ними;
) Експлуатаційна колона повинна бути опресована при тиску, що перевищує робочий тиск;
) Цементний камінь за експлуатаційною колоною повинен бути піднятий вище черевика кондуктора;
) Прісні води за кондуктором повинні бути надійно роз'єднані цементним каменем від нижележащих мінералізованих;
) Забій свердловини повинен забезпечувати проведення ГІС.
Схема реалізації технології
) До ремонту свердловини визначається дебіт, обводненість продукції, щільність попутно-видобутої води, пластовий і забійні тиск, джерело обводнення, пластова температура, і знімається крива відновлення тиску.
) Потім визначається прийомистість свердловини на пластовій воді. При тиску нагнітання перевищує тиск гідророзриву методами ОПЗ (кислотна ванна) знижується тиск прийомистості.
) Піднімається підземне обладнання.
) Промивається свердловина з допуском пера до забою.
) Свердловина обладнується пакером.
) закачують розрахункова кількість реагенту СНПХ - 9633 при тиску, що не перевищує тиск розкриття тріщин (гідророзриву) в карбонатних колекторах, марка реагенту вибирається виходячи з мінералізації видобутих вод.
Рекомендований обсяг реагенту на одну скважино-обробку 4-6 м 3 на 1 м перфорованої товщини пласта (ПТП). У тому випадку, якщо перфорована товщина складає менше 5 м, то доцільно визначати витрата реагенту з величини 6 м 3 на 1 м перфорованої товщини пласта, але не менш 10-13 м 3 на 1 скважино-обробку. Якщо перфорована товщина пласта 5-10 м, то кількість визначається з розрахунку 5 м 3 на 1 м перфорованої товщини пласта, а якщо більше 10 м, то 4 м 3 на 1 м перфорованої товщини пласта відповідно.
Реагент продавлюється в пласт розрахунковою кількістю пластової девонской води. Обсяг продавочной рідини визначається з обсягу закачиваемого реагенту СНПХ - 9633 (таблиця 3.3).
Обсяг продавочной рідини не повинен бути менше ніж внутрішній об'єм НКТ плюс 2 м 3. Свердловина закривається на реагування на 24-48 годин.
Потім промивається від продуктів реакції. Опускається підземне обладнання та свердловина пускається в експлуатацію.
Після виведення свердловини на режим визначається наступні параметри: дебіт свердловини, обводненість продукції, щільність извлекаемой води, коефіцієнт продуктивності, знімається крива відновлення тиску і порівнюється з аналогічними характеристиками до обробки.
Таблиця 3.3
Визначення обсягу закачиваемого реагенту СНПХ - 9633
РеагентТребуемий обсяг продавочной жідкостіменее 20 м 3 V нкт + 6 м 3 20-40 м 3 V нкт + 9 м 3 більше 40 м 3 V нкт + 12 м 3
Заходи щодо попередження ускладнень
) У разі підвищення тиску нагнітання (вище тиску опресування експлуатаційної колони) закачку реагентів припинити, зворотним промиванням нафтою вимити реагенти зі свердловини і НКТ;
) рідини, витягнуті з свердловини, зібрати в ємність;
) грунт, просочений реагентом при розливі, зібрати і утилізувати в місцях утилізації грунтів, облитих нафтою.
Застосування СНПХ - 9 633 в НГВУ Октябрьскнефть
Закачка реагенту СНПХ - 9 633 марки А в свердловину №588 Троїцької площі.
З метою проведення ремонтно-ізоляційних робіт по пласту DII були проведені наступні роботи:
. 12 опресованими 5 колону на 100 атм, через 30 хв зниження не спостерігалося, колона герметична. Початкова прийомистість склала 2,5 м 3 за 3 хв при 90 атм.
. 12 в пласт закачали реагент СНПХ - 9633 марки А щільністю 0,856 г/см 3 в обсязі 17,4 м 3 при Р=110 атм.
продаючи реагент в пласт солоною водою щільністю 1,19 г/см 3 в обсязі 12 м 3 при Р=30 атм.
На реакції свердловина перебувала з 20 ч. 16.12.98г. до 12 год. 18.12.98г.
До проведення обробки по свердловині №588 Троїцького родовища обводненість склала 98%, дебіт - 0.8 т/добу. Після обробки пласта реагентом СНПХ - 9 633 свердловина почала працювати з дебітом нафти 0.9 т/добу, а обводненість склала 91%
Виходячи з даних обробки свердловини №588 результати вимірів дебітів рідини показали, що застосування реагенту СНПХ - 9 633 ефективно. Таку ж обробку застосували в свердловинах №494 по пласту Дi, №598 по пласту дii Троїцької площі та в свердловині №5 Костянтинівській площі по пласту З 121 Бобриковського горизонту, в свердловинах №303, 296 на Серафимівському родовищі. Дані після обробок показані в таблиц...
