Российский опыт на казахстанских скважинах

22 апреля в КМГ Инжиниринг состоялась встреча спикера Интеллектуального клуба с коллективом компании, посвященная вопросам изучения опыта комплексного подхода к технологиям качественного вскрытия продуктивных пластов и заканчивания горизонтальных скважин в слабосцементированных коллекторах с применением специальных технологических жидкостей (на примере пилотного куста месторождения Русское, ЯНАО, Россия)».

Докладчик Булда Юрий Анатольевич, эксперт Службы проектирования бурения и ремонта скважин Филиала «КазНИПИмунайгаз», поделился с участниками интеллектуального клуба особенностями и результатами уникального в своём роде эксперимента по разработке применения данной комплексной технологии.

Отметим, что Юрий Анатольевич имеет за плечами более 45-летний опыт работы в нефтяной сфере, в том числе на ряде отечественных и зарубежных компаниях.

В своем выступлении в качестве наглядного примера для полного раскрытия обсуждаемой проблематики он привел «Русское газонефтяное месторождение», расположенное в арктической зоне, на востоке Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

— Данное месторождение обладает довольно сложным тектоническим строением, а его запасы считаются трудноизвлекаемыми. Основной продуктивный пласт залегает на глубине до 900 м. Коллектор имеет высокую проницаемость при большой зональной неоднородности. Нефть высоковязкая, — такую краткую характеристику озвучил Ю.Булда в своем выступлении.

Эксперт подчеркнул, что в существующих условиях породы-коллектора и насыщающей его нефти избежать разрушения в призабойной зоне невозможно, а для минимизации степени и скорости разрушения необходимо свести к разумному минимуму депрессию на пласт при обеспечении достаточных добывных возможностей скважин.

Одним из вариантов решения данной проблемы стало строительство горизонтальных добывающих скважин с большой длиной горизонтального участка при обеспечении чистоты призабойной зоны пласта (ПЗП) от загрязнений, неизбежно привносимых в пласт извне при бурении и заканчивании скважины.

— Большая длина ствола позволяет иметь большую площадь фильтрации нефти в скважину и, следовательно, больший дебит нефти, а чистая ПЗП обеспечивает снижение гидравлических фильтрационных потерь и тем самым позволяет снизить депрессию на пласт, по крайней мере, на начальном этапе эксплуатации скважины, — считает спикер

Углубившись в вопросы технологического комплекса закачивания скважины, Ю.Булда, в первую очередь рассказал о действующих методиках, таких как:

— оптимизированный по технологическим и экономическим показателям состав бурового раствора, обеспечивающий высокую степень сохранения проницаемости породы-коллектора;

Далее, использование новых систем заканчивания с фильтрами MeshRite, обеспечивающими, с одной стороны, сдерживание крупной фракции, не выносимой на поверхность потоком скважинной продукции и оседающей в горизонтальном стволе, а с другой стороны — пропуск мелкодисперсной фракции, выносимой в процессе эксплуатации;

применение набухающих пакеров в составе систем заканчивания;

Кроме того, специалисты применяют оборудование, позволяющее осуществлять промывку в процессе спуска фильтров, так называемая («труба в трубе»), а также в случае необходимости вращать хвостовик.

Представитель КазНИПИмунайгаз привел еще несколько актуальных примеров решения проблемы на вышеуказанном месторождении, среди которых упомянул специальные жидкости для спуска хвостовиков-фильтров и жидкости для очистки ПЗП в процессе заканчивания.

— С применением вышеописанных разработок компании Baker Hughes, а также вариантных компоновок оснащения хвостовиков-фильтров, предложенных компанией Schlumberger, на пилотном кусте № 7 Русского месторождения были пробурены и закончены введены в эксплуатацию 4 горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка ± 1000 м.

По информации Юрия Булды, проект оказался более чем успешным. Выполненный комплекс работ в совокупности со стадийным выводом скважин на режим привёл к увеличению продуктивности скважин в 2 раза по сравнению с продуктивностью скважин, пробуренных в аналогичных геологических условиях в 2007–2008 гг.

— По результатам 20 месяцев непрерывной эксплуатации продуктивность стабилизировалась на уровне 46 м3 и превысила плановый показатель более чем в 1,5 раза. Несмотря на значительный период эксплуатации и высокие уровни добычи, вынос механических примесей по скважинам колеблется в пределах 100–200 мг/л.

— Полученный опыт оказался бесценным и впоследствии применялся на более крупных месторождениях. Я считаю, что данный опыт нам нужно изучать и внедрять в Казахстане, на наших месторождениях, имеющих такие же не слабоцементированные коллекторы. Это и Эмбинские месторождения, Каражанбас в Мангистау, нужно попытаться использовать данные наработки и у нас, — выразил уверенность эксперт, завершая свое выступление.

Поделиться сообщением: