Технологічний процес здійснюється на свердловинах без підйому свердловинного обладнання або з його підйомом. Особливістю даного технологічного процесу є застосування дисперсного матеріалу, що не закупорює, не забруднює порові канали і тріщини по товщині продуктивного пласта. Розроблений технологічний процес не носить шкоди довкіллю і надрам. Полівініловий ширш запущений до застосування як складник тампоную чого матеріалу в нафтовій промисловості.

Суть теплової обробки (ПО) полягає у прогріванніпривибійної зони пласта і стовбура свердловини з метою розплавлення парафіносмолистих відкладів.

Соляно кислотна обробка (СКО) використовується найчастіше внаслідок нескладної технології, наявності сприйнятливих умов для її застосування. Вона призначена для обробки карбонатних колекторів і пісковиків з карбонатним цементом, очищення три вибійної зони від забруднення.

Солекислотна обробка основана на властивості соленої кислоти розчиняти карбонатні породи і карбонатний цемент пісковиків та інших порід, в результаті чого утворюються пустоти. При цьму добре утворюються розчинені у воді солі, вода і вапняк. Основні реакції при взаємодії відповідно з вапняком і доломітом такі:

, (3.1)

(3.2)

Під першохімічною обробкою (ТХО) розуміють процес дії на породипривибійної зони пласта гарячою соляною кислотою, при чому нагрівається вона на глибині за рахунок екзотермічної реакції між прокачуваним розчином кислоти і реагент ним матеріалом.

Термохімічна обробка основана на реакції:

(3.3)

Основна мета різних методів дії на при вибійну зону – це збільшення дебітів видобувних та приймальності нагнітальних свердловин. Ця мета може бути досягнена і іншим методом, що видно із формули Дюнюї:

, (3.3)

де - пластовий цикл;

- вибійний тиск;

- коефіцієнт гідропровідності;

- коефіцієнт недосконалості свердловини.

Дебіт видобувної свердловини збільшується зі збільшенням депресії на пласт при зниженні вибійного тиску, або при збільшенні тиску на лінії нагнітання Рил. До збільшення дебіту призводить також наближення лінії нагнітання до видобувних рядів та збільшення діаметра свердловини. Вказані можливості розглядаються на стадії проектування розробки родовища, при цьому враховуються технічні та економічні фактори.

Після того, як свердловина пробурена, а дипресія обмежена тими чи іншими причинами, дебіти видобувних свердловин можна збільшити лише за рахунок збільшення коефіцієнта гідро-провідників Kh/ або зменшення коефіцієнта свердловини С.

Усі існуючі методи дії напрямлені на зменшення гідравлічних опорів у при вибійній зоні пласта або за рахунок покращення зв’язку між свердловиною і продуктивним пластом, або внаслідок збільшення абсолютної ж фазової проникності у при вибійній зоні.

Для вибору метода дії на при вибійну зону свердловини, у ній проводиться комплекс досліджень. Визначається коефіцієнт продуктивності. Якщо він зменшується у часі, то встановлюються причини його зменшення. Для цього знімається дебітограма та виявляються пропластки з погіршеними колекторськими властивостями. Знаючи історію експлуатації покладу та даної свердловини, встановлюють причини цього погіршення.

3.8. Аналіз видів та ефективності поточного і капітального ремонту свердловин.

Під час експлуатації виникає потреба в їх поточному (підземному) і капітальному ремонтах. Поточний ремонт свердловин (ПРС) – це комплекс робіт для підтримання працездатності підземного та гирлового обладнання, а також усунення ускладнень під час експлуатації свердловин з метою забезпечення заданих технологічних режимів роботи. Капітальний ремонт свердловин (КРС) – це комплекс робіт, що проводиться з метою відновлення робочого стану видобувних і нагнітальних свердловин, а також здійснення впливу на продуктивний пласт і регулювання розробки покладу.

Під час експлуатації свердловин штанговими насосами виникає потреба замінити ШСН або окремі вузли, усунути несправні в колоні штанг або заклинювання плунжера насоса. У процесі роботи ШСН часто наявні відкручування та обриви колони штанг. Крім того поточний ремонт проводять для очистки труд від парафіну, піску, тощо. У нагнітальних свердловинах періодично проводять промивку вибою свердловини, заміну НКТ, пуск спеціального обладнання. Всі вище перелічені роботи входять до складу поточного ремонту свердловин.

Роботи з КРС в експлуатаційній колоні пов’язані з утворенням піщаних пробок при експлуатації слабозцементованих пластів, непрохідністю колони внаслідок прихоплення або «польоту» НКТ чи з’єднаючого з ними обладнання, обриву каната, каромажного кабеля.

В 2000 році поточний ремонт здійснювали вісім бригад. Бригади працювали в три зміни. Бригади оснащені ПРС-24ПТ-32, ПРС-8-АОРС-40-Б, ПРС-4-4ПР-32.

Міжремонтний період свердловин на родовищі складає 155 діб.

Капітальний ремонт свердловин в 2000 році виконувався п’ятьма бригадами НГВЧ. На виконання ремонтних робіт на свердловині бригада одержує технічний наряд із зазначенням переліку робіт і термінів їх виконання.

Заключні роботи по обох видах ремонту – це демонтаж обладнання, встановлення обладнання гирла свердловини, прибирання навколо свердловини.

Основні та заключні роботи виконуються бригадами по ремонту свердловин, що входять до складу цехів капітального чи підземного ремонту свердловин.

Залежно від обсягу робіт, їх характеру і ступеня складності, КРС поділяється на дві категорії складності: І- ремонт свердловин глибиною до 1500 м, ІІ – ремонти свердловин глибиною понад 1500 м. До другої категорії також належать незалежно від глибини свердловини всі види найбільш складних і трудомістких робіт, пов’язаних з ліквідацією аварій і ускладнень, виправленням або заміною частин пошкоджених обсадних колон, проведенням гідравлічного розриву пласта, а також роботи в свердловинах з сильними нафтогазопроявами в похило напрямлених свердловинах, всі види ремонтно-ізоляційних робіт і робіт по закачуванню ізотопів у пласт, технологічно необхідні неодноразові цементні заливки.

4. Коротка характеристика системи збору і підготовки продукції свердловин

Продукція свердловин Долинського родовища, в основному, через проміжні польові гребінки поступає на 4 групові сепараційні установки (ГС – 1,2,3,4), де відбувається відділення газу і замір продукції. Дебіти свердловин заміряються автоматично на установках “Супутник” АМ-14-40/400 в кількості 16 штук, із них на ГС-1 встановлено 5 шт., на ГС-2 – 4 шт.,