Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов

Диссертация: Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Так, например, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», при действующем фонде 11 450 скважин, в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом около 2000 ГТРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности (выше 1,18 г/см") на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения скважинами… Читать ещё >

Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Список сокращений
  • 1. ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯг СКВАЖИН С КОНТРОЛЕМ ПОГЛОЩЕНИЯ
    • 1. 1. Обзор патентной литературы по глушению скважин с контролем поглощения
    • 1. 2. Обзор отечественной литературы по глушению скважин с контролем поглощения
    • 1. 3. Обзор зарубежной литературы по глушению скважин с контролем поглощения
  • Выводы
  • 2. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

2.1. Анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Обоснование технологий глушения скважин с контролем поглощения в условиях аномально высоких пластовых давлений.

2.2.Тестирование и разработка реагентов для глушения скважин с контролем поглощения для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз».

2.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий микпркальцита для глушения однопластовых скважин

Приразломного месторождения.

Выводы.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С КОНТРОЛЕМ ПОГЛОЩЕНИЯ СО СНИЖЕННЫМ РАСХОДОМ СОЛЕЙ КАЛЬЦИЯ.

3.1. Разработка блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция для глушения скважин с контролем поглощения.

3.2. Разработка безкальциевых суспензионных составов для глушения скважин с контролем поглощения.

3.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий галита (БСГ-галит) для глушения скважин с контролем поглощения.

Выводы.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С КОНТРОЛЕМ ПО-ГЛОЩНИЯ.

4.1. Оценка потенциала применения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях, эксплуатируемых

ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4.2. Оценка технологического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН

Юганскнефтегаз".

4.3. Оценка экономического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН

Юганскнефтегаз".

Выводы.

Повышение темпов разработки месторождений нефти и газа сопряжено с возрастающим числом ремонтов скважин и ростом потребности в жидкостях о глушения* повышенной плотности — 1300 кг/м и выше, расход которых имеет устойчивую-тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для рео монта жидкости глушения с плотностью до 1900 кг/м .

Так, например, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», при действующем фонде 11 450 скважин, в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом около 2000 ГТРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности (выше 1,18 г/см") на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения скважинами показывают, что их расход на проведение ПРС можно существенно сократить. В такой ситуации правильный выбор технологии глушения скважин, обеспечивающей сохранение фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны скважин и предотвращающей сверхнормативный расход жидкостей глушения, становится весомым средством повышения эффективности разработки месторождений и снижения себестоимости добычи нефти / 1- 4,16,70 /.

Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Будниковым В. Ф., Грайфером В. И., Гусаковым В. Н., Демьяновским В. Б., Зейгманом Ю. В., Каушанским Д. А., Магадовой JI. А., Магадовым Р. С., Ма-риненко В1. Н., Рябоконем С. А., Силиным М. А., Телиным А. Г., Шахвердие-вым А. X., М. Hardy и другими исследователями.

Именно на решение проблем экономии жидкостей глушения за счёт снижения их поглощения пластом, разработку новых составов глушения с высокой плотностью, позволяющих осуществлять контроль поглощения (под контролем поглощения — термином, принятым в иностранных источниках литературы, здесь и далее подразумевается снижение поглощения жидкостей глушения пластом), технологий их применения, и направлена настоящая диссертационная работа, чем и обусловлена её актуальность.

Дель работы.

Разработка реагентов и совершенствование технологий глушения скважин месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Задачи исследований:.

— анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта технологий глушения скважин с контролем (снижением)'поглощения жидкостей глушения-пластом;

— разработка технологий: глушения скважин, со снижением поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации месторождений, в частности, ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

— разработка методических документов по применению реагентов4 и технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;

— анализ применения разработанных реагентов и технологий глушения скважин.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.

Научная новизна.

1. Подобран комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана л.

КС) — 9 — 12 кг/м и полианионной целлюлозы (ПАЦ) — 3−4 кг/м, позволяющий стабилизировать в жидкостях глушения суспензии микрокальцита и твёрл дого галита, содержащие соли натрия и кальция с плотностью 1180−1500 кг/м .

2. Установлено, что лучшую седиментационную стабильность (100- ч.) жидкостей глушения при повышенной температуре (95 °С) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ, КС+крахмал. Суспензия микрокальцита в растворе КС+ПАЦ наиболее устойчива к термосолевой агрессии — выпадения осадка в интервале 20 — 95 °C не наблюдается" в течение 10 сут.

Практическая ценность.

1. Разработаны реагенты и технология глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации скважин. При их внедрении на 324 скв. месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2009 г. удельный объём поглощения жидкостей глушения снижен с 65,2 до 7,4 м, что позволило уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р. Успешность технологии составила 93,8%.

2. Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний* по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом* для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения».

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с труд-ноизвлекаемыми запасами», г. Небуг, 2009 г. и на V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ, 2010 г. и «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», Томск, 2010 г.

Публикации.

По результатам исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 96 наименований. Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 36 таблиц и 3 приложения объёмом 39 с.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Разработан и запатентован комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана и полианионной целлюлозыпозволяющий стабилизировать суспензиимикрокальцита и твёрдого' галита в водных растворах, солей, натрия и кальция с плотностью от 1180 до 1500 кг/м3 при температуре до 100 с.: '. '.

2. На основе стабилизированных суспензиймикрокальцита и галита разработаны две новыетехнологические-скважинные жидкости, позволяющие снизить степень их поглощения пластом в термобарических условиях пласта при температуре до 100 °C и давлении до Л, 5 единицот гидростатического.

3. Внедрение разработанных составов глушения скважин со сниженной степенью поглощенияпластом, в жёстких термобарических условиях эксплуатации на 324 скважинах месторожденийООО- «РН-Юганскнефтегаз» позволило снизить удельный объём их поглощения пластом с 65,2 до 7,4.

3 3 м /скв., уменьшить их расход на 18 700 м /год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн. рУспешность технологии составила 93,8%.

4. Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в, основу разработанных «Методических указаний по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и- «Методических указаний по приготовлению и применению, загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения», используемых в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Показать весь текст

Список литературы

  1. О.В., Здольник С. Е., Худяков Д. Л., Гусаков В. Н., Краевский H.H. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в.условиях аномально высоких и аномально, низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2010. — № 2. — С. 92 — 95.
  2. Ю.М., Будников В. Ф., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2001. — 543 с.
  3. Заявка 2 000 133 203 РФ. МПК Е21В43/12. Жидкость для глушения скважин / Грайфер В. И., Котельников В. А., Евстифеев С. В. и др., заявитель Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2002.
  4. Заявка 96 101 079 РФ, МПК Е21В43/12. Состав для глушения скважин /Мамедов Б. А., Шахвердиев А. X.заявитель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». № 96 101 079/03- заявл. 30.01.1996- опубл. 27.01.1998, Бюл. № 3.
  5. Заявка 99 114 073 РФ, МПК Е21В43/12. Эмульсия для глушения скважин / Бурмантов А. И., Бурмантов Р. А. — заявитель (ВНИИГАЗ) ОАО «Газпром». № 99 114 073/03- заявл. 25.06.1999- опубл. 10.05.2001, Бюл. № 13
  6. С.Е., Акимов О. В., Маркелов Д. В., Гусаков В. Н., Волошин А. И., Рагулин В. В. Управление солеотложением залог повышения эффективности нефтедобычи //Инженерная практика. — 2009. — № 12'. — С. 66 — 69.
  7. С.Е., Акимов О. В., Худяков Д. Л., Гусаков В. Н., Краевский H.H. Роль скважинных технологий в< повышении солевой стабильности добываемой жидкости ООО «PH-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. -2009. -№ 11.-С. 2−4.
  8. Пат. РФ 20 001 118, МПК Е21В43/12. Жидкость для глушения скважин / Тарасов С. Б., Кабанов Н. И., Шелемей C.B., Кузнецов В. В., Марченко Г. М. 2001.
  9. Пат. РФ 2 004 117 374. Способ глушения фонтанной скважины / С. Г. Просвиров, Шакер Салех Ахмед Ибрагим // № 2 004 117 374/03- заявл. 07.06.2004- опубл. 10.01.2006, Бюл. № 1.
  10. Пат. 206 808 V РФ, МПК Е21В43/12. Состав для, глушения скважин /г
  11. . А., Шахвердиев А. X., Гумерский X. X., Галеев Ф. X., Чукчеев О!'
  12. Пат. 2 146 757 РФ, МПК Е21в33/138. Способ глушения скважины / Басарыгин Ю. М., Карепов А. А., Павленко Б. А., Будников В. Ф., Филиппов
  13. B. Т., Ченников И. В. — заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». № 97 115 400/03- заявл. 15.09.1997- опубл. 20.03.2000, Бюл. № 8.
  14. Пат. 2 174 587 РФ, МПК Е21в33/13, В01Р5/00. Способ временной изоляции поглощающих пластов / Тарасов «С. Б., Кабанов Н. П., Шелемей.С.
  15. B., Кузнецов В. В., Марченко Г. М*. — заявитель и патентообладатель Тарасов
  16. C. Б., Кабанов Н. И., Шелемей С. В., Кузнецов В. В., Марченко Г. М. № 99 119 402/03- заявл. 07.09.1999- опубл. 10.10.2001, Бюл. № 28.
  17. Пат. 2 187 529 РФ, МПК С09К7/00, Е21В43/12. Жидкость глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / Клещенко И. И., Ягафаров1
  18. А. К., Паникаровский В. В., Кустышев А. В., Романов В. К., Юшкова Н. Е.,
  19. С. Г. — заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». -№ 2 001 108 734/03- заявл. 02.04.2001- опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23.
  20. Пат. 2 190 753 РФ, МПК Е21ВЗЗЛЗ. Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта / Старкова Н. Р., Марданов М. Ш., Бодрягин А. I
  21. В., Митрофанов А. Д., Плосконосое В. В. — заявитель и патентообладатель ОАО «Нефтяная компания Черногорнефтеотдача», ОАО Сервисная нефтяная компания «Нягань». № 2 001 117 410/03- заявл. 21.06.2001- опубл. 10.10.2002, Бюл. № 28.
  22. Пат. 2 211 237 РФ, МПК С09К7/06. Буровой раствор для заканчива-ния и ремонта скважин / Давыдов В. К., Беляева Т. Н. — заявитель и патентообладатель ООО НПО «Нефтепромсервис». Ж 2 001 122 572/03- заявл. 09.08.2001- опубл. 27.08.2003, Бюл. № 24:
  23. Пат. 2 212 527 РФ, МПК Е21В43/12. Способ глушения скважины / Лазарев ©.К-заявитель: «патентообладатель Лазаревне. Р. №'2 002 106 145/0-- заявл. 12.03−2002- опубл. 20:09:2003- Бюл: № 26. -,
  24. Пат. 2 245 996 РФ- МПК Е21В43/12: Состав для блокирования и глуIшения скважин / Клещенко И: И, Сохошко С. К., Юшкова Н: Е., Шестакова
  25. Н. А., Зозуля Г. П. и др. — заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИ-гипрогаз» № 2 003 134 123/03- заявл. 24.11.2003- опубл. 10.02.2005, Бюл. № 4.- 6 с.
  26. Пат. 2 281 385 РФ, МПК Е21В43/00. Гидрофобная эмульсия / Орлов Г.
  27. A., Мусабиров М. X. — заявитель и- патентообладатель ОАО «Татнефть» им.
  28. B.Д. Шашина. № 2 005 105 539/03- заявл: 28.02.2005- опубл. 10.08.2006, Бюл:22: 7 с. :' ¦ •
  29. Пат. 2 332 439 РФ, МПК С09К8/44. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Волков В. А., Беликова В. Г. — патентообладатель Волков В. А., Беликова В. Г. № 2 006 123 600/03- заявл. 03.07.2006- опубл. 27.08.2008, Бюл. № 24. — 14 с.
  30. Пат. № 2 380 391 РФ. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / Акимов
  31. SPE 10 030. R.S.Millhone (Chevron Oil Field Research Co). Completion Fluids for Maximizing Productivity State of the Art.
  32. SPE 13 131 (1984). S.M. Riley, G.F. Potter, J.M. Holmes, H.C. Reeves III. Schlumberger. Controlling Incompatibilities of Formation and Kill-Weight Fluids During Workover.
  33. SPE 26 724. Hon Chung Lau. Shell Development Co, SPE. Laboratory Development and Field Testing of Succinoglycan as a Fluid-Loss-Control Fluid.
  34. SPE 29 525 (1995). R. Clay Cole, S.A. АН, K.A. Foley. Halliburton, Chevron. A New Environmentally Safe Crosslinked Polymer for Fluid-Loss Control.
  35. SPE 30 119 (1995). R.M. Hodge, W.M. MacKinlay, W.R. Landrum. Conoco. The Selection and Application of Loss Control Materials to Minimize Formation Damage in Gravel Packed Completions for a North Sea Field.
  36. SPE 37 293. M. Hardy (Halliburton European Research Centre BV). The Unexpected Advantages of a Temporary Fluid-Loss Control Pill.
  37. SPE 37 293. M. Hardy (Halliburton European Research Centre BV). The Unexpected Advantages of a Temporary Fluid-Loss Control Pill. Легкость диспергирования.
  38. SPE 51 054. Brian Beall, Thomas Е. Suhy. Novel Application of Non-damaging Polymer Plugs with Coiled Tubing Improves Efficiency of Temporary Well Isolation Projects.
  39. SPE 53 924. A. Araujo, (Halliburton Energy Services Inc.), A. Calderon (Petroleo Brasileiro PetroBras). Field Use of Temporary Fluid-Loss Control Pill During Deepwater Completions in High-Permeability Formations.
  40. SPE 54 323. C.M.Ross, J. Williford, M. Sanders (Halliburton Energy Services Inc.). Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss.
  41. SPE 57 568. C.F.Svoboda (M-I LLC). Optimizing High-Tempe-rature Kill Pill: The Asgard Experience.
  42. SPE 58 734. M.R. Luyster, W.E. Foxenberg, (M-I LLC), S.A. Ali (Chevron Petroleum Technology Company). Development of a Novel Fluid-Loss Control Pill for Placement Inside Gravel-Pack Screens.
  43. SPE 58 793. M.A. Dick, T. J Heinz, C.F.Svoboda (M-I LLC), M. Aston (BP Amoco). Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids.
  44. SPE 73 709 (2002). P. Jiang, K. Taugbol, A.M. Mathisen, E. Alteras, C. Mo. New Low-Solids OBM Demonstrates Improved Returns as a Perforating Kill-Pill.
  45. SPE 73 771. David P. Kippie, Robert L. Horton, William E. Foxenberg, Morris Arvie Jr. (all M-I LLC). Chemical Fluid-Loss-Control Systems for Environments: Taking Conventional Systems to a Higher Level.
  46. SPE 74 845. MJ. Rosato, A. Supriyono. Halliburton. Use of a Crosslinked Polymer Fluid-Loss Control Agent to Aid Well Cleanouts.
  47. SPE 80 946. Brian Evans (BJ Services). Fluid Loss Control Improvement for HTHP Wells.
  48. SPE 94 596 (2005). F.F. Chang, A.M. Mathisen, N. Kageson-Loe, I.C. Walton, G. Svane, R.E. Midtbo, I. Bakken, J. Rykkje, O. Nedrebo. Schlumberger, Norsk Hydro, BP, M-I Norge. Recommended Practice for Overbalanced Perforating in Long Horizontal Wells.
  49. SPE 98 070, (2006), L.A.Nwoke, C.V. Uchendu, O.O. Ubani, J. Button, J.O. Arukhe. Crosslinked Gel Provides Long-Term Control of High Pressure Gas Well During Coiled Tubing Fishing Challenges and Success Story.
  50. SPE 100 218 (2006). I. Gunawan, M. Bailey, C. Huffman, R.G. Simancas, M. Sanchez, S. Choudhary, Mi Samuel. A Novel Fluid-Loss Control Pill That Works Without Filter Cake Formation Application in High-Rate Gas Subsea Frac-Pack Completions.
  51. SPE 102 177 (2006), A. Suri, M.M. Sharma. U. of Texas. Cleanup of Water-Based Kill-Pills in Laboratory-Simulated Perforation Tunnels During Flow-back.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!