В скв. 211 Осташковичского месторождения выполнили цементную заливку под давлением, в пласт задавили 1,2м3 цементного раствора, разбурили мост до 3176м, проперфорировали ГПП существующий интервал перфорации, установили СКВ. Дополнительная добыча составила 769 тонн нефти, окупаемость затрат – 87,8%. Скважина продолжает работать с эффектом. Работы окупятся в январе 2000г.
В скв.185 Ю-Осташковичского месторождения выполнили цементную заливку под давлением, при этом задавили в пласт 0,5-0,8м3 цементного раствора. Разбурили мост до гл.3302м, проперфорировали ГПП верхнюю часть существующего интервала перфорации, выполнили СКВ, СКО. Дополнительная добыча составила 167 тонн нефти, окупаемость затрат – 58,6%. Фактически с эффектом скважина отработала 149 дней, эффект периодический. Скважина эксплуатировалась после изоляционных работ с обводненностью 92-96%. Отсутствие гидроэкрана и малый объем закачанного цемента дают возможность говорить о низком качестве изоляционных работ.
В скв.15 Дубровского месторождения выполнили цементную заливку под давлением, при этом задавили в пласт 0,4м3 цементного раствора. Разбурили мост до гл.2939, проперфорировали ГПП нижнюю часть существующего интервала перфорации. Установили гидроэкран - 10м3 глинистой пасты на гипановой основе. Выполнили цементную заливку под давлением, с головой моста на гл.2931м, при этом задавили в пласт 0,4м3 цементного раствора, проперфорировали ГПП существующий интервал перфорации с дострелом 10м верхней части коллектора. Индикаторный метод не позволяет судить о качестве изоляционных работ, так как не удалось закачать весь объем индикатора (8% задавили в пласт), тем не менее вынос составил 11%. Обводненность продукции практически 100%. Качество изоляционных работ высокое, согласно анализа отдела разработки объект полностью выработан.
В скв.63 Малодушинского месторождения установили гидроэкран в объеме 20м3 лигнопола и 72м3 глинистой пасты на гипановой основе. Выполнили цементную заливку под давлением, с головой моста на гл.3578м, при этом задавили в пласт 2,1м3 цементного раствора. Разбурили цементный мост до гл.3591м, проперфорировали ГПП нижнюю часть существующего интервала перфорации, установили СКВ. Дополнительная добыча составила 1699 тонн нефти, окупаемость затрат – 197,6%.
В скв.44 Ю-Сосновского месторождения установили гидроэкран - 30м3 лигнопола, закачали 5м3 раствора индикатора, выполнили цементную заливку. Скважина поглотила 4,4м3 цементного раствора. Закачали 50м3 раствора лигнопола и 6м3 раствора хромпика, со второй попытки установили цементный мост с отметкой головы на гл.3435м, разбурили до гл.3505м, скважина поглощала, закачали 58м3 глинистой пасты с гипаном и 16м3 глинистой пасты с опилками. Выполнили цементную заливку под давлением с головой моста на гл.3459м. При этом задавили в пласт 0,4м3 цементного раствора. Разбурили мост до гл.3478м, проперфорировали ГПП среднюю часть существующего интервала перфорации, установили СКВ. Дополнительная добыча составила 1627 тонн нефти, окупаемость затрат- 159,7%. Скважина продолжает работать с высоким эффектом.
Скважины, где затраты превысили средние более чем на 50%, это скв.44 Ю-Сосновского и скв.15 Дубровского месторождения. По скв.44 Ю-Сосновского месторождения основных причин высоких затрат две: это большая продолжительность ремонта - 48 суток, при средней 20 - 30 суток и удаленность скважины - транспортные расходы и расходы тампонажного управления составили 49%, в то время как средние - 43%.
Обобщая все вышесказанное можно отметить, что все работы по отсечению с предварительной установкой гидроэкрана высокоэффективны, средняя окупаемость по ним 102,2%. Исключение скв.15 Дубровского месторождения, где причина неэффективности - выработка интервала перфорации. Те же работы, где выполнено отсечение обводнившихся интервалов чисто цементом, эффективны в тех случаях, когда удалось задавить в пласт не менее 1м3 цементного раствора.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.