Содержание к диссертации
Введение
Геолого-технологические условия строительства скважин и анализ состояния проблемы их закашивания на современной стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана 9
Особенности геологического строения месторождений Татарстана 9
Анализ технологий первичного вскрытия продуктивных пластов 14
Анализ технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов 26
Экспериментальные исследования влияния полимерных буровых растворов на фильтрационные свойства пласта 31
Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях. 32
Методика проведения экспериментальных исследований 35
Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов 37
Динамика изменения проницаемости керна при вытеснении бурового раствора нефтью 44
Исследование области эффективного применения полимерных буровых растворов на водной основе 47
Аналитические исследования зоны кольмата-ции и зоны формирования фильтрационных каналов в продуктивном пласте 53
Исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты 53
Исследования зоны формирования протяженных фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта при вторичном вскрытии продуктивного интервала с помощью забойного электробура 64
Разработка комплексной технологии первичного вскыртия с формированием разуплотненной зоны в интервале продуктивных пород .. 69
4.1 Технология приготовления и применения облегченного полимер-мелового бурового раствора 69
4.2 Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной зоны и кислоторазрушаемого защитного экрана в интервале продуктивного пласта, 74
5. Результаты опытно-промышленных работ и технико-экономическая оценка разработанных мероприятий 80
5.1 Комплексная технология первичного вскрытия продуктивных пластов с применением облегченных полимерных буровых растворов и формированием разуплотненной зоны 78
5.2 Технология заканчвания скважин с формированием глубоких перфорационных каналов через эксплуатационную колонну 89
5.3 Экономическая оценка разработанных мероприятий 94
Основные выводы и рекомендации 96
Список литературы 98
- Особенности геологического строения месторождений Татарстана
- Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов
- Исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты
- Технология приготовления и применения облегченного полимер-мелового бурового раствора
Введение к работе
Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов- В этих условиях наблюдается естественное снижение дебита новых бурящихся скважин, а существующая технология их строительства не всегда обеспечивает потенциальные возможности продуктивных пластов- В результате применения глинистых растворов при вскрытии пластов фактическая продуктивность нефтяных скважин по сравнению с потенциальной снижается в несколько раз-Как известно, на продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗЩ ухудшение которой происходит практически на всех этапах завершения строительства скважин. Значительное ухудшение продуктивности скважины наблюдается в процессе первичного вскрытия, вследствие которого происходит контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения. От того, на сколько качественно выполнен этот этап, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Существующие на сегодня различные типы буровых растворов, а также технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов далеко не всегда решают проблему качества заканчивания скважины при массовом бурении.
Одним из основных факторов, сдерживающих широкое применение эффективных рецептур и технологий, направленных на повышение качества вскрытия, является их высокая стоимость. Учитывая, что в ОАО "Татнефть" основной объем бурения проводится в скважинах с низкими добывными показателями, применение дорогостоящих растворов и технологий может оказаться экономически неоправданным.
В связи с этим необходим комплексный подход к решению данной проблемы путем разработки принципиально новых малозатратных технологических решений, направленных на создание эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в сложных горно-геологических условиях при массовом строительстве скважин.
Цель работы. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем исследования и разработки технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.
Основные задачи работы.
Анализ технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти на поздней стадии их разработки.
Экспериментальные исследования изменения фазовой проницаемости кернов по нефти при воздействии полимерных буровых растворов.
Аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.
Исследование и разработка технологии заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны и защита ее от воздействия буровых и цементных растворов до спуска эксплуатационной колонны,
5- Экспериментальная оценка незакольматированной площади фильтрации протяженных каналов, сформированных в призабойной зоне пласта на стадии вторичного вскрытая.
6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий.
Научная новизна.
На основании экспериментальных исследований взаимодействия пластовая система - вязкий флюид установлено, что в призабойной зоне продуктивного интервала формируются зоны с восстанавливаемой и невосстанавливаемой проницаемостью, обусловленные низкой агрегативной устойчивостью полимерных растворов в статических условиях и гидрофильной коагуляцией их при взаимодействии с солями поливалентных металлов.
Установлено, что при скорости фильтрации нефти в призабойной зоне пласта не более 1м/сут напряжение сдвига не превышает предела текучести высоковязкой коагуляционной структуры полимерных растворов и течение ее отсутствует,
На основании обобщения и анализа экспериментальных исследований дана количественная оценка зоны кольматации ПЗП, представленной терригенными породами высокой, средней и низкой проницаемости, от состава полимерного раствора- Аналитическими и теоретическими исследованиями определены граничные значения глубины проникновения фильтрата глинистого и полимерного растворов-Установлено, что применение полимерного раствора в сравнении с глинистым позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом,
Впервые установлено, что формирование перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра является достаточным условием для преодоления загрязненной призабойной зоны пласта и создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.
Основные защищаемые положения.
1. Механизм кольматации призабойной зоны пласта полимерными буровыми растворами вследствие формирования в ней высоковязкой
коагуляционной структуры при взаимодействии с солями поливалентных металлов.
Оптимальные условия создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе,
Комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченным полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана.
Практическая ценность.
Определены области эффективного применения полимерных буровых растворов,
Разработаны руководящие документы по технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, а также по приготовлению и применению полимерных буровых растворов на месторождениях Татарстана, которые нашли отражение в групповых рабочих проектах на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин,
3. Разработана и внедрена комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление при цементировании, В период с 2001 по 2003 год технология внедрена на 23 скважинах. Эффект от внедрения составил 16447,3 тыс.руб-
Апробащія работы.
Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах
института "ТатНИПИнефть", на XXI научно-технической конференция молодых ученых и специалистов (г-Бугульма, 1990г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (пМосква, 2002г.), на Региональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (г.Ижевск, 2003г.).
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи, 4 руководящих документа (РД), тезисы 2 доютадов, получен 1 патент РФ.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов й основных выводов; изложена на 131 странице машинописного текста, в числе которых 14 рисунков, 17 таблиц; содержит список литературы из 94 наименований и 2 приложения.
Автор глубоко благодарен сотрудникам своей лаборатории, лаборатории гидродинамических исследований института «ТатНИПИнефть», в частности, заведующему лабораторией Иктисанову Валерию Асхатовичу и заведующему сектором Мусабировой Нурие Хусаиновне за оказанную помощь при оценке эффективности разработанных технологий по результатам ГДИ..
Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает научному руководителю - кандидату технических наук, старшему научному сотруднику Рьшову Николаю Ивановичу, а также доктору технических наук, профессору, члену-корреспонденту АН РТ Юсупову Изшпо Галимзяновичу,
Особенности геологического строения месторождений Татарстана
Основным резервом нефтедобычи Татарстана является ввод в разработку малоэффективных месторождений. Это небольшие месторождения, разбросанные на большой территории. Их особенностью является многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность пластов, высокая вязкость пластовой нефти, низкая продуктивность эксплуатационных объектов.
Основной причиной отнесения месторождений к малоэффективным является преобладающее содержание трудноизвлекаемых запасов [1-3]. В нефтедобывающих регионах Татарии, как известно, сосредоточено очень большое количество (около 50%) нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
В эту группу включаются запасы всех типов залежей, содержащих высоковязкие нефти (более 30мПа-с); запасы в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, в водонефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной коллектора. (2-Зм) и незначительной (менее 40%) долей нефтенасыщенной части пласта к общей толщине коллектора.
В отличие от высокопродуктивных малоэффективные месторождения Татарии характеризуются следующими особенностями [4]; 1. Месторождения по размерам и запасам относятся к категории мелких и очень мелких и разбросаны на большой территории, составляющей более 30 ТЫС.КЬГ 2. Месторождения многоэтажные, многозалежные, включают около 1000 залежей. 3- Четко выраженного одного базисного объекта, содержащего основные запасы нефти, по большому числу месторождений практически нет. На одном месторождении может быть 2-3 базисных объекта, которые приурочены, как правило, к средней части разреза. Отсюда вверх и вниз по разрезу убывает продуктивность и промышленная значимость объектов. В тульско-бобриковских отложениях содержится 40,4%, турнейских — 23,3%, верейско-баппгарских - 21,5%, кыыовско-пашийский -14?6% запасов, 4, Площади нефтеносности, как правило, уменьшаются сверху вниз по разрезу (от верей-башкирских до кыновско-пашийских). 5. Значительное число залежей нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Такие коллекторы отличаются от терригенных минералогическим составом, петрофизическими и литологаческими характеристиками, условиями образования залежей и залегания. В Татарстане к карбонатным коллекторам приурочено около 22% разведанных запасов нефти. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхне-турнейского подъяруса нижнего карбона и в верей-башкирских отложениях среднего карбона. В настоящее время роль, карбонатных отложений существенно возрастает по мере дальнейшего развития геологоразведочных работ. Перспективных и прогнозных ресурсов-Татарии на долю этих коллекторов приходится более 60%. Породы-коллекторы башкирского яруса представлены в основном органогенными, реже органогенно-детритовым, органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Тип коллектора - трещинно-поровый. Пористость до керну подавляющего большинства залежей изменяется от 10% до 15%, коэффициент проницаемости - от 0,010мкм2 до 0,300мкм2. Карбонатные пласты верейского горизонта по своим емкостно-фильтрационным свойствам близки к поровому типу коллекторов и отличаются от карбонатов башкирского яруса более высокой пористостью - от 10% до 22,7% и коэффициентом проницаемости — от 0,010мюг до 1,185мкм2, На территории востока Татарстана кизеловско-черепетские отложения турнейского яруса являются регионально нефтеносными. Карбонатные пласты в этих отложениях характеризуются сравнительно высокой пористостью - от 10 8% до 15,0%, Проницаемость пород изменяется от 0?006мкм2 до 0,090мкм2 и составляет в среднем 0,042мкм2, Плотные разности составляют значительную, от 20% до 80% (в среднем 33%), часть продуктивного горизонта. Особенностью строения карбонатных толщ является частое переслаивание пород различного структурно-генетического типа, осложненное вторичными процессами выщелачивания и минерализации, вторичным чередованием в разрезе пород с улучшенными и ухудшенными коллекторскими свойствами.
Одной из характерных черт карбонатных пород является трещиноватость. Не смотря на большое число работ, посвященных проблеме трещиноватости карбонатных пород [5-10], влияние трещиноватости на фильтрационные свойства карбонатных пород-коллекторов и на, условия извлечения из них углеводородного сырья изучено недостаточно полно-Существующий на сегодня опыт изучения геологического строения разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах показал, что они обладают рядом специфических особенностей, отличающих их от терригенных коллекторов. Одной из наиболее характерных особенностей является трещиноватость нефтевмещающих карбонатов. По мнению авторов [11], трещиноватость генетически связанная с геолого-тектонической историей развития карбонатных массивов, в значительной степени зависит от изменения пластового давления. Вертикальные трещины сохраняются в раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое горное давление и тем самым препятствует смыканию стенок вертикальных трещин [12, 13]. При значительном снижении пластового давления (а это происходит на многих разрабатываемых залежах нефти) происходит смыкание части вертикальных трещин, свидетельством чему является снижение продуктивности в большинстве добывающих скважин, несмотря на проводившиеся в них неоднократные кислотные обработки и другие мероприятия по увеличению добычи нефти. Все эти мероприятия давали лишь кратковременный эффект» т.к. давление в пласте продолжало падать. При снижении пластового давления происходит, в первую очередь, смыкание микротрещин, что нарушает естественную систему фильтрации. Макротрещины, являясь основным путем перемещения вытесняемой из матрицы нефти, перестают получать ее и становятся хорошим проводником подошвенной или контурной воды, в результате чего добывающие скважины начинают работать с большим процентом воды.
Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов
Проанализируем результаты экспериментов отдельно для групп образцов, подвергшихся обработке различными типами полимерных растворов (см. табл. 2.4 и 2.5). 1) Буровой раствор на водной основе с добавлением полиакриламида без сшивки (раствор №1). Следует обратить внимание на то, что нефтепроницаемость при начальной водонасыщенности пород во много раз, а именно в шесть -тридцать раз, меньше их абсолютной проницаемости (проницаемости по воздуху). Судя по данным, приведенным в таблице 2.5, процент восстановления нефтепроницаемости дпя образцов высокой и средней проницаемости примерно одинаков (30-38%). Восстановление проницаемости по нефти в породах низкой проницаемости в среднем по двум образцам составляет 60,5%. Если теперь сопоставить относительное увеличение водонасыщенности на конечной стадии повторной фильтрации нефти по сравнению с начальной водонасьпценностью и степень восстановления проницаемости, то можно констатировать, что для первых четырёх образцов высокой и средней проницаемости водонасыщенность после обработки фильтратом и прокачки нефти в среднем увеличивалось в 4,1 раза по сравнению с начальной, а для образцов низкой проницаемости - в 1,3 раза-Это вполне объясняет более высокую степень восстановления проницаемости для образцов низкой проницаемости, 2) Буровой раствор на водной основе с добавлением полиакриламида со сшивкой (раствор №2). Анализируя результаты экспериментов по второй группе образцов, которые обрабатывались буровым раствором №2, можно отметить, что в отличие от первой группы образцов, где нефтепроницаемость при начальной водонасыщенности меньше проницаемости по воздуху в 6-30 раз, во второй группе, при казалось бы, сходных коллекторских свойствах, эта разница уменьшается до 3,5-22 раз. Анализ степени восстановления проницаемости по нефти после обработки пород фильтратом бурового раствора №2 (табл. 2.5) показал, что она наименьшая (7-9%) в породах высокой проницаемости и в два - три раза (18-35%) выше в породах средней и низкой проницаемости- Степень восстановления нефтепроницаемости никак не коррелнруется с водонасыщенностью образцов на конечной стадии эксперимента. Однако четко просматривается её зависимость от относительного увеличения водонасыщенности по отношению к начальной. Если в трёх высокопроницаемых образцах относительное увеличение водонасыщенности происходит в среднем в 4,9 раза, то для оставшихся трёх образцов средней и низкой проницаемости увеличение водонасыщенности происходит в среднем в 1,5 раза, т.е. в три раза меньше. 3) Буровой раствор на водной основе с крахмалом. Анализ динамики изменения нефтепроницаемости образцов третьей группы, предназначенных для обработки фильтратом №3, показывает, что в группе образцов высокой проницаемости наблюдается минимальное восстановление нефтеггроницаемости (20%). Для образцов средней и низкой проницаемости при увеличении их водонасыщенности в среднем в два раза степень восстановления нефтепроницаемости составила 21,6 и 27,7%, соответственно, т.е. в 1,1-5-1,4 раза выше, чем у высокопроницаемых образцов. Из полученных результатов следует, что наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает буровой раствор с полиакриламидом без сшивки (раствор №1). Рассмотрев динамику изменения проницаемости образцов керна при вытеснении бурового раствора нефтью, мы видим, что в начальный период времени происходит только частичное восстановление проницаемости (см. рис. 2,2), При дальнейшей фильтрации нефти при данной скорости проницаемость стабилизируется и увеличение ее не происходит. Данное явление объясняется следующим: Полимерные растворы, как и все буровые растворы на водной основе, относятся к дисперсным системам. Такие системы являются малоустойчивыми (нестабильными)- Под влиянием различных факторов (нагрева, замораживания, интенсивного перемешивания, длительного хранения и особенно при добавках электролитов) в них происходит ряд необратимых процессов, результатом которых является расслоение раствора с изменением и выпадением его твердой фазы. По этой схеме работает и буровой раствор который, попадая в керн, предварительно насыщенный пластовой водой, взаимодействует с ней и, находясь в статических условиях, разделяется на две составляющие: жидкая часть - «подвижный фильтрат» и вязкий осадок - «неподвижный фильтрат».
Исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты
Количество цемента равное 14% выбрано из расчета возможности отверждения раствора в пластовых условиях. При меньшим содержании цемента, чем указано выше, раствор не отверждается. При содержаний цемента более 25% образуется цементно-меловой камень, трудно поддающийся разрушению при кислотной обработки.
Далее с помощью цементировочного агрегата через колонну бурильных труб с пакером внутри скважины создают давление, превышающее на 10-15% расчетного давления цементирования эксплуатационной колонны с целью более глубокого проникновения кислоторазрушаемого материала в пласт. Эффект проталкивания цементно-мелового раствора в пласт повышается, когда процесс продавки раствора сопровождают со сбросом давления. Так, при достижении расчетного давления на забое выдерживают это давление в течение 5-Ю минут, затем давление сбрасывают и так повторяют до-10-12 раз. В результате создается надежный кислоторазрушаемый экран, препятствующий проникновению в продуктивный пласт филырата цементного раствора и его продуктов гидратации при креплении скважины. Затем скважину промывают буровым раствором» удаляют с забоя оставшийся объем цементно-мелового раствора. После затвердевания раствора в скважину спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее по традиционной технологии. Затем, одним нз известных методов, осуществляют вторичное вскрытие пласта.
Далее по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину под давлением в гидро импульсном режиме закачивают расчетный объем соляной кислоты: Кислоту выдерживают на забое в течение 10-15 минут для пропитки, при которой кислота, взаимодействуя с мелом цементно-мелового камня разрушает его. Затем, включая в работу насосный агрегат, повышают давление на забое, при котором свежая порция кислоты проникает вглубь пласта, затем давление снова снижают и выдерживают в течение времени необходимого для протекания реакции, и так далее цикл повторяют. При этом периодически ведут контроль за снижением давления на забое и по резкому снижению давления судят об окончании операции обработки. Второй способ [86, 89]- В пробуренной скважине до проектной глубины сначала определяют интервал продуктивного пласта, привлекая при этом геологические и геофизические службы. Затем с помощью наддолотного гидравлико-механического расширителя конструкции института "ТатНИПИнефтьп, спускаемого на колонне бурильных труб, с помощью роторного бурения, расширяют интервал продуктивного пласта. После подъема инструмента, путем прямой закачки цементного раствора с использованием цементировочных агрегатов в расширенном интервале устанавливается цементный мост. При этом цементный раствор перед закачкой модифицируют добавлением кислоторастворимых компонентов (мел, доломит и т.д.). После закачки расчетного объема модифицированного цементного раствора скважину оставляют в покое на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) на 24 часа- Далее в скважину на колонне, бурильных труб спускают долото, такого же диаметра, что и было использовано при первоначальном вскрытии продуктивного пласта, и цементный мост разбуривают, при котором образуется цементное кольцо оболочка из цементного камня в расширенном интервале продуктивного пласта.
Дальнейшая работа по спуску и цементированию эксплуатационной колонны, а также вторичному вскрытию продуктивного пласта перфорацией проводят по общепринятой технологии. Декольмататация призабойной зоны осуществляется после вторичного вскрытия продуктивного пласта для чего в интервал перфорации закачивается соляная кислота-Вывод: Разработана высокоэффективная и малозатратная технология первичного вскрытия продуктивного пласта, обеспечивающая комплексный подход к решению проблемы заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях при массовом бурении. ч Использование комплексной технологии обеспечит сохранность коллекторских свойств пласта более простыми техническими средствами, не требующих разработки новых устройств и оборудования, поскольку способ ее осуществления вписывается в общий технологический регламент заканчивания скважины.
Технология приготовления и применения облегченного полимер-мелового бурового раствора
Известные недостатки кумулятивной перфорация обусловили развитие безвзрывных методов вторичного вскрытия продуктивных пластов [70-79].
Новым бесперфораторным способом вторичного вскрытия пласта является способ с применением сверлящего перфоратора ПС-112, не оказывающего импульсного ударного воздействия на обсадные трубы и цементное кольцо. Анализ промысловых испытаний применения сверлящего перфоратора при вторичном вскрытии продуктивных пластов показал, что эффективность от использования сверлящего перфоратора оказалась значительно ниже ожидаемого результата. Это объясняется, прежде всего, недостаточной глубиной проникновения перфорационных каналов в призабойную зону пласта (длина перфорационных каналов 5-9см),.
Совместно с Омским конструкторским бюро разработано устройство для формирования ориентированных фильтрационных каналов в ПЗП протяженностью до 3 метров [84,85]. Устройство для перфорации обсадной колонны и призабойной зоны пласта включает в себя; цилиндрический корпус, подвеску корпуса в виде каротажного кабеля, узел вращения и подачи бура, бур в виде полого составного стержня с фрезой на конце, центробежный насос для выноса шлама из формируемого канала, механизм фиксации корпуса к стенке скважины- Также устройство снабжено: кинематическим узлом, обеспечивающим нормированную независящую от момента сопротивления подачу фрезы (бура) в момент перфорации обсадной колонны и нефтенасыщенного пласта; - кондукторной втулкой с резиновой мембраной для обеспечения надежной сборки буровой колонны в процессе перфорации скважины; - кинематическим устройством для обеспечения начала и окончания разворота узла бурения в скважине относительно очередных кассет с элементами буровых колонн; - фрезой с количеством режущих зубьев более четырех Устройство на каротажном кабеле опускают в скважину до выбранного уровня перфорации- В средней части устройства находится узел бурения, обеспечивающий выдвижение и сборку буровой колонны, вначале которой расположена фреза. Над узлом бурения расположены узлы фиксации, обеспечивающие фиксацию устройства в скважине выдвижными элементами- Бурение осуществляется от электропривода, расположенного в устройстве и запитываемого от наземного прибора. Промысловые испытания макетного образца перфоратора сверлящего ПС-3000-4 были проведены 12 июня 2002г. на скважине № 10063 Уратьминского месторождения. Сверление осуществлено в интервале тульского терригенного пласта на глубине 1185,8м, толщиной 1,5м, пористость 20,8%, нефтенасыщенность 78,5%, глинистость 4,3%, фазовая проницаемость по нефти 0,0932мкм2 Было просверлено одно отверстие диаметром 20мм глубиной 1 метр через неперфорированную ранее, новую 146мм эксплуатационную колонну. Результаты испытаний оценивались по добывным показателям новой и соседних скважин, пробуренных на тульский горизонт, В качестве критерия оценки приняты продуктивность и дебиты по жидкости и по нефти Скважина 10063 введена в эксплуатацию с дебитом 10м3/сут. В дальнейшем дебит увеличился до 13м /сут после оптимизации параметров насоса. Проведенный анализ добывных показателей скважин на Уратьминском месторождении показал, что коэффициент продуктивности, дебит по жидкости и по нефти по соседним скважинам оказались значительно ниже, чем в скважине № 10063. Результаты анализа приведены в таблице 5,5, из которой видно, что продуктивность, дебит по жидкости и по нефти превышает аналогичные показатели по соседним скважинам в 5,57; 2,94; 3,33 раза, соответственно. В августе 2002 года проведены гидродинамические исследования скважины, получена кривая восстановления давления. Результаты обработки КВД приведены в таблице 5,6, из которой видно, что показатель скин-эффекта и отношение продуктивностей равны соответственно 0,02; 0,99. Полученные значения показателей скин-эффекта и продуктивности пласта позволяют предположить, что перфорационный канал полностью прошел через загрязненную призабойную зону и вскрыл удаленную часть незагрязненной призабойной зоны. Аналогичные работы проводились в скважине № 275 Чеканского месторождения. Сверление осуществлялось в интервале бобрнковского горизонта на глубине 1166,2м (нефтенасыщенная толщина пласта 4,3м, пористость 19%, нефтенасыщенность 45,6%, глинистость 3,9%, фазовая проницаемость по нефти 0,0308мкм2). Было просверлено одно отверстие диаметром 20мм, глубиной 0,5м через неперфорированную ранее, новую 146мм эксплуатационную колонну. Результаты гидродинамических исследований приведены в таблице 5J, из которых видно, что скин-эффект оказался отрицательным (-0,66), а отношение продуктивностей превышает единицу (1,5), Это дает основание предполагать, что перфорационный канал преодолел зону загрязнения ПЗП и вскрыл разуплотненную незагрязненную призабойную зону. Скважина работает с дебитом 3,7м3/сут, обводненность - 15%. Учитывая низкое значение нефтенасыщенности при глинистости 3,9% можно считать, что достигнуты высокие показатели нефтедобычи по данной скважине.
Похожие диссертации на Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной
