Але у разі розташування горизонтальної частини пласта в безпосередній близькості від ГНК або помилку в проводці стовбура по пласту можливий прорив газу в свердловину, що призводить до збільшення газового фактора свердловин і середньодобового дебіту свердловин по газу і необхідності їх подальшого виключення або обмеження.
У свердловинах №179-018 і 179-029 Талаканського родовища, запущених в 2004 і 2007 рр., зазначалося підвищений вміст газу в продукції. Відсутність надійних геофізичних методів контролю за розробкою в горизонтальних свердловинах не дозволяло визначити місця надходження газу в свердловину.
У березні 2009 р Сургутское УПНП і ВРХ початок роботи з капітального ремонту свердловин з установками «безперервна труба» на Талаканському нафтогазоконденсатному родовищі. Застосування «безперервної труби» з запасованним всередину геофізичним кабелем дозволило провести комплекс геофізичних досліджень з визначення положення газонафтового контакту і газових перетоків в свердловинах.
Рис. 2.2 Геолого-технічна характеристика свердловини №179-018 Талаканського родовища
Рис. 2.3. Геолого-технічна характеристика свердловини №179-029 Талаканського родовища
Рис. 2.4. Геологічний розріз продуктивних відкладень по свердловинах Західно-Талаканському, Талаканському, Східно-Талаканському площ
За результатами інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень встановлено, що в свердловині №179-018 відзначається приплив газу з забою пілотного стовбура з виходом в основний стовбур через вікно врізки на глибині 1 318 м. У свердловині №179-029 відзначається надходження газу в інтервалі +1267- 1319 м.
На підставі матеріалів інтерпретації геофізичних досліджень було прийнято рішення про відключення частини пілотного стовбура свердловини №179-018 в інтервалі 1350 - 1450 м і відключенні частини стовбура в свердловині №179-029 в інтервалі 1 267 - 1 319 м.
Роботи з ізоляції водопритоків і заколонних водоперетоков в обсаджених і обладнаних фільтрами горизонтальних свердловинах і бічних горизонтальних стовбурах проводяться у ВАТ «Сургутнафтогаз» з 1997 р.
Фахівцями Сургутського управління по підвищенню нафтовіддачі пластів і капітального ремонту свердловин (СУПНП і ВРХ) була розроблена і впроваджена технологія ремонтно-ізоляційних робіт з установкою «безперервна труба» і застосуванням блокуючих гелів з заданим часом загеліванія і деструкції.
Досвід робіт з ізоляції газопрітоков в необсаженной стовбурах горизонтальних свердловин, як і відповідних до даної ситуації технологій, у фахівців СУПНП і ВРХ відсутні. Проте було прийнято рішення про проведення комплексу робіт, спрямованих на обмеження газопрітоков в свердловинах №179-018 і №179-029.
Проаналізувавши матеріали геофізичних і гідродинамічних досліджень, детально розглянувши конструкцію свердловин, особливо горизонтальної частини основних і пілотного стовбурів, були розроблені технології ремонтно-ізоляційних робіт з відключення газопрітоков в свердловинах №179-018 і №179-029.
Рис. 2.5 Схема горизонтальної видобувної свердловини на Осинський горизонт Талаканського родовища
У свердловині №179-018 планувалося відключення пілотного стовбура установкою відсікаючого цементного моста в інтервалі тисяча триста п'ятьдесят - 1450 м. При прийомистості пласта понад 200 м3/сут планувалося насичення інтервалу установки моста в'язко-пружним складом на основі поліакриламіду. Щоб уникнути розшарування цементного моста всі роботи при установці моста мали виконуватися з протитиском.
Найбільш складною операцією при проведенні РІР виявився вхід гнучкої труби в пілотний стовбур. Після п'яти безуспішних спроб входу в пілотний стовбур було прийнято рішення використовувати шарнір-отклонітелямі, використовуваний при проведенні геофізичних досліджень гнучкою трубою з геофізичним кабелем. За допомогою отклонітеля гнучка труба була допущена до забою пив?? тного стовбура - 1472 м. Після промивання свердловини нафтою труба піднята до глибини 1450 м.
Була проведена установка цементного моста закачуванням цементного розчину з одночасним підйомом «безперервної труби» в інтервалі 1450 - 1340 м. При постійному русі гнучкої труби в інтервалі 1340 - 1350 м в пласт продавлено 1 м3 цементного розчину. З протитиском в 5,0 МПа гнучка труба піднята з свердловини. Свердловина залишена на ОЗЦ під тиском 5,0 МПа (з контролем затвердіння проб).
Рис. 2.6. Профілі проводки свердловин №№179-018 і 179-029 Талаканського нафтогазоконденсатного родовища
Після ОЗЦ в свердловину була спущена «безперервна труба» до забою основного стовбура і свердловина промита нафтою. Геофізичні дослідження, проведені із застосуванням «безперервної труби» з геофізичним кабелем, показали відсутність газу у продукції.
Поставлена ??задача по відключенню газопрітока виконана.
...
