- •2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения
- •2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения
- •2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения
- •2.7 Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения для кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий
- •2.8 Выводы и рекомендации по дальнейшему использованию колтюбинговых технологий при выполнении кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения
- •3.2 Расчет гидродинамического давления на пакер и оценка правильности подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского месторождения
- •3.3 Расчет технологической эффективности применения кислотных обработок нагнетательных скважин на Илькинском месторождении
2.7 Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения для кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий
Объектами для воздействия являются нагнетательные скважины, характеризующиеся загрязненностью ПЗП, падением приемистости. Наибольший эффект достигается на скважинах с пакерами, т. е. ГТ по НКТ доходит до открытого интервала перфорации. При опорном пакере воздействие производится через сетку в НКТ – не вымываются продукты реакции и механические примеси, что снижает эффект воздействия.
Терригенные породы девонских отложений обрабатываются плавиковой кислотой. Карбонатные породы обрабатываются раствором соляной кислоты. Объем кислоты выбирается из расчета 1м3 на 1 м толщины пласта, растворитель применяется в виде водного раствора объемом 0,5-1,0 м3/м эффективной толщины продуктивного пласта.
Выбор объекта воздействия не ограничивается глубиной залегания пласта, его толщиной и сроком эксплуатации. Ограничения могут быть наложены при выборе скважин, расположенных в водоплавающей части пласта.
Скважины, выбранные для обработки растворителем и кислотой, должны быть технически исправными, иметь герметичное цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта. Партии химических реагентов, применяемых для обработки скважин, должны иметь паспорт или данные химического анализа на содержание основных компонентов.
Для повышения производительности добывающих скважин № 1630, 1638, 1690; 1617, 1618, 1628, 1629, 1637, 1842 предлагаю провести кислотную обработку нагнетательных скважин № 1639 и № 1840 с использованием КГТ. Это позволит очистить ПЗП, повысить приёмистость нагнетательной скважины и увеличить дебиты добывающих скважин, расположенных в радиусе дренажа; предприятие получит доп. добычу нефти и увеличит свою прибыль.
Характеристика нагнетательной скважины № 1639 до проведения обработки представлена в таблице 2.17.
Таблица 2.17 – Характеристика нагнетательной скважины № 1639
Параметр |
Значение |
1 |
2 |
Диаметр направления, мм |
324 |
Глубина спуска направления, м |
30 |
Диаметр кондуктора, мм |
245 |
Глубина спуска кондуктора, м |
376 |
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм |
132 |
Продолжение таблицы 2.16
1 |
2 |
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м |
2025 |
Альтитуда ротора, м |
213,53 |
Глубина искусственного забоя, м |
2015 |
Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут |
23 |
Давление закачки рабочего агента, МПа |
6,5 |
Плотность рабочего агента, кг/м3 |
1150 |
Диаметр НКТ, мм |
73 |
Глубина спуска НКТ, м |
1943 |
Суммарные показатели реагирующих скважин:
Qн=3,8т/сут, Qж=5,9 т/сут, В=36,3 %.
Схема участка воздействия нагнетательной скважины №1639 представлена на рисунке 2.19.
– добывающая скважина;
– нагнетательная скважина.
Рисунок 2.19 – Схема участка воздействия
нагнетательной скважины №1639 [12]
Обвязка наземного оборудования на нагнетательных и приемных линиях должна быть герметичной, обеспечивать непрерывность процесса и возможность измерения расхода жидкости и давления.
Вся обвязка после монтажа на скважине должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое давление.