Горизонтальная газонагнетательная скважина, пробуренная в пласте песчаника с использованием карбонатно-полимерного раствора. Эффективное удаление раствора было критически важно для достижения необходимого уровня нагнетания. После обработки скважины окислителем и соединением ArcasolveTM для расщепления полимеров, между уровнем нагнетания и давлением нагнетания была отмечена линейная связь, которая, в свою очередь, свидетельствовала о том, что скважина чиста. Уровень нагнетания газа достиг 15 млн. стандартных куб. футов/сутки по сравнению с намеченным значением в 10-20 15 млн. стандартных куб. футов/сутки, исходя из того, что последующие загрязнения отсутствуют. Главный инженер по заканчиванию скважин на участке отметил: «Я считаю, что достигнутые на этой скважине результаты являются безусловным техническим успехом».
Программа бурения предусматривала использование карбонатных/полимерных осадков для бурения 6-дюймовых (15,2 см) горизонтальных скважин с открытым забоем протяженностью около 2000 футов (609,6 м). Используемые методы обработки были эффективны лишь частично, поскольку нетронутыми оставались вязкостные полимерные водяные пробки и карбонатные частицы, находящиеся в фильтрационной корке. Скважины необходимо было свабировать в течение как минимум 10 дней и только после этого можно было устанавливать забойные насосы и начинать эксплуатацию. Было принято решение об изменении способа очистки загрязнений и начале использования окислителя и соединения ArcasolveTM, вызывающего распад полимеров; сразу же после обработки жидкость стала чистой, а полимерные остатки были удалены. Не пришлось прибегать к свабированию, забойные насосы были установлены сразу же после бурения, а эксплуатация начата еще до того, как использованный состав для обработки приствольной зоны ArcasolveTM был откачан забойным насосом. После испытания трех первых скважин раствор ArcasolveTM был использован на всех остальных скважинах в ходе программы бурения данного участка (в сумме 40 скважин).
Горизонтальная скважина пробурена с применением карбонат/полимерного раствора в слабоуплотненном пласте песчаника; в таком случае использование обычного окислителя может привести к разрушению пласта. После бурения скважины и циркуляции жидкого осадка из ствола с минерализированной водой по насосу был подан окислитель и соединение ArcasolveTM, вызывающее распад полимеров. Состав был размещен в пласте от начала до вершины скважины через бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны, поскольку бурильная колонна была извлечена из скважины. По истечении некоторого времени присутствия состава в скважине последняя была введена в эксплуатацию, а данные о давлении на скважинных измерительных приборах и данные по производительности были использованы для расчетов по системе Производственной информации PI 223; показатели в 10 раз превысили уровень производительности вертикальных скважин на том же участке.
Горизонтальная скважина была пробурена с образованием фильтрационного осадка бурового раствора на нефтяной основе и окислена с использованием хлористоводородной кислоты через койлтюбинг вскоре после того, как за 9 лет до начала использования Arcasolve™ была начата добыча. Общая длина необсаженной колонны в продуктивной зоне составляла 2306 футам (620, 6 м); произведенные после обработки хлористоводородной кислотой каротажные исследования показали, что добыча осуществлялась из 4 отдельных зон, от середины до подошвы скважины с необсаженным стволом, что составляло лишь 150 футов (45, 7 м) скважины, или около 7% от длины скважины с необсаженным стволом. С момента начала добычи было установлено значение минимального перепада давления в пласте, добывался лишь небольшой процент нефти. Скважина обрабатывалась путем закачивания состава Arcasolve™ в пласт под давлением, поскольку койлтюбинг не представлялся возможным. Добыча увеличилась с приблизительно 150 баррелей в сутки (до использования Arcasolve™), до 800 баррелей (максимальный уровень), после чего в течение нескольких недель средний уровень установился на отметке 500 баррелей нефти в сутки. После шести месяцев использования Arcasolve™ объем добычи все еще превышал 300 баррелей в сутки. Было принято решение об использовании Arcasolve на всех оставшихся скважинах участка, при этом были достигнуты такие же результаты.
В данном случае обработка производилась на нефтедобывающей скважине, пробуренной с использованием полимерного раствора на водной основе, с заканчиванием скважины гравийной набивкой, включая клапан для изоляции пластов над заканчиванием. Через колонну для обработки в перфорированные трубки в нижнем заканчивании был введен состав Arcasolve™, поскольку колонна простиралась от подошвы до вершины скважины. Нижнее заканчивание было изолировано при помощи клапана для изоляции пластов, поскольку была установлена колонна, а состав Arcasolve™ был погружен еще до введения скважины в эксплуатацию. Скважина была введена в эксплуатацию по графику, запланированному владельцем участка, начальный уровень добычи составил несколько тысяч баррелей в сутки, а примененная техника очистки осадка также была утверждена для использования на шельфе крупнейшей южно-американской государственной нефтяной компанией, которая на тот момент занималась бурением новых скважин с плановым гравийным заканчиванием.
В пластовом флюиде без твердых частиц и гравийном пакере были установлены песчаные фильтры, а также использовался хлорид натрия без твердых частиц и минерализированная вода с формиатом натрия и моноэтиленгликолем, способствующим предотвращению гидратообразования. Химические соединения ArcasolveTM, вызывающие распад, были введены в жидкость-носитель гравийной набивки, благодаря чему достигается быстрый контакт между составом для распада и фильтрационной коркой. Химреагенты ArcasolveTM, вызывающие распад, вводились в рецептуру с особой осторожностью во избежание несвоевременного распада фильтрационной корки в ходе гравийной набивки.
В первых же скважинах были получены превосходные результаты. Показатели P/I (индекс прибыльности) превзошли все ожидания компаний-владельцев, а единственным ограничителем объема добычи стала мощность подводного оборудования.
Похожие технические процедуры по удалению осадков ArcasolveTM были произведены на новых скважинах этого крупнейшего проекта морской разработки.
Чтобы узнать больше о продукции или технологических процессах Cleansorb и возможностях их применения на Ваших скважинах:
Буровые растворы с содержанием частично гидролизованного полиакриламида доказали свою эффективность при бурении пластов, содержащих глинистые породы.
Our Awards: