ком 176 атм. По закінченню буріння гирлі свердловини обладнали колоною головкою і ФА.
Геофізичні дослідження проведені у відкритому стовбурі:
. Ст.каротаж 1: 200 2 464 - 2 924 м.
. БКЗ 1: 200 2464 - 2924 м.
. Кавернометрія
БК 1: 200 2 464 - 2 924
ІК 1: 200 2 464 - 2 924
МБК 1: 200
Резістівіметрія 1: 200 2 464 - 2 924
Інклінометрія 8 замірів
Геофізичні дослідження проведені в колоні:
АКЦ кондуктора 1: 500650 - 0
РК (ГК, НГК) 1: 500 40 - 2456
/- 1: 200 2456 - 2900
. АКЦ 1: 500 40 - 2456
/- 1: 200 2456 - 2900
Процес освоєння
експлуатаційну колону D=146 мм прошаблоніровалі, шаблоном D 118 мм, довжиною 16 м, до глибини 1700 м. НКТ з «пером» спущено на глибину 1800 м. Свердловину промили технічною водою протягом 2-х циклів. У зону перфорації закачали .Експлуатаціонную колону опресованими водою-тиском 176 атм., А пригирлову частина повітрям-тиском 110 атм. НКТ підняли.
Експлуатаційна колона проперфорірована, в інтервалі 2841 - 2853, перфораторами ПКС - 80 щільністю 14 на погонний метр. Всього відстріляно 168 зарядів.
НКТ з лійкою спустили на глибину 2 924 м. Свердловину промили технічною водою в плині двох циклів, НКТ підняли до глибини 2830 м. На гирлі встановили верхню частину ФА і опресованими водою-тиском 176атм.
Свердловину освоїли шляхом заміни води на нафту, з подальшим зниженням рівня нафти до глибини 1000 м.
4.5 Ускладнення при експлуатації свердловин
На Талінском родовищі проведені дослідження хімічного складу води і визначення її рН по 414 свердловинах. На підставі отриманих даних зроблено машинний розрахунок показника стабільності. В результаті проведеної роботи встановлено, що 30% обстеженого фонду свердловин мають попутно видобуту воду з показником стабільності більше 0,5, тобто є солеобразующей. Методика виконання необхідних робіт з визначення солеобразующей об'єктів і програма розрахунку показника стабільності вод викладені в РД 39-0148070-026 ВНДІ - 86 «Технологія оптимального застосування інгібіторів солеотложенія». Технологічний процес передбачає визначення концентрації інгібітора солеотложенія повністю запобігає утворенню осаду в кожній конкретній свердловині.
Слід зазначити, що на карбонатное рівновагу і на процес солеотложенія можуть вплинути деякі хімічні реагенти використовувані в нафтовидобутку: інгібітори корозії, рідини для глушіння свердловин, реагенти закачується в систему ППД та ін. Відкладення солей в цьому випадку може носити епізодичний характер і припиниться після виносу, що видобувається рідиною, всієї маси речовини. Однак, в окремих випадках, зазначені реагенти утворюють опади відкладаються в порах пласта, в результаті чого зменшується проникність і знижується коефіцієнт продуктивності свердловини.
Для попередження відкладень солей існують технологічні, фізичні та хімічні методи.
Технологічні методи передбачають вибір оптимального джерела водопостачання для підтримки пластового тиску, ізоляцію обводнять пластів і свердловин, збільшення глибини спуску ЕЦН, узвіз «хвостовиків», використання обладнання із захисним покриттям. Використання технологічних методів часто утруднене, у зв'язку з умовами розробки не дозволяють їх виконаютьь. Захисні покриття носять локальний ефект, вони не перешкоджають процесу солеотложенія по всьому шляху слідування газорідинного потоку.
Фізичні методи боротьби з солеотложенія полягає у використанні акустичних, магнітних і електричних полів. Фізичні методи, також як і захисні покриття, служать для запобігання відкладень солей в певному місці.
Для досягнення попередження відкладення солей на всьому шляху прямування видобувається потоку єдино прийнятним спосіб залишається використання хімічних реагентів - інгібіторів солеотложенія.
В даний час розроблено велику кількість інгібіторів як вітчизняного, так і імпортного виробництва. Часто інгібітори розробляються з урахуванням умов розробки родовища конкретного регіону:
інгібітор повинен бути сумісний з пластової водою та іншими реагентами, застосовувані в нафтовидобутку;
реагент повинен володіти хорошими адсорбційно-десорбціонную властивостями, можливо мінімальної корозійною активністю, максимальної екологічністю, температуростойкостью;
інгібітор повинен повністю попереджати відкладення солей в обладнанні;
в зимовий період часу інгібітори повинні володіти низькими температурою замерзання і в'язкістю.
Для боротьби з відкладеннями солей на родовищах Західного Сибіру був обраний інгібітор на основі поліетіленполамін=N=метілфосфонових кислот (ПАФ - 13А), який може бути використаний для запобігання відкладення солей з водної фази як хлоркальциевого, так і гідрокарбонатно-натрієвого типів.
Узагальнюючи умови утворення опадів встановлено, що від...
