ні свердловини після періоду експлуатації тривалістю від одного року до двох років для отримання переваг високодебітної видобутку, характерною для знову пробурених свердловин. На рис. 4.3. відображена типова схема підземної компоновки одночасно - роздільної закачування нагнетательной свердловини № 15961 кущ 7 Приобского родовища. Для роз'єднання горизонтів АС11 і АС10 встановлюється пакер. З метою створення більшого в порівнянні з горизонтом АС10 тиску нагнітання в горизонті АС11 застосовується (у разі необхідності) варіант заканчивания свердловин у двох горизонтах. Якщо оцінка родовища підтвердить, що відсутня необхідність використання більш високого тиску нагнітання в пласт АС11, зазначені інтервали в нагнітальних свердловинах будуть суміщені. При використанні нагнітання через межтрубное простір протягом усього терміну служби свердловини будуть застосовуватися профілактичні заходи і проводитися випробування, необхідні для контролю стану і забезпечення цілісності обсадних колон.
Розчини для заканчивания свердловин повинні представляти собою відфільтровані рідини, що не містять твердих часток. При необхідності використовується хлоркалієвий буровий розчин, в якому не відбувається утворення побічних твердих продуктів в результаті хімічних реакцій.
Перфорація горизонтів АС10 і АС11 проводитися за допомогою перфораторів, що спускаються на кабелі. Забезпечення значного діаметра перфораційних отворів є найбільш важливим для зменшення гідравлічних опорів при впливі на пласт, в той час як глибина проникнення не є визначальним фактором.
, 8, 13 - НКТ; 2 - ЕЦН з ПЕД; 3 - патрубок НКТ; 4 - напрямна воронка; 5 - шток від муфти; 6, 12 - перехідник; 7 - пакер; 9 - скважинная камера з глухою пробкою або регулятором; 10 - перехідник; 11 - ущільнена муфта; 14-заглушка.
Рис. 4.2. Схема компонування видобувної свердловини
- насосно - компресорні труби; 2, 5, 7, 11 - перехідник; 3, 9 - патрубок; 4 - пакер;
, 10 - скважинная камера з регулятором і глухий пробкою; 8 - роз'єднувач колони;
- заглушка для НКТ
Рис. 4.3. Конструкція нагнетательной свердловини
Гідророзрив пласта є основним методом впливу, що забезпечує прийнятні показники продуктивності свердловин. При спільної експлуатації продуктивних об'єктів АС10 і АС11 практично здійсненним є підвищення продуктивності свердловин в 1,5-3,5 рази. При заводнении по заданій сітці довжина тріщин повинна обмежуватися четвертою частиною відстані між свердловинами, щоб уникнути негативного впливу на ефективність витіснення нафти. Проведення гідророзриву пласта є доцільним як для експлуатаційних, так і для нагнітальних свердловин. Для збільшення видобутку в 1,5-3,5 рази необхідне утворення тріщин з високою провідністю.
4.2 Гирлове обладнання свердловин
Обладнання гирла свердловин всіх типів призначено для герметизації затрубного простравнства, відводу продукції свердловини, а також для проведення технологічних операцій, ремонтних та дослідницьких робіт. Воно комплектується в залежності від способу експлуатації. На родовищі застосовується механізований спосіб видобутку пластової рідини: експлуатація електроцентробежнимі насосами.
При експлуатації свердлов...
