Производится цементная заливка перфорированного интервала в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта силами бригады ЦКРС:
- спустить скошенный конец на трубах НКТ 73 мм на глубину предполагаемого искусственного забоя;
- цементный раствор из расчета 0,5 м3 воды на 1 т цемента (объем раствора зависит от наличия зумпфа) закачать в трубы НКТ с циркуляцией;
- выдавить из труб НКТ цементный раствор в скважину без избыточного давления только при наличии циркуляции.
Перфорируется кровельная нефтенасыщенная часть пласта. Затем скважина вводится в эксплуатацию механизированным способом с малым отбором (УЭЦН –20-1200), чтобы не создавать значительную депрессию на созданную нефтеводонасыщенную зону. Эта зона препятствует прорыву воды к перфорационным отверстиям в интервале кровельной части пласта и соответственно быстрому обводнению продукции.
Эффект сдерживания воды достигается за счет малой проницаемости созданной нефтеводонасыщенной зоны для воды.
Создаваемая зона насыщается нефтью в пластовых условиях, т. е. в пласте происходит естественный процесс. Мы не обрабатываем прискважинную зону пласта инородными веществами, поэтому не происходит каких либо повреждений или загрязнений пласта, то есть.
3.3.3 Анализ проведения мероприятия и практические результаты
На рисунках 3.10 и 3.11 показаны показатели эксплуатации скважины № 2406 без применения усовершенствованной технологии стимуляции прикровельной нефти и скважины № 2890 с применением технологии. Как видим, среднесуточный дебит нефти по скважине, на которой применялась технология “обратный конус” значительно превосходит дебит скважины № 2406, эксплуатируемой по традиционной технологии, вследствие чего суммарный дебит по скважине № 2890 за рассматриваемый период был получен намного больше, чем по скважине № 2406.
На величину и время обводнения после создания нефтеводонасыщенной зоны влияют многие факторы, такие, как литологическая неоднородность коллектора, пористость, величина создаваемых депрессий при смене насоса с более производительного насоса на менее производительный.
3.3.3.1 Анализ влияния коллекторских свойств пласта на результат внедрения технологии «обратный конус»
Рассмотрим отдельно влияние каждого из вышеперечисленных факторов на обводненность и на величину среднесуточного дебита нефти после проведения мероприятия, а также на накопленную добычу нефти и воды.
Как видим из рисунка 3.12, чем большей пористостью обладает нефтенасыщенная часть пласта, тем лучшие условия мы создаем для притока нефти к интервалу перфорации на втором этапе эксплуатации скважины. Среднесуточный дебит по нефти будет намного выше. Нефтенасыщенная толщина в скважине, на которой проводится мероприятие "обратный конус" должна обладать пористостью, находящейся в пределах 20 – 22 %.
Это объясняется прежде всего улучшением фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для притока нефти за счет высокой пористости прикровельной части пласта.
Отсюда следует вывод о вредном влиянии загрязнения призабойной зоны скважины на темп обводнения скважины. Поэтому нежелательно проведение подземных ремонтов глубинно-насосного оборудования в первый год эксплуатации скважины, т.к. в технологическом процессе подземного ремонта используется глушение скважины раствором хлористого кальция.
На рисунках 3.13 и 3.14 показано, как влияет глинистость водонасыщенной части пласта на среднесуточный дебит нефти на 1 и 2 этапах эксплуатации скважины.
Рассмотрим влияние Кгл водонасыщенной части пласта на дебит нефти на первом этапе. Из графика 3.13 видим, что при увеличении Кгл падает среднесуточный дебит нефти на первом этапе эксплуатации скважины. Это обусловлено ухудшением фильтрации нефти в создаваемую нефтеводонасыщенную зону, что приводит к созданию экрана худшего качества. Из графика 3.14 видим, что при увеличении Кгл водонасыщенной части пласта увеличивается среднесуточный дебит нефти на втором этапе эксплуатации скважины. Это объясняется улучшением качества созданного экрана в водонасыщенной части пласта, который предназначен для сдеживания притока подошвенной воды к перфорированному интервалу в нефтенасыщенной части пласта.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.