3.3. Осложнения при эксплуатации бс и бгс и методы борьбы с ними.

Опыт эксплуатации боковых горизонтальных стволов на залежи №1 в НГДУ «Лениногорскнефть» выявил ряд осложнений различного характера происхождения. Все их можно разделить на две группы

а) осложнения вызванные геологическим строением продуктивного пласта;

б) осложнения технического характера, возникающие в результате ошибок при проектировании скважин.

К осложнениям первой группы относится наличие вертикальных трещин и трещиноватых зон, обеспечивающих гидродинамическую связь нефтяного продуктивного пласта с нижележащими высоконапорными водоносными пластами. В процессе эксплуатации скважины вода подтягивается по этим трещинам в горизонтальный ствол, собирается в самом низком участке ствола и постепенно заполняет весь горизонтальный участок. Если насосная установка не успевает отбирать воду, то скважина обводняется на 100%. Если поставить насос с более высокой производительностью, то можно спровоцировать еще большее поступление воды в горизонтальный ствол.

К объектам с осложнениями техногенного характера следует отнести:

а) с точки зрения эффективности работы насоса в боковых горизонтальных скважинах - нисходящий профиль ствола, при таком профиле хвостовик насоса имеет максимальную длину, а следовательно, получаем заниженный коэффициент подачи насоса;

б) скважины, имеющие диаметр горизонтального участка ствола больше диаметра вертикального;

в) скважины, в которых невозможно извлечь перфорированный хвостовик из горизонтального участка.

Из вышеизложенного следует, что в случаях обводнения продукции или поглощения скважинной жидкости, подобные конструкции боковых горизонтальных стволов не только осложняют процесс добычи нефти, но и практически делают его невозможным.

Проблема изоляции водопроявляющих и поглощающих зон обусловлена все тем же горизонтальным расположением ствола, в котором нельзя использовать твердеющие изоляционные материалы.

В институте ТатНИПИнефть разработана и запатентована технология изоляции притока воды в горизонтальном стволе (рисунок2), которая применяется на залежи №1 в НГДУ «Лениногорскнефть». Принцип действия данной технологии заключается в следующем:

- колонна НКТ спускается до забоя, и скважинная жидкость заменяется на высоковязкую гидрофобную систему;

- затем башмак НКТ перемещается в удаленный интервал зоны водопритока;

- в колонну НКТ закачивается и продавливается в затрубье до ближнего интервала водопритока вязкая гидрофобная жидкость;

	а) башмак НКТ устанавливается в интервале зоны водопритока.
	б) закачка на забой и продавка в интервал водопритока вязкой гидрофобной жидкости

в) спуск и установка в интервале водопритока
металлической трубы (профильного перекрывателя)

Рисунок 2. Схемы технологии изоляции водопритока в БГС

- закрывается задвижка на затрубье, и эта вязкая гидрофобная жидкость продавливается в пласт в зону водопритока в объеме 100 - 150 м³;

- затем колонна НКТ поднимается, а в скважину спускается и устанавливается в зоне водопритока стальная гофрированная труба, которая под давлением воды расправляется, приобретает форму ствола скважины и плотно прикатывается к ее стенкам. Эта металлическая оболочка препятствует выходу в ствол гидрофобной оторочки и воды .

По такой технологии были выполнены изоляционные работы на ряде скважин.

Однако практика показала, что данная технология применима только на нисходящих горизонтальных стволах с зенитным углом не более 70⁰.