ООО ПермНИПИнефть
Post on 15-Mar-2016
82 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
ООО ПермНИПИнефть
лаборатория технологии и проектирования лаборатория технологии и проектирования строительства скважинстроительства скважин
тел. (3422) 217-827
Комплекс технологий для Комплекс технологий для бурения и заканчивания бурения и заканчивания
скважинскважин
Вторичное вскрытие и освоение
Цементирование
скважины
Подготовка ствола
скважины к креплению
Комплекс технологий Комплекс технологий заканчиваниязаканчивания
Первичное вскрытие
продуктивного
пласта
Подготовка к
первичному вскрытию
продуктивного
пласта
Экспертная оценка, выбор
технологий
качество качество креплениякрепления
время время и и
затратзатраты на ы на
освоеносвоениеие
сохранностьсохранностьколлекторских коллекторских
свойствсвойств
Проектирование
строительства скважин
S
Синтал
К+
К+
Na+
Полиме
р
S
S
Синтал
К+
К+
Полиме
р
SS
S
К+
К+ SiO32-
S
К+
Полиме
р
глинаБуровой раствор
Вода
КСl изменяет обменный комплекс глин
Синтал гидрофобизирует поверхность глин
- Si – O – Si – O – Si -
Полимеры экранируют активные участки глин
САФ кольматирует микротрещины
Жидкое калийное стекло обладает цементирующим действием
Механизмы ингибирования глин комплексом ингибирующих добавок
САФ
Буровые растворы для бурения Буровые растворы для бурения надпродуктивной частинадпродуктивной части
предотвращаютпредотвращают:• наработку твердой фазы;• осыпи и обвалы стенок скважины;• растепление пород в зоне ММП;•сальникообразования;•поглощения бурового раствора и сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников
обеспечивают:обеспечивают:• проводку скважин с большим углом отклонения, в том числе в интервалах неустойчивых глин, аргиллитов;•сохранение устойчивости ствола скважины;• подготовку ствола скважины к вскрытию продуктивных горизонтов;•повышение качества цементирования
Смазочная добавкаГидрофобизатор, кольматантСинтал
ИнгибиторСК
СтруктурообразовательРегулятор реологии и фильтрации
Комплекс полимеров
Базовый состав (ПМГ)Базовый состав (ПМГ)
31%
25%
5,2%
20%
15%
5,6%
Ингибирование гидратации и диспергирования глин
Кыновские Кыновские глины Радаевские глины
Техническая вода
Раствор полимеров
Предлагаемая система с усиленными
ингибирующими свойствами
- степень эрозии (диспергирования) глин
Результаты применения ББР-ПМГ при бурении в неустойчивых глинизированных отложениях с зенитным углом 50-700 на Сибирском месторождении
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1380
1390
1400
1410
1420
1430
1440
1450
1460
1470
1480
1490
1500
1510
1520
1530
1540
1560
15701580
1550
Диаметр скважины, ммЛитологияСтрати-
графияГлубина,
м 195 215,9 234 273
С2mpd
С2mk
С2mv
С2b
Доломитыкристаллическиеслабо глинистые,известнякимелкозернистые
Доломитыкристаллическиеучасткамиглинистые,с прослоямиизвестняковокремнелых
Глиныс прослоямиаргиллитаизвестковистогослоистого
Известнякиводорослевые,детритого-сгустковые,детритовые,кавернозно-пористые
215,9 234 273
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1380
1390
1400
1410
1420
1430
1440
1450
1460
1470
1480
1490
1500
1510
1520
1530
1540
1560
15701580
1550
Диаметр скважины, ммЛитологияСтрати-
графияГлубина,
м 195 215,9 234 273
С2mpd
С2mk
С2mv
С2b
Доломитыкристаллическиеслабо глинистые,известнякимелкозернистые
Доломитыкристаллическиеучасткамиглинистые,с прослоямиизвестняковокремнелых
Глиныс прослоямиаргиллитаизвестковистогослоистого
Известнякиводорослевые,детритого-сгустковые,детритовые,кавернозно-пористые
215,9 234 273
Буровые растворы для Буровые растворы для вскрытиявскрытия продуктивного пластапродуктивного пласта
Для скважин с различным градиентом давлений
(АНПД, АВПВ и др.)
Для скважин с различным углом
наклона, в т.ч. горизонтальные
Для скважин с различными
температурными условиями
(от 15 до 1200С)
сохранение потенциальных дебитов;
сокращение времени освоения скважин
Базовый состав- СКП
Полисахаридный комплекс
СтруктурообразовательКонтроль реологических и фильтрационных свойств
СКС ИнгибиторКарбонат кальция Кислоторастворимый кольматант
ПАВ Контроль коэффициента восстановления (), поверхностного натяжения ()
Коэффициент восстановления Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта проницаемости призабойной зоны пласта
Рис. 3. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости по длине модели после воздействия бурового раствора при переменном давлении.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 5 10 15 20 25 30
Длина модели, м.10-2
Коэ
фф
ицие
нт в
осст
анов
лени
я пр
ониц
аем
ости
, %
-БР на основе КМЦ+ПАА - БР-4 - Реогель
Результаты гидродинамических Результаты гидродинамических исследованийисследований
по пробуренным скважинампо пробуренным скважинам
Название месторожде
ния
№ скв
.
Тип раствора, применяемого для
вскрытия продуктивного пласта
Скин-эффект
Аптугайское 31 ББР-СКП -5,8Аптугайское 35 ББР-СКП +1,08Аптугайское 28 ББР-СКП -2,751Аптугайское 7 ББР-СКП; открытый ствол -2,679Аптугайское 24 ББР-СКП; открытый ствол -4,36
Южно-Ошское 405 ББР-СКП -1,2
Применение нетвердеющего Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС)тампонажного состава (ГМС)
Предназначен дляПредназначен для
изоляции зон поглощений в процессе бурения скважины;
ликвидации заколонных перетоков; ликвидация негерметичности колонны; отключения отработанных или обводненных пластов
ОсобенностиОсобенности невысокая фильтрация и хорошая прокачиваемость
после приготовления; структурообразование происходит только в
изолируемом интервале при контакте с пластовой водой или буферной жидкостью;
глубина проникновения и скорость структурообразования регулируется специальными технологическими приемами
Инвертно-эмульсионный буровой раствор на минеральной и синтетической основе для бурения горизонтальных
скважин и скважин с большим проложением
тех. вода – 1 сутки
Сравнительный анализ устойчивости аргиллитов кыновского горизонта
ИЭР – 1 месяц
Раствор разработан для бурения скважин с большим проложением от вертикали, при бурении значительных участков ствола скважины с большим углом наклона в терригенных породах
Результат испытания - отсутствие кавернозных
участков
Подготовка ствола скважины (во время цементирования)
Забойная ванна Система буферных жидкостей
Выбор тампонажных составов
Тампонажные составы для цементирования продуктивных
пластовОблегченные
тампонажные составы
Подготовка ствола скважины к цементированию (перед вскрытием продуктивных пластов)
Поинтервальная опрессовка
ствола скважины
Проведение работ по изоляции
поглощающих пластов
Выбор технологии цементирования
Способ прямого цементирования обсадной колонны в одну ступень
Способ ступенчатого цементирования обсадных колонн
Комплекс работ по цементированию Комплекс работ по цементированию обсадных колоннобсадных колонн
Качество цементирования Качество цементирования эксплуатационных колонн эксплуатационных колонн
на скважинах Озерной площадина скважинах Озерной площадиСостояние контакта цемента
436 425 443 426 447 449 441 429 Глу-
бина, м с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой
100 40 14,5 63 93 12 12 42
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2149-2272,5 (15)
МСЦ 1689
1850-1962 (12)
МСЦ 1369
1793-1871 (5)
1903 1917,5
2199-2285 (5)
МСЦ 1646,4
2328,2 2342
МСЦ 1532
МСЦ 1630,5
1891,6 1900,3
1977,3 2001
2082-2132 (5)
2235,4 2345
МСЦ 1568,5
2206 2219
2055-2148 (11)
2308,4 2323
1727-1810 (16)
отсутствует частичный сплошной интервал перфорации
Качество цементирования в интервале Качество цементирования в интервале продуктивного пластапродуктивного пласта
Плотный46%
Частичный30%
Отсутствие24%
при использовании традиционно применяемой технологии
при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть
Отсутствие 24%
Плотный 46%
Отсутствие7%
Плотный53%
Частичный40%
Частичный 30%
Отсутствие12%
Плотный51%Частичный
37%
Качество цементирования в интервалеКачество цементирования в интервалезабой – башмак предыдущей колоннызабой – башмак предыдущей колонны
при использовании традиционно применяемой технологии
Отсутствие50%
Плотный26%
Частичный24%
при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть
Вязко-упругий состав для бурения, Вязко-упругий состав для бурения, заканчивания и ремонта скважинзаканчивания и ремонта скважин
Вязко-упругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства, заканчивания и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе, в качестве жидкости глушения.
ВУС на основе полисахаридов характеризуются следующими свойствами:- не проникают в пласт с проницаемостью до 2 мкм2 при перепаде
давления 20,0 МПа;- не имеют адгезионных свойств к вмещающим поверхностям, не пропускают нефть, газ и воду;- срок существования ВУС может регулироваться ингредиентным соотношением состава;- разрушаются через определенное время при сдвиговой деформации или изменении рН среды;- разрушившийся ВУС не дает нерастворимых осадков; - состав ВУС не оказывает негативного влияния на углеводородную продукцию и нефтесборный коллектор.
Технологическая схема заканчивания Технологическая схема заканчивания скважины открытым забоемскважины открытым забоем
в
С1бб
С1ml
С1ббглин
Толстостенный переводник
б
ВУС
Эксплуатационная колонна
ЦКОДОКБТ
а
ВУС
Вторичное вскрытие продуктивных Вторичное вскрытие продуктивных пластовпластов
Жидкость вторичного вскрытия на основе КДС позволяет:
повысить качество вскрытия продуктивных пластов;
снизить затраты времени на освоение; повысить нефтеотдачу продуктивных пластов
Принцип действия предлагаемого состава заключается в целенаправленной деструкции зоны кольматации, образованной в основном
полимерными реагентами
Разрушение фильтрационной корки Разрушение фильтрационной корки деструктурирующим составомдеструктурирующим составом
Глинистый буровой раствор,утяжеленный баритом до плотности 2000 кг/м3
до воздействия
после воздействия
Утяжеленный буровой раствор плотностью 2000 кг/м3 с
максимальной заменой барита на кислоторастворимый карбонат
кальция
до воздействия после воздействия
По нашим проектам и технологиям По нашим проектам и технологиям ведется разработка месторождений в ведется разработка месторождений в
следующих регионах:следующих регионах:
Ненецкий автономный округ (Мядсейское, Тобойское, Тэдинское
ООО «Нарьянмарнефтегаз» ОАО «Архангельскгеолдобыча»)
Республика Коми (Сев. Кожва, Юж. Лыжа, Турышевское, Юж.
Кыртаель, Юж. Тиманское ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»,
ЗАО «Байтек-Силур») Западная Сибирь (Юж. Конитлорское, Андреевское,
ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ») На всех месторождениях Пермской
области (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ-ПЕРМЬ»СП «Пермтекс»)
и на месторождениях: Удмуртии
Татарии Казахстана
top related