Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 32

Традиционные методы интенсификации ощутимых результатов на Уренгойском месторождении не дают.

Наиболее перспективным методом интенсификации при па­дающей добыче представляется бурение горизонтального ствола из обсаженных скважин с уже существующей обвязкой и системой подъ­ездных путей без бурения дополнительных скважин.

Так, на Уренгойском месторождении впервые была пробурена горизонтальная скважина из вертикальной обсаженной N12130 на Ен-Яхинской площади.

Цель данной работы: обработка технологии бурения горизон­тальных стволов из вырезанных участков э/колонны, опробование необходимого оборудования и систем контроля за проводкой.

В целом поставленная задача выполнена:

из вырезанного "окна" э/колонны (1113-1120,5м) пробурен ствол длиной 196 м;

горизонтальная часть пробуренного ствола составляет 114 м;

89

спущен "хвостовик" диаметром 101,6 мм (перфорированная часть

-   102,57 м);

НКТ d=73 х 60 мм были спущены до глубины 1314 м.

После освоения получен приток газа Qr=116 тыс.м /сут на рабочем режиме, после замены НКТ d=73x60 мм на НКТ d=89 мм дебит увеличился на 190 тыс.м / сут, что составило Qr= 306 тыс.м /сут. После дополнительной отработки на факел дебит возрос до 366 тыс.м /сут.

Дебит газа на 1 м перфорированной эффективной мощности по соседним скважинам составляет: N12133 - 17,1 тыс.м /сут; N12134

-  12,4 тыс.м /сут, а по скважине N12130 - 19,7 тыс.м /сут (с учетом
вертикальной эффективной мощности). За счет увеличения эффек­
тивной мощности скважины N12130 горизонтальным стволом уве­
личение дебита газа составило около 84 тыс.м /сут в сравнении
со средними величинами по соседним скважинам.

Продуктивная часть сеноманской залежи по скважине N 12130 представлена в верхней части (интервал 1191 - 1205 м) песчаником (Кп=17,8 т 28,7%), далее переслаиванием песчаных и глинистых пропластков (Кп=14,0; 16,0; 20%).

Пробуренный горизонтальный ствол охватывает 26,9 м про­дуктивного пласта с хорошими коллекторскими свойствами, 61 м глинистых пород и 12,5 м песчаника с ухудшенными коллекторскими свойствами (данный пласт, вероятнее всего, не работает).

Ориентирование ствола в процессе бурения осуществлялось с помощью обычного инклинометра.

Метод интенсификации притока бурением горизонтальных ство­лов в простаивающих скважинах несомненно перспективен. Пре­имуществом горизонтальных стволов по отношению к вертикальным является наибольшая отдаленность их от газо-, водо-, нефтяных контактов; небольшая депрессия на пласт при работе скважин, что значительно удлиняет сроки безводной эксплуатации; дренирование флюида происходит из отдаленных участков залежи (пласта), уве­личивая тем самым извлекаемые запасы. В зарубежных странах (особенно в США) этому уделяется большое значение.

Но для более качественной проводки горизонтальных стволов необходимо:

во-первых, внедрить телеметрическую систему для контроля проводки и ориентирования ствола;

90

во-вторых, комплекс необходимого технологического оборудо­вания, включая геофизические приборы для работы в горизонтальных стволах малого диаметра.

© Г.АЛанчаков, С.И.Райкевич, З.А.Хабибуллин, А.М.Шарипов

ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРА

ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ НА ОСНОВЕ

ДИМЕТИЛДИОКСАНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В НГДУ ПО УРЕНГОЙГАЗПРОМ

Ланчаков Г.А., Райкевич СИ., Хабибуллин З.А., Шарипов

А.М. (ПО Уренгойгазпром, Уфимский государственный

нефтяной технический университет)

Нефть из валанжинских отложений Уренгойского газоконден-сатного месторождения легкая, малосмолистая и высокопарафиновая. Массовое содержание асфальтенов в нефти достигает 0,3-0,5%, смол - до 1,9 - 3,0%. Высокомолекулярные парафины присутствуют в количестве 3,0-11,3%. Температура плавления парафинов колеблется в диапазоне 49-59 "Сив среднем составляет 52,3±1,9 "С. По свойствам и составу твердые парафины нефти Уренгойского месторождения и из нефтей других регионов страны мало различаются. Так, анализ свойств твердых парафинов 529 залежей в других регионах страны показывает, что температура плавления парафинов меняется от 47 до 6 ГС. В связи с этим закономерности в процессах фазовых пре­вращений парафинов и условия формирования отложений на сква­жинах, выявленные на других залежах, в основном имеют место при добыче нефти и на Уренгойском месторождении.