Комплексный подход к заканчиванию строительства скважин
advertisement
ООО ПермНИПИнефть Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин лаборатория технологии и проектирования строительства скважин тел. (3422) 217-827 Комплекс технологий заканчивания Подготовка к первичному вскрытию продуктивного пласта Проектирование строительства скважин Экспертная оценка, выбор технологий Первичное вскрытие продуктивного пласта Подготовка ствола скважины к креплению время и затраты на освоение качество крепления сохранность коллекторских свойств Цементирование скважины Вторичное вскрытие и освоение Механизмы ингибирования глин комплексом ингибирующих добавок К+ Буровой раствор глина Na+ К+ КСl изменяет К+ К+ Вода обменный комплекс глин Синтал К+ S гидрофобизирует поверхность глин Синтал Полимеры Пол име р Пол име р К+ САФ экранируют активные участки глин Пол име р САФ S S S S К+ SiO32- S S - Si – O – Si – O – Si - кольматирует микротрещины Жидкое калийное стекло обладает цементирующим действием Буровые растворы для бурения надпродуктивной части предотвращают: обеспечивают: • 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 • 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 Базовый состав (ПМГ) Комплекс полимеров СК Синтал Структурообразователь Регулятор реологии и фильтрации Ингибитор Гидрофобизатор, кольматант Смазочная добавка Ингибирование гидратации и диспергирования глин Кыновские глины Радаевские глины 20% 31% Техническая вода 15% 25% Раствор полимеров 5,6% 5,2% Предлагаемая система с усиленными ингибирующими свойствами - степень эрозии (диспергирования) глин Стратиграфия Литология Глубина, м 1320 Доломиты кристаллические С2mpd слабо глинистые, известняки мелкозернистые 1330 1340 1350 1360 1370 Результаты применения ББРПМГ при бурении в неустойчивых глинизированных отложениях с зенитным углом 50700 на Сибирском месторождении 1380 С2mk Доломиты кристаллические участками глинистые, с прослоями известняков окремнелых 1390 1400 1410 1420 1430 1440 1450 1460 С2mv Глины с прослоями аргиллита известковистого слоистого 1470 1480 1490 1500 1510 1520 С2b Известняки водорослевые, детритогосгустковые, детритовые, кавернознопористые 1530 1540 1550 1560 1570 1580 Диаметр скважины, мм 195 215,9 234 273 215,9 234 273 Буровые растворы для вскрытия продуктивного 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 Структурообразователь Контроль реологических и фильтрационных свойств СКС Ингибитор Карбонат кальция Кислоторастворимый кольматант ПАВ Контроль коэффициента восстановления (), поверхностного натяжения () Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта 100 90 Коэффициент восстановления проницаемости, % 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 Длина модели, м. 10 -2 Рис. 3. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости по длине модели после -БР на основе КМЦ+ПАА - БР-4 - Реогель воздействия бурового раствора при переменном давлении. 30 Результаты гидродинамических исследований по пробуренным скважинам Название месторождени я № скв. Тип раствора, применяемого для вскрытия продуктивного пласта Скин-эффект Аптугайское 31 ББР-СКП -5,8 Аптугайское 35 ББР-СКП +1,08 Аптугайское 28 ББР-СКП -2,751 Аптугайское 7 ББР-СКП; открытый ствол -2,679 Аптугайское 24 ББР-СКП; открытый ствол -4,36 Южно-Ошское 405 ББР-СКП -1,2 Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС) Предназначен для изоляции зон поглощений в процессе бурения скважины; ликвидации заколонных перетоков; ликвидация негерметичности колонны; отключения отработанных или обводненных пластов Особенности 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 Сравнительный анализ устойчивости аргиллитов кыновского горизонта тех. вода – 1 сутки 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 Комплекс работ по цементированию обсадных колонн 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 Подготовка ствола скважины (во время цементирования) Система буферных жидкостей Забойная ванна Выбор тампонажных составов Тампонажные составы для цементирования продуктивных пластов Облегченные тампонажные составы Качество цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Озерной площади Глубина, м Состояние контакта цемента 436 с колонной 425 с породой с колонной 443 с породой 40 100 с колонной 426 с породой 14,5 с колонной 447 с породой 63 с колонной 449 с породой 93 с колонной 441 с породой 12 с колонной 429 с породой 12 42 с колонной устье 200 300 400 500 600 700 800 900 МСЦ 981,5 1000 1100 1200 1300 МСЦ 1369 1400 1500 МСЦ 1532 1600 МСЦ 1568,5 МСЦ 1630,5 МСЦ 1646,4 МСЦ 1689 1700 1727-1810 (16) 1800 1900 2000 1793-1871 (5) 1891,6 1903 1850-1962 (12) 1900,3 1917,5 1880,4 1977,3 2001 2100 2055-2148 (11) 2082-2132 (5) 2200 2300 2400 2206 2235,4 2199-2285 (5) 2149-2272,5 (15) 2219 2308,4 2328,2 2345 2342 2323 2500 отсутствует частичный сплошной интервал перфорации Качество цементирования в интервале продуктивного пласта при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть Отсутствие 7% Частичный 40% Плотный 53% при использовании традиционно применяемой технологии Отсутствие 24% Отсутствие 24% Плотный 46% Плотный 46% Частичный Частичный 30% 30% Качество цементирования в интервале забой – башмак предыдущей колонны при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть Отсутствие 12% Частичный 37% Плотный 51% при использовании традиционно применяемой технологии Плотный 26% Отсутствие 50% Частичный 24% Вязко-упругий состав для бурения, заканчивания 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 скважины открытым забоем Эксплуатационная колонна ОКБТ ЦКОД Толстостенный переводник С1бб глин ВУС С1бб ВУС С1ml а б в Вторичное вскрытие продуктивных пластов 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 деструктурирующим составом до воздействия после воздействия 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 По нашим проектам и технологиям ведется разработка месторождений в 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
