Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах

Диссертация: Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На основании анализа и обобщения теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта установлены основные факторы, определяющие степень восстановления нефтепроницаемости после воздействия на породы водных фильтратов полимерных растворов… Читать ещё >

Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬ> СТВА СКВАЖИН И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИХ — ЗАКАНЧИВАНИЯ НА СОВРЕМЕННОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТ
  • Y КИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА
    • 1. 1. Геологическая характеристика месторождения
    • 1. 2. Анализ состояния проблемы заканчивалия скважин
    • 1. 3. Методы снижения отрицательного воздействия цементных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов
  • 2. ЛАБОРАТОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НА КЕРНАХ С ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ПЕРВИЧНОМ ВСКРЫТИИ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
    • 2. 1. Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях
    • 2. 2. Методика проведения экспериментальных исследований
    • 2. 3. Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов

    2.3.1 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной, основе с добавлением полиакриламида без сшивки. f 2.3.2 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной С основе с добавлением сшитого полиакриламида.

    2.3.3 Результаты лабораторного моделирования на кернах и анализ влияния на нефтепроницаемость бурового раствора на водной основе с добавлением полисахаридов (крахмала).

    3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЩИТНОГО ЭКРАНА В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

    3.1 Разработка защитного экрана с применением тампонажных материалов.

    3.1.1 Подбор компонентного состава и разработка рецептуры смеси для получения защитного экрана.

    3.1.2 Разработка технологии формирования защитного экрана с применением тампонажной смеси.

    3.2 Разработка технологии и технических средств для защиты продуктивного интервала от воздействия цементного и бурового раствора.

    3.2.1 Разработка технологии защиты продуктивных пластов от загрязнений при строительстве скважин.

    3.2.2 Расчет усилия прижатия обечайки кассетного перекрывателя к стенке скважины.

    4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ.

    4.1 Анализ эффективности применения различных типов буровых растворов при вскрытии башкирского яруса на Дачном месторождении.

    4.2 Опытно-промышленные работы по формированию защитного экрана в интервале продуктивных пород.

    4.3 Промышленные испытания перекрывателя кассетного гидравлического — ПКГ-2/215,9.

    4.4 Экономическая оценка разработанных мероприятий.

Для современного этапа разработки крупных нефтяных месторождений нефтедобывающей отрасли характерна устойчивая тенденция снижения дебитов новых скважин, рост обводняющейся продукции, увеличение объемов бурения на малопродуктивные, неоднородные карбонатные коллектора среднего и нижнего карбона. При этом дебеты скважин, выходящих из бурения, законченных с применением традиционных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов и технологии их разобщения с подъемом цемента до устья, зачастую оказываются нерентабельными или находятся на пределе рентабельности.

Проблема сохранения естественной проницаемости горных пород, слагающих призабойную зону, при первичном вскрытии продуктивных отложений карбонатного и терригенного типа в одной скважине является весьма сложной и трудоемкой задачей.

При строительстве скважин происходит существенное нарушение равновесного состояния околоскважинного пространства под воздействием буровых и тампонажных растворов, приводящее к физической закупорке поровых и трещинных каналов твердой фазой, проникновению фильтратов, развитию процессов инверсии смачиваемости нефтепроводящих путей, значительно снижающие их естественную фазовую проницаемость по нефти.

Разобщение пластов, особенно когда его проводят в один этап с подъемом цемента до устья, приводит к раскрытию микротрещин в призабоной зоне пласта и их цементированию.

От того, на сколько качественно выполнены этапы первичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с небольшими балансовыми и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Наименее изученным до настоящего времени оставался вопрос создания единой концепции заканчивания скважин в продуктивных отложениях терригенного и карбонатного типа в одной скважине, охватывающий основные технологические процессы вскрытия и разобщения пластов.

В связи с этим, особо актуальное значение приобретают вопросы оптимизации и повышения эффективности этапа заканчивания скважин, а также поиск и разработка малозатратных способов защиты продуктивных интервалов от цементного воздействия при цементировании эксплуатационных колонн.

Цель работы. Повышение эффективности и качества заканчивания нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Татнефть» и малых нефтяных компаний (МНК) путем разработки и внедрения техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивном интервале при строительстве скважин.

Основные задачи работы.

1. Анализ современных теоретических представлений и экспериментальных исследований о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта (ПЗП).

2. Исследование влияния состава и свойств полимерных буровых растворов на качество вскрытия терригенных и карбонатных пластов.

3. Разработка техники и технологии формирования защитных экранов в продуктивных пластах с целью предупреждения загрязнения ПЗП тампонажными растворами при креплении скважин.

4. Разработка составов тампонажных растворов для формирования защитных экранов в интервале продуктивных пластов.

5. Разработка методики оценки влияния составов и свойств защитных экранов на коллекторские свойства ПЗП.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технических средств и технологий в условиях Дачного месторождения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основании анализа и обобщения теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта установлены основные факторы, определяющие степень восстановления нефтепроницаемости после воздействия на породы водных фильтратов полимерных растворов.

2. Установлено, что для стабилизации значений нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности достаточно профильтровать 15 эффективных поровых объемов нефти независимо от проницаемости исследуемых пород-коллекторов. Для гарантированной стабилизации значений нефтепроницаемости после обработки кернов фильтратами (независимо от проницаемости) требуется профильтровать на скорости 1 м/сут не менее 25 эффективных поровых объемов нефти.

3. Установлена степень кольматации терригенных образцов пород высокой, средней и низкой проницаемости фильтратами различных составов и свойств полимерных буровых растворов. Наименьшей степенью кольматации обладает раствор с пол и акр ил амидом без сшивки (№ 1) по сравнению с растворами со сшитым полиакриламидом (№ 2) и крахмальным (№ 3).

4. Разработана технология формирования надежной и непроницаемой оболочки в интервале продуктивного пласта путем установки герметизирующей оболочки из цементного камня с химически-активными добавками в предварительно расширенном интервале ствола скважины, защищающей ПЗП от загрязняющего воздействия бурового и цементного раствора при дальнейшем углублении скважины и креплении эксплуатационной колонны.

5. Разработан кассетный перекрыватель, теоретическими и экспериментальными исследованиями определены его геометрические параметры в сочетании с плоскими пружинами, обеспечивающие герметичность и устойчивость перекрывателя к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважин, ч 6. Определены области эффективного использования полимермеловых и полимерных буровых растворов в условиях месторождений ОАО «Татнефть» — низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2.

7. Установлен численный критерий оценки качества вскрытия низкопродуктивных пластов с применением полимерных буровых растворов — величина дебита нефти на метр толщины пласта. Показано, что при качественном вскрытии низкопродуктивных пластов величина дебита нефти на метр толщины пласта для полимерных и полимер-меловых растворов составляет 0,4 и 0,5 м3/сут*м, соответственно.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Kiota F.A., Krneger R.F., Rye D.S. Effect of performation damage on well productivity. // J. Petrol, Technol. 1974. — XI. — Vol.26. — № 11. — P.p. 13 041 314.
  2. H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. // Дисс.: канд. техн. наук. — М.:ВНИИБТ. -1988, — 154 с.
  3. Е.П. Состояние и пути повышения эффективности заканчивания скважин. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1985 № 9, — С. 19−22.
  4. В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988.
  5. ПР., Смирнов Н. Т. и др. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. // Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М. гВНИИОЭНГ, 1990, С. 40.
  6. Р.Н., Иктисанов В. А., Залитова К. С. и др. О методах исследований по оценке потенциальной продуктивности скважин. // НТЖ Самара: Интервал, 2002. № 11. С.18−23.
  7. В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. // М.: ВНИИОЭНГ, 2 001 209 с.
  8. Г. Г., Савченко В. В. и др. Влияния качества сооружения, состояния и числа эксплуатационных скважин на газоотдачу продуктивных горизонтов. // ОИ, сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, вып. 10. М.: ВНИИЭгазпром, 1989,36 с.
  9. Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М.:ВНИИОЭНГ, 1981, С. 32−35.
  10. Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах.- М.: Недра, 1985, 199 с.
  11. B.C. Переходные процессы при первичном вскрытии и их влияние на освоение скважин. // НТЖ «Бурение» спец. предложение к журналу «Нефть и Капитал». Ноябрь 2001, № 2, С. 11−14.
  12. А.Е., Турниер В. Н. Фильтрация пены и газа в насыщенной пеной пористой среде. В кн. Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков.- М.: Недра, 1972, 79−82 с.
  13. С.А., Пеньков А. И., Куксов А. К. и др. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Нефтяное хозяйство. 2000. № 2, — С.16−22.
  14. В.Д. Разработка технологий вскрытия продуктивных пластов сложнопостроенных залежей, обеспечивающих сохранение их фильтрационно-емкостных свойств. Автореферат дис. к.т.н.: 25.00.15. -Тюмень, 2003,24 с.
  15. А.И., Пеньков А. И. и др. Справочник по промывке скважин. // М.: Недра, 1984.
  16. ГЛ., Иванников В. И., Липкес М. И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. // М.: Недра, 1985. 160 с.
  17. В.Н. Оптимизация рецептуры ингибирующего ч хлоркалиевого бурового раствора. // НТЖ. Строительство нефтяных игазовых скважин на суше и на море. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2002 № 3, -С. 18−24.
  18. В.П., Студенский М. Н. Разупрочнение стенок скважин в глиносодержащих породах. Казань, «Фэн», 2001.180 с.
  19. Ammerer Worman Н., Hashemi Rera Completion Fluids Drilling. 1983. -vol.44-№ 8.
  20. Corlev W.T., Patlon Gohn T. Clear Fluids they are not always not-damaging.// Word Oil. 1984.-XI. — vol. 199. — № 6. — pp. 66−69.
  21. В.Л. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979,239 с.
  22. К.Ф. Буровые промывочные жидкости.- М.: Недра, 1967,280 с.
  23. Дж.Р., Дарли Г. С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ.- М.: Недра, 1985.
  24. А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976, с. 34.
  25. Новые технологии: Вскрытие продуктивного пласта на депрессии. // ООО «Лукойл-Бурение», 2000.
  26. В.П., Белей И. В., Карлов Р. Г. и др. О влиянии технологии вскрытия продуктивных пластов бурением на их эксплуатационные качества. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ. 1993 № 9−10, С. 1−7.
  27. В.П., Межлумов А. О. и др. Вскрытие нефтеносных горизонтов с очисткой забоя воздухом. // Бурение: реф. научн.-техн. сб. М.:ВНИИОЭНГ, 1996 № 8, С. 13−15.
  28. Kruger R.F. An overviene of formation demage and well productivity in oilfield operations.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 2, p. 131−152.
  29. King G.E., Anderson A.R., Bigham M.D. A Field stady of anderbalance pressures nessary to obtain clean peforations using tubingconveyed perforating.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 7, p. 662 664.
  30. В.И., Шурыгин M.H. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования на их относительную продуктивность. И НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999 № 7−8, С.-44−46.
  31. Р.С. Влияние глинистого раствора и конструкции забоев на продуктивность газовых скважин. // НТС. Газовое дело. — М.: ВНИИОЭНГ. 1969 № 10, С.7−9.
  32. В.В., Татауров В. Г. Снижение отрицательного воздействия тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов. // НТЖ. Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2001 № 4,-С. 34−38.
  33. OA., Саркисов Н. М., Александров В. Б., Жетлухин Ю. Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1984 № 12, — С.42−44.
  34. О.Б., Медведев Н.Я.,. Бабец М. Л и др. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири. // НТЖ. Техника и технология бурения скважин. Отечественный опыт. 1988 № 2, — С. 15−17.
  35. А.Е., Куксов А. К., Лебедев О. А. и др. К вопросу о влиянии процесса цементирования на продуктивность скважин. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2001 № 5−6, — С. 27−29.
  36. Р.Ш., Афридонов И. Ф., Асфандияров Р. Т. и др. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: АО «Нефтяное хозяйство». 1996 № 6, — С. 10−13.
  37. Р.Ш., Галлямов И. М. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1986 № 7, — С.38−41.
  38. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.:Недра, 1990. 409 с.
  39. В.Ф., Кабанов С. И. и др. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: «ВНИИОЭНГ». 2002 № 7−8, С. 40−43.
  40. Д.В., Первушин Г. Н., Беляев К. В. Облегченные тампонажные материалы. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: «ВНИИОЭНГ». 2002 № 11, — С. 21−23.
  41. Э.В., Крылов В. И., Сидоров Н.А Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин. // Обзорная информация. Сер. Бурение, вып. 16. М.:ВНИИОЭНГ, 1981, С. 32−35.
  42. М.Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. //НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1984 № 6, — С.7−10.
  43. В.Г. Исследование и разработка технико-технологических мероприятий по обеспечению надежности разобщения проницаемыхч пластов (на примере Пермского Прикамья). Автореферат дис. к.т.н.:0515.10. Тюмень, 1997,29 с.
  44. О.В. Разработка и исследование рецептур безглинистых буровых растворов на основе полисахаридов для вскрытия продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья). Автореферат дис. к.т.н.: 05.15.10 Тюмень, 1997,26 с,
  45. В.Н., Ишкаев Р. К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. // Уфа: «ТАУ», 1999. 408 с.
  46. В.Н., Мавлютов М. Р. Технология вскрытия продуктивных отложений с кольматацией ствола струями глинистого раствора. // Тезисы докл. Всесоюзной конф. «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». Ивано-Франковск, 1982. — С.72−73.
  47. Р.Т., Клявин Р. М. Метод струйной обработки стенок при бурении и заканчивании скважин. // Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть. -Уфа, 1987. Вып. 76,146 с.
  48. А.С. № 1 732 715, кл. Е21 В 21/00, 1987. Способ кольматации стенок. скважины. // Шамов Н. А., Кузнецов Ю. С., Муфазалов Р.Ш.
  49. Ю.С., Овчинников В. П., Катков А. П. Вибрационнаятехнология вскрытия продуктивных горизонтов нефтяных скважин. // Тезисы докл. второй Всесоюзной конф. «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». Ивано-Франковск, 1988. — С.36−37.
  50. Р.Ю. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин многопластовых залежей открытым забоем. Автореферат дис. к.т.н.: 25.00.15. Тюмень, 2002,27 с. J
  51. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С. 20−31. — (Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт- Вып. 1).
  52. Буровые растворы для горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С. 23−32. — (Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт- Вып. 8−9).
  53. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть». РД 39−147 585−201−00. Бугульма, 2000. 155 с.
  54. Патент № 1 750 281, кл. Е21 В 21/00. Устройство для кольматации стенки скважины в процессе бурения. // Катеев И. С. и др.
  55. А.С. № 911 015, кл. Е21 В 33/13. Способ заканчивания скважин. // Абдрахманов Г. С. и др.
  56. Р.Г., Ишкаев Р. К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень, «Вектор Бук». 1998, 212 с.
  57. Р.Ш., Шахмаев З. М., Афридонов Р. Т. Технология крепления эксплуатационных колонн, исключающая проникновение тампонажного раствора в продуктивный пласт. Тр. БашНИПИнефть, вып. 82, 1990. С. 35−42.
  58. Р.Ш., Афридонов Р. Т., Латыпов Р. А. и др. Крепление эксплуатационных колонн с применением новых технических средств и технологий. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: АО «Нефтяное хозяйство». 1996 № 2, — С.59−63.
  59. Р.Р., Мусин К. М., Львова И. В. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта, применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов // Сборник трудов ГУУП НИИНЕФТЕОТДАЧА. Академия наук
  60. Республики Башкортостан. Выпуск № 4, 2003 г. Издательство1. Монография".
  61. Н.Г., Сидоров Л. С., Хузин Р. Р. и др. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Ежемесячный НТ и ПЖ. Москва: Нефтяное хозяйство, 2000. № 12. С. 45.
  62. Сборник инструкций, РД и регламентов по технологии вскрытия продуктивных горизонтов терригенных и карбонатных отложений на месторождениях АО «Татнефть». РД 39−147 585−200−00. // Бугульма, ТатНИПИнефть, 1999.
  63. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД 39−147 585 232.01. // Бугульма, ТатНИПИнефть, 2001.
  64. Р.Х. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения, том 1 //М.: Недра, 1995.
  65. Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. // Казань. 1996. 188 с.
  66. Н.И., Хузин P.P. Способ заканчивания строительства скважины // Заявление № 2 002 121 171/03(22 275) от 5.08.2002г.
  67. Н.И., Хузин Р. Р., Тахаутдинов Р. Ш. и др. Способ заканчивания скважин // Решение о выдачи патента на изобретение от 6.10.2003г. по заявке № 2 002 110 604/03(11 049) от 19.04.2002 г.
  68. Р.Р., Львова И. В., Бердников А. В. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин // НТЖ- Самара: Интервал, 2003. № 11. С. 74−78.
  69. Патент РФ № 2 061 837, Ми. E21B33/13, 1996 г. Способ заканчивания скважины. // Рылов Н. И. и др.
  70. А.С. № 578 433, МкдШШЗЗЛЗ, 1977 г. Устройство для селективной изоляции участков ствола скважины. // Зубов Ю. В. и др.
  71. P.P. Технология заканчивания скважин на «Дачном» месторождении // Ежемесячный специализированный журнал. -Москва: Бурение и нефть, 2003. № 1. С. 37−40.
  72. РД 39−01/06−000−89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического процесса в нефтяной промышленности. // М.: ВНИИОЭНГ, 211с.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!