Результаты работ по увеличению приемистости по исследуемым скважинам

          Рис.1 Распределение давления закачки по исследуемым скважинам

Анализируя данную гистограмму можно сделать следующие выводы:

·  Разница между максимальным и минимальными значениями различается не более чем на 76 атм.

·  Большое значение давления нагнетания по скважине 1782 (155 атм.) по видимому связано с засорением ПЗП скважины, т.к. приемистость ее составляет всего 28 м³/сут.

·  Т.к БКНС 24 обслуживает 2 нагнетательные скважины, 196 и 739 то поэтому у них значения давлений нагнетания высокие: 140 и 134 соответственно.

·  Низкое значение давления закачки 45 атм. В скважине 2159 по видимому связано с негерметичностью обсадной колонны и уходом воды в другие горизонты. Но для подтверждения этого требуется провести исследования колонны на герметичность.

 Рис.2 Распределение приемистости по исследуемым скважинам

Выводы по рисунку 2:

·  Скважина 2159 принимает 2259 м³/сут. из-за большой перфорированной части пласта 17.8 м.

·  БКНС 24, закачивающая сточные воды комбината "Искож", обслуживает 2 скважины 739 и 196. отсюда по видимому и большая приемистость и большие давления закачки.

·  В скважине 7239 4 декабря 2000 года провели КРС с целью извлечения оставленного на забое геофизического прибора "ГЕО" который не смогли заловить. По видимому он перекрывает часть перфорации ствола и сильно снижает приемистость скважины до 46 м³/сут.

. Рис.3 Среднее число скважино-дней работы за один месяц, исследуемых скважин за 2000 год

Выводы из рисунка 3:

·  В скважины 196 и 739 не регулярно подается сточная вода с комбината "Искож" и поэтому простои составляют около 15 дней в месяц.

·  В среднем по 15 исследуемым скважинам подача воды осуществляется в среднем 20 дней в месяц. Такой показатель связан с частыми остановками в работе КНС: по просьбе УБР или ЦДНГ, отсутствия воды, нарушения технологического режима работы, отсутствия воды, весеннего паводка.

 Рис.4

Результаты работ по восстановлению и увеличению приемистости нагнетательных скважин

В 2000 году проведены следующие геолого-технические мероприятия по увеличению приемистости нагнетательных скважин:

Соляно кислотные обработки.

При освоении под закачку воды призабойные зоны обработаны соляной кислотой в 14 скважинах №: 385, 1361, 1800, 1853, 2866, 6287, 6850, 6867, 6965, 6986, 8057, 8100, 10138, 10224. В скважинах № 408 и 498 обработка соляной кислотой произведена при освоении под закачку вышележащих (каширо-подольских) отложений (таблица 1). Все скважины запущены в работу под нагнетание воды.

При освоении под закачку воды скважину № 6283 обработали ДНПХ - 9010.

Соляно-кислотные обработки произведены:

а) С целью восстановления приемистости в скважинах № 2232, 6403, 1484, 6104, 196, 739, 868, 10033, 1219, 2406, 11135, 2620, 6381, 7239.

б) при опробовании каширо-подольских отложений на нефть в скважинах № 129, 126, 618, 2083, 39.

в) При восстановлении герметичности колонн и ликвидации заколонных перетоков в скважинах № 6403, 7254, 834.(Таблица 2)

С целью очистки призабойной зоны в скважине 6381 произведена кислотная ванна 7 % соляной кислотой и обработка СНПХ 7870. Скважины № 2795, 8665, 2143 обработаны реагентом ДНПХ - 9010.

От обработки скважин соляной кислотой и ДНПХ - 9010 получен эффект в 11 скважинах, 2 скважины в работу не пущены.