Анализ эффективности водоизоляционных работ в НГДУ “Речицанефть”, страница 23

Работы проводились по двум основным технологическим схемам.

По первой технологической схеме цементным мостом перекрывалась часть интервала перфорации (в одном случае с предварительной установкой гидроэкрана), разбуривание до определенной глубины и перевскрытие существующего интервала перфорации.

По второй технологической схеме цементным мостом перекрывался весь интервал перфорации (в трех случаях с предварительной установкой гидроэкрана), разбуривание до определенной глубины и повторное вскрытие существующего интервала перфорации.

По первой схеме проведены две скважино-операции (в одной с установкой гидроэкрана). Средние затраты на 1 скважино-операцию составили 6760,178 млн. рублей. Увеличение стоимости работ в связи с установкой гидроэкрана составило 1,6% от средних затрат. В то время, как дополнительные затраты на транспорт в связи с удаленностью скважины - 20,1% от средних, средняя окупаемость - 110,5%, причем, в случае установления гидроэкрана - 158%, чисто цементные - 57%.

По второй схеме проведено 7 скважино-операций (в трех случаях с предварительной установкой гидроэкрана). Средние затраты на 1 скв-операцию-10731,112 млн. рублей, средние затраты на химреагенты - 5,06%. Дополнительные затраты на эти работы составили 1,5% от общих затрат. Средняя окупаемость – 83,9%, в том числе по скважинам с установкой гидроэкрана - 112,7%.

1 технологическая схема

В скв. 103 Осташковичского месторождения выполнили цементную заливку под давлением, в пласт задавили 0,5-1,0м³ цементного раствора, при повторном подходе бригады КРС разбурили до 2607м, проперфорировали ГПП верхний существующий интервал перфорации, выполнили СКО. Фактически с эффектом скважина отработала 256 дней, в том числе с максимальным дебитом нефти 15 дней. Окупаемость затрат – 329,3%

В скв.135 Ю-Сосновского месторождения проведены работы по разбуриванию цементного моста до гл. 3470м, установке гидроэкрана и отсечению обводнившегося интервала перфорации. Работы эффективны, дополнительная добыча составила 1410 тонн нефти, приросте дебита нефти за период эффекта - 10,12т/сут. в процессе ремонта скважина поглощала, поэтому был закачан большой объем тампонирующего материала - 88м³ глинистого раствора на гипановой основе, окупаемость затрат-158,4%.

2 технологическая схема

В скв.125 Ю-Сосновского месторождения углубили забой до гл.3491м, установили СКВ, выполнили цементную заливку под давлением, при этом задавили в пласт 6,2м³ цементного раствора. Разбурили мост до гл.3481м, проперфорировали ГПП среднюю часть существующего интервала перфорации. Дополнительная добыча составила 809 тонн нефти, окупаемость затрат – 162,2%. В связи с низким динамическим уровнем отборы жидкости ограничены.