Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние вопроса
1.1. Особенности геологического строения продуктивных горизонтов нефтяных месторождений Прикарпатья .
1.2. Краткие сведения состояния крепления эксплуатационных колонн в продуктивных горизонтах .
1.2.1. Техника и технология цементирования эксплуатационных колонн .
1.2.2. Промысловые данные влияния тампонажних раст воров на проницаемость продуктивных горизонтов
1.3. Обзор литературных материалов по вопросу иссле дований
1.3.1. Влияние буровых и тампонажних растворов на коллекторские свойства пласта
1.3.2. Облегченные тампонажные раствора
1.4. Цель и задачи исследований
2. Исследование влияния тампонажних растворов на проницаемость продуктивных горизонтов .
2.1. Методика исследований
2.1.1. Принципиальная схема экспериментальной установки
2.1.2. Порядок проведения лабораторных исследований.
2.2. Влияние тампонажних растворов на изменение про ницаемости образцов пород
2.3. Совместное влияние буровых и тампонажных растворов на изменение проницаемости образцов пород.
3. Совершенствование технологии проводки скважин с применением в качестве буферной жидкости вязко-упругого разделителя , .
3.1. Применение буферных жидкостей и вязкоупругих разделителей для улучшения технологии цементирования скважин
3.2. Разработка состава термостойкого вязкоупругого разделителя
3.3. Исследование технологических свойств БУР .
3.4. Совершенствование способа приготовления ВУР и закачки его в скважину
4. Облегченный тампонажный раствор с добавкой емолодревесной пыли
4.1. Основные параметры и свойства облегченного там понажного раствора с добавкой смоло-древесной пыли
4.2. Влияние облегченных тампонажных растворов на проницаемость образцов пород
5. Результаты опытно-промнпленных испытаний данных разработок и их экономическая эффективность
5.1. Влияние тампонажных растворов на углеводород ной основе на качество вскрытия продуктивных горизонтов .
5.2. Технологические особенности цементирования скважин с применением БУР .
5.3. Результаты испытаний облегченного тампонажного раствора с добавкой смоло-древесной пыли.
Основные выводы и рекомендации
Список литературы .
Приложение
- Краткие сведения состояния крепления эксплуатационных колонн в продуктивных горизонтах
- Влияние тампонажних растворов на изменение про ницаемости образцов пород
- Разработка состава термостойкого вязкоупругого разделителя
- Влияние облегченных тампонажных растворов на проницаемость образцов пород
Краткие сведения состояния крепления эксплуатационных колонн в продуктивных горизонтах
Для крепления скважин:: в продуктивных горизонтах на нефтяных месторождениях Прикарпатья используются обсадные трубы диаметром от 114 мм до 168 мм и их комбинации.
Наиболее типичными конструкциями являются следующие:530 х 426 х 324 х 245 х 140(146) мм. Эти конструкции следует признать рациональными. В то же время на площади Старый Самбор Бориславского УБР применяют конструкцию .426 х 324 к 245 х 168(178) х (127 х I46)MMN, , в которой зазор против нижней секции эксплуатационной колонны не превнпает 10...12 мм. Минимальный зазор между эксплуатационной колонной и 168 мм "хвостовиком" исключает возможность применения центраторов, турбулизаторов и других элементов технологической оснастки. Кроме того, при цементировании возникают высокие гидродинамические давления. Указанные причины приводят к недо-подъему цементного раствора за обсадной колонной, плохому качеству цементирования по данным АКЦ и ГГК (скв. 78 - Ст.Самбор, 74 - Ст.Самбор, 91 - Ст.Самбор, 94 - Ст.Самбор). С целью исправления сложившегося положения целесообразно пересмотреть конст рукцию скважин на данной площади в сторону увеличения зазоров между эксплуатационной колонной и стенкой скважины. Аналогичное положение дел отмечено и на площади Оров-Улично Борислав-ского УБР. Как видно из табл. I.I, до 1980 г. в оснастку эксплуатационных колонн включались башмачные пробки и обратные клапаны. Для повышения качества цементирования широко используются центраторы, пакеры, скребки, турбулизаторы. До 1980 г. эксплуатационные колонны спускались секциями. Для повышения . герметичности с 1980 года в основном спускают эксплуатационные колонны одной секцией в сочетании с двухступенчатым цементированием.
При отсутствии высоконапорных водяных пластов эксплуатационные колонны в продуктивных горизонтах оборудуют фильтрами и применяют манжетное цементирование.
Цементирование эксплуатационных колонн, в основном, производится тампонажным портландцементом для "горячих" скважин, облегченным тампонажним портландцементом для "горячих" скважин (табл. 1.2). В отдельных случаях применяются другие типы тампонажних материалов. Однако, общий объем применения других типов тампонажних растворов, как видно из табл. 1.2, незначителен.
Наиболее широко используют прямой способ цементирования при неподвижной эксплуатационной колонне. На отдельных скважинах цементирование проводят с расхаживанием или вращением обсадной колонны (418 - Северная Долина, 824 - Долина Долинского УБР, 29 - Сливка, II - Космач-Покутский Ивано-Франковского УБР и др.). В процессе цементирования скорость восходящего потока изменяется в широких пределах (0,5...2,0 м/с) и зависит от пластового давления, разности диаметров.ствола скважины и обсаднойколонны, наличия цементировочной техники и др.
В качестве буферной жидкости, в основном, используют воду, которая идет на затворение цемента и обработанная реагентами-замедлителями (89$). Используют также водные растворы солей, в основном CaCIg. На ряде скважин в качестве буферных жидкостей применяют воду, обработанную гипаном, КМЦ, К-4 и др. Начиная с 1982 г., начали применять буферную жидкость БП-100, разработанную институтом ВНИИКРнефть.
Цементирование обсадных колонн, в основном, производится с использованием станции контроля цементирования СКЦ-2М (блока манифольда), осреднительной емкости, цементировочных агрегатов ЦА-320 и смесительных машин 2СМН-20.
Несмотря на применение указанных мероприятий, имеют место подъемы цементного раствора за колонной, негерметичность эксплуатационных колонн. Цементирование отдельных скважин не обеспечивало надежного разобщения пластов. В процессе цементирования значительная часть глинистого и цементного растворов смешиваются между собой и с буферной жидкостью, что приводит к неудовлетворительному креплению в местах установки муфт ступеньчатого цементирования или стыковки секций. Так по лучшим скважинам 172-Северная Долина, 2-Турава, 708-Долина Долинского УБР, 57-Довбушанка, 88-Довбушанка, 61-Довбушанка Надворнянского УБР и др. отмечены интервалы более 200 м, где качество сцепления интерпретируется как плохое. Ликвидировать указанный недостаток возможно путем применения буферных жидкостей, обладающих высокими разделяющими свойствами.
Качество вскрытия продуктивных горизонтов зависит от многих, одновременно действующих факторов, главным из которых является перепад давления в системе скважина-пласт. Большие перепады давлений приводят к снижению фильтрационных свойств продуктивных пластов за счет глубокого проникновения промывочной жидкости и цементного раствора в пространство породы-коллектора.
Пересмотр материалов по проводке скважин на Ольховском, Рас-сольнянском, Битковско-Пасечнянском и Рожнятовском месторождениях Предкарпатского прогиба показал, что продуктивные горизонты большинством скважин вскрывались с применением тяжелых глинистых растворов. Репрессия на продуктивные пласты достигала lbt-20 Ша. Расчетный радиус проникновения промывочной жидкости в продуктивный пласт в большинстве случаев составляет 0,4 ,1 м и более, что значительно превыпает пробивную способность современных типов перфораторов /S3/. Это явилось причиной отсутствия или незначительного притока нефти из пластов с положительными геофизическими заключениями о нефтегазоносности,
В настоящее время проводка ряда скважин также осуществляется со значительным превышением гидростатических давлений над пластовыми 1,13...1,59 (табл.1.3), Указанное положение дел приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пласта, что выражается в затруднении вызова притока и увеличении времени и затрат на освоение скважин. Так по 8-ми приведенным в таблице 1.3 скважинам, где допущены значительные репрессии на продуктивные горизонты вдрмдеиде в процессе бурения и цементирования,зна читально увеличено время освоения скважин. Вызов притока на указанных скважинах заключался в проведении 2-3-х циклов соляно-кислотных обработок, а на скважинах 52-Довбушанкау 27-Верхняя Луква и 717-Долина дополнительно проведено гидроразрывы пластов. По первым восьми скважинам среднее время освоения равно 32 сутки. На скважинах 68-Довбушанка, 64-Довбушанка, 23-Верхняя Луква и др., где бурение велось в соответствии с едиными правилами ведения буровых работ /SZ/ время освоения равно 15...20 суткам, исключается необходимость в соляно-кислотных обработках. Установлено, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов значительно ухудшаются вследствии их кольматации. Так, пористость скважин Довбушанской площади уменьшилась в 1,2...1,7 раза, а коэффициент снижения проницаемости колеблется в пределах 1,1... 15 раз /S3 /. Наиболее интенсивно эти процессы происходят в пластах со сложной, порово-трещинной структурой. Проведенные исследования позволяют не только дать оценку качества первичного вскрытия пласта, но и рекомендовать конкретные мероприятия по их испытанию и освоению.
Существенное влияние на снижение проницаемости в отдельных случаях оказывают тампонажные растворы. Это связано с поглощениями тампонажных растворов, или значительным разрушением глинистой корки.
Так по скважинам 32-Богородчаны-Парыще, 71-Старый Самбор, 2-Космач-Покутский произошли поглощения тампонажных растворов. По указанным скважинам притока нефти не получено, хотя при исследовании с помощью пластоиспытателей КИИ-І46 в процессе бурения получены притоки нефти 2...5 м3/сут. Из-за значительного разрушения глинистой корки перед цементированием произошла пол
Влияние тампонажних растворов на изменение про ницаемости образцов пород
На разработанной установке было исследовано влияние тампонажных растворов на изменение проницаемости образцов пород при различных перепадах давлений (до 7,0 МПа), остальные параметры были постоянными (рис.2.2). Во всех случаях после насыщения образцов пород тампонажными растворами проницаемость их уменьшается, что связано с закупоркой части фильтрационных каналов частицами цемента, гидратообразованиями. Другим, не менее важным фактором процесса, влияющего на снижение проницаемости образцов пород являлось проникновение фильтрата тампонажных растворов, который приводит к набуханию глинистых частиц в по ровом пространстве и образовании тонкого гидратного слояш стенках фильтрационных каналов (данный слой был обнаружен микроскопическим анализом в поровом пространстве при окраске фильтрата тампонажних растворов родомином б Ж).
Характер изменения проницаемости (см.рис.2.2) показывает, что процесс закупорки фильтрационных каналов тампонажными растворами, в основном, завершается при перепаде давлений до 0,5 МПа. Видно, что наименьшей закупоривающей способностью обладает тампонажний раствор, приготовленный из портландцемента для "горячих" скважин (кривая I), а ТРУО (кривая 2) и облегченный тампонажный раствор (кривая 3) в большей мере приводят к закупорке образцов. По микроскопическому анализу существенного различия в закупорке пор не обнаружено, а более значительные закупоривающие свойства ТРУО и облегченного тампонажного раствора, очевидно, связаны с тем, что данные растворы образуют камень в поровом пространстве, более низкой проницаемости по сравнению с камнем тампонажного раствора на базе портландцемента для "горячих"скважин.
Для ТРУО характерно значительное скопление эмульгатора (КОСЖК) в зоне кольматации, что приводит к слипанию частиц цемента, образованию стойких водо-нефтяных эмульсий, на небольшом расстоянии от торца насыщения.
Влияние тампонажных растворов на изменение проницаемости образцов пород при различных температурах приведено на рис.2.3.
Температура изменялась в пределах 40С..Л00С, другие параметры оставались без изменений.На рис.2.3 следует, что с увеличением температуры закупорка образцов увеличивается и процесс гидратации частиц проходит более интенсивно, образуется больше твердых соединений, препят ствующих движению жидкости. При этом сохраняется та же последо вательность, что представлена на рис. 2,2.
Далее исследовались закупоривающие свойства тампонажних растворов на образцы различной проницаемости (5...10,0 10" при тех же условиях (рис.2.4) видно, что чем меньше проницаемость пород, тем в большей степени она снижается при воздействии тампонажних растворов. Это объясняется тем, что при небольших про-ницаемостях пород (и соответствующих им размерах пор) возрастает роль капиллярного эффекта. Кроме того, для низкопроницаемых коллекторов характерно повышенное содержание глинистого материала, который склонен к набуханию (алевролиты).
Для тампонажних растворов механизм закзфКіГ ледующим образом. По гранулометрическому составу тампонажные портландцементы характеризуются следующими размерами частиц: 10...35/ частиц размером 10мк, 10...20$ - Ю...20мк, 10...20% - 20...30 мк, 10...20%- 30...50 мк, 10...25% - 50 мк. Размеры пор для большинства месторождений Прикарпатья равны 20...40 мк. Поэтому согласно данных приведенных в главе I и, в частности работы / /, наименьшие частицы цемента могут проникать в пласт на определенную глубину. С другой стороныJсогласно теории Ле-Шателье и современных исследований определенная часть частиц образует истинный раствор, который проникает в продуктивную зону и снижает проницаемость образцов пород. Наличие гидратообразований в поровом пространстве подтверждается также микроскопическим анализом.
Существенное изменение проницаемости при выпеуказэнных условиях объясняется капилярным эффектом и образованием тонкого гидратного слоя на внутренней поверхности пор. Как известно, капилярное давление определяется по формуле
При прочих равных условиях с уменьшением радиуса поровых каналов пропорционально возрастает капиллярное давление и обеспечивает более глубокое проникновение фильтрата, а образование гидратного слоя приводит к возникновению дополнительных гидравлических сопротивлений. Уже данные факторы являются определяющими и снижают коллекторские свойства пласта при низких проницае-мостях.
При этом сохраняется выпеуказанная последовательность,что тампонажный раствор на базе тампонажного портландцемента для "горячих" скважин в меньшей мере закупоривает коллектор-І, а ТРУО - 2 и тампонажный раствор на базе цемента ОЦГ-2 - .3 в большей мере закупоривают поровые каналы коллектора.Влияние времени воздействия тампонажных растворов на образцы пород показано на рис, 2.5, В процессе исследований время
воздействия тампонажних растворов на образцы пород изменялось в пределах от 0 до 6000 сек. Остальные параметры оставались без изменений и приведены выше. Как видно из рис. 2.5 с увеличением времени увеличивается закупорка образцов пород тампонажними растворами. Наиболее интенсивно указанный процесс протекает в первые 300.,.600 сек. и почти завершается через 1200..,1800 сек. В дальнейшем происходит незначительная закупорка образцов пород. Это объясняется тем, что в первые 1200...1800 сек. интенсивно происходили закупорки порового пространства, сужений между порами, гидратообразованияэдфильтратом тампонажного раствора, а также образованием плотной цементной корки на торце керна. За указанное время как поровое пространство, так и сужения между порами на определенную глубину почти полностью заполняются (о чем свидетельствует микроскопический анализ). При этом фильтрат тампонаж-ных растворов полностью проходит через керн. Для исследуемых типов тампонажных растворов сохранилась вышеуказанная зависимость.
Разработка состава термостойкого вязкоупругого разделителя
На разработанной установке было исследовано влияние тампонажных растворов на изменение проницаемости образцов пород при различных перепадах давлений (до 7,0 МПа), остальные параметры были постоянными (рис.2.2). Во всех случаях после насыщения образцов пород тампонажными растворами проницаемость их уменьшается, что связано с закупоркой части фильтрационных каналов частицами цемента, гидратообразованиями. Другим, не менее важным фактором процесса, влияющего на снижение проницаемости образцов пород являлось проникновение фильтрата тампонажных растворов, который приводит к набуханию глинистых частиц в по ровом пространстве и образовании тонкого гидратного слояш стенках фильтрационных каналов (данный слой был обнаружен микроскопическим анализом в поровом пространстве при окраске фильтрата тампонажних растворов родомином б Ж).
Характер изменения проницаемости (см.рис.2.2) показывает, что процесс закупорки фильтрационных каналов тампонажными растворами, в основном, завершается при перепаде давлений до 0,5 МПа. Видно, что наименьшей закупоривающей способностью обладает тампонажний раствор, приготовленный из портландцемента для "горячих" скважин (кривая I), а ТРУО (кривая 2) и облегченный тампонажный раствор (кривая 3) в большей мере приводят к закупорке образцов. По микроскопическому анализу существенного различия в закупорке пор не обнаружено, а более значительные закупоривающие свойства ТРУО и облегченного тампонажного раствора, очевидно, связаны с тем, что данные растворы образуют камень в поровом пространстве, более низкой проницаемости по сравнению с камнем тампонажного раствора на базе портландцемента для "горячих"скважин.
Для ТРУО характерно значительное скопление эмульгатора (КОСЖК) в зоне кольматации, что приводит к слипанию частиц цемента, образованию стойких водо-нефтяных эмульсий, на небольшом расстоянии от торца насыщения.
Влияние тампонажных растворов на изменение проницаемости образцов пород при различных температурах приведено на рис.2.3.
Температура изменялась в пределах 40С..Л00С, другие параметры оставались без изменений.На рис.2.3 следует, что с увеличением температуры закупорка образцов увеличивается и процесс гидратации частиц проходит более интенсивно, образуется больше твердых соединений, препят ствующих движению жидкости. При этом сохраняется та же последо вательность, что представлена на рис. 2,2.
Далее исследовались закупоривающие свойства тампонажних растворов на образцы различной проницаемости (5...10,0 10" при тех же условиях (рис.2.4) видно, что чем меньше проницаемость пород, тем в большей степени она снижается при воздействии тампонажних растворов. Это объясняется тем, что при небольших про-ницаемостях пород (и соответствующих им размерах пор) возрастает роль капиллярного эффекта. Кроме того, для низкопроницаемых коллекторов характерно повышенное содержание глинистого материала, который склонен к набуханию (алевролиты).
Для тампонажних растворов механизм закзфКіГ ледующим образом. По гранулометрическому составу тампонажные портландцементы характеризуются следующими размерами частиц: 10...35/ частиц размером 10мк, 10...20$ - Ю...20мк, 10...20% - 20...30 мк, 10...20%- 30...50 мк, 10...25% - 50 мк. Размеры пор для большинства месторождений Прикарпатья равны 20...40 мк. Поэтому согласно данных приведенных в главе I и, в частности работы / /, наименьшие частицы цемента могут проникать в пласт на определенную глубину. С другой стороныJсогласно теории Ле-Шателье и современных исследований определенная часть частиц образует истинный раствор, который проникает в продуктивную зону и снижает проницаемость образцов пород. Наличие гидратообразований в поровом пространстве подтверждается также микроскопическим анализом.
Существенное изменение проницаемости при выпеуказэнных условиях объясняется капилярным эффектом и образованием тонкого гидратного слоя на внутренней поверхности пор. Как известно, капилярное давление определяется по формуле
При прочих равных условиях с уменьшением радиуса поровых каналов пропорционально возрастает капиллярное давление и обеспечивает более глубокое проникновение фильтрата, а образование гидратного слоя приводит к возникновению дополнительных гидравлических сопротивлений. Уже данные факторы являются определяющими и снижают коллекторские свойства пласта при низких проницае-мостях.
При этом сохраняется выпеуказанная последовательность,что тампонажный раствор на базе тампонажного портландцемента для "горячих" скважин в меньшей мере закупоривает коллектор-І, а ТРУО - 2 и тампонажный раствор на базе цемента ОЦГ-2 - .3 в большей мере закупоривают поровые каналы коллектора.Влияние времени воздействия тампонажных растворов на образцы пород показано на рис, 2.5, В процессе исследований время воздействия тампонажних растворов на образцы пород изменялось в пределах от 0 до 6000 сек. Остальные параметры оставались без изменений и приведены выше. Как видно из рис. 2.5 с увеличением времени увеличивается закупорка образцов пород тампонажними растворами. Наиболее интенсивно указанный процесс протекает в первые 300.,.600 сек. и почти завершается через 1200..,1800 сек. В дальнейшем происходит незначительная закупорка образцов пород. Это объясняется тем, что в первые 1200...1800 сек. интенсивно происходили закупорки порового пространства, сужений между порами, гидратообразованияэдфильтратом тампонажного раствора, а также образованием плотной цементной корки на торце керна. За указанное время как поровое пространство, так и сужения между порами на определенную глубину почти полностью заполняются (о чем свидетельствует микроскопический анализ). При этом фильтрат тампонаж-ных растворов полностью проходит через керн. Для исследуемых типов тампонажных растворов сохранилась вышеуказанная зависимость.
Влияние облегченных тампонажных растворов на проницаемость образцов пород
Опыты были проведены с тампонажным раствором с добавкой ДП и облегченным тампонажным раствором на базе цемента ОЦГ-2.
В начале было определено оптимальное содержание CaCIg в рампонажном растворе с добавкой СДП с точки зрения сохранения эстественной проницаемости образцов горных пород.Методика данных исследований заключается в следующем. Готовится облегченный тампонажний раствор по рецептуре, кг:- тампонажный портландцемент для "горячих" скважин - 100;В начале в среду затворения вводится различное количество слористого кальция (от I до 9 массовых частей от массы цемента). 3 помощью разработанной установки (глава 2) определяется проницае-лость образцов пород до и после насыщения их облегченным тампо-зажным раствором. Исследования проводятся при давлении гидрообжина [0,0 МПа и перепаде давления 2,0 Mia. Результаты исследований іриведеш в табл. 4.3.
Установлено, что оптимальное содержание хлористого кальция те должно превышать 5...7 массовых частей от массы цемента.
Исследования показали (табл. 4,4), что облегченный тампонажний раствор, содержащий в фильтрате хлористый кальций повышает коэффициент восстановления проницаемости образцов пород. Это объясняется тем, что фильтрат, содержащий хлористый кальций, уеньшает эффект набухания глинистого материала в поровом пространстве коллектора /2, 25/.1. Предложена рецептура облегченного тампонажного раствора с добавкой СДП, являющейся отходом заводов по изготовлению древесно-стружечных плит. Максимальное содержание СДП в растворе не должно превышать 13%. Этот тампонажний раствор рекомендуется применять в диапазоне температур 80...120 С.2. Лабораторные исследования показали, что при содержании СДП в тампонажном растворе II массовых частей и при В/Ц =0,8 плотность раствора равна 1550 кг/м3 и по основным показателям он соответствует требованиям ТУ-2І-2І-7-78.3. Исследовано, что облегченный тампонажный раствор с добавкой 5...7 частей хлористого кальция по массе от ассы цемента повышает коэффициент восстановления проницаемости.4. Применение СДП в качестве облегчающей добавки позволяет экономить цемент, уменьшает его стоимость, решает проблему утилизации отходов.
Для подтверждения результатов лабораторных исследований (глава 2) на нефтяных месторождениях Прикарпатья на протяжении 1978...1982 г.г. было зацементировано ряд скважин облегченными тампонажними растворами на углеводородной основе (ОТРУО): 77-Старый Самбор, 86-Старый Самбор, 89-Старый Самбор и другие Бо-риславского УБР, 736-Битков Надворнянского УБР и другие. Указанные нефтяные площади относятся к старым месторождениям, градиенты пластовых давлений которых не превышают I. С целью макси-мального уменьшени гйдроетатических и гидродинамических давлений на продуктивные горизонты, длины нижних секций эксплуатационных колонн выбирались из расчета на 150...200 м больше величины интервала продуктивных пластов. Вскрытие продуктивных пластов проводилось различными типами буровых растворов. Однако, обработка их была направлена на сохранение естественной проницаемости пласта. Рецептуры данных тампонажных растворов подробно описаны в работах /18,52/. В качестве буферных жидкостей использовали нефть или обращенный эмульсионный раствор, который идет на затворение цемента в количестве 0,5...1,5 м3. Качество закачиваемого тампонажного раствора контролировалось по плотности и электростабильности среды затворения. Качество цементирования обсадных колонн оценивалось по результатам АКЦ и ГТК. Все зацементированные скважины выдержали испытания на герметичность и получены промышленные притоки нефти. Лучшие результаты цементирования по данным АКЦ и ГТК приведены на рис. 5.1.
Количественно и качественно эффективность применения различных типов буровых и тампонажных растворов при заканчивании скважин оценивалась по продолжительности и затратам на освоейние скважин (табл.-5.1). На исследуемых скважинах производились испытания первого объекта. Интервалы продуктивного пласта перфорированы ПКС-80 из расчета до 25 выстрелов на погонный метр. Во всех случаях процесс освоения заключался в замене раствора на воду и снижении уровня.
Как видно из табл.5.1, наилучшие результаты по освоению скважин получены при вскрытии продуктивных горизонтов на гидрофобном эмульсионном растворе и цементировании ОТРУО, Так, на освоение скважины 77-Старый Самбор-затрачено 3802 руб. при планируемых затратах 16692 руб. Освоение данной скважины продолжалось 312 часов, значительно облегчен вызов притока нефти. Аналогичные результаты получены по скважинам 86-Старый Самбор, 89-Старый Самбор, На скважине 73-Старый Самбор затраты на освоение значительно увеличены и равны 2ІЗІ0 руб. при планируемых затратах 12222 руб. В данном случае вскрытие продуктивной зоны производилось на гидрофобном эмульсионном растворе, а цементирование производилось тампонажным раствором на водной основе. Аналогичные неудовлетворительные результаты получены при вскрытии продуктивных горизонтов на малоглинистых растворах и цементировании их ОТРУО (96-Старый Самбор, 82-Старый Самбор). Существенно усложняется вызов притока и увеличиваются затраты на освоение при вскрытии и цементировании продуктивных горизонтов буровыми и тампонажными растворами на водной основе (скв.95-Ста-рый Самбор, 87-Старый Самбор).
