Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 35

Такая композиция была рекомендована для промысловых ис­пытаний на скважинах НГДУ ПО Уренгойгазпром. Испытания про­ведены на трех скважинах. В табл.4 приведены сведения о режимах работы этих скважин по состоянию на второй квартал 1993 г.

Таблица 4

Технологический режим работы экспериментальных добывающих скважин

Параметр

Номер скважины

20435

6263

6281

1

2

3

4

Индекс пласта

БУ10-11

БУЮ

БУ8

Интервал перфорации, м

2887-2908

2852-2857

2814-2827

Дебит жидкости, м /сут

45

25

38

Дебит нефти, т/сут

38

20

31

Дебит газа, тыс.м /сут

14,1

6,0

39,0

Обводненность продукции,%

5

3

11

Коэффициент продуктивности, т/сут.МПа

5,0

1,4

2,8

95


1

2

3

4

Плотность нефти, кг/м

856

823

815

Давление, МПа:

пластовое

20,2

23,4

21,5

забойное

10,9

8,9

10,5

буферное

3,0

4,5

6,5

затрубное

7,0

6,0

8,5

на выкидной линии

0,9

2,5

3,5

Устьевая температура, *С

7

4

4

Из табл. 4 следует, что скважины среднедебитные, с высоким газовым фактором, малообводненные. Нефть легкая, добывается из валанжинских отложений. Пластовое давление высокое. Депрессия на пласт достигает больших величин, особенно на скв.6263 с более низким коэффициентом продуктивности. Давление на выкидной линии и устьевая температура низкие.

Скважины эксплуатируются фонтанным способом, оборудованы эксплуатационной колонной диаметром 168 м. В скважины спущены 73-мм колонны насосно-компрессорных труб. Башмак лифтовой ко­лонны установлен несколько выше кровли продуктивного пласта.

Испытания проведены путем подачи ингибитора парафиноот-ложений в поток нефти в лифтовой колонне по двум технологиям. На скважине N6281 подача ингибитора произведена дозировочным насосом через затрубное пространство, а на скважинах NN 20435 и 6263 реагент закачивался в призабойную зону и после пуска скважины в эксплуатацию поступал вместе с потоком жидкости из пласта. Испытания на скважине N 6281 начаты 26.04.93, а на скважине NN 20435 и 6263, соответственно, 16.04.93 и 24.06.93.

Для оценки эффективности применения ингибитора парафи-ноотложений проанализированы периодичности теплохимических об­работок скважин, спуска скребка и подачи метанола, а также параметры работы скважин в период эксплуатации перед подачей реагента и в период дозировки реагента.

Результаты анализа приведены в табл. 5 и 6.

96


Таблица 5

Осредненные значения периодичности теплохимических

обработок скважин до и в период подачи ингибитора

парафиноотложений

Номер скважины

Период эксплуатации скважины

Периодичность теплохимических обработок скважины, сут

перед подачей реагента

в период подачи реагента

ДО

применения реагента

в период подачи реагента

20435

20.11.92

16.04.93

4±2,5

44

25.03.93

30.05.93

6263

15.12.92

24.06.93

5±2,5

15±5

03.05.93

22.08.93

6281

01.11.91

26.04.93

7+4

21±1

26.04.93

26.08.93