Технические характеристики газогенератора

Наружный диаметр, мм.	95
Длина одного заряда, мм	500
Масса одного заряда, кг	5,5
Интервал обработки за один спуск, м	до 5
Максимальная баростойкость, МПа	100
Термостойкость, 0С	150

  

 Натурные испытания опытных ГГ проводились на Варьёганском и Самотлорском месторождениях нефти. На Варьёганском месторождении первое испытание выполнено на скважине № 874/72, находившейся в бездействии 5 лет из-за 100%-го обводнения. До испытаний скважина была введена в пробную эксплуатацию: дебит жидкости 40 м³/сут., обводнение 100 %, Нд = 622 м (Нд - динамический уровень). По техническим причинам в скважину был спущен только один генератор из 5 зарядов, поэтому обработать весь планируемый интервал (5,5 м) не удалось. После обработки скважина введена в работу. Обводнённость составила 97 - 98 % при Нд = 702 - 661 м, дебит по жидкости около 30 м³/сут., т.е. скважина работала с меньшим динамическим уровнем по сравнению с контрольным до обработки и меньшей обводнённостью.

   Второе испытание проведено на скважине № 2430/104, которая до обработки имела дебит нефти 3 т/сут., дебит жидкости 20 т/сут., обводнённость 82 %. В ходе испытаний проведено сжигание двух ГГ из 6 и 7 зарядов в зоне перфорированного коллектора, из которого по данным геофизических исследований скважины (ГИС) поступала вода с нефтью и газом. При последующем освоении скважины притока флюида из обработанных интервалов практически не было, что позволило сделать вывод об изоляции обводненного пласта более чем на 90 % его продуктивности. Однако в дальнейшем параметры работы скважины вернулись к исходным значениям, что связано с нарушением плана испытаний и проведением перфорации части изолируемого интервала и, таким образом, нарушением чистоты эксперимента.

   На Самотлорском месторождении скважина № 16255/1573 находилась в бездействии также из-за высокой обводненности (99 %). До обработки приток по кривой восстановления уровня составил 7,2 м³/сут. При снижении уровня жидкости в скважине до 660 - 460 м. В скважине двумя ГГ из 5 и 7 зарядов обработан нижний пласт, из которого поступала вода с нефтью, дополнительно перфорирован верхний нефтяной пласт. Исследования по определению профиля притока и источника обводнения после газодиффузионного воздействия показали в процессе свабирования, что приток по кривой восстановления уровня составил 1,6 м³/сут. при снижении уровня жидкости в скважине до 540 - 450 м, т.е. уменьшился в 4,5 раза. Обводненность в конце свабирования составила 74 - 80 %. В целом можно констатировать, что обработка прошла успешно.

   Таким образом, на всех трех скважинах в ходе испытаний получены в разной степени положительные результаты. Подтверждена работоспособность ГГ в реальных условиях, надежность конструкции и комплектующих узлов, простота и безаварийность эксплуатации.

   При использовании технологии спуска ГГ на каротажном кабеле в контролируемый интервал фильтра на порядок сокращается время проведения работ по изоляции водопритока или отключения отдельных пластов (интервалов), особенно интервалов, находящихся в верхней и средней части разреза (пласта). Затраты на проведение такого рода работ в 3 - 4 раза меньше, чем по существующим методам. Данная технология предусматривает в непрерывном цикле работ проведение интенсификации притока с применением изделий-аналогов (типа ПГДБК) для воздействия на малодренируемые или неработающие пласты.

   В то же время необходимо отметить, что рассматриваемый газодиффузионный метод требует дальнейшей отработки технологии использования и возможной доработки ГГ. Основные направления модернизации - уменьшение температуры плавления конденсата (возможно переходом на двухкомпонентные системы типа Al₂O₃-PbO), увеличение температуры горения топлива, изменение конструкции ГГ для уменьшения несгораемых остатков, а также дополнительной фиксации в зоне изоляции.

   В настоящее время потребителями нашей продукции являются следующие предприятия:

   ООО "Сибирская геофизическая компания" г. Стрежевой;

   ЗАО ПГО "Тюменьпромгеофизика" г. Мегион;

   ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика";

   ОАО "Коминефтегеофизика";

   ОАО "Томскпромгеофизика";

   ООО "Геофизсервис" г. Урай;

   ООО "КрасЭГИС" и др.

23