ТЕХНОЛОГИЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА УСТРОЙСТВОМ УБФК 22х1250

АКТУАЛЬНОСТЬ РАЗРАБОТКИ

Данная инновационная технология вторичного вскрытия пласта устройством УБФК 22х1250 (микробуровая установка) разрабатывалась в целях обеспечения наиболее полного извлечения запасов нефти, исключающая нанесение ущерба недрам при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Качество вторичного вскрытия представляет собой определяющий фактор, который оказывает влияние на решение задач эксплуатационного, поискового и разведочного направлений.

Основная задача вторичного вскрытия пласта — создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта.

Учитывая, что эксплуатационная скважина, является дорогостоящим, капитальным гидротехническим сооружением, предназначенным для длительной эксплуатации, то применение принципиально нового оборудования для вторичного вскрытия пласта позволит избежать преждевременного обводнения скважин, разрушения целостности цементного камня, выхода из строя эксплуатационных колонн, финансовых затрат на проведение изоляционных работ.

Негативные воздействия на продуктивный пласт происходят уже на стадии строительства скважины. При первичном вскрытии пласта — бурением, при креплении ствола скважины – цементаже, и при вторичном вскрытии пласта – кумулятивной перфорацией, характеризующейся небольшими затратами средств и времени, но имеющая значительные недостатки: большое взрывное давление, высокую температуру и не контролируемое по глубине и диаметру проникновение в ПЗП.

Высокое давление вызывает импульсную деформацию обсадной колонны, и как следствие, разрушение цементного камня, что способствует возникновению заколонных перетоков.

Высокая температура оплавляет стенки перфорационного канала до состояния стекловидной корки, которая образует свою зону кольматации теперь уже вокруг перфорационного канала, что значительно снижает его фильтрационные характеристики. Продуктивность скважин снижается в несколько раз, а в ряде случаев их эксплуатация, становится экономически невыгодна. В результате ухудшения гидродинамических характеристик пласта, скважина вводится в эксплуатацию с дебитами, ниже планируемых и для достижения проектной добычи нефти, приходится бурить значительное число дополнительных скважин.

Не всегда глубина перфорационного канала превышает зону кольматации и зону проникновения фильтратов бурового и тампонажного растворов, где радиус зоны проникновения фильтратов больше радиуса зоны кольматации в 2-2,5 раза.

Таким образом, реальное состояние пористой среды в призабойной зоне может иметь очень сложную картину. Соответственно столь сложной будет и картина притока флюида в скважину.

ООО «ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА» предлагает инновационную технологию вторичного вскрытия пласта бурением протяженных фильтрационных каналов в продуктивном пласте длиной до 2000 мм и диаметром 22мм. в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм, при помощи устройства УБФК 22х1250 (микробуровая установка).

ОПИСАНИЕ

Устройство спускается в скважину на геофизическом кабеле после записи ГК.ЛМ.

За один спуск, используя встроенный мини буровой насос, комплект буровых втулок и породоразрушающий инструмент – фрезу, производится бурение эксплуатационной колонны, цементного камня и породы.

В результате создаётся канал длиной до 2000 мм и диаметром 22мм. с площадью фильтрации до 1385 см² для свободного поступления флюида в скважину.

После бурения колонна буровых втулок с фрезой остаётся в пласте, а устройство поднимается на устье для зарядки нового комплекта буровых втулок и фрезы.

Таким образом, продолжается бурение следующих каналов в данной скважине.

За счёт длины(до 2000мм.) протяжённых фильтрационных каналов предоставляется возможным включить в работу зону пласта свободную от кольматации, проникновения фильтратов бурового и тампонажного растворов, тем самым увеличить коэффициент извлечения нефти.

КОНКУРЕНТНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

Сравнительная схема вскрытия ПЗП

1. Исключение затрат на капитальный ремонт скважины по ликвидации заколонных перетоков на скважинах вышедших из бурения, и на скважинах действующего фонда, при приобщении в работу вышележащих пластов.
2. Вскрытие продуктивного пласта без нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве, сохранив его изолирующие свойства , исключающие заколонные перетоки.
3. Бурения канала в выбранной заказчиком точке пласта с наилучшими характеристиками по проницаемости и нефтенасыщенности согласно геофизическому заключению с точностью до 5 см.
4. Вскрытие пласта без необходимости последующей обработки призабойной зоны.
5. Увеличение дебита скважины по нефти.
6. Вскрытие пласта мощностью от 0,5 м и более.
7. Вскрытие пласта с ВНК.
8. Бурение канала с площадью фильтрации до 1385 см², строго под углом 90° относительно оси скважины, за счёт жёсткого соединения буровых втулок.
9. Вскрытие многоколонной конструкции, через техническую и эксплуатационную колонны.
10. Контроль длины пробуренного канала — прямым и косвенным (графическим) методами.

ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ

           Ранее проведенные работы показали высокую эффективность данной разработки – продуктивность скважин, где применена данная технология, значительно превышает аналогичные показатели по скважинам, законченным по стандартной технологии.

Успешный опыт данной технологии был получен на нефтяных месторождениях ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»; ТПП «Когалымнефтегаз»; АО «ТАТНЕФТЬ», малых нефтяных компаний. Всего – на 23 скважинах.

Наибольший экономический эффект, данный метод вторичного вскрытия пласта, принесёт на скважинах, вышедших из бурения и на скважинах действующего фонда при приобщении в работу вышележащих пластов.