Так, на скважине 152 Осташковичского месторождения (28.12.99 г.-24.02.00 г.) были проведены изоляционные работы по ликвидации заколонных пертоков. Для контроля за качеством проведенных работ в скважину было закачано 300 кг карбамида и 150 кг селитры. Необходимость закачки селитры была обусловлена тем, что карбамид был закачан не в тот интервал, в который планировалось (в спецдыры, которые получены на 5 м ниже планируемой глубины). Оба индикатора закачивались направленно в спецотверстия. После проведения ГТМ отобрано и проанализировано 33 пробы флюидов. Установлено, что вынос первого индикатора (карбамида), который выносился в течение первых суток после запуска скважины, составил 1,35% (рис. 4). Вынос второго индикатора (селитры) наблюдался в течение всего периода отбора проб и составил 65,99%, что, безусловно, указывает на некачественное проведение изоляционных работ. В связи с тем, что индикаторы закачивались направленно, а в последующем этот интервал был перекрыт цементным мостом, высокое содежание селитры в пробах свидетельствует о наличии заколонных перетоков. Содержание воды в отобранных пробах близко к предельному (97-98,3%). Дополнительной добычи нефти не получено. Вероятная причина отсутствия эффекта - продавка кислоты в пласт при освоении (при Р нач. =3,0 МПа, Р кон. = 0 МПа), По рекомендации БелНИПИнефть СКВ планировалась в динамическом режиме.
В скважине 73 Золотухинского месторождения с 21.10.00г. по 14.11.00 г. были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. При этом в пласт было закачано 200 кг карбамида в объеме 10 м перед гидроэкраном и цементным мостом. После проведения этих работ отобрано и проанализировано 23 пробы устьевой жидкости. Установлено, что накопленный вынос индикатора составил 5,47% (рис. 5). Индикатор был обнаружен на вторые и третьи сутки после запуска скважины в работу. Пробы отбирались в течение 91 суток. За период с 14.11.00 г. по февраль 2001 года скважина дала дополнительно 398 тонн нефти, хотя обводненность продукции повысилась с 49,5% (до работ скважина находилась в периоде) до 95,8%. Последнее обстоятельство объясняется тем, что при переводе на вышележащий интервал зачастую обводненность добываемой продукции не только не уменьшается, но даже увеличивается, что может быть связано с аналогичной и даже более высокой обводненностью вновь прострелянных интервалов (языковый характер обводненности). Полученный эффект по скважине продолжается и в настоящее время. Таким образом, индикаторный метод контроля позволил сделать заключение о качественном проведении изоляционных работ по данной скважине.
За период с 1998 по 2000 год в РУП «ПО «Белоруснефть» индикаторный метод контроля качества ВИР осуществлялся на 32 скважинах (межсолевые и подсолевые залежи нефти 10 месторождений):
> на 6 скважинах Южно-Сосновского месторождения;
> на 3 скважинах Дубровского месторождения;
> на 11 скважинах Осташковичского месторождения;
> на 5 скважинах Южно-Осташковичского месторождения;
> на 1 скважине Березннского месторождения;
> на 2 скважинах Малодушинского месторождения;
> на 1 скважине Золотухинского месторождения;
> на 2 скважинах Вишанского месторождения;
> на 1 скважине Речицкого месторождения. Всего на 01.01.2001 года индикаторным мониторингом было охвачено 25% (37 из 148) скважино-операции; из них 10 - по отсечению обводнившихся интервалов; 15 - по переводу на вышележащий интервал; К) - по ликвидации заколонных перетоков; 2 - по изоляции в интервале перфорации.
Как указывает анализ проб устьевой жидкости, 30 скважино-операции по водоизоляции, что составляет 81%, проведены качественно. Накопленный вынос индикатора по ним варьирует в пределах от 0 до 17,46%.
В 17 скважино-операциях из этих 30 эффективность проведения ГТМ оказалась весьма существенной и составила от 1302 до 8664 тонн дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию.
Причины неэффективности и низкой эффективности проведенных обработок приведены в таблице.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.