Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана
Диссертация
Определены средние величины снижения продуктивности скважин по таким причинам как: высокие рабочие давления продавки тампонажного раствора, потери циркуляции при цементировании эксплуатационных колонн, аварийные работы с множеством спускоподъемных операций, ремонт-но-изоляционные работы (РИР), отбор керна в продуктивном интервале, нестационарные гидродинамические и пульсационные процессы при… Читать ещё >
Содержание
- Глава 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНИХ СТАДИЙ РАЗРАБОТКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
- 1. 1. Физико-геологические и гидродинамические условия вскрытия и разобщения пластов
- 1. 2. Техника и технология заканчивания скважин
- 1. 2. 1. Конструкции скважин и забоев
- 1. 2. 2. Буровые растворы для вскрытия продуктивных интервалов
- 1. 2. 3. Буровые компоновки и технологии первичного вскрытия
- 1. 2. 4. Подготовка скважины к креплению
- 1. 2. 5. Элементы оснастки эксплуатационных колонн
- 1. 2. 6. Технологии цементирования эксплуатационных колонн
- 1. 3. Критерии оценки качества заканчивания скважин
- Выводы по главе I
- Глава 2. МНОГОМЕРНАЯ ОЦЕНКА КА ЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ИХ
- ПРОДУКТИВНОСТИ
- 2. 1. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе первичного вскрытия и крепления скважин
- 2. 1. 1. Первичное вскрытие пластов
- 2. 1. 2. Классификация буровых растворов
- 2. 1. 3. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе обсадки и цементирования скважин
- 2. 2. Оценка эффективности защиты фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при их первичном вскрытии
- 2. 2. 1. Оценка технологий первичного вскрытия продуктивных пластов
- 2. 1. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе первичного вскрытия и крепления скважин
- 2. 3. Разработка комплекса технологических решений, способствующих сохранению коллекторских свойств ПЗП
- 2. 3. 1. Мероприятия по снижению нестационарных гидродинамических давлений на продуктивный пласт
- 2. 3. 2. Снижение высоких давлений репрессии буровых растворов
- 2. 3. 3. Снижение негативного влияния на ПЗП промысловых факторов при цементировании обсадных колонн
- 2. 4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
- 2. 4. 1. Разработка и применение методов глубоко проникающего вторичного вскрытия пластов
- 2. 4. 2. Испытания модифицированного сверлящего перфоратора ЭЗБК Омского специализированного конструкторского бюро приборов (ОСКБП)
- 3. 1. Классификация движения жидкостей в заколонном и около-скважинном пространстве
- 3. 2. Методика оценки риска заколонных циркуляций
- 3. 2. 1. Применение методики определения интервалов с наибольшими рисками заколонных перетоков и принятие предупредительных мер
- 3. 2. 2. Расчет экономического эффекта от внедрения «Методического руководства по оценке риска заколонных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона»
- 3. 3. Оценка качества заканчивания скважин по промысловым показателям эксплуатации
- 3. 4. Исследование влияния толщины глинистой корки на образование негерметичной заколонной цементной крепи скважины
- 3. 5. Исследование связи и интенсивности заколонных циркуляций с пластовыми давлениями
- 3. 6. Многомерная оценка качества заканчивания скважины
- 3. 7. Предложения по повышению качества разобщения пластов-коллекторов
- 3. 7. 1. Снижение толщины фильтрационных (глинистых) корок
- 3. 7. 2. Повышение степени вытеснения буровых растворов при цементировании скважин
- 3. 6. 3. Снижение эффекта контракции тампонажного раствора-камня
- 3. 8. Способ изоляций зон притока вод при заканчивании скважин
- 3. 9. Способ ограничения отбора попутной воды при разработке пластов с ВНК
- 4. 1. Результаты анализа скважин заканчиваемых горизонтальными стволами
- 4. 2. Повышение эффективности скважин разделением горизонтальных стволов на отдельные участки
- 4. 3. Расчет экономического эффекта от применения технологии управляемой эксплуатации горизонтальных скважин
Список литературы
- Амиров А. Д, Карапетов К. А., Лемберанский Ф. Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1979.-309с.
- Амиров А. Д, Овнатанов С. Т., Яшин A.C. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975 344с
- Андронов С.Н., Нуриев И. А., Нурмухаметов P.C., Хазиев Р. Ф., Курочкин Б. М. Способ вскрытия пластов и устройство для его осуществления // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009.-№ 9. С.12−15.
- Ахмадишин Ф.Ф., Львова И. В., Бердников A.B., Каримов М. Ф., Илалов Р. Х., Рылов Н. И., Нуриев И. А., Стендовые и промысловые испытания перфоратора ОСП-1// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М., ОАО «ВНИИОЭНГ». — 2008. С.264−269.
- Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М., Недра, 1982.
- Ашрафьян М.О., Булатов А.И.Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. ВНИИОЭНГ, М., 1969. 76 е.:
- Бадовский H.A., Бронзов A.C., Комм Э. Л., Королько Е. И. Качественная скважина решающий фактор эффективности нефтедобычи. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений Альметьевск, 5−9 июня 2000 года., с 218 — 227.
- Ю.Басарыгин Ю. М. и др. Заканчивание скважин. Учебное пособие для вузов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000. — 674с. ил.
- П.Басарыгин Ю. М. и др. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для ВУЗов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2001. — 543с.: ил.
- Басарыгин Ю.М., Будников В. Ф., Булатов А. И. Теория и практика предупреждения осложнения и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. Справ, пособие: В 6 т. М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. -Т.2 -413с.: илл.
- Басарыгин Ю.М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. М., Недра, 2000 г.
- Н.Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. 584с.
- Боровиков В. П. STATISTICA: искусство анализа данных на компьютере (2-ое издание). ЗАО Издательский дом «Питер», 2003 г. 688 с.
- Бредихин Н.М., Рябова Л. И., Кривошей A.B. Внедрение, новых эффективных технологий крепления скважин. НХ, — 1/2004, с.99 100.
- Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. — 767 с.
- Булатов А.И. Научно-техническая нефтегазовая энциклопедия. — Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. 247 с.
- Булатов А.И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. Пособие для вузов. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999, 424 е.: ил.
- Булатов А.И., Савенок О. В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов /А.И. Булатов, О. В. Савенок, Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. 539 с. ISBN 978−593 491−278−0
- Валиуллин P.A., Шарафутдинов T.P. К вопросу определения канала зако-лонного перетока по данным азимутальной термометрии. Башкирский Государственный Университет, г. Уфа, «Современные наукоемкие технологии», № 5 за 2006 год.
- Видовский A. JL, Ахметов P.A., Булатов А. И, Крылов В. И., Перов A.B., Юсупов И. Г. Измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины.Бурение.-1974, -№ 7, — с.36−40.
- Габбасов Т.М., Катеев Р. И., Нуриев И. А., Миннуллин P.M., Чухаев C.B. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования. НХ № 7. 2008. с. 40 — 42.
- Гайворонский A.A., Крепление скважин и разобщение пластов 1981 NLR Шифр 81−5/6461
- Грей Дж Р., Дарли Г. С.Г Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. М.: Недра, 1985. — 509 с.
- Ибрагимов Л.Х., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. — 414с.
- Классификатор буровых растворов, 2009. Нефтегазовые технологии, -10/2009, с. 23−80.
- Курочкин Б.М. О новом подходе к подготовке продуктивной толщи к креплению скважин. НХ,-11/1999, с.9−12.
- Лазарев Павел. Микросферы ЗМ&trade- Glass Bubbles серии HGS улучшают свойства облегченного тампонажного раствора. Oil@Gas Eurasia. 2009. № 11.
- Логвиненко C.B. Техника и технология цементирования скважин. М., Недра, 1978. 384 с.
- Лысенков Е.А., Аносов Э. В. Предупреждение раннего обводнения скважин. НХ, — 1/2004, с. 61 63.
- Мавлютов М.Р. Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для вузов. М. Недра, 1982. — 284 с.
- Мавлютов М.Р., Нигматуллина А. Г., Валеева Н. Л. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерсолевых растворов с регулируемой кольматацией. НХ № 3. 1999. с.20−23.
- Муравьев В. М. Спутник нефтяника, М., Недра, 1977 304 с.
- Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. — 424 с.
- Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р. Б., Юсупов И. Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2 т.- М., ВНИИОЭНГ, 1995. т. 1 — 492с
- Муслимов Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан. Тезисы докладов научно-практической конференции, октябрь 1994 года.г. Альметьевск.
- Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений /Под ред. Проф. Р. Х. Муслимова. в 2-х томах. — т.1. -Казань: Изд-во «Фэн» Академии наукРТ, 2007. — 316с.
- Нуриев И.А. Способы оперативной оценки успешности построенных скважин. Нефть. Газ. Новации № 12. 2010. с.38−45
- Отчет по теме «Оптимизация технологий вскрытия пластов на современной стадии разработки месторождений Татарстана». ТатНИПИнефть, 2008.
- Отчет по теме «Разработка технологии обработки геофизической информации по оценке крепи скважины». ТатНИПИнефть, 2009.
- Отчет по теме «Оценка эффективности методов вскрытия пластов и за-канчивания скважин для различных геолого-промысловых условий». ТатНИПИнефть, 2003.
- Пат. № 2 279 535 Российская Федерация Способ вскрытия пластов и’устройство для его осуществления Текст. / Нуриев И. А., Андронов С. Н., Нурмухаметов P.C., Хисамов P.C., Хазиев Р. Ф., Андронов Ю.С.- опубл. 10.07.06. -Бюл. № 19.
- Пат. № 2 394 987 Российская Федерация Способ предотвращения заколон-ного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации Текст. / Хисамов P.C., Нуриев И. А., Евдокимов A.M., Хусаинов в.М., Гу-маров Н.Ф.- опубл. 20.07.10. Бюл. № 20.
- Поляков В.Н., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 240 е.: ил.
- Поляков В.Н., Ишкаев Р. К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. — 408 с.
- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. N 4812
- РД 153−39.0−525−07 Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть» -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2007.
- РД 153−39.0−644−09 Методическое руководство по оценке риска заколон-ных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2009.
- РД 153−39.0−349−05 Методика оценки качества строительства скважин ОАО «Татнефть». Бугульма, ТатНИПИнефть, 2005.57^РД 153−39−023−97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах. ОАО «НПО «Бурение», 1997. утв. Минтопэнерго России 18.08.1997.
- РД 39−147 009−505−87 Технология изоляции пропластовых подошвенных и заколонных водопритоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири. ВНИИКРнефть.
- РД 39−147 009−6.18−85 Герметизирующий состав и технология его применения для борьбы с поглощениями и заколонными проявлениями при строительстве скважин. ВНИИКРнефть.
- РД 39−147 585−232−01 Регламент по заканчиванию скважин строительством Бугульма, ТатНИПИнефть, 2001.
- Рябоконь С.А., Овечкин А. И., Гноевых А. Н. О необходимости совершенствования техники и технологии крепления скважин. НХ,-11/2001, с.60−63.
- Рябоконь С.А., Рябова Л. И. Повышение продуктивности скважин посредством внедрения комплексной технологии заканчивания скважин. Бурение и нефть, 12/2006 с. 10 13.
- Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. НХ,-7/2002, с.120−124.
- Сафин С.Г., АГТУ, г. Архангельск. Исследования по решению задачи охраны недр при эксплуатации нефтегазовых залежей. webirbi s. aonb.ru/irbisdoc/ecnor/
- Середа Н.Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1974. 456с.
- Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М., «Недра», 1978. с. 256
- Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979 303с.
- Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2003. — 509с.:ил.
- Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Издание второе, переработанное и дополненное. Под редакцией проф. Булатов А. И. М., Недра, 1981. -240с.
- Таипова В.А. Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугуль-ма, — 2009.
- Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов /Перевод с английского. М.: ООО «Премиум Инжиринг», 2009. — 868 е., ил.
- Толковый словарь живого великорусского языка В. И. Даля. http://www.dict.t-mm.ru/dal/.
- Толковый словарь русского языка Д. Н. Ушакова, http://www.dict.t-mm.ru/ushakov/.
- Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Академия наук РТ, Казань 2004. — 582 с.
- Хисамов, P.C., Нуриев, И.А., Юсупов, И. Г. Оценка состояния призабойной зоны скважин терригенных коллекторов по данным промыслового анализа Текст. / P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство.-2011 -№ 3.
- Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А. Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. — 568 с.
- Хисамов P.C., Нуриев И. А. Оценка риска заколонного перетока из водоносного пласта в интервал перфорации нефтяного пласта // Нефтяное хо-зяйство.-2009.- № 4.-с.86−88
- Хисамов P.C., Нуриев И. А., Султанов A.C., Евдокимов A.M., Фазлыев Р.Т.Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2009.-№ 7. С. ЗО -33.
- Хисамов P.C., Ханнанов Р. Г., Фаткуллин Р. Х., Хамитьянов Н. Х., Миронова JI.M. Технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием // Нефтяное хозяйство.- 2010.-№ 12. С. 110 112
- Шарафутдинов 3.3., Ипполитов B.B. Прорыв пластовых флюидов через зацементированное пространство скважин и основные пути его предотвращения //Строительство скважин на суше и на море. 2009.- №№ 6 — 9.
- Шашель А. Г. Колганов В.И. Результаты бурения уплотняющих скважин на поздней стадии разработки Красноярского месторождения. НХ,-1/1999, с.29−33
- Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, г. Москва, 1959.
- Энциклопедический словарь, http://www.dict.t-mm.ru/enc si/.
- Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. — № 5. — С. 32−37.
- Юсупов И.Г., Хаминов Н. И., Бачков А. П. Исследование техногенного воздействия первичного вскрытия пластов на их коллекторские свойства отбором радиальных кернов. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2009. 476 с.
- R. Reyes, J. Brown, Halliburton- В. Measles, J. Lopez, G. Torres, PioneerNatu-ralResources.Облегченный цементный раствор для изоляции истощенных зон. Нефтегазовые технологии. 2010. — № 9. с. 5 — 8.
- S. Mubarak, N. Dawood, S. Salamy, Saudi Aramco. Опыт Саудовской Аравии: анализ интеллектуальных скважин. Нефтегазовые технологии. -2010.-№ 12. с. 20−23.
- Рисунок 1.1 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважины с высокой альтитудой земли.15
- Рисунок 1.2 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважин с низкой альтитудой земли.15
- Рисунок 2.1 Влияние отношения проницаемости призабойной зоны к естественнойпроницаемости пласта на продуктивность.38
- Рисунок 2.2 Корреляции коэффициентов продуктивности с абсолютной проницаемостьюперфорированных пластов скважин терригенного девона.48
- Рисунок 2.3- Гипотетическая поверхность базовой плоскости качества скважин.51
- Рисунок 2.4- Трехмерная диаграмма рассеяния коэффициентов продуктивности скважин вразных ракурсах.55
- Рисунок 2.5- Графики поверхностей коэффициентов удельной продуктивности скважин по технологиям первичного вскрытия пластов. Зависимость от давления репрессии буровогораствора и абсолютной проницаемости перфорированного пласта. .1.58
- Рисунок 2.6-Изменение коэффициента удельной продуктивности в зависимости отпроницаемости пласта:.!.59
- Рисунок 2.7- Расчет среднего значения абсолютной проницаемости перфорированныхпластов скважины.60
- Рисунок 2.8 Зависимость коэффициентов удельной продуктивности от временивоздействия давления репрессии бурового раствора.62
- Рисунок 2.9- Пример нестационарных пульсаций давлений промывочной жидкости, зафиксированный станцией ГТИ.66
- Рисунок 2.10 Схема первичного вскрытия поглощающих продуктивных пластов с АНПД.74
- Рисунок 2.11- Сплошные шарики сопротивляются раздавливанию и увеличиваютэластичность цемента (а, Ь) — стеклянные шарики имеют меньшую плотность (с, (3).78
- Рисунок 3.1 Схемы движения пластовых флюидов и жидкостей закачки в заколонном иоколо скважинном пространстве.90
- Рисунок 3.2 Зависимость обводненности добываемой продукции от расстояния междуинтервалом перфорации и до ближайшего водоносного пласта.93
- Рисунок 3.3- Зависимость обводненности добываемой продукции от соотношения проницаемостей перфорированного и водоносного пластов Кпр. водоносного/Кпр.перфорированного пласта.93
- Рисунок 3.4- Зависимость обводненности продукции от величины коэффициентаразобщенности коллекторов.95
- Рисунок 3.5 Диаграммы рассеяния коэффициентов удельной продуктивности (Кпрод.уд.):
- А)-трехмерная- Б) -двухмерная.102
- Рисунок 3.6 Распределение коэффициентов удельной продуктивности скважин выборки по полю коэффициентов абсолютной проницаемости (КпрАВС) и комплексногопараметра ЫЪс/гс+С,.104
- Рисунок 3.7 Геолого-физическая характеристика продуктивного интервала скв. № 32 563 106
- Рисунок 3.8 Распределение скважин с различными технологиями первичного вскрытия по полю коэффициента разобщенности коллекторов и комплексного параметра 1пхарактеризующего гидродинамическое совершенство вскрытия пласта.112
- Рисунок 3.9 Диаграмма рассеяния скважин с полной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра пЯ,/гс+С, и толщины глинистой корки. Условныеобозначения те же, как на рисунке 3.8.113
- Рисунок 3.11- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра InRK/rc+C, и толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемости перфорированного интервала.
- Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.116
- Рисунок 3.12 Диаграмма рассеяния nRk/rc+C, скважин с частичной перфорацией пласта-коллектора. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемостиперфорированного интервала. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.117
- Рисунок 3.13- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра nRK/rc+Cn толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта ниже проницаемости перфорированного интервала.
- Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.118
- Рисунок 3.16— Схема предварительной изоляции подошвенной воды.130
- Рисунок 3.17— Схема предварительной изоляции обводненного закачиваемой водойпласта, находящегося выше продуктивного пласта.131
- Рисунок 3.18 Формирование непроницаемого водоизолирующего экрана междуводоносной и нефтеносной частями пласта в процессе эксплуатации скважины.134
- Рисунок 4.1- Зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС:.138
- Рисунок 4.2 Зависимость темпов обводнения добываемой от расстояния ГС до линии1. ВНК.139
- Рисунок 4.3 Конструкция горизонтальной скважины № 4395Гдля управляемойэксплуатации разобщенных участков.142
- Рисунок 4.4— Схема управляемой с устья эксплуатации горизонтальной скважины.143