- середня густина свердловинної рідини.

Для виклику припливу потрібно забезпечити умову: P6 < Pкл, тобто створити депресію тиску: ДР = Рпл – Р6.

Можливі два шляхи виклику припливу: зменшення чи нафтопромисловій практиці знайшли використання такі три методи виклику припливу:

а) послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з меншою густиною;

б) керування (газування) рідини;

в) протискування (витіснення) рідини стисненим газом.

Освоєння свердловин є однією із найважливіших проблем пошуку нафти і газу, а також розробки нафтових та газових родовищ.

Виклик притоку нафти здійснюється шляхом заміни бурового розчину на рідину меншої питомої ваги, а також її зниження методом аерації або пінами з використанням компресорів УКП-80, КПУ-161250, азотних установок АГУ-8К.

Найбільш перспективними для освоєння продуктивних горизонтів являються промивальні рідини на вуглеводневій основі, які являють собою колоїдну систему, де дисперсною фазою є вуглеводнева рідина.

3.5. Аналіз результатів гідро термодинамічного; витратно- і дебітометричного дослідження.

Найбільш повні дослідження свердловин проведені на початковій стадії розробки родовища.

Свердловинні дебіто- і витратометричні дослідження дають змогу виділити у загальній товщі пласта працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних і поглинання у нагнітальних свердловинах. Переважно ці дослідження доповнюють означенням вимірюванням тиску, температури, вологовисічну потоку і їх розподілу вздовж стовбура свердловини.

Термометричні дослідження свердловин Долинського родовища показати, що при зупинці намітальних свердловин проходить збільшення пластової температури поглинаючих пластів у часі. При цьому тиск росту температури досягає значних величин і знаходиться в прямій залежності від об’єктів закачаної води. В окремих свердловинах при періодичній закачці води спостерігалось відновлення температури за короткий проміжок часу.

Гідродинамічні методи дослідження основані на вимірювання дебітів і вибійних тисків, безпосередньо можна визначити коефіцієнт продуктивності свердловин, гідро провідність пласта, а у поєднанні з лабораторними і геофізичними дослідженнями – проникність і радіус.

За результатами гідродинамічних досліджень середнє значення проникності продуктивних пластів менілітової світи рівне 0,0049 мкм2, для колекторів вигодської і бистрицької світ становить 0,0076 мкм2 і 0,0063 мкм2 для манявських пісковиків і алевролітів. За даними промислово-геофізичних досліджень значення середньої проникності рівня відповідно 0,0031; 0,0081 і 0,0097 мкм2.

За даними дослідження свердловин одержують потрібні відомості для проектування процесу розробки, встановлюють технологічний режим їх роботи, або приймають рішення про необхідність їх продуктивності.

3.6. Аналіз ускладнень у роботі свердловин

Основними ускладненнями при експлуатації свердловин Долинського родовища є парафінізація підземного обладнання, особливо в малодебітних свердловинах, відклади солей, утворення пробок на вибоях свердловин.

Для боротьби з парафінізацією обладнання проводять періодичні (через 14-15 діб) прокачки свердловин підігрітою за допомогою парогенераторних установок до 80-90оС водою або нафтою на протязі 4-5 годин. Прокачку теплоносія проводять в затрубний простір свердловини при одночасній їх роботі. Об’єкт прокаченого теплоносія складає 12- 15 м3.

Застосовують також випробуваний розчинних парафіну на основі конденсату, відходів жирової промисловості і гідрооксида лужного металу.

Об’єкт вказаного розчинника на одну свердловину операцію дорівнює об’єму затрубного простору і підйомних труб. Періодичність прокачки розчину – через 14-15 діб.

Необхідно продовжування роботи по відпрацюванні технології застосування імітатора парафіну ХП-48, та інших аналогічних сумішей типу СНПХ, технології прокачки свердловини теплоносіями із застосуванням в компоновці глибинонасосних штангових канат, пустотілих штанг і здійснення відкачки рідини.

Для боротьби з відкладами солей продовжують застосовувати інгібітори солевідкладів ИСБ-1, SP-181, ДПФ-1 по існуючій технології, а також прокачки свердловин соляно кислотними розчинами. По стану на початок 1998 року солевідклади спостерігаються на 15 свердловинах.

Для розробки методів і технології боротьби з сульфатовідновлюючими бактеріями, появою і виливом сірководню і вуглекислого газу, захисту нафтопромислового обладнання виконують науково-дослідні роботи. Усунення піщаних пробок із свердловин проводять шляхом періодичних промивок, використовуючи результати замірів вибою свердловин. Захист насосів від попадання в них сторонніх предметів здійснюється встановленням на їх прийомах захисних фільтрів; від попаданя механічних домішок і газу – встановленням протипіщаних і газових якорів конструкції АзННИ і місцевої конструкції.

3.7. Аналіз методів дії на кривобійну зону пласта

Розрізняють такі основні методи дії на продуктивних пласт з метою підвищення продуктивності свердловин:

а) хімічні – кислотні обробки (КО);

б) фізичні-теплові обробки, обробки поверхнево-активними речовинами, вуглеводневими розчинниками;

в) механічні-гідравлічний розрив пласта (ГРП), гідро піскоструминна (ТПП) і додаткова кумуметивна перфорація, віброобробка;

г) комплексні – термохімічні обробки, гідро кислотний розрив пласта, термогазохімічна дія і т.д.

Вибір методу визначається геолого-фізичною характеристикою пласта і причинами зменшення продуктивності свердловин.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) – один з основних методів дії на при вибійну зону і його суть полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин шляхом закачки рідини в свердловину під високим тиском та подальшому закріпленні їх розклинюючим високо проникним матеріалом (піском).

Ізоляція припливу води на основі ГРП із застосуванням полівітамінного спирту- технологічний процес здійснення ремонтно-ізоляційних робіт по вирівнюванню профілю приймальності та ізоляції припливу води з застосуванням полівінілового спирту призначений для нагнітальних і видобувних свердловин усіх категорій, температура пласта в яких не перевищує 75оС, а також для магнітальних свердловин на покладах з пластовою температурою вище 75оС.

Технологічний процес базується на застосуванні полівінілового спирту. Полівініловий спирт є дисперсним матеріалом, розміри частинок якого спів ставши з розмірами фільтраційних каналів, що дозволяє закачувати його у виді суспензії вглиб пласта, створювати там потокоскеровуючі бар’єри, внаслідок чого гідродинамічним процесом витіснення охоплюються застійні зони.

Полівініловий спирт при температурі вище 75 С набухає у воді, перетворюючись у гель, утворює полімерні водні дисперсії, які формуються на границях розподілу фаз, виконують роль емульгентів, і витіснювачів. Розминання полівінілового спирту у воді при підвищенні температури призводить до звільнення каналів від неонекунуючого шару після досягнення повноти