Выполнена сравнительная оценка изменения дебита нефтедобывающих скважин с учетом увеличения площади вскрытия продуктивной части разреза, а также восстановления проницаемости горных пород коллектора за счет их разгрузки при создании щелевых каналов методом ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации. Проанализированы различные направления ориентирования и интервалы размещения щелей с учетом обводнения отдельных пропластков и азимутального направления большей части невыработанных запасов по отдельным блокам рассматриваемой залежи. Для оценки эффективности разработки терригенных нефтенасыщенных коллекторов порового типа c применением ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации выполнены расчеты на полномасштабной геолого-гидродинамической модели одного из нефтяных месторождений Пермского края. В качестве объекта моделирования рассматривается визейский терригенный объект разработки. Моделирование проведения технологии ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации выполнено на трехмерной фильтрационной модели по 14 низкодебитным скважинам, находящейся в зоне с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов, а также с неравномерной выработкой запасов по разрезу. Разработана оптимальная схема размещения щелевых каналов по толщине продуктивной части разреза скважины. Селективно сформировано 24 щелевых канала с учетом интервалов повышенной нефтенасыщенности. Выполнена сравнительная оценка расчетного дебита скважин для кумулятивной перфорации рассматриваемого продуктивного объекта и разработанного метода щелевого вскрытия. По результатам моделирования получен прирост дебита нефти 2,25 т/сут в случае применения метода ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации дополнительная накопленная добыча за два года прогнозных расчетов по одной скважине составила 0,5 тыс.т.
Нефтегазодобывающие компании предъявляют все более высокие требования к качеству крепления обсадных колонн скважин, в том числе к процессу непосредственной закачки и продавки тампонажного раствора с учетом требований к высоте подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве, исключения вероятного ГРП, разрабатывая при этом гидравлическую программу цементирования. Необходимо предотвратить глубокое проникновение фильтрата тампонажного раствора в проницаемые пласты для исключения загрязнения продуктивных толщ. Выполнить одновременно все указанные требования без использования модифицирующих добавок невозможно, все чаще разрабатываются и применяются сложные цементные композиции. При этом необходимость корректировки рецептур тампонажных составов появляется практически для каждой конкретной скважины. С целью выбора и обоснования рецептур тампонажных составов, а также для оперативной корректировки с учетом требований проектных документов и геолого-технических условий цементирования обсадных колонн были разработаны математические модели основных технологических свойств тампонажных растворов для крепления эксплуатационных колонн скважин в условиях Пермского края. Выполнен анализ влияния поликарбоксилатного пластификатора (Пл) и понизителя фильтрации на основе гидроксиэтилцеллюлозы (Пф) на пластическую вязкость (В), растекаемость (Р) и фильтрацию (Ф) тампонажных растворов. Разработка математических моделей выполнена по данным более 90 измерений.
