменением по кривой в первоначальный период характеризует несовершенство скважины и горную породу вокруг скважины. [22]
Простую кислотную обработку производят для воздействия на пласт в радиусе зоны загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью. Перед обработкой скважину до забоя тщательно промывают, после чего ставят кислотную ванну и промывают скважину от кислотного состава. Затем в ск-жнну закачивают и продавливают в пласт кислотный состав в рассчитанном объеме, который выдерживают в пласте в течение требуемого для его отработки времени. Скважину промывают и осваивают. При простых кислотных обработках кислоту закачивают в пласт в режиме проникновения в поры и раскрытые микротрещины. [23]
Отметим, что подобное допущение по проницаемости не допустимо, так как загрязнение призабойной зоны и последующее воздействие растворителем влияют именно на величину коэффициента проницаемости. [25]
Все эти параметры подставляют в формулу ( 18) и рассчитывают изменение глубины загрязнения призабойной зоны во времени. [26]
Таким образом, время воздействия на пласт столба бурового раствора является существенным фактором загрязнения призабойной зоны и снижения продуктивности скважин. [27]
 |
Индикаторные кривые при исследова - фильтрации при ОТСУТСТВИИ нии но циклам скв. 10 Верховского месторожде - конуса ВОДЫ. Форма Кри. [28] |
Применение новой методики исследований газовых скважин с последовательным получением пучка индикаторных кривых позволило выяснить влияние загрязнения призабойной зоны пласта глинистым раствором и выявить истинные потенциальные возможности скважины, что невозможно при единичном исследовании. [29]
На объектах с большей проницаемостью основной целью проведения мероприятия является повышение продуктивности скважины, сниженной загрязнением призабойной зоны пласта из-за действия промывочной жидкости при бурении или во время глушения при подземных и капитальных ремонтах. [30]
Страницы: 1 2 3 4