Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной

Львова, Ирина Вячеславовна

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной"

На правахрукописи

ЛЬВОВА ИРИНА ВЯЧЕСЛАВОВНА

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СОЗДАНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА СО СКВАЖИНОЙ

Специальность 25.00.15 "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма 2004

г

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть".

Научный руководитель: кандидат технических наук,

старший научный сотрудник Рылов Николай Иванович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

кандидат технических наук Фаткуллив Рашад Хасанович

Ведущее предприятие: Дочернее общество с ограниченной

ответственностью «Геопроект» (ДООО «Геопроект»), г.Уфа

Защита состоится 18 ноября 2004 года в 13— часов на заседании диссертационного Совета Д 222.018.01 при Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти ОАО "Татнефть" по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул. М.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть. Автореферат разослан 15 октября 2004 года

Ученый секретарь диссертационного Совет а, доктор техническихнаук, старший научный сотрудник

¿005-4

Ш ЪЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях наблюдается естественное снижение дебита новых бурящихся скважин, а существующая технология их строительства не всегда обеспечивает потенциальные возможности продуктивных пластов. В результате применения глинистых растворов при вскрытии пластов фактическая продуктивность нефтяных скважин по сравнению с потенциальной снижается в несколько раз.

Как известно, на продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), ухудшение которой происходит практически на всех этапах завершения строительства скважин. Значительное ухудшение продуктивности скважины наблюдается в процессе первичного вскрытия, вследствие которого происходит контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения. От того, на сколько качественно выполнен этот этап, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Существующие на сегодня различные типы буровых растворов, а также технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов далеко не всегда решают проблему качества заканчивания скважины при массовом бурении.

Одним из основных факторов, сдерживающих широкое применение эффективных рецептур и технологий, направленных на повышение качества вскрытия, является их высокая стоимость. Учитывая, что в ОАО "Татнефть" основной объем бурения проводится в скважинах с низкими добывными показателями, применение дорогостоящих растворов и технологий может оказаться экономически неоправданным.

В связи с этим необходим комплексный подход к решению данной

.........11

проблемы путем разработки

С Б'ЙЛ'йотЖ^Т^1^

СП»-«— —'

о»

технологических решений, направленных на создание эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в сложных горно-геологических условиях при массовом строительстве скважин.

Цель работы. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем исследования и разработки технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Основные задачи работы.

1. Анализ технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти на поздней стадии их разработки.

2. Экспериментальные исследования изменения фазовой проницаемости кернов по нефти при воздействии полимерных буровых растворов.

3. Аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.

4. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны и защита ее от воздействия буровых и цементных растворов до спуска эксплуатационной колонны.

5. Экспериментальная оценка незакольматированной площади фильтрации протяженных каналов, сформированных в призабойной зоне пласта на стадии вторичного вскрытия.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий.

Научная новизна.

1. На основании экспериментальных исследований взаимодействия пластовая система - вязкий флюид установлено, что в призабойной зоне продуктивного . интервала формируются зоны с восстанавливаемой и

невосстанавливаемой проницаемостью, обусловленные низкой агрегативной устойчивостью полимерных растворов в статических условиях и гидрофильной коагуляцией их при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Установлено, что при скорости фильтрации нефти в призабойной зоне пласта не более 1м/сут напряжение сдвига не превышает предела текучести высоковязкой коагуляционной структуры полимерных растворов и течение ее отсутствует.

3. На основании обобщения и анализа экспериментальных исследований дана количественная оценка зоны кольмагации ПЗП, представленной тсрригенными породами высокой, средней и низкой проницаемости, от состава полимерного раствора. Аналитическими и теоретическими исследованиями определены граничные значения глубины проникновения фильтрата глинистого и полимерного растворов. Установлено, что применение полимерного раствора в сравнении с глинистым позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

4. Впервые установлено, что формирование перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра является достаточным условием для преодоления загрязненной призабойной зоны пласта и создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

Основные защищаемые положения.

1. Механизм кольматации призабойной зоны пласта полимерными буровыми растворами вследствие формирования в ней высоковязкой коагуляционной структуры при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Оптимальные условия создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

3. Комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченным полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана.

Практическая ценность.

1. Определены области эффективного применения полимерных буровых растворов.

2. Разработаны руководящие документы по технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, а также по приготовлению и применению полимерных буровых растворов на месторождениях Татарстана, которые нашли отражение в групповых рабочих проектах на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

3. Разработка и внедрена комплексная технология заканчивапия скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление при цементировании. В период с 2001 по 2003 год технология внедрена на 23 скважинах. Эффект от внедрения составил 16447,3 тыс.руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах института "ТатНИПИнефть", на XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г.Бугульма, 1990г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (г.Москва, 2002г.), на Региональной научно-практической конференции, посвященной

внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (г.Ижевск, 2003 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи, 4 руководящих документа (РД), тезисы 2 докладов, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов и основных выводов; изложена на 131 странице машинописного текста, в числе которых 14 рисунков, 17 таблиц; содержит список литературы из 94 наименований и 2 приложения.

Автор глубоко благодарен сотрудникам своей лаборатории, лаборатории гидродинамических исследований института «ТагМИИИнефгь», в частности, заведующему лабораторией Иктисанову Валерию Лсхаговичу и заведующему сектором Мусабировой Нурие Хусаиновне за оказанную помощь при оценке эффективности разработанных технологий по результатам ГДИ.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает научному руководителю - кандидату технических наук, старшему научному сотруднику Рылову Николаю Ивановичу, а также доктору технических паук, профессору, члену-корреспонденту АН РТ Юсупову Изилю Галимзяновичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, определены цель и основные задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность проведенных работ.

В первом разделе рассмотрены геолого-технологические условия строительства скважин и анализ отечественного и зарубежного опыт по

повышению качества их заканчивания на современной стадии разработки нефтяных месторождений.

Проблемы первичного вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин нашли отражения в работах отечественных и зарубежных исследователей: В.А. Амияна, O.K. Ангелопуло, Б.А. Андресона,

A.И. Булатова, B.C. Буслаева, A.M. Гусмана, Дж. Грея, Г.П. Зозули,

B.П. Зозули, СЕ. Ильясова, П.В. Киселева, Э.Г. Кистера, А.Т. Кошелева, В.Н. Кошелева, В.И. Крылова, Н.И. Крысина, Ю.С. Кузнецова, А.К. Куксова, В. А. Куксова, М.И. Липкеса, М.Р. Мавлютова, А.Х. Мирзаджанзаде, В.П. Овчинникова, А.И. Пенькова, В.Н. Полякова, Н.И. Рылова, А.У. Шарипова, И.Е. Шевалдина, И.Г. Юсупова, Р.С. Яремийчука и многих других.

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В целом по республике Татарстан их доля увеличилась от 33 до 80%. В эту группу включаются запасы всех чипов залежей, содержащих высоковязкие нефти (более 30мПа-с); запасы в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, в водонефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной коллектора (2-Зм) и незначительной (менее 40%) долей нефтенасыщенной части пласта к общей толщине коллектора. Главный признак трудноизвлекаемых запасов нефти - экономическая неэффективность их извлечения при привычной стандартной технологии. Другой существенный признак - скважины, пробурённые на такие нефтяные пласты, обладают крайне низкими коэффициентами продуктивности.

За последние годы в ОАО "Татнефть", несмотря на усложнившиеся горно-геологические условия разработки месторождений, существенных изменений в технологии заканчивания скважин не произошло. Для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов используют, главным образом, глинистые растворы. По данным анализа, проведенного институтом "ТатНИПИнефть", применение глинистого раствора на сегодня составляет 70-

80%. Глинистый раствор, приготовленный из комовой глины Биклянского карьера, обеспечивает плотность раствора в пределах 1120-И 180кг/м3. Такие растворы имеют повышенные значения толщины глинистой корки и водоотдачи. Это приводит к необратимому блокированию призабойной золы продуктивного пласта. Причем, зачастую плотность раствора для вскрытия продуктивного интервала определяется требованиями только безаварийной проводки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.

Основной объем бурения ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. При этом в большинстве случаев происходят необратимые снижения естественной проницаемости призабойной зоны скважины. В результате анализа пробуренного фонда 288 скважин, проведенного институтом «ТатНИПИнефть», средняя фактическая величина значения перепада давления составляет:

- для девона: 3,42 МПа при норме 2,5МПа;

- для карбона: 1,59 МПа при норме 1,5МПа.

Отрицательные последствия взаимодействия бурового раствора с породой коллектора, слагающей продуктивный пласт, и пластовыми флюидами могут быть сведены к минимальному изменению фильтрационных свойств нефтесодержащих пластов при правильном выборе типа бурового раствора и технологии заканчивания скважин.

Анализируя существующие методы вторичного вскрытия пласта, можно отметить, что всех их объединяет один общий недостаток - ограниченная протяженность формируемых в призабойной зоне продуктивного пласта перфорационных каналов.

Второй раздел посвящен экспериментальным исследованиям но влиянию применяемых на месторождениях Татарстана полимерных буровых растворов на фильтрационные свойства пород.

Объектами исследования были образцы керна пород пашийского горизонта Ромашкинского месторождения, представленные породами высокой, средней и низкой проницаемости.

Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины. Разбавление нефти до вязкости, близкой пластовой, осуществлялось очищенным керосином. В качестве тестируемых полимерных буровых растворов использовались: раствор с полиакриламидом без сшивки, раствор с полиакриламидом со сшивкой и раствор с крахмалом. Исследования проводились на установке по исследованию проницаемости кернов (УИПК) по методике максимально приближенной к забойным условиям.

Анализ результатов экспериментальных исследований показал, что наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает буровой раствор с полиакриламидом без сшивки (раствор №1).

Рассматривая динамику изменения фазовой проницаемости до и после обработки образцов керна различными типами полимерных буровых растворов, можно заметить, что практически для всех исследуемых образцов наблюдается следующий характер восстановления нефтепроницаемости (таблица 2.1 и рисунок 2.1) - первоначально происходит снижение фазовой проницаемости образцов керна до определенного значения и составляет величину дКу. Затем проницаемость частично восстанавливается на величину ¿К^. Значение определяет невосстанавливаемую величину проницаемости и составляет: ЛК|= дК|>- ¿к2.

При вытеснении бурового раствора нефтью мы видим, что в начальный период времени происходит только частичное восстановление проницаемости. При дальнейшей фильтрации нефти при данной скорости проницаемость стабилизируется и увеличение ее не происходит.

Данное явление объясняется следующим:

Таблица 2.1 — Динамика изменения фазовой проницаемости по нефти после обработки образцов керна буровым раствором

Тип коллектора Проницаемость по нефти

До обработки буровым раствором (абсолютное значение), 10~3мкм2 После обработки буровым раствором

Предельное снижение проницаемости (ЛКо) Частично восстанавливаемая проницаемость (ЛК,) Невосстанав- ливаемая проницаемость (ЛК|), % Восстановление проницаемости, %

*10-3мкм2 % *10-3мкм2 %

Буровой раствор №1

Высокопроницаемый 110,0 87,8 79,6 18,0 16,3 63,3 36,7

Среднепроницаемый 56,1 52,1 92,9 14,1 25,4 67,5 32,5

Низкопроницаемый 6,7 5,4 65,3 2,3 25,8 39,5 60,5

Буровой раствор №2

Высокопроницаемый 251,0 240,9 95,9 п,з 4,5 91,4 8,6

Среднепроницаемый 18,2 17,5 96,1 5,6 30,7 65,4 34,6

Низкопроиицаемый 6,1 5,3 87,0 0,42 7,6 79,4 20,6

Буровой раствор №3

Высокопроницаемый 44,1 37,6 84,2 2,2 4,2 80,0 20,0

Среднепроницаемый 16,8 14,6 85,4 1,2 7,0 78,4 21,6

Низконроницаемый 4,1 3,3 81,7 0,3 9,3 ' 72,4 27,6

2 140

2

•г О 120

£ 100

О) во

X

о

с во

л

ь о 40

£

ф (0 20

=г

к

X 0

о

о.

с.

- -

дК,

ЛК,

Ь/ й - О

а 10 12 14 16

время фильтрации, час

20

до обработки фильтратом

после обработки фильтратом

лК, - предельное снижение фазовой проницаемости

дК, - невосстанавливаемая величина фазовой проницаемости

лК, - частично восстанавливаемая величина фазовой проницаемости

Рисунок 2.1 - Динамика изменения фазовой проницаемости по нефти до и после обработки образцов керна буровым раствором

Полимерные растворы, как и все буровые растворы на водной основе, относятся к дисперсным системам. Такие системы являются малоустойчивыми (нестабильными). Под влиянием различных факторов (нагрева, замораживания, интенсивного перемешивания, длительного хранения и особенно при добавках электролитов) в них происходит ряд необратимых процессов, результатом которых является расслоение раствора с изменением структурно-механических свойств и выпадением его твердой фазы в осадок.

По этой схеме работает и буровой раствор, попадая в керн, предварительно насыщенный пластовой водой, который, взаимодействуя с последней и находясь в статических условиях, разделяется на две составляющие: жидкая часть - «подвижный фильтрат» и вязкий осадок -

«неподвижный фильтрат». «Подвижный фильтрат» в силу своих реологических свойств через определенное время вытесняется нефтью, образуя зону с восстанавливаемой проницаемостью, а «неподвижный фильтрат» блокирует фильтрационные каналы, создавая, тем самым, зону с невосстанавливаемой проницаемостью.

Лабораторные исследования полимерного бурового раствора, который предварительно был использован при вскрытии продуктивного интервала на скважине, позволили нам визуально наблюдать вышеописанное явление.

Раствор, при хранении его в течение семи суток в стагических условиях расслоился на две части при соотношении 3:1, верхняя - «подвижная часть фильтрата» и нижняя - «неподвижная часть фильтрата» - вязкий осадок.

«Неподвижную часть» фильтрата разделили па две части, в каждую из которых добавили различные типы пластовой воды: пластовую воду карбонатных отложений (ПВКО) плотностью 1090кг/м3 и пластовую девонскую воду (ПДВ) плотностью 1180кг/м\ В обоих случаях произошла гидрофильная коагуляция. Вновь образовавшийся осадок напоминал гелеподобный сослав без заметного расслоения всего осадка. В случае с ПДВ реакция была значительнее.

В реальных пластовых условиях закупоривающий эффект «неподвижной части» фильтрата усиливается, так как нефтенасыщенные пласты всегда содержат воду, насыщенную солями поливалентных металлов, которые при взаимодействии с «неподвижной частью» фильтрата образуют гелеобразный осадок, закупоривающий фильтрационные каналы коллектора и создающий зону с невосстанавливаемой проницаемостью.

Для более наглядного сравнения воздействия полимерных растворов на проницаемость пород были построены зависимости степени восстановления нефтепроницаемости от остаточной водонасыщенности (рисунок 2.2).

Первая область является областью эффективного применения полимерных буровых растворов. Так, для бурового раствора № 1 данная область соответствует водонасыщенности образца от 0 до 6%, а для буровых

1,2,3- эффективная, переходная и неэффективная области

применения

Рисунок 2.2 - Результаты исследования области эффективного применения полимерных буровых растворов

растворов № 2 и 3 - от 0 до 5%. Вторая область является переходной областью, где эффективность применения полимерных растворов резко снижается. Вторая область соответствует следующему распределению водонасыщенности: от 6 до 22% (для раствора №1); от 5 до 15% (для раствора №2) и от 5 до 11% (для раствора №3). При водонасыщенносш коллектора, превышающей граничные значения второй области (более 22%, 15% и 11 % для растворов № 1, 2 и 3, соответственно), применение данных типов полимерных буровых растворов является неэффективным.

В третьем разделе проведены аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.

Отрицательное влияние бурового раствора на нефгенасыщенный пласт может быть значительно уменьшено путем расчета и выбора оптимального состава бурового раствора и технологии вскрытия продуктивного пласта, обеспечивающей минимальные размеры зоны проникновения бурового раствора в пласт.

Сущность рекомендуемого подхода к выбору технологии вскрытия заключается в том, что исходя из геологической характеристики коллектора, типа бурового раствора, времени его воздействия и величины репрессии на пласт, определяется фактический радиус проникновения фильтрата буровою раствора , который не должен превышать глубину перфорационных каналов, формируемых при вторичном вскрытии. Его можно контролировать геофизическими или гидродинамическими исследованиями или с использованием аналитической зависимости по методике ВНИИКРнефть:

(3.1)

где -радиус зоны проникновения фильтрата, м;

-радиус скважины, м; К-проницаемость пласта, м2;

-средняя величина репрессии на пласт, Па;

Г-время воздействия бурового раствора на пласт, с; ¡1 - вязкость фильтрата, Па*с; т - открытая пористость пласта, доли единицы;

¿"-величина скин-эффекта, характеризующего степень изменения пропускной способности фильтрационной корки и закольматированного слоя (прискважинного) по сравнению с природной проницаемостью коллектора. Величина 5" определяется по формуле:

где К,- и Л,. - проницаемость и толщина фильтрационной корки. Проницаемость корки определяется по формуле:

где Ф - фильтратоотдача бурового раствора;

А,, -толщина корки.

Согласно данной методике была составлена компьютерная программа и проведены аналитические исследования радиуса проникновения фильтрата глинистого раствора, нашедшего наиболее широкое применение при бурении скважин в ОАО «Татнефть». Исследования проводились но стратиграфическим горизонтам в зависимости от перепада давления.

Аналитические исследования показали, что максимальная глубина проникновения фильтрата в призабойную зону пласта наблюдается в скважинах, пробуренных на девонские отложения ( К,|,=0,34м), что объясняется, в первую очередь, повышенным значением величины репрессии на продуктивный горизонт. Это связано с тем, что при существующей на сегодня в ОАО «Татнефть» технологии заканчивания девонских скважин, плотность бурового раствора выбирается исходя не из пластового давления продуктивного интервала, а из условия обеспечения безаварийного прохождения неустойчивых кыновских аргиллитов, расположенных над продуктивной частью пласта.

(3.2)

(3.3)

Минимальная глубина проникновения фильтрата глинистого раствора наблюдается в тульско-бобриковских отложениях ( ^=0,19+0,21м), что связано с геологической характеристикой коллектора.

В других горизонтах значения глубины проникновения фильтрата получились одного порядка:

- по верейскому горизонту: от 0,2 до 0,28м;

- по башкирскому ярусу: от 0,21 до 0,28м;

- по турнейскому ярусу: от 0,23 до 0,27м.

Глубина прострела серийных перфораторов ПК-ЮЗ, ПК-105ДУ и ПКС-80 составляет 0,145 и 0,165 метров, соответственно.

Сравнив полученные значения радиуса проникновения фильтрата глинистого раствора по стратиграфическим горизонтам с глубиной прострела пласта серийными перфораторами при вторичном вскрытии, мы видим, что перфорационные каналы формируются в зоне загрязненной фильтратом глинистого раствора.

Для уменьшения радиуса проникновения фильтрата предлагается использование полимерного бурового раствора, обладающего пониженной плотностью, что позволяет обеспечить минимальную репрессию на продуктивный пласт, а также увеличить механическую скорость бурения скважины и, тем самым, сократить время воздействия бурового раствора на пласт. На рисунке 3.1 показано изменение радиуса проникновения фильтратов глинистого и полимерного буровых растворов на примере турнейского яруса, из которого видно, что для глинистого раствора радиус составляет 0,26 метров, для полимерного - 0,14 метров, из которых 0,11 метров - это «неподвижная часть фильтрата», т.е. зона с невосстанавливаемой проницаемостью.

Получается, что в случае применения полимерного раствора, использование более мощного серийного перфоратора ПКС-80 позволяет достичь зоны, загрязненной «подвижным фильтратом», которая является зоной с восстанавливаемой проницаемостью.

Радиус проникновения фильтрата бурового раствора, м

ЕО фильтрат глинистого раствора

Ш неподвижная часть фильтрата полимерного раствора О подвижная часть фильтрата полимерного раствора

Рисунок 3.1 - Изменение радиуса проникновения фильтрата глинистого и полимерного растворов в турнейском ярусе

Однако большая часть площади канала (9$%) расположена в зоне «неподвижного фильтрата», т.е. в зоне с невосстанавливаемой проницаемостью (рисунок 3.2)

Рисунок 3.2

где D - диаметр перфорационного канала;

S,L- площадь и глубина перфорационного канала;

й1,,!,- площадь и глубина канала, достигшего зоны с восстанавливаемой проницаемостью.

Недостаточная глубина проникновения перфорационных каналов в призабойную зону пласта при кумулятивной перфорации обусловило развитие новых способов вторичного вскрытия пластов, позволяющих формировать протяженные фильтрационные каналы в призабойной зоне пласта.

Совместно с Омским конструкторским бюро разработано устройство (забойный электробур) для формирования каналов диаметром 20мм и протяженностью до 1 метра. Форма канала представляет собой цилиндр (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3

Определим площадь канала, достигшего зоны с восстанавливаемой проницаемостью, т.е. рабочую плошадь канала. Для расчета воспользуемся вышеприведенными значениями глубины проникновения фильтратов полимерного и глинистого растворов.

Определим процентное соотношение двух площадей Я и .">,:

^ к)о% = -100 = 85.7% (3.4)

Как показали расчеты, площадь канала, сформированного с помощью кумулятивной перфорации, составляет 0,037-Ю'3М:.

Сравнивая значения рабочих площадей каналов при различных способах перфорации, мы видим, что одно отверстие, сформированное забойным электробуром, заменяет около 1454 кумулятивных канала. Следовательно, даже при достаточно высокой плотности кумулятивной перфорации, равной 40 50 отверстий на погонный метр, площадь сформированных каналов далеко не достигает площади фильтрации, образуемой одним отверстием диаметром 20мм на глубину одного метра.

Четвертый раздел посвящен разработке комплексной технологам заканчивания скважин, которая включает в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, формирование разуплотненной зоны в открытом стволе скважины и защита ее от воздействия буровых и цементных растворов до спуска эксплуатационной колонны.

Аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивный пласт показали, что применение облегченных полимер-меловых буровых растворов в сравнении с глинистыми растворами позволяют на 46% уменьшить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом, однако, основная площадь перфорационного канала, сформированного кумулятивным способом, создается в загрязненной зоне пласта. Следовательно, применение облегченных полимерных растворов для вскрытия продуктивных пластов является недостаточным условием для качественного вскрытия продуктивных пластов и необходима разработка дополнительных мероприятий, направленных на сохранение и восстановление проницаемости коллектора.

Поставленная цель осуществляется путем разработки комплексной технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, которая включает в себя вскрытие продуктивного ингервала на облегченном полимер-меловом растворе (ОПМР) плотностью р=104(Ы080кг/м3 с последующей перфорацией данного интервала в открытом стволе скважины до спуска и цементирования обсадной колонны, используя технологию формирования разуплотненной призабойной зоны.

Полимер-меловой раствор, в отличие от глинистого, позволяет создавать буровые растворы пониженной плотности (1040-1080 кг/м3), снижая, тем самым, в составе раствора количество глины от 195 ":"293 до 50 кг/м3. Снижение содержания глинистой составляющей в ОПМР достигается путем замены основного структурообразователя - глины на акриловые полимеры и кислоторастворимую твердую фазу - мел. При этом структурно-механические свойства ОПМР обеспечивают регламентированные параметры, причем, некоторые из них обладают более технологичными свойствами.

Снижение плотности раствора, соответственно, уменьшает величину репрессии на продуктивный пласт, что, в свою очередь, позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

Опыт применения ОПМР на скважине № 6738 Алексеевского месторождения показал, что величина репрессии на продуктивный интервал

турнейского яруса составила ДР=0,86МПа. Тогда как, применение глинистого раствора в данных условиях составила бы величину репрессии, равную в зависимости от плотности применяемого глинистого

раствора.

С целью интенсификации притока нефти и достижения потенциального дебита в призабойной зоне пласта производится формирование сети искусственных каналов и трещин путем прострелочно-взрывных работ (ПВР) в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны в среде раствора с кислоторастворимой твердой фазой с последующим кислотным воздействием на стадии освоения.

Взрыв оказывает локальное действие на призабойную зону, а глубина зоны разуплотнения достигает размеров, соизмеримых с размерами зоны, пораженной при первичном вскрытии.

После проведения взрыва, для предотвращения загрязнения продуктивного пласта в процессе цементирования эксплуатационной колонии, производится искусственная кольматация призабойной зоны пласта тампонажной смесью.

В пятом разделе приведены результаты опытно-промышленных работ и дана технико-экономическая оценка разработанной технологии.

Комплексная технология первичного вскрытия продуктивного пласта была успешно применена на Алексеевском нефтяном месторождении.

Оценка эффективности применяемой технологии проведена путем сопоставления с "базовыми" скважинами, находящимися в одном кусте и имеющими идентичные геологические характеристики пласта.

Анализ добывных показателей позволяет сделать следующие выводы.

Применение комплексной технологии позволяет повысить удельный дебит скважин в 2,9 раз - на Алексеевском участке и в 2,3 раза - на Подгорном участке Алексеевского месторождения.

Гидродинамические исследования (ГДИ) скважин №№: 6312, 6313, 6314 Алексеевского участка позволили одновременно с традиционным методом оценки качества вскрытия произвести оценку фильтрационно-емкостных показателей призабойной и удаленной зоны пласта по результатам ГДИ по методике Иктисанова В.А.

Количественная оценка изменения свойств призабойной зоны по результатам ГДИ осуществлялась по показателям: гидропроводность, скин-эффект и параметр ОП - отношение фактической продуктивности к потенциально возможной.

Оценка комплексной технологии по результатам ГДИ подтверждает эффективность данной технологии. Так, фильтрационно-емкостные показатели призабойной и удаленной зоны пласта значительно превосходят данные показатели на скважинах, где применялись только облегченный полимер-меловой и глинистый растворы, соответсгвенно: гидропроводность выше в 2,8 и 3,8 раза; величина скин-эффекта ниже в 1,4 и 1,9 раза при сравнительно одинаковых параметрах ОП.

Промысловые испытания макетного образца забойного, электробура были проведены на скважине № 10063 Уратьмииского месторождения. Сверление осуществлено в интервале тульского терригенного пласта. Было просверлено одно отверстие диаметром 20мм глубиной 1 метр через неперфорированную ранее, новую 146мм эксплуатационную колонну.

Результаты испытаний оценивались по добывным показателям новой и соседних скважин, пробуренных на тульский горизонт. Скважина 10063 введена в эксплуатацию с дебитом 10м3/сут. В дальнейшем дебит увеличился до 13м /сут после оптимизации параметров насоса.

Результаты анализа показали, что продуктивность, дебит по жидкости и по нефти превышает аналогичные показатели по соседним скважинам в 5,57; 2,94; 3,33 раза, соответственно. Результаты обработки КВД показали, что показатель скин-эффекта и отношение продуктивностей равны соответственно 0,02; 0,99.

Аналогичные работы проводились в скважине № 275 Чеканского месторождения. Сверление осуществлялось в интервале бобриковского горизонта. Результаты гидродинамических исследований показали, что скин-эффект оказался отрицательным (-0,66), а отношение продуктивностей превышает единицу (1,5).

Экспериментальными исследованиями установлено, что формирование протяженных фильтрационных каналов в призабойной зоне оказывает более существенное влияние на эффективность вскрытия продуктивных пластов по сравнению с традиционными методами вторичного вскрытия, бесперфораторными, кумулятивными, создающие перфорационные каналы небольшой глубины. Результаты промышленных работ подтверждают эффективность рекомендуемой технологии.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа и обобщения существующих технологий первичного и вторичного вскрытия, направленных на повышение качества вскрытия продуктивных пластов, выявлены основные факторм, сдерживающие их широкое применение при массовом строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

2. Экспериментально установлена динамика изменения проницаемости кернов после воздействия на них полимерными растворами, соответственно для высоко, - средне и - низкопроницаемых коллекторов.

Выявлено, что предельное снижение фазовой проницаемости по нефти первоначально происходит в результате взаимодействия полимерных растворов с пластовыми водами с последующим формированием непроницаемой зоны пласта, обусловленной ионно-обменными процессами в присутствии солей поливалентных металлов и низкой агрегативной устойчивостью полимерного раствора.

3. Экспериментальными исследованиями установлены эффективная, неэффективная и переходная области применения полимерных растворов. Эффективная и переходная области для полимерных буровых растворов составляют, соответственно:

- с полиакриламидом: от Одо 6% и от 6 до 22%;

- с полиакриламидом «со сшивкой»: от Одо 5% и от 5 до 15%;

- с крахмалом: от Одо 5% и от 5 до 11 %;

4. Аналитическими исследованиями зоны проникновения бурового раствора в продуктивный пласт установлено, что применение облегченного полимерного раствора в сравнении с глинистым раствором позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения фильтратом {с 260мм до 140мм), т.е. до размеров соизмеримых с пробивной способностью серийного перфорагора ПКС-80.

5. Аналитические исследования зоны формирования перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра показали, что основная площадь канала формируется в незагрязненной зоне пласта и составляет 85,7%.

6. Разработана комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление при цементировании. Экономический эффект от применения комплексной технологии в расчете на одну скважину составляет 715,1 тыс. руб.

7. На основании анализа гидродинамических исследований скважин по оценке коллекторских свойств призабойной и удаленной зоны пласта установлено, что при формировании перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра, коэффициент отношения продуктивностей (ОП) и скин-эффект достигают потенциальных значений. Это является достаточным

условием создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

Основное ' содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Львова И.В., Никонов ВА Разработка рецептур полимерглинистых буровых растворов на основе акриловых полимеров. // XXI научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ТатНИПИнеф гь. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1990. - С. 52.

2. РД 39-0147-585-060-91. Технология приготовления и применения полимерглинистого раствора для бурения скважин на месторождениях ТССР. / Рылов Н.И., Никонов ВА, Львова И В. - Бугульма: Та1НИПИнеф|ь, 1991. -12 с.

3. РД 39-0147-585-117-95. Инструкция по технологии приготовления и применения полимерных растворов для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. / Рылов И.И., Никонов ВА, Львова И.В. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1995. - 14 с.

4. Хузин P.P., Каримов М.Ф., Рылов П.И., Лыюва И.В., Бердников А.В. Опыт использования полимерных буровых растворов при заканчивании скважин на месторождениях Татарстана. // Всероссийская научно-практическая конференция: "Разработка, производство и применение химреагентов для нефтяной и газовой промышленности". - М. - 2002. - С. 267.

5. Хузин P.P., 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 НИИНЕФТЕОТДАЧА Академия наук Республики Башкортостан. Издательство "Монография". - Уфа. - Выпуск № 4. - 2003. - С. 153-159.

6. Хузин 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 «Интервал». - 2003. - № 11. - С. 74-78.

7. РД 153-39.0-311-03. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта с формированием высокопроницаемой зоны. / Ахмадишин Ф.Ф., Каримов М.Ф., Львова И.В. - Бугульма: ТатНИПИнефть,

2003.-9 с.

8. Пат. 2225503 Российская Федерация, МПК7 7 Е 21 В 43/11, 33/13. Способ заканчивания нефтяных и газовых скважин. / Рылов Н.И., Поваляев А.И., Бажитова И.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -№ 2001117258/03; заявл. 19.06.01; опубл. 10.03.04., Бюл. № 7. -С. 743.

9. РД 153-39.0-354-04. Технология централизованного приготовления буровых растворов в специализированных цехах (узлах) по приготовлению глинистых растворов для бурения скважин. / Ахмадишин Ф.Ф., Каримов М.Ф., Львова И.В., Щербаков Н.П., Минегараева Г.М. - Бугульма: ТатНИПИнефть,

2004.-15с.

10. Львова И.В., Рылов Н.И., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов // НТЖ «Интервал». - 2004. - № 6 (65). - С. 9-14.

»215 73

РНБ Русский фонд

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 11.10 2004 г Заказ № 128 Тираж 100 экз

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Львова, Ирина Вячеславовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИХ ЗАКАШИВАНИЯ НА СОВРЕМЕННОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА.

1.1 Особенности геологического строения месторождений Татарстана.

1.2 Анализ технологий первичного вскрытия продуктивных пластов

1.3 Анализ технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА.

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.

2.4 Динамика изменения проницаемости керна при вытеснении бурового раствора нефтью.

2.5 Исследование области эффективного применения полимерных буровых растворов на водной основе.

3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ КОЛЬМАТА-ЦИИ И ЗОНЫ ФОРМИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ.

3.1 Исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.

3.2 Исследования зоны формирования протяженных фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта при вторичном вскрытии продуктивного интервала с помощью забойного электробура

4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКЫРТИЯ С ФОРМИРОВАНИЕМ РАЗУПЛОТНЕННОЙ ЗОНЫ В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД

4.1 Технология приготовления и применения облегченного полимер-мелового бурового раствора.

4.2 Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной зоны и кислоторазрушаемого защитного экрана в интервале продуктивного пласта.

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

5.1 Комплексная технология первичного вскрытия продуктивных пластов с применением облегченных полимерных буровых растворов и формированием разуплотненной зоны.

5.2 Технология заканчвания скважин с формированием глубоких перфорационных каналов через эксплуатационную колонну.

5.3 Экономическая оценка разработанных мероприятий

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной"

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях наблюдается естественное снижение дебита новых бурящихся скважин, а существующая технология их строительства не всегда обеспечивает потенциальные возможности продуктивных пластов. В результате применения глинистых растворов при вскрытии пластов фактическая продуктивность нефтяных скважин по сравнению с потенциальной снижается в несколько раз.

Как известно, на продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), ухудшение которой происходит практически на всех этапах завершения строительства скважин. Значительное ухудшение продуктивности скважины наблюдается в процессе первичного вскрытия, вследствие которого происходит контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения. От того, на сколько качественно выполнен этот этап, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Существующие на сегодня различные типы буровых растворов, а также технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов далеко не всегда решают проблему качества заканчивания скважины при массовом бурении.

Одним из основных факторов, сдерживающих широкое применение эффективных рецептур и технологий, направленных на повышение качества вскрытия, является их высокая стоимость. Учитывая, что в ОАО "Татнефть" основной объем бурения проводится в скважинах с низкими добывными показателями, применение дорогостоящих растворов и технологий может оказаться экономически неоправданным.

В связи с этим необходим комплексный подход к решению данной проблемы путем разработки принципиально новых малозатратных технологических решений, направленных на создание эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в сложных горно-геологических условиях при массовом строительстве скважин.

Цель работы. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем исследования и разработки технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Основные задачи работы.

1. Анализ технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти на поздней стадии их разработки.

2. Экспериментальные исследования изменения фазовой проницаемости кернов по нефти при воздействии полимерных буровых растворов.

3. Аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.

4. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны и защита ее от воздействия буровых и цементных растворов до спуска эксплуатационной колонны.

5. Экспериментальная оценка незакольматированной площади фильтрации протяженных каналов, сформированных в призабойной зоне пласта на стадии вторичного вскрытия.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий.

Научная новизна.

1. На основании экспериментальных исследований взаимодействия пластовая система - вязкий флюид установлено, что в призабойной зоне продуктивного интервала формируются зоны с восстанавливаемой и невосстанавливаемой проницаемостью, обусловленные низкой агрегативной устойчивостью полимерных растворов в статических условиях и гидрофильной коагуляцией их при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Установлено, что при скорости фильтрации нефти в призабойной зоне пласта не более 1м/сут напряжение сдвига не превышает предела текучести высоковязкой коагуляционной структуры полимерных растворов и течение ее отсутствует.

3. На основании обобщения и анализа экспериментальных исследований дана количественная оценка зоны кольматации ПЗП, представленной терригенными породами высокой, средней и низкой проницаемости, от состава полимерного раствора. Аналитическими и теоретическими исследованиями определены граничные значения глубины проникновения фильтрата глинистого и полимерного растворов. Установлено, что применение полимерного раствора в сравнении с глинистым позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

4. Впервые установлено, что формирование перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра является достаточным условием для преодоления загрязненной призабойной зоны пласта и создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

Основные защищаемые положения.

1. Механизм кольматации призабойной зоны пласта полимерными буровыми растворами вследствие формирования в ней высоковязкой коагуляционной структуры при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Оптимальные условия создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

3. Комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченным полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана.

Практическая ценность.

1. Определены области эффективного применения полимерных буровых растворов.

2. Разработаны руководящие документы по технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, а также по приготовлению и применению полимерных буровых растворов на месторождениях Татарстана, которые нашли отражение в групповых рабочих проектах на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

3. Разработана и внедрена комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление при цементировании. В период с 2001 по 2003 год технология внедрена на 23 скважинах. Эффект от внедрения составил 16447,3 тыс.руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах института "ТатНИПИнефть", на XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г.Бугульма, 1990г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (г.Москва, 2002г.), на Региональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (г.Ижевск, 2003г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи, 4 руководящих документа (РД), тезисы 2 докладов, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов и основных выводов; изложена на 131 странице машинописного текста, в числе которых 14 рисунков, 17 таблиц; содержит список литературы из 94 наименований и 2 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Львова, Ирина Вячеславовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа и обобщения существующих технологий первичного и вторичного вскрытия, направленных на повышение качества I вскрытия продуктивных пластов, выявлены основные факторы, сдерживающие их широкое применение при массовом строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

2. Экспериментально установлена динамика изменения проницаемости кернов после воздействия на них полимерными растворами, соответственно для высоко, - средне и - низкопроницаемых коллекторов.

Выявлено, что предельное снижение фазовой проницаемости по нефти первоначально происходит в результате взаимодействия полимерных растворов с пластовыми водами с последующим формированием непроницаемой зоны пласта, обусловленной ионно-обменными процессами в присутствии солей поливалентных металлов и низкой агрегативной устойчивостью полимерного раствора.

3. Экспериментальными исследованиями установлены эффективная, неэффективная и переходная области применения полимерных растворов. Эффективная и переходная области для полимерных буровых растворов составляют, соответственно:

- с полиакриламидом: от Одо 6% и от 6 до 22%;

- с полиакриламидом «со сшивкой»: от Одо 5% и от 5 до 15%;

- с крахмалом: от Одо 5% и от 5 до 11%;

4. Аналитическими исследованиями зоны проникновения бурового раствора в продуктивный пласт установлено, что применение облегченного полимерного раствора в сравнении с глинистым раствором позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения фильтратом (с 260мм до 140мм), т.е. до размеров соизмеримых с пробивной способностью серийного перфоратора ПКС-80.

5. Аналитические исследования зоны формирования перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра показали, что основная площадь канала формируется в незагрязненной зоне пласта и составляет 85,7%.

6. Разработана комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление при цементировании. Экономический эффект от применения комплексной технологии в расчете на одну скважину составляет 715,1 тыс. руб.

7. На основании анализа гидродинамических исследований скважин по оценке коллекторских свойств призабойной и удаленной зоны пласта установлено, что при формировании перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра, коэффициент отношения продуктивностей (ОП) и скин-эффект достигают потенциальных значений. Это является достаточным условием создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе. 4

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Львова, Ирина Вячеславовна, Бугульма

1. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 352 с.

2. Мерзляков В.Ф. Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. — М.: Недра, 2003.-267 с.

3. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. — Казань: Таткнигоиздат, 1989. 136 с.

4. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. — Уфа: Китап, 1994.-178 с.

5. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. - 148 с.

6. Сургучев М.Л., Калганов В.И., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. — М.: Недра, 1987. 230 с.

7. Филиппов В.Д. Методика изучения трещиноватости карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1994. - №8. - С. 23-27.

8. Голф-Рахг Т.Д. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1986. - 605 с.

9. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Характериные особенности геологического строения карбонатных коллекторов западного Приуралья. — М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 54 с.

10. Свиридова Л.Н., Просвиркина Л.В., Шарапова Л.Н. О влиянии трещиноватости на эффективность разработки карбонатных коллекторовтурнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Тр. ТатНИПИнефть, юбилейный вып., посвященный 40-летию

11. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1996 г., С. 44-51.

12. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980.

13. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Тематические научно-технические обзоры «Разработка залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам». -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

14. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001. — 562 с.

15. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах // Геология, геофизика и разработка месторождений. 1988. - Вып.З. - С. 23-25.

16. Михайлов И.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. —130 с.

17. Сургучев Е.М. Завершение скважин — состояние и проблемы // Сб. науч. тр. / ВНИИ. 1986. - № 94. с. 140-147.

18. Ясапшн А.М. Проблемы вскрытия пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - № 2. - С. 26:30.

19. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. — М.: Недра, 1976.-89 с.

20. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. -М.: Недра, 1997, Т. 1. — 395с.

21. Еганьянц Р.Т. Предупреждение глубокого проникновения в коллектор фильтрата бурового раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - № 12. - С. 19-23.

22. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2003 г.

23. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999. - 424 с.

24. Грей Дж. Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985.-509 с.

25. Крылов В.И., Крецул В.В. Промывочные жидкости нового поколения, ингибированные высокими силикатами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - № 10. -С. 26-30.

26. Федосов Р.И., Пеньков А.И., Никитин Б.А. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов // Нефтяное хозяйство. -1999.- №2.- С. 20-22.

27. Вахрушев Л.П., Кошелев В.Н., Пеньков А.И., Беленко Е.В., Лушпеева О.А. Пространственно структурированные водные безглинистые буровые растворы // Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. - С. 40-43.

28. Пеньков А.И., Вахрушев Л.П., Кошелев В.Н. и др. Гидрофобная модификация недиспергирующих буровых растворов полиалкиленгликолями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - № 1. - С. 19-22.

29. Кошелев В.Н., Вахрушев Л.П., Беленко Е.В. и др. Полимер-дисперсные синергетические явления и новые системы буровых растворов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4. - С. 22-23.

30. Кошелев В.Н., Вахрушев Л.П., Пеньков А.И. Основные тенденции развития полигликолевой технологии совершенствования буровых растворов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 12. - С. 29-32.

31. РД 39-0147-585-117-95. Инструкция по технологии приготовления и применения полимерных растворов для бурения наклонно-направленныхи горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1995 г. - 14 с.

32. Львова И.В., Никонов В.А. Разработка рецептур полимерглинистых буровых растворов на основе акриловых полимеров // XXI научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1990. - С. 52.

33. РД 39-0147-585-060-91. Технология приготовления и применения полимерглинистого раствора для бурения скважин на месторождениях ТССР. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1995 г. - 12 с.

34. РД 39-0147-585-131-96. Инструкция по технологии бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин в режиме равновесия на месторождениях Татарстана. — Бугульма: ТатНИПИнефть, 1996. — 10 с.

35. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин // Нефтяная и газовая промышленность / ОИ. Сер. Бурение, вып. 6, 1986. — 56 с.

36. Андерсон Б.А., Бочкарев Г.П. Растворы на полимерной основе для бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ / ОИ. Сер. Бурение, вып. 6, 1986. -56 с.

37. Билялов Н.Г., Сидоров Л.С., Хузин P.P. и др. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых буровых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. 2000. -№ 12. - С. 45.

38. РД 39-0147585-232-01. Регламент на заканчивание скважин строительством. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001 г. —133 с.

39. Ботвинкин В.Н., Новиков B.C., Близнюков В.Ю., Медведева JI.B. Исследование и проведение промысловых испытаний калиевых модификаций окисленного крахмального реагента // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 27-29.

40. Кистер Э.Г. Химическая обработка бурового раствора. М.: Недра, 1972. -320 с.

41. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на «Дачном» месторождении // Бурение и нефть. 2003. - № 1. - С. 37-40.

42. Антонов К.В., Кошляк В.А. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы // Нефтяное хозяйство. -1989.-№4.-С. 22-23.

43. Шарипов А.У., Кабиров Б.З., Антонов К.В. и др. вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 8. - С. 14-16.

44. Глебов В.А., Анопин А.Г., Калинин В.Ф., Муравьева Н.Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 1. - С. 29-31.

45. Байдюк Б.В., близнюков В.Ю., Ботвинкин В.Н., Шиц JI.A. Оценка влияния полимерглинистых буровых растворов на проницаемость горной породы // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - № 1. - С. 26-28.

46. Близнюков В.Ю., Ботвинкин В.Н., Юркив Н.И. Влияние буровых растворов, полученных из зернового сырья, на коллекторские свойствапродуктивных горизонтов // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 10. - С. 1820.

47. Зозуля В.П., Студенский М.Н. Разупрочнение стенок скважин вглиносодержащих породах. Казань: «Фэн», 2001. - 182 с.t

48. Казанский В.В., Братина О.А., Низовцев В.П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 1. - С. 21-25.

49. Ammerer Worman Н., Hashemi Rera Completion Fluids Drilling. — 1983. -vol.44 -№ 8.

50. Corlev W.T., Patlon Gohn T. Clear Fluids they are not always not-damaging.// Word Oil. 1984—XI. - vol. 199. - №6. - pp. 66-69.

51. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М.: Недра, 1983. - 167 с.

52. Токунов В.И., Саушин А.З., Круглов Ю.И. и др. Гидрофобные эмульсии для заканчивания скважин в условиях трещиноватого коллектора и сероводородного воздействия // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 7. — С. 19-21.

53. Саушин А.З., Токунов В.И., Поляков Г.А. и др. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды // Нефтяное хозяйство. — 2000. № 7. - С. 16-18.

54. Балуев А.А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт // Нефтяное хозяйство. — 2001. -№9.-С. 38-39.

55. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. - с.34.

56. Новые технологии: Вскрытие продуктивного пласта на депрессии. // ООО «Лукойл-Бурение», 2000.

57. Мазур В.П., Белей ИВ., Карлов Р.Г. и др. О влиянии технологии вскрытия продуктивных пластов бурением на их эксплуатационныекачества. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - № 9-10. - С. 1 -7.

58. Мазур 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.

59. Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев Е.А. и др. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком // Нефтяное хозяйство. 2001. — № 9.-С. 35-37.

60. Пеньков А.И., Вахрушев Л.П., Кошелев В.Н. и др. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов//Сб. научн. тр. /СургутНИПИнефть. -2001.-С.293-298.

61. Мойса Ю.Н., Камбулов Е.Ю., Молканова Е.Н. и др. Российский биополимерный реагент АСГ-1 для бурения скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 7. - С. 28-30.

62. Крылов В.И., Крецул В.В. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 9. - С. 5456.

63. Усачев Е.А., Балуев А.А., Грошева Т.В. Оценка влияния биополимерного бурового раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований // Сб. научн. тр. / СургутНИПИнефть. -2001.-С. 299-304.

64. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. М.: Недра, 1998. - Т.5. - 375 с.

65. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. — М.: Недра, 1990.

66. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4-х кн. М.: Недра, 1993-1996.

67. Булатов А.И., Видовский А .Л. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

68. Гайворонский И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов А.А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. Пермь: Пермский университет, 1985.

69. Фриндляндер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и её применениеIв скважинах. — М.: Недра, 1985. 199с.

70. Гайворонский И.Н. и др. Вскрытие продуктивных пластов бурением иперфорацией и подготовка скважин к эксплуатации /учебное пособие/. — Ухтинский индустриальный институт, 1985.

71. Усманов М.П. и др. Об особенностях нарушения характера сцепления цементного камня с колонной при перфорации // Нефтяное хозяйство. -1974. — № 9. С.20-22.

72. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // Нефтяное хозяйство. 1985. — № 5. — С.45-48.

73. Петров Н.А. Преимущества и недостатки гидропескоструйной перфорации, её отличие от гидроперфорации и обоснование различных конструкций перфораторов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1994. № 2. - С. 16.

74. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища школа, 1982.

75. Саркисов И.М. и др. Совершенствование технологии щелевой перфорации скважин // НТЖ. Нефтепромысловое дело, 1994.

76. Булгаков Р.Б. и др. Эффектность применения сверлящих перфораторов ПС-112 //НТЖ. Нефтепромысловое дело, 1990.

77. Антонов К.В. и др. Влияние способов перфорации на крепь и гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной // Материалы республиканской научно-технической конференции. — Октябрьский, 1993. С. 280-283.

78. Алиев З.С. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1979. - 129с.

79. Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. — Тюмень: «Вектор Бук», 1998. -212 с.

80. Хузин 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

81. Сборник трудов ГУУП НИИНЕФТЕОТДАЧА. Академия наук Республики Башкортостан. Выпуск № 4, 2003 г. Издательство «Монография».

82. РД 39-0147009-508-85. Методические указания к режимам промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов. — Краснодар: ВНИИКРнефть, 1985. 17 с.

83. Патент 2147066. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта. Заявл. 28.04.1999. Опубл. 27.03.00.

84. Патент 2182961. Сверлящий скважинный перфоратор. Заявл. 28.04.1999. Опубл. 27.05.02 бюл. №15.

85. РД 153-39.0-311-03. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта с формированием высокопроницаемой зоны. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003 г. - 9 с.

86. Патент на изобретение № 2225503 РФ. Способ заканчивания нефтяных и газовых скважин. / Опубл. 10.03.2004. // Б.И. № 7. - С. 743.

87. Патент 2061837. Способ заканчивания скважин. Заявл. 02.12.1991. Опубл. 10.06.1996 бюл. № 16.

88. Хузин P.P., 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 «Интервал». 2003. - № 11. - С. 74-78.

89. РД 153-39.0-354-04. Технология централизованного приготовления буровых растворов в специализированных цехах (узлах) поприготовлению глинистых растворов для бурения скважин. — Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004. 15с.

90. Львова И.В., Рылов Н.И., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов // НТЖ «Интервал». 2004. - № 6 (65). - С. 9-14.

91. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 209 с.

92. Дияшев Р.Н., Иктисанов В.А., Залитова К.С. и др. О методах исследований по оценке потенциальной продуктивности скважин // НТЖ «Интервал». 2002. - №11. - С. 18-23.

93. РД 39-01/06-000-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического процесса в нефтяной промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 211 с.