В «Татнефти» внедрен способ разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости
Технология предусматривает избирательное подключение отдельных участков гори-зонтальных скважин с различными коллекторскими свойствами
Актуальность предложения заключается в том, что при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтяных участков эксплуатационного объекта и частичное или полное "отключение" из процесса выработки средне - и низкопроницаемых прослоев. Об этом Информ-Девону сообщили в «Татнефти».
Поэтому для увеличения нефтеизвлечения в процессе выработки из средне и низко-проницаемых, а также отключения отдельных участков ствола скважин при преждевремен-ном обводнении необходим новый подход к заканчиванию горизонтальных скважин.
Данная технология предусматривает избирательное подключение (отключение) в раз-работку отдельных участков горизонтальных скважин с различными коллекторскими свой-ствами, а также вовлечение в добычу продукции пласта зон с низкой проницаемостью и зон обводнившихся в процессе эксплуатации после технологической обработки, что позволяет значительно повысить КИН.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
После бурения скважины производят цементирование обсадной колонны выше про-дуктивного пласта. Вскрытие пласта производят углублением ствола. Затем производят гео-физические исследования пласта в углублении ствола для выявления зон с низкой и высо-кой проницаемостью.
Далее начинают спуск в скважину колонны труб с фильтрами, исключающим прохо-ждение крупных твердых частиц с продукцией пласта. Установку пакеров производят с ра-зобщением фильтров в открытом стволе, причем длину интервала между пакерами выби-рают исходя из длины зон с соответствующей проницаемостью пласта. В процессе спуска компоновки труб с пакерами и фильтрами, последние находятся в закрытом положении, а заполнение труб происходит через открытый клапан башмака, находящегося на нижнем конце колонны труб. По достижении забоя клапан башмака упирается в забой и перекрывает проходное отверстие башмака. Затем проводится опрессовка всей компоновки с целью проверки ее герметичности.
Далее открывают один из фильтров, расположенный напротив соответствующей зоны пласта, методом свабирования вызывают приток нефти, эксплуатируют в течение определенного времени, чтобы получить стабильный дебит из этой зоны, и тем самым определяют продуктивность и обводненность данной зоны. После этого отсекают эту зону закрытием фильтра, открывают следующий фильтр и повторяют операцию. В результате этого определяют зоны или с близкой проницаемостью, объединяя их в группы (например, с высокой и низкой проницаемостью, которые отличаются как минимум в два раза. Эксплуатацию скважины можно проводить как поочередно из каждой группы, открывая соответствующие группе фильтры и закрывая остальные, так и совместно.
В случае снижения коллекторских свойств, какой-либо зоны из любой группы, можно провести ее обработку реагентами. Последовательным открытием и закрытием фильтров соответствующей зоны пласта определяют зону, которую необходимо обработать, потом в эту зону, при закрытых остальных фильтрах, спускают колонну насосно-компрессорных труб или колтюбинг, закачивают реагент и в течение определенного времени происходит ее обработка. Далее вызывают приток нефти из этой зоны, определяют дебит и затем продолжают эксплуатацию скважины в прежнем режиме, открыв при этом остальные фильтры группы, к которой относят зону после обработки.
В случае увеличения процентного содержания воды в нефти, методом последователь-ного закрытия и открытия фильтров соответствующей зоне определяют зону несанкциони-рованного водопритока. Затем зону с наибольшей обводненностью обрабатывают водоизо-лирующим составом, а соответствующий фильтр перекрывают, после чего эксплуатацию скважины продолжают в прежнем режиме. После технологической выдержки зоны, обрабо-танной водоизолирущим составом, вызывают приток из этой зоны и при положительных результатах продолжают эксплуатацию с группой зон.
Предлагаемый способ позволяет увеличить КИН за счет вовлечения в добычу продук-ции пласта зон с низкой проницаемостью и зон, обводнившихся в процессе эксплуатации после технологической обработки.
Первая скважина, на которой была опробована технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием - скважина № 4395Г Бавлинского месторождения «Татнефти».
В результате на скважине средний дебит в первые три месяца эксплуатации составил 7,73 т/сутки, против среднего дебита соседних скважин в первые три месяца эксплуатации 6,76 т/сутки. Таким образом, технологический эффект от поинтервальной кислотной обра-ботки ствола скважины составил 0,97 т/сутки.
Расчёт экономической эффективности использования технологии управляемой экс-плуатации скважин с горизонтальным окончанием с применением скважинного управляемого фильтра на горизонтальных скважинах за 10 лет составляет 5369,2 тыс. руб./скв. Квартальный экономический эффект составляет 205,2 тыс. руб. Данная технология была применена еще на трех скважинах.
Преимуществом данной технологии также является то, что все оборудование, нахо-дящееся в скважине (фильтры, пакера и т.д.) можно извлечь на поверхность, заменить вы-шедшие из строя уплотнительные элементы, изношенные детали и заново спустить в сква-жину для дальнейшей эксплуатации.
Авторы работы - Ахмадишин Ф.Ф., Хамитьянов Н.Х., Фаткуллин Р.Х., Киршин А.В., Ягафаров А.С. (институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»)
По данному предложению получен патент на изобретение № 2485290. Работа отмече-на конкурсе «50 лучших инновационных идей для Республики Татарстан 2014 года».
| Поделиться этой новостью у себя в соцсетях |
Поиск по теме: Татнефть технологии, технологии нефтедобычи, вода, скважины горизонтальные , КИН
