Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-технологические условия строительства скважин и анализ состояния проблемы их заканчивания на современной стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана 6
1.1 Геологическая характеристика месторождения 6
1.2 Анализ состояния проблемы заканчивания скважин 16
1.3 Методы снижения отрицательного воздействия цементных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов... 31
2. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов 40
2.1 Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях 41
2.2 Методика проведения экспериментальных исследований 45
2.3 Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов 47
2.3.1 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной основе с добавлением полиакриламида без сшивки. 47
2.3.2 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной основе с добавлением сшитого полиакриламида 50
2.3.3 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной основе с добавлением полисахаридов (крахмала) 52
3. Разработка технологии формирования защитного экрана в интервале продуктивного пласта ... 78
3.1 Разработка защитного экрана с применением тампонажних материалов 79
3.1.1 Подбор компонентного состава и разработка рецептуры смеси для получения защитного экрана 79
3.1.2 Разработка технологии формирования защитного экрана с применением тампонажной смеси . 80
3.2 Разработка технологии и технических средств для защиты продуктивного интервала от воздействия цементного и бурового раствора. 83
3.2.1 Разработка технологии защиты продуктивных пластов от загрязнений при строительстве скважин 83
3.2.2 Расчет усилия прижатия обечайки кассетного перекрывателя к стенке скважины. .. 92
4. Результаты опытно-промышленных работ и технико-экономическая оценка разработанных мероприятий 94
4.1 Анализ эффективности применения различных типов буровых растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении 94
4.2 Опытно-промышленные работы по формированию защитного экрана в интервале продуктивных пород 99
4.3 Промышленные испытания перекрывателя кассетного гидравлического - ПКГ-2/215,9. 101
4.4 Экономическая оценка разработанных мероприятий ... 106
Основные выводы и рекомендации. 108
Список литературы 110
- Анализ состояния проблемы заканчивания скважин
- Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях
- Разработка технологии формирования защитного экрана с применением тампонажной смеси
- Анализ эффективности применения различных типов буровых растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении
Введение к работе
Для современного этапа разработки крупных нефтяных месторождений нефтедобывающей отрасли характерна устойчивая тенденция снижения дебитов новых скважин, рост обводняющейся продукции, увеличение объемов бурения на малопродуктивные, неоднородные карбонатные коллектора среднего и нижнего карбона. При этом дебиты скважин, выходящих из бурения, законченных с применением традиционных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов и технологии их разобщения с подъемом цемента до устья, зачастую оказываются нерентабельными или находятся на пределе рентабельности.
Проблема сохранения естественной проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является весьма сложной и трудоемкой задачей.
При строительстве скважин происходит существенное нарушение равновесного состояния околоскважинного пространства под воздействием буровых и тампонажных растворов, приводящее к физической закупорке поровых и трещинных каналов твердой фазой, проникновению фильтратов, развитию процессов инверсии смачиваемости нефтепроводящих путей, значительно снижающие их естественную фазовую проницаемость по нефти.
Разобщение пластов, особенно когда его проводят в один этап с подъемом цемента до устья, приводит к раскрытию микротрещин в призабоной зоне пласта и их цементированию.
От того, на сколько качественно выполнены этапы первичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с небольшими балансовыми и трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Наименее изученным до настоящего времени оставался вопрос создания единой концепции заканчивания скважин в продуктивных отложениях терригенного и карбонатного типа в одной скважине,
охватывающий основные технологические процессы вскрытия и разобщения пластов.
В связи с этим, особо актуальное значение приобретают вопросы оптимизации и повышения эффективности этапа заканчивания скважин, а также поиск и разработка малозатратных способов защиты продуктивных интервалов от цементного воздействия при цементировании эксплуатационных колонн.
Цель работы. Повышение эффективности и качества заканчивания нефтяных скважин на месторождениях ОАО "Татнефть" и малых нефтяных компаний (МНК) путем разработки и внедрения техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивном интервале при строительстве скважин.
Основные задачи работы.
Анализ современных теоретических представлений и экспериментальных исследований о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта (ПЗП).
Исследование влияния состава и свойств полимерных буровых растворов на качество вскрытия терригенных и карбонатных пластов.
Разработка техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивных пластах с целью предупреждения загрязнения ГОП тампонажными растворами при креплении скважин.
Разработка составов тампонажных растворов для формирования защитных экранов в интервале продуктивных пластов.
Разработка методики оценки влияния составов и свойств защитных экранов на коллекторские свойства ПЗП.
Анализ и обобщение результатов применения разработанных технических средств и технологий в условиях Дачного месторождения.
Анализ состояния проблемы заканчивания скважин
Переход большинства месторождений ОАО "Татнефть" в позднюю и завершающую стадии разработки, увеличение объемов наклонно-направленного и горизонтального бурения привели к закономерному росту осложненности геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, во многом и определяют техническую сложность проблемы качественного вскрытия продуктивных горизонтов. К факторам, оказывающим превалирующее влияние на эффективность технологии вскрытия продуктивных пластов, относятся: сложность геологического строения и гидродинамического состояния залежи, высокие дифференциальные давления в призабойной зоне и градиенты перепадов между разнонапорными пластами.
Общим для разреза месторождений Урало-Поволжья являются: наличие большого числа водоносных пластов с агрессивными пластовыми водами; участков с водопроявлениями, поглощениями промывочной жидкости и тампонажного раствора, с обвалами, кавернообразованием и малопрочных, склонных к гидроразрыву пород; многопластовость продуктивных горизонтов, чередование водоносных и нефтеносных пластов. Мощность, коллекторские свойства, свойства насыщающих флюидов и пластовые давления колеблются в широких пределах. Так, в результате неравномерной выработки запасов в пределах одного горизонта могут находиться пласты с коэффициентом аномальности давления от 0,5 до 1,3, расположенные друг от друга в 5-10 метров. В такой ситуации обеспечить оптимальную репрессию при вскрытии всех продуктивных пластов трудно. Выявлено, что средняя величина статической репрессии при вскрытии пластов составила по центральным площадям Ромашкинского месторождения 8,8-11,6 МПа при допустимом 2,5 МПа. В этих условиях наибольшему негативному воздействию подвергается продуктивная толща, которая в процессе заканчивания скважины многократно контактирует с буровым и цементным раствором, испытывает различные гидродинамические нагрузки при бурении, спуско-подъемных операциях, цементировании и перфорации. В результате в поровое пространство коллектора проникает фильтрат бурового и цементного растворов, твердая фаза которых может кольматировать стенки скважины и, следовательно, снижать естественную проницаемость призабойной зоны. Глубина проникновения твердых частиц в коллектор зависит от размеров пор и фильтрационных каналов, перепада давления, длительности пребывания ствола в открытом состоянии. По данным геофизических исследований ряда опорно-технологических скважин зона кольматации девонских песчаных коллекторов твердой фазой при этих условиях составляет 0,03 м, а фильтратом - около 1,3 м. Все это позволяет достичь дебита скважин не более 0,3-0,35 от потенциального [2].
Степень повреждения коллектора при строительстве скважин определяется суммой воздействий на коллектор всех технологических процессов заканчивания скважин. Определенный уровень загрязнения призабойной зоны пласта (ГОН) устанавливается при его первичном вскрытии. Дальнейшие технологические операции могут либо не изменить это состояние, либо усугубить повреждение коллектора.
Расчеты, проведенные по основным нефтяным месторождениям Коми АССР и Башкирии, показали, что в среднем скважины дают 54% того дебита, который они могли бы дать, если бы были пробурены с соблюдением мер предосторожности по вскрытию пласта [3].
Ф. Клотс и другие специалисты утверждают, что продуктивность скважины может снизиться до. 90% из-за проникновения скважинной жидкости в пласт [4]. В БашНИПИнефти исследователями в длительно эксплуатирующихся скважинах установлено отсутствие достаточного самоочищения призабойной зоны, засоренной в процессе заканчивания скважин, несмотря на большие скорости движения нефти в пласте. По данным ВНИИнефти, на Самотлорском месторождении достигнутая продуктивность скважин в 1,5-2 раза ниже потенциальной.
На этапе первичного вскрытия пластов бурением изменение фильтрационных свойств призабойной зоны обусловлено процессами кольматации, коркообразования, проникновения в пласт фильтрата бурового раствора. Последний приводит к развитию в пласте физико-химических процессов: набухание глинистых минералов, сужение поровых каналов, образование эмульсий и нерастворимых осадков [5-9].
Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны при вскрытии пласта различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления в системе "скважина-пласт", коллекторских свойств продуктивного пласта.
В результате физико-химических процессов, протекавших в длительный геологический период, продуктивные пласты приобретают относительное равновесное состояние. С момента вскрытия скважиной коллектора происходит нарушение первоначального равновесия. За счет различных факторов, воздействующих на коллектор, со временем устанавливается другое динамическое равновесное состояние, и продуктивность начинает отличаться от ее исходного природного значения. Состояние призабойной зоны после вскрытия определяется фильтрационным движением бурового и цементного растворов, их фильтратов, твердых частиц в коллектор и физико-химическими процессами, протекающими в пласте [10].
Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях
Доразрабстка нефтяных месторождений на их поздней стадии предъявляет повышенные требования к качеству первичного вскрытия пластов. Если на ранней стадии разработки Ромашкинского месторождения при первоначальном дебите скважин в десятки и даже сотни тонн нефти в сутки снижение потенциального дебита скважин при вскрытии продуктивных отложений не сказывалась существенно на рентабельности проводимых работ, то при среднем дебите скважин, вводимых в ОАО «Татнефть» в последние годы, 4-5 т/сут качество вскрытия пласта приобретает особо важное значение. Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии заканчивания скважин, вопрос снижения продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным. В особенности это касается месторождений с низкими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами, к которым можно отнести ряд месторождений Татарстана.
Сохранение естественной (исходной) проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону скважины, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является чрезвычайно сложной и трудоемкой задачей. В значительной степени качество первичного вскрытия пласта определяется физико-химическими и механическими свойствами применяемых буровых растворов. Выбор оптимальной рецептуры буровых растворов с учетом неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пород и условий бурения (скорость проходки, крутящий момент, величина репрессии или депрессии) позволяет снизить влияние осложнений возникающих при бурении скважин (таких как зашламление ствола, нарушение устойчивости стенок скважины, кольматапия приствольной зоны). Затраты, связанные с обоснованием правильного выбора режимов и технологий вскрытия, состава и рецептуры промывочных жидкостей, многократно окупаются за счет сокращения количества нерентабельных скважин. Помимо традиционно используемых в ОАО «Татнефть» глинистых растворов, имеется значительное количество рецептур, многие из которых разработаны в ТатНИПИнефть. Однако, определиться с выбором оптимального состава без проведения лабораторных исследований фильтрационных процессов на керне — затруднительно. В связи с этим была поставлена задача, провести лабораторные исследования влияния разработанных и применяющихся буровых растворов на фильтрационные свойства пород [67].
Объектами исследования были определены образцы керна пород пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. Коллекция образцов для исследования подбиралась таким образом, чтобы в ней были представлены породы высокой, средней и низкой проницаемости. Характеристики образцов керна, использованных в экспериментах, приведены в таблице 2.1.
Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины. Разбавление нефти до вязкости, близкой пластовой, осуществлялось очищенным на колонке с селикагелем керосином. Измерялась плотность и вязкость приготовленной модели нефти.
Модель фильтрата буровых растворов для обработки исследуемых кернов готовилась на водопроводной воде с применением комплекса реагентов применяемых для обработки полимерных буровых растворов. Используемые в настоящее время для обработки буровых растворов полимерные реагенты подразделяются на природные и синтетические. В качестве синтетических полимеров наиболее часто используют полимеры на основе акриламида и акриловых кислот. К природным полимерам относятся карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), крахмальные реагенты в виде модифицированных форм.
Полиакриламид (ПАА) является высокомолекулярным веществом с молекулярной массой от 3 106 до 16 106. Водные растворы ПАА имеют большую вязкость, которая возрастает с увеличением молекулярной массы полимера. Концентрированные водные растворы представляют собой студнеобразную массу. В нейтральной, слабокислой и слабощелочной средах ПАА ведет себя как неионный полимер, но ему легко можно придать катионные и анионные свойства путем простых реакций в водном растворе.
За прошедшие годы использовались ПАА различных марок (с 1999 года основным используемым ПАА является Праестол марки 2540), распускающиеся и обеспечивающие требуемые структурно-механические и фильтрационные свойства бурового раствора. Расход ПАА при приготовлении полимерного бурового раствора до 3 кг/м3.
КМЦ - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты, является понизителем фильтрации бурового раствора. Свойства эфиров целлюлозы определяются степенью полимеризации (СП) и степенью замещения (СЗ). Чем выше СЗ, тем лучше растворяется КМЦ, чем выше СП, тем лучше снижается водоотдача.
Крахмал представляет собой природную смесь полисахаридов, различной молекулярной массы, основными составляющими которого являются амилоза и амилопектин. Добавки крахмального реагента позволяют эффективно снижать фильтрацию пресных и минерализованных буровых растворов. Они растворяются в растворах всех солей, включая хлориды кальция и магния. На основе полимерных реагентов: ПАА, КМЦ и крахмала были разработаны различные рецептуры полимерных буровых растворов, обладающих необходимыми технологическими параметрами, которые нашли применение при вскрытии продуктивных пластов, представленных карбонатными и терригенными породами [68-71].
Разработка технологии формирования защитного экрана с применением тампонажной смеси
Разработка относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания строительства скважин, а именно, к защите продуктивных пластов от загрязнений при креплении скважин.
Известен способ заканчивания строительства скважины [77], включающий бурение скважины до проектной глубины, закачку в интервал продуктивного пласта раствора с химически-активными компонентами, нейтрального к фильрационным свойствам продуктивного пласта, перфорирование последнего перфораторами взрывного действия и крепление скважины. При этом раствор нейтральный к фильтрационным свойствам продуктивного пласта, заполняя поры и каналы пласта предохраняет его от загрязняющего действия фильтратов цементного раствора и продуктов его гидратации.
Известный способ находит ограниченное применение. Например, он не применим при строительстве скважин многопластового нефтяного месторождения. Объясняется это тем, что при бурении скважины, в случае использования его в первом по счету нефтяном пласте, вскрытого бурением, закаченный нейтральный раствор при последующем продолжении бурения под действием знакопеременных давлений в скважине, раствор защищающий пласт от загрязнения, обратно выходит из каналов и пор пласта и следовательно перестает выполнять свои защитные свойства. Кроме того способ не технологичен в осуществлении. Требует вызова геофизической партии для прострела пласта, строгого соблюдения весовых соотношений компонентов состава, приготовления, доставки его в скважину.
Известен также способ заканчивания строительства скважины [63], предусматривающий вскрытие продуктивного пласта бурением с использованием не загрязняющий пласт промывочной жидкости, например, раствора на углеводородной основе, перекрытие его непроницаемой оболочкой и крепление скважины путем спуска в скважину эксплуатационной колонны с последующим ее цементированием. Этот способ применим при строительстве многопластового нефтяного месторождения с целью защиты от загрязнений продуктивных пластов. Однако, использование этого способа вызывает ряд трудностей, связанных со вторичным вскрытием продуктивного пласта при создании гидродинамической связи пласта со скважиной, а также с установкой в интервале продуктивного пласта непроницаемой оболочки. Объясняется это тем, что установка напротив продуктивного пласта стальной металлической оболочки толщиной 5-8мм и плюс толщина эксплуатационной колонны 8-10мм и цементное кольцо между ними после крепления скважины приводит к снижению эффективности и качества вскрытия при использовании обычных перфораторов. Следовательно, в связи с этим возникает необходимость в разработке и выпуске более мощных кумулятивных перфораторов, использование которых привело бы к нарушению целостности цементного камня за эксплуатационной колонной и как следствие к преждевременному обводнению продукции пласта. Кроме того, установка стальной оболочки большой толщины, что предусмотрено способом, напротив продуктивного пласта, требует сложное оборудование, обеспечивающее плотное ее прилегание к стенкам скважины, не включая трудоемкость изготовления самого перекрывателя, связанная с неоправданной большой затратой времени и труда. Известно устройство для селективной изоляции участков ствола скважины [78], где приведен способ заканчивания скважины, включающий спуск на колонне труб в предварительно расширенный интервал продуктивного пласта непроницаемой оболочки в виде свернутого в рулон металлического листа и установку его с возможностью плотного прилегания к стенкам скважины по всему периметру. Указанный способ по технологической сущности более близок к предлагаемому. К его недостаткам можно отнести следующее. 1. Поскольку сворачиваемый в рулон металлический лист рассчитан на раскручивание за счет упругой его деформации, следовательно металлический лист выбран целиком из пружинистой стали. Это обстоятельство создает большие проблемы в осуществлении образования рулона путем сворачивания. Это особенно сильно сказывается, когда перекрывающий интервал продуктивного пласта более 3-4 метров. 2. Кроме того, ствол скважины, вышедший из бурения, не строго цилиндрический, поэтому надежное и плотное прилегание металлического листа (пластыря) к стенкам скважины не обеспечивается и, в свою очередь, не достигается поставленная цель по защите от загрязнения изолируемого пласта. 3. Устройство для доставки и его установки в изолируемом интервале металлоемко, к примеру если есть необходимость его установки в интервале ствола скважины 8-10 метров. Поэтому перечисленные недостатки не дали возможности широкого промышленного его применения. Целью настоящей работы является создание способа для защиты продуктивных пластов от загрязнений более простыми техническими средствами, с меньшими затратами времени, металла, а также снижения трудоемкости установки металлической оболочки. Поставленная задача решается описываемым способом [75], включающим спуск на колонне труб в предварительно расширенный интервал кассетного перекрывателя в виде свернутого в рулон металлического листа и установку его с возможностью плотного прилегания к стенкам скважины по всему периметру. Новым является то, что на металлическом листе толщиной 1-2мм, изготовленной из стали марки 3, предварительно закрепляют пластинчатые пружины, изготовленные из пружинной стали, на равных расстояниях друг от друга, начиная от крайних участков металлического листа, для осуществления его раскручивания. Новым также является и то, что пластинчатые пружины выполняют из пружинной стали, например, из стали 60С2 или стали 65Г. Анализ отобранных известных технических решений, обнаруженных в ходе патентных исследований, показал, что объекты, охарактеризованные такой совокупностью существенных признаков и которые при их использовании приводили бы к достижению более высокого технического результата как у предложенного не обнаружены, что позволяет сделать заключение о соответствии заявляемого объекта критериям "Новизна" и изобретательский уровень.
Анализ эффективности применения различных типов буровых растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении
С целью выявления определенной зависимости влияния типа бурового раствора на добывные показатели скважин Дачного месторождения при вскрытии продуктивного интервала башкирского яруса были проведены испытания полимерного и полимер-мелового бурового раствора. Полимерный буровой раствор был испытан на 12 скважинах, полимер-меловой - на 7 скважинах.
Приготовление полимерных и полимер-меловых буровых растворов производилось непосредственно на скважине. Полимер-меловой раствор готовился в два этапа.
На первом этапе готовился полимерный раствор плотностью 1020кг/м . Приготовление осуществлялось в следующей последовательности: в технологическую емкость объемом 10м3, оборудованную воронкой, с помощью цементировочного агрегата по круговой циркуляции были введены реагенты: каустическая сода (NaOH); КМЦ; Полиакриламид (Praestol-2540).
На втором этапе осуществлялось приготовление полимер-мелового раствора необходимой плотности путем смешивания расчетного количества глино-мелового раствора плотностью 135(Н-1400кг/м3 и полимерного плотностью 1020кг/м3 растворов с помощью цементировочного агрегата ЦА-320М и бурового насоса.
С учетом геологической особенности Дачного месторождения нами был проведен многофакторный анализ влияния типа бурового раствора, применяемого при вскрытии башкирского яруса, на коллекторские свойства пласта [79]. Были проанализированы 24 скважины месторождения, находящиеся в пределах одной залежи.
При вскрытии продуктивного интервала башкирского яруса применялись следующие типы бурового раствора: полимерный буровой раствор (ПР) - 12 скважин, полимер-меловой буровой раствор (ПМР) - 7 скважин, глинистый раствор (ГР) - 3 скважины, естественная водная суспензия (ЕВС) - 2 скважины.
Необходимо также отметить, что бурение скважин до проектного горизонта — девона осуществлялось с промывкой ЕВС, не обращая внимания на верхние продуктивные горизонты. Например, по скважине 3613 при вскрытии девонских отложений применялся глинистый раствор плотностью 1200кг/м3. После освоения скважины по девонскому пласту приток нефти отсутствовал. В результате было принято решение об эксплуатации башкирского яруса. Продуктивные отложения башкирского яруса в процессе первичного вскрытия и дальнейшего углубления ствола скважины постоянно подвергались негативному воздействию воды и глинистого раствора, соответственно, потенциально возможный дебит скважины по этому объекту занижен в 2 раза.
С целью выявления определенной зависимости влияния типа бурового раствора на добывные показатели скважин были рассчитаны удельные дебиты нефти, рассмотрены характеристики продуктивного интервала. Все скважины разделили на 4 группы в зависимости от применяемого типа бурового раствора, рассчитали средний удельный дебит по каждой группе. В результате было выявлено, что наибольший удельный дебит нефти оказался у скважин, пробуренных на полимер-меловом буровом растворе (0,5т/сут м), остальные скважины распределились в следующем порядке: пробуренные на полимерных буровых растворах - 0,4т/сут м, на ЕВС и на глинистом растворе — 0,25 и 0,22т/сут м, соответственно (см. рис.4.1).
Одновременно были проанализированы и характеристики продуктивного горизонта (см. табл. 4.1 и 4.2). В таблице 4.2 показано изменение показателей среднего удельного дебита и характеристик продуктивного пласта в скважинах, пробуренных на полимер-меловом (ПМР) и полимерном (ПР) буровых растворах в сравнении с глинистым раствором. Из таблицы видно, что удельный дебит нефти в скважинах, пробуренных с применением ПМР и ПР выше на 127% и на 81%, соответственно, при этом характеристики продуктивных интервалов в этих скважинах: нефтенасыщенность, проницаемость оказались ниже; глинистость - выше, чем в скважинах законченных на глинистом растворе.
Преимущество полимер-мелового раствора перед полимерным для бурения в карбонатных отложениях заключается в наличии у ПМР химически-активной твердой фазы, которая создает искусственный защитньїй экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового и цементного растворов. На стадии освоения защитный экран удаляется кислотным составом.
На основании проведенного анализа лабораторных исследований (см. рис.2.19-2.20) и промыслового опыта были определены области эффективного использования полимер-меловых и полимерных буровых растворов с применением несшитого полиакриламида в условиях низкопродуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Получены положительные результаты по испытанию технологии формирования защитного экрана в интервале продуктивного пласта на скважинах № 3656 и 3668 Дачного месторождения [76]. Данная технология включала в себя искусственную кольматацию призабойной зоны верейского горизонта тампонажной смесью до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.
В обеих скважинах технология формирования тампонажного защитного экрана осуществлялась в следующей последовательности.
В пробуренной до проектной глубины скважине по данным ГИС определили интервал продуктивного пласта. Произвели распшрку продуктивного интервала до диаметра 234 мм для установки защитного экрана. В скважину спустили колонну бурильных труб, открытый конец которых установили на 2- -5 м ниже подошвы продуктивного пласта. После закачки расчетного объема тампонажной смеси, скважину оставили в покое на ожидание ее затвердевания. Далее в скважину на колонне бурильных труб спустили долото, такого же диаметра, что и было использовано при первоначальном вскрытии продуктивного пласта, и затвердевшую тампонажную смесь разбурили, при этом образовался защитный экран в интервале продуктивного пласта толщиной около 1см. Затем скважину промыли. Спуск и цементирование эксплуатационной колонны производили по обычной технологии.
Похожие диссертации на Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах
