Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Строительство эксплуатационных скважин и формирование производственно-транспортной системы газового комплекса Восточной Сибири
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Строительство эксплуатационных скважин и формирование производственно-транспортной системы газового комплекса Восточной Сибири"
На правах рукописи
НЕЧЕПУРЕНКО АЛЕКСЕЙ ЕФИМОВИЧ
СТРОИТЕЛЬСТВО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И ФОРМИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ ГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ (проблемы, решения)
Специальности: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин; 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая отрасль)
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Тюмень - 2005
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Красноярскгазпром» (ОАО «Красноярскгазпром»)
Научный консультант - доктор технических наук, профессор
Данилов Олег Федорович
Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор
Поляков Владимир Николаевич
- кандидат технических наук Штоль Владимир Филиппович
Ведущая организация - Открытое акционерное общество
«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 17 декабря 2005 года в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мсльникайте, 72.
Автореферат разослан 17 ноября 2005 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета, ^
доктор технических наук, профессор / В.П. Овчинников
гос<сА_ г&1ог.
з
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследований. В связи с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2004 года Кг 1737-р вопрос создания нефтегазового комплекса (НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвеикийского автономных округов переходит в сферу практических действий.
К настоящему времени на территории Красноярского края, несмотря на крайне низкую геологическую изученность, открыто 30 месторождений углеводородов. Тем не менее, существующих запасов углеводородов недоста точно для обеспечения необходимых экспортных поставок. Недостающие запасы планируется подготовить за счет реализации в течение ближайших 7-10 лет программы геологоразведочных работ и программы лицензирования недр Эти программы в конечном итоге должны оптимизировать финансовые и технологические ресурсы недропользователей и федерального бюджета, обеспечить развитие сети нефтепроводов для подключения их к трубопроводной системе Восточная Сибирь - Тихий океан.
Большая часть запасов газа локализована иа месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское). Вторым крупным районом сосредоточения запасов газа и нефти наряду с месторождениями Танамского газодобывающего района являются месторождения Большехетской группы (Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ванкорское) На все перечисленные месторождения, кроме Лодочного, выданы совмещенные лицензии на пользование недрами.
Средняя развсданность ресурсов в целом Ую Красноярскому краю, исчисляемая как отношение запасов (АВС1+С2)/(С1+0|), составляет по нефти 9,1 %, по газу 4,7 %
Ситуация диктует в качестве безотлагательных мер необходимость значительного (в разы) увеличения геологоразведочных работ целью расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы.
В этой свяш крайне важным и необходимым представляется формирование производственно-транспортной системы нефтегазодобывающего комплекса Восточной Сибири.
Учитывая сильно пересечённую местность, покрытую сетью больших и малых рек единственно правильным, на наш взгляд, является решение строить объекты производственной инфраструктуры, обеспечивающей развитие нефтегазовой отрасли Восточной Сибири в едином коридоре со строительством нефтегазопроводов. Таким образом, вырисовываются два основных вектора: северное направление на Юрубчено-Тохомское и северо-восточное направление иа месторождения Агалеевское, Берямбинское, Собинское.
В последнее время в нефтедобывающей промышленности проявляется тенденция отставания развития производственно-технической базы (ПТБ) от темпов роста парка спентехники, что вызывается сравнительно небольшими размерами предприятий технологического транспорта (У 1 I). Большая разномарочность и разнотипность парка спецтехники затрудняет организацию ПТБ и оказывает существенное влияние на трудоемкость технического обслуживания и ремонта машин. Таким образом, динамика развития нефтедобычи опережает темпы развития ПТБ предприятий технологического транспорта в силу ее инерционности. Это приводит к недостаточной обеспеченности техникой новых месторождений и увеличению расстояний перегона техники для выполнения работ на осваиваемых месторождениях. Пространственно-временная динамика нефтедобычи, вызывающая необходимость территориального перемещения УТТ, обслуживающих осваиваемые новые месторождения, и достижение оптимальных размеров УТТ представляют собой актуальную научно-техпиче
Таким образом, освоение перспективных «апасов жидких и газообразных углеводородов Восточной Сибири и, в частости нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Красноярского края, невозможно без тщательного изучения передового российского и зарубежного опыта разработки сложнопостроенных объектов с аномальными пластовыми давлениями и низкими темперагурами Промысловый опыт показывает, что широко применяемый способ репрессионного бурения скважин в осложненных аномально высокими пластовыми давлениями (АВ11Д) и аномально низкими пласювыми давлениями (АНИД) условиях, значительно снижает качественные, -экономические и экологические показатели буровых рабог, связанные с ключевыми проблемами строительства скважин сохранение природных коллекторских свойств проективных пластов, долговременной изоляции их от водонасыщенных, формирование герметичной крепи и создание гидродинамически оптимальных конструкций забоя в конкретных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин В результате ухудшаются фильтрационные характеристики нефте-газонасыщснных пластов, возникают межпластовые и заколонные перетоки, наступает ранняя обводненность скважин, а с ними снижается их продуктивность, нефтеотдача пластов, нарушается система разработки углеводородных залежей.
В этой связи необходимы новые научно-методические подходы и технологические разработки, повышающие качество и эффективность буровых рабо! по всему циклу строительства скважин и, особенно, по сохранению их пененциалмюй продуктивности в сложных геолого-нромысловых условиях разведки и разработки многопласювых и глубоко зале! ающих залежей у! леводородов.
Среди большого комплекса проблем следует особо выделить вопросы первичного вскрытия слабо дренированной фильтровой зоны и герметизации заколонного пространства чередующихся зон с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями с целью максимально возможного извлечения жидких и газообразных углеводородов.
Цель работы - Повышение эффективности и качества освоения месторождений Красноярского края путем разработки и исследования научно-обоснованных технологических решений по строительству эксплуатационных скважии и производственно-транспортной системы нефтегазового комплекса.
Основные задачи исследований
1. Обоснование методики и гехноло! ических решений по формированию конструкции фильтра и забоя скважины в аномальных геолого-нромысловых условиях Восточной Сибири.
2. Разработка научно обоснованных технологий первичного вскрытия продуктивных горизонтов, осложнённых гидра гообразованием.
3. Усовершенствование технологий, обеспечивающих Iерметичность заколонного пространства газовых и га ¡оконденсатных скважин, адаптированных к сложным геолого-техническим условиям Красноярского Края.
4 Обоснование путей развития и формирования производсгвенно-транспорт-иой системы добывающего комплекса Восточной Сибири.
Научная новизна выполненной работы
1. Научно обоснована методика моделирования развития системы предприятий технологического транспорта (ПТТ) с учётом временной и пространственной динамики нефтегазодобычи за счёт поэтапного наращивания их производственных мощностей.
2 Научно обоснованы критерии оценки состояния ПЗП в период первичного вскрытия бурением, перфорации, освоения и эксплуатации скважин, осложнённых гид-ратообразованием.
3 Разработан научно обоснованный способ первичного вскрытия продуктивных горизонтов (патент РФ № 2131813) полностью обеспечивающий сохранность естественных фильтрационно-ёмкостпых свойств коллекторов.
Практическая ценность и реализация работы
Разработанная концепция решения проблем заканчивания и эксплуатации скважин в рамках системного анализа позволила решить задачу формирования долговременного, гидродинамически совершенною и эколог ически безопасного канала связи углеводородной залежи с поверхностью, обеспечивающею реализацию потенциальной вошож-ности каждой скважины на всех стадиях разработки месторождений нефти и газа
Принятое производством технологии строительства скважин с открытым забоем, упрочнения стенок кольматацией проницаемых участков, герметизации заколонного пространства позволили решить проблему безаварийной проводки глубоких скважин в сложнейших условиях Восточной Сибири
Учёт динамики развития системы предприятий технологического транспорта в нефтетазовом комплексе Восточной Сибири позволяет сберечь материальные ресурсы за счёт вневедомственной кооперации инвестиций в строительство баз обслуживания, трубопроводных систем, дорот, мостов и др., выбрав cipaiei ическне направления (векторы) дрейфа нефтегазодобычи в peí ионе.
Апробация результатов исследований. Материалы диссертации были доложены, обсуждены и одобрены на. Международной научно-практической конференции (Красноярск, 2000), Межрегиональной научно-практической конференции (Красноярск, 2001), Межрегиональной конференции «Использование газа в качестве моторного топлива» (Томск, 2002), 4-ой регинальной научно-практической конференции «Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии» (Тура, 2003)
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 10 печатных работ в том числе 2 монографии и 1 патент РФ.
Объём и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Изложена па 218 страницах печагното текста, содержит 18 рисунков, 24 таблицы, список использованных источников 156 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении отражена актуальность диссертационно! о исследования, сформирована цель, поставлены задачи, показана научная новизна и практическая значимость проделанной работы.
Большой вклад в решение проблем диссертационного исследования внесли научные школы ТюмГНГУ, УГНТУ, ТюменНИИгипрогаз, РГУ нефти и газа им И.М.Губкина, СибИИИНП, ТагНИПИнефть и НПО «Бурение».
Первый раздел посвящен основным проблемам строительства скважин различного назначения и первичного вскрытия фильтровой зоны.
Строительство скважин па территории Красноярского края в пределах Енисей-Хатангскою ттрот иба и мнадной части Сибирской платформы характеризуется сложными теолого-техническими условиями их проводки, которая обусловлена наличием
- траппового магматизма, характерного для разрезов Сибирской платформы, имеющего площадное распространение суммарной мощностью интрузивных тел от 100 до 600 м (от трех до пяти интрузий);
- галогеино-тсарбонатпого комплекса отложений (ангарская, булайская, бельская и усольская свиты) и связанного с пим кавернообразование в соляных пластах;
- зон поглощений, связанных с повышенной фещиноватостыо осадочных горных пород в приконтактных зонах с инфузиями и самих интрузивных тел;
- интервалов с неустойчивыми горными породами, склонными к обвалообразова-нию как в верхних частях разреза (трещиноватые долсритм), так и в нижней (трещиноватые аргиллиты);
- интервалов горных пород, склонных к гидроразрыву,
- горизонтов с аномальными пластовыми давлениями (ДНПД и АВПД);
- газонсфтсводонроявлениями при вскрытии продуктивных горизонте, сопровождающихся интенсивными процессами гидратообразования.
К числу наиболее характерных осложнений в процессе строительства скважин относится поглощение буровых и гампонажных растворов Основная часть поглощающих горизонтов приурочена к галогашо-карбонатной части разреза Сибирской платформы, но имеют место поглощения в террнгенных отложениях Интенсивность поглощений варьирует в широких пределах' от единиц и десятков м3/ч до катастрофических. Статические уровни шкже меняются в широких пределах: от десятков до 700 и даже 1700 метров (скважина № 179 Берямбинская).
Обвалообразование, неустойчивость глинистых отложении имеют место при бурении скважин как в Енисей-Хатангском про!ибе, так и в западной части Сибирской платформы Обвалы приурочены к отложениям юрско-меловых и рифейских аргиллитов. Трудоемкость работ при сфоигельстве поисково-разведочных скважин в Красноярском крае обусловлена присутствием в разрезе комплекса тектонически ослабленных пород с АНГ1Д, к которым приурочены поглощения буровых и тампонажных растворов.
Практически все открытые месторождения в Красноярском крае представляют собой сложнопостроенныс объекты с аномальными термобарическими характеристиками, глубоко залегающими горизонтами, невысокими фильфацпонно-бмкостными свойствами коллекторов. сложным составом флюидов (газ, конденсат, нефть, сероводород, гелий и др )
Наиболее сложной проблемой при сфоительстве скважин на месторождениях Красноярского края является повсеместное активное гидратообразование при бурении и проведении работ по испытанию и эксплуатации скважин Представлены термобариче-скне и гсоло! о-промысловые характеристики основных разведанных месторождений края, на примере которых разрабатывалась и совершенствовалась технология вскрытия и испытания скважин в течение последних 25 лет.
При рассмотрении проблем, связанных с гидраюобразованием при заканчивании скважин описан механизм гидратообразования и предложена формула, используя которую можно определять равновесную температуру гидратообразования для пластовой волы определённой минерализации для предсказывания осчожнений, вызываемых гидра-тообразовапнем
Основной частью первого раздела является научное обоснование решения проблем заканчивания и эксплуатации скважины в рамках системного анализа.
Рассмотрим их с позиций теории системного подхода.
В настоящее время при совершенствовании строительства и эксплуатации скважин основываются на так называемом комплексном подходе, те. довольно условном выборе технологических приемов и технических средств, улучшающих решение какой-либо частной промысловой задачи Однако при этом не учитываются возможные последствия отрицательною влияния этих процессов на последующие взаимосвязанные этапы заканчивания и эксплуатации скважин Волее того, как показывает анализ, в подавляющем большинстве случаев основные интеллектуальные усилия разработчиков направляются не на установление и устранение причин негативных последствий производственного процесса, а на сами последствия Несомненно, что при этом изначально
снижается эффективность разработок и сужается область их применения Но самое главное - не устраняется причина, снижающая при проведении различных операций качество работ и эффективность применяемых техполо! ий.
Отсюда необходимость в широком использовании системного подхода для успешного решения ключевых проблем бурения и эксплуатации скважин.
Заканчивание скважин представляет собой сложную геолого-техническую систему, свойства которой фебукм 01де1ЫЮ10 рассмотрения для понимания физической сущности происходящих в скважине процессов и влияния, оказываемо!о ими на конечные резулыаш этой стадии строит ел ьства скважины.
Скважина, как горное инженерное сооружение, относится к гетерогенным и термодинамическим системам, состояние которой определяется тремя составляющими ее фазами' горные породы (твердое), нефть и пластовая вода (жидкое) и газ (газообразное). Основные термодинамические параметры этой системы - абсолютная температура, абсолютное давление и шютност ь тела.
Когда значения величин параметров в каждой точке системы во времени постоянны, последняя считается стационарной, если же они изменяются - нестационарной по отношению к какому-либо из параметров.
Свойства системы, проявляющиеся в процессе взаимодействия с другими системами внешней среды, связаны со свойствами се более элементарных составляющих и потому зависят 01 состава системы Свойства же элементов, образующих систему, проявляются, в свою очередь, в особенностях взаимодействия между собой Таким образом, каждая система определяется составом, строением и взаимосвязью всех ее частей, образующих единство.
Отсюда понятие "система" в общем случае означает совокупность материальных тел, взаимодействующих между собой и с внешней средой, которая располагается за границами рассматриваемой системы
Сквозное рассмотрение комплекса технологи заканчнвания скважин в рамках единой геолого-техническои системы "скважина п пластов" показывает, что все этапы работ тесно взаимосвязаны. Поэтому достижение высоких экономических, качественных и экологических показа!елей на этой стадии строительства скважины зависит от результатов завершения каждого этапа во взаимосвязи с дру| ими этапами Только при ном условии представляется вошожным достигнуть более высоких показателей заканчивания скважин за счет реализации внутрисистемных эффектов
Другим важным следствием сквозного рассмотрения геолого-техническои системы является установление тесной зависимости всех технологических этапов заканчивания от технического состояния ствола скважины - герметичности и прочности стенок, начиная с процесса формирования ствола на этапе первичною вскрытия и ввода скважины в эксплуатацию. Причем, с повышением сложности и аномальности геолого-технических условий заканчивания скважин зависимость эта резко возрастает.
Все отмеченное приводит к важному выводу - одной и! Iланных функций технологических этапов заканчивания скважин, кроме выполнения ими своего основного назначения, является поддержание ствола в технически надежном состоянии, исключающем гидродинамическую свяэь пластов и скважины, гилроразрыв горных пород и кавер-нообразования.
Как показывает промысловый опыт, широкое применение системных технологических решений на стадии заканчивания скважин при эффективном сохранении потенциальных возможностей скважины приводит к существенному росту основных экономических, качественных и экологических показателей
Далее в разделе 1 описаны конкретные проблемы первичного вскрытия продуктов-
111,1.x ropiiioiiiou, а /акжс пуш обеспечения герме/ичности ¡ают юшио пространств и отдельно обоснована метдология формирования конструкции фильтра и забоя скважин в процессе первичного вскрытия в аномальных геолого-промысловых условиях Сформулированы требования к методам формирования конструкции забои и фильтра скважины и основная концепция, обосновывающая заканчивание скважины открытым забоем
Второй раздел посвящен проблемам и решениям но обеспечению герметичности заколонного пространства. Рассмофена теория управления процессом кольматации с учётом явления группирования частиц в волновом поле, приведены резулыап,! лабораторных и промысловых экспериментов.
Решение проблемы герметизации заколонною пространства напрямую зависит от трёх основных факторов. 1) от состояния вмещающей среды (породы); 2) формирования непроницаемой структуры тамнонажного материала в заколонном пространстве и 3) обеспечения непроницаемых контактных зон с обсадной колонной и породой.
Первый фактор достигается методами управляемой кольматации путём подбора кольматанта и режима кольмашции, ню юхнически, при современных технике и технологи, вполне доступно и хорошо разработано.
На двух дру[их факторах остановимся подробнее Для лого в диссертационной работе подробно рассмотрены вопросы формирования структуры тамнонажного кампя в условиях термодинамически неустойчивого заколонног о пространства
И жсстпо, что на любой стадии химического взаимодействия цемента с водой гам-понажный раствор состоит из продуктов 1идра1ации, непрогидратированной части цемента и воды, не вступившей в химическую реакцию Продукты гидратации, являясь субмонокристалличсскими новообразованиями высокой степени дисперсности, образуют пространственный высокопрочный каркас.
Внутренние nycioibi, имеющиеся в продуктах гидратации, получили название ге-левых пор Их объем, согласно исследованиям, составляет около 30 % объема, занимаемого гидратированной твердой фазой Ра ¡мер пор геля не превышает 15-20 Â Поэтому вода, находящаяся в этих порах, прочно связана адсорбционными силами поверхности твердой фазы и fie участвует в дальнейшей химической реакции Необходимо отмстить, что процент содержания гслевых пор в продуктах 1вердения не зависит ни от степени гидра1ацни. ни от водоцеменгного отношения, в то время как капиллярная пористость твердеющею тамнонажного камня (размер пор более 10-5 см) зависит и от первоначального водоцементного отношения и от степени гидратации Под степенью гидратации понимался отношение количества прореагировавшей части цемента с водой ко всей массе цемента
При превышении пластовою давления над гидростатическим по сообщающимся норам и капиллярам флюид мшрирует по цементному камню до выхода на дневную поверхность Если процесс твердения цементного камня протекав! достаточно медленно, то флюидонрорыв может поешь спошанпый характер, привести к суффозии мелкодисперсных частиц твердой фазы и последующему фонтанированию
Так как в процессе взаимодействия [ампонажного цемента с водой объем продуктов гидрашщи становится ботыие объема, снимаемою исходным вяжущим, то со временем уменьшается число капиллярных пор, их средний эффективный радиус Кроме того, в местах первоначальных сужений пор образуются пережим!,i m гелеобразных продуктов гидратации, в результате чего формируется замкнутая пористость и, соответственно, снижается проницаемость образующегося камня
Крайне важно для месторождений Восточной Сибири повышение седиментацион-ной устойчивости гамнонажных распоров.
Седиментлционную устойчивость 1ампонажных растворов принято оценивать ве-
личиной водоотделения - количеством выделившейся поды затворения, и ш удельным водоотделеиием - количеством отделившейся воды затворения, отнесенным к объему цементного раствора или к объему воды за творения.
Действительно, для полной гидратации цементного клинкера необходимо 22-23 % воды С целыо обеспечения подвижности цеменшого раствора при цементировании обсадных колонн количество воды увеличивается до 45-50 % 01 веса сухого цемента. При этом цементный раствор представляет собой плотную высококонцентрированную суспензию частиц, находящихся во флокуленмгам состоянии, I е. хлопьевидном Цементные зерна в начальный период обладают невысокой силой сцепления между собой, а суспензионная среда - невысокой вязкостью. Велело вне этого твердые составляющие оседают, а вода засорения условно поднимается вверх.
В процессе гидратации цемента за счет образования кристалле! идратов коллоидной степени дисперсности, значтельпая часть воды переходит из свободного в связанное состояние за счет адсорбции на образующихся поверхностях По мере накопления частиц новообразований в дисперсной системе создаются «стесненные» условия, обеспечивающие их контактирование друг с другом Именно это1 момент времени следует считать временем начала формирования коагуляциошюй структуры Скорость формирования коагуляциотшой структуры обусловлена физико-химическими факторами (химико-минералогический состав тампопажного цемент, его тонкость помола, температура твердения, водоцемешное отношение, наличие добавок в воде затворсния и др.). За счет Йам-дер-Ваальсовых сил продукты гидратации связываются друг с другом и с исходными частицами цемента, а за счет сил адгезионных связей раствор начинает зависать на стенках скважины п обсадной колонне. Начало формирования коагуляционпой структуры определяст время прекращения ссдимептационных процессов При этом диаметр скважины должен существенным образом влиять на скорость падения давления на пласт. С увеличением диаметра скважины (зазоры между колонной и скважиной) требуется большая величина сил для удержания столба цементного раствора (камня) во взвешенном состоянии. Статическое напряжение сдвига и адгезионные силы между продуктами гидратации твердеющего юмнонажного раствора и ограничивающими поверхностями определяются степенью гидратации цемента, с увеличением коюрой растет число контактов твердой фазы раствора, как между собой, так и со стенками скважины
Рассмотренное выше дает основание утверждать, что одним из важнейших требований к тамнонажным материалам для крепления скважин является высокая седимепта-ционная устойчивость растворов.
СЬдельно рассмотрим механизм обраювания трещин по кошактным зонам цементного камня.
Процессы взаимодействия цемента с водой сопровождаются переупаковкой молекул воды, как за счет химического связывания, 1ак и в результате се адсорбции на новых поверхностях образующихся продуктов твердения, удельная поверхность которых на 3-4 порядка больше удельной поверхности исходного вяжущего
Химически связанная вода занимает на 1/4 меньше объем, чем свободная В результате при взаимодействии вяжущего с водой и обраювания кристаллогидратов возникав! дефект обьема. равный приблизтельио 1/4 объема воды, вступающей в химическую реакцию.
Высвобожденный объем, первоначально занимаемый свободной водой, заполняется за счет притока воды извне (если этот приток возможен) При твердении цемента в меж-колошюм пространстве или против плотных пород, приток воды к цементу невозможен.
С момеша возникновения замкнутых пор иск ночясчся возможность подвода воды к гидратирующему цементу и! окружающей среды даже при твердении цемента в воде
Поэтому по мере дальнейшей гидратации цемента и расходования воды в замкнутой поре образуется вакуум, вызывающий усадку цемента, как в микро, так и в макрообъеме. На эюй стадии, т.е на стадии образования большого количества замкнутых пор и развития контракциоштых процессов, давление на границе контакта камень - флюндонасы-щенный пласт становится отрицательным Таким образом, появление контракциоштых процессов может служить временным критерием тою, что сформировавшийся камень представлен структурой, имеющей замкнутую пористость и малую проницаемость.
Если на этой стадии камень является непроницаемым для газа или другого пластовою флюида, то контактные зоны камня могут служить каналом для прохождения флюидов Особенно это относится к внешней границе цементного камня, т.е к контакту с горной породой предыдущей колонны.
Напряжения внутри цементною камня, возникшие в результате вакуумирования замкнутых пор, достигают значительных величин и приводят к усадке цементною камня и уменьшению его объема. В результате этою на границе цементный камень - горная порода образуется микрозазор, по которому может проходить флюид
В целом это означает, что при таких деформациях неизбежно нарушится контакт цементного камня с внешней границей.
В этой связи весьма перспективным направлением повышения прочности и герметичности контактных зон тампонажного камня является использование тампонажных композиций, обладающих эффектом расширения при твердении. Причем величина линейного расширения не должна превышать 1,5-2 %
Обобщая материалы, приведенные выше, следует отметить, что пути прорыва флюида по затрубному пространству формируются на самых различных стадиях твердения тампонажного материала.
В начальной стадии твердения тампонажного раствора возможен флюидопрорыв по самому цементному раствору (камню). Этот период характеризуется наличием сообщающихся пор и капилляров в структуре камня. В наиболее поздних стадиях при низких В/Ц и высокой седиментационной устойчивости растворов прорыв флюида по цементному камню не происходит Но в результате контракционных эффектов формируются каналы на границе камень - наружная обсадная колонна или камень -торная порода Положение еще более усугубляется при наличии на стенках скважины фильтрационной корки бурового раст вора
Следует иметь в виду, что в ja трубном пространстве скважины в результате оседания твердой фазы раствора на муфтах труб и других элемешах оснастки образуются зоны цементного камня, резко отличающиеся друг от друга по начальному иодосодсржа-нито. В зависимости от этою па разных участках ствола скважины и формируются каналы, по которым прорывается флюид.
Подобное же явление наблюдается при сужениях ствола скважины, отфильтровавши части жидкости затворения в пласт, разбавлении цемента пластовой водой и т.д.
На первом этапе основной путь прорыва флюида - это открытые норы тампонаж-ио1 о камня Если не происходит суффозии, то в }оие с пониженным В/Ц эти поры зарастают, переходя в замкнутые, и на лих участках ствола основной путь движения флюида гто контакту цементного камня с породой. В зоне с повышенным В/Ц сквозные поры в цементном камне сохраняются на любой стадии твердения. Схема возможных путей движения флюида в ра¡личные периоды твердения цемента показана на рисунке
Необходимо иметь в виду, что причиной затрубных флюидопроявчений мотут быть технологические операции, проводимые в скважинах.
о
\
N
Зона повышенного В/Ц
Зона нормального В/Ц
В первую очередь следует назвать опрсс-совку обсадных колонн, перфорацию, разбурива-ние цементного стакана, добуриванис ствола скважины, закачивание и отбор флюида и 1.д
Суммируя сказанное, вырабатывается комплекс требований к гампонажным материалам и 1ехнол01ии цементирования обсадных колонн при строительстве скважин, тампонажные материалы должны быть на основе высокоалитовых или быстрот всрдеюищх порьтандцементов; там-
Bi ту понажный материал не должен содержать инерт-
I / тих компонентов, не принимающих участие в
процессе твердения, тампонажные растворы должны обладать высокой суффозиопной и седи-ментациониой устойчивостью; в процессе твердения тамионажный раствор должен обладать эффектом расширения, водоцеменшос отношение растворов не должно превышать 0,4-0,5; тампонажные растворы должны обладать минимально возможными сроками схватывания; при подго-
--товке ствола скважины необходимо удалить
фильтрационную корку и обеспечить кольмата-Зоиа пониженного В/Ц Цтно приствольной части ствола скважины; в период СУЩ необходимо компенсировать убыль
__давления на пласт путем создания избыточного
давления в затрубном пространстве на устье; оп-рессовку обсадных колонн следует проводить сразу после получения «стоп», перфорацию обсадной колонны целесообразно проводить способами, не нарушающими целостность контакта цементного камня с колонной.
В третьем разделе рассмотрены вопросы формирования производственно-транспортной системы добывающего комплекса Восточной Сибири.
Как было отмечено во введении в последнее время во всей нефтегазодобывающей промышленности проявляется тенденция отставания развития производственно-технической базы (НТК) 01 темпов роста парка спсцтехнпки т.е. динамика развития нефтегазодобычи опережает темпы развитая ПТ1> предприятий технологического транспорта в силу ее инерционности
Эта тенденция в полной мере проявляется в Восточной Сибири и ещё осложняется отсутствием транспортных артерий.
В настоящее время понятие транспорт нот о обслуживания нефтетазодобывлощих предприятий имеет довольно широкое толкование Транспортное обслуживание включает грузоперевозки, доставку работников к месту работы и обратно, большой обьем pa6oi по технологическому обеспечению основного производства специальной мобильной
Рисунок - Схема движения флюида в затрубном пространстве в различные периоды времени твердения а - первый период т вердения, б - более поздние периоды твердения
неф re- газопромысловой техникой От всего подвижного состава транспортные средства технологического назначения составляют 46,5 %
При решении проблемы совершенствования системы транспортного обслуживания процессов бурения, нефтедобычи и капитального ремонта скважин вопросы развития предприятий техполот ичсского транспорта не получили должного отражения.
В то же время затраты на транспортное обслуживание основною производства достигают по ратличным оценкам 16-20 % себестоимости продукции и имеют тенденцию к увеличению
Во многом э i к тенденции объясняются 1ем, что с быстрым продвижением нефтяников в районы нового освоения наблюдается отставание в обеспечении необходимого количества спецтехники, ухудшением показателей ее работы из-за увеличения расстояния перегона для обслуживания месторождений.
Развитие региональной системы предприятий технологическою транспорта должно определяться, в первую очередь, перспективами нефтедобычи в рассматриваемом регионе Однако исследований взаимосвязи ттефгедобычи, парка машин и системы предприятий Восточной Сибири до сих пор не проводилось.
В лой связи рассмотрены основные тенденции развития производственно-технической базы предприятий технологического транспорта.
Современное разните производственно-технической базы предприятий технологическою транспорта характеризуется как положи тельными, так и отрицательными тенденциями. Положительные тенденции в развитии НТВ предприятий технологическою транспорта состоят в снижении численности рсмонтно-обслуживатощето персонала, повышении уровня фоттдо- и механопооружснности рабочих. Одновременно наметились и отрицательные тенденции развития МТБ: отставание развития ГГГЬ от темпов роста парка спецтехники, несмотря на значительные инвестиции, снижение некоторых технико-экономических показателей работы УТТ и несоответствие структуры ПТБ эффективным формам организации производства но ТО и ремонту
В нефтегазодобывающей промышленности отставание развитая ПТБ от темпов роста парка спсцтехпикн вьнывается сравнительно небольшими размерами УТТ. Большая разно-марочность и разнотипность парка спецтехники затрудняет организацию ПТБ и оказывает существенное влияние на трудоемкость технического обслуживания и ремонта машин.
Снижение технико-экономических показателей работы УТТ обусловлено несовершенством структуры инвестиций в ратвитис ПТБ, несовершенством структуры производственных фондов, низким уровнем развития веномот а тельного производства, большим износом производственных фондов, отсутствием или недостатком высокопроизводительного технологическот о оборудования, слабым развит ием технолог ической кооперации
Проблема развития и повышения эффективности использования основных фондов и производственных мощностей применительно к транспортному обслуживанию основного производства состоит в совершенствовании методов анализа производственно-технической базы, организации систематического пересмотра ее уровня развития, в выявлении путей улучшения использования и расширении масштабов производства по техническому обслуживанию и ремонту специальной нсфтегаюпромысловой техники.
Задачи совершенствования производственно-технической базы решались и решаются на основе использования различных методов и подходов, развитие математических методов и моделей, совершенствование электронно-вычислительной техники создали принципиальную возможность для системною подхода к планированию развития ПТБ, обоснованию се развития на основе математического моделирования Математическое моделирование системы предприятий позволяет обосновать целесообразность проектирования, строительства, реконструкции или расширения предприятий, определить их место-
расположение, специализацию, производственные мощности, зоны обслуживания, стоимость строительства или реконструкции н другие юхнико-экономические пока татели
Классификация математических моделей сети предприятий представлена в таблице 1. Переход к более сложным моделям (от одноступенчатой к многоступенчатой, от статической к динамической, от однопродуктовой к многопродуюовой и т д ) позночяет получить более точные, обоснованные и исчерпывающие решения Однако сложности информационного обеспечения более сложных моделей, а также сложное», или отсутствие методов моделирования не всегда позволяет использовать их на практике. По этим причинам при обосновании сети эксплуатационных и ремонтных предприятий не находят применения многоступенчатые и стохастические модели
При решении одноступенчатых задач внутренняя структура предприятия не рассматривается, предприятие представляется в виде «черного ящика», входами которого являются искомые технико-экономические показатели (чаще всего производственная мощность), а выходами - составляющие целевой функции (чаще всего затраты)
Таблица 1 - Классификация математических моделей развития и размещения нреднрия i ий
Признак классификации__ Количество уровней оптимизации Тип модели Одноступенчатые (одного уровня). Многоступенчатое (иерархические)
Учет неопределенное™ исходных данных и получаемых решений Детерминированные Стохастические
I (елевая постановка задачи На минимум затрат. На максимум производства продукции На максимум эффек та
Уче г транспортнот о фактора 11рОИЗВОДСТЯСН1ТЫС 1 раниторптые. Производственно-транспортные
Способ задания вариднтоп разнигия и р<| (метения предприятий С (искритними переменными С непрерывными переменными
Количество видов изготавливаемой или ремонтируемой продукции, рассматриваемых в качестве отдельных продуктов Олнопродуктовыс Мноюпродуктовые
Учет фактора времени Статические. Динамические
Связь между входными и выходными переменными чаще всего считается функциональной, что характерно для детерминированных задач. Учет стохастической природы этой связи необычайно усложняет задачу, в силу чего серьезных попыток решить стохастическую задачу обоснования сети эксплуатационных и ремонтных предприятий не предпринималось.
Выбор наиболее рационального варианта в рассматриваемых условиях должен производиться на основании технико-экономического анализа. При разработке математической модели любого процесса или системы принципиальное значение имеет выбор целевой функции.
Естественно считать, что для достижения целей системы имеющийся спрос на нефть и газ должен быть обязательно удовлетворен полностью.
Задачу отыскания оптимального уровня развития Г1ТБ при изменении ее мощности в общем виде можно записать следующим образом
I О"' + Е,,„)*]=> тш
при условии неубывания мощное™, г.е.
}¥,''+>' > <2,; />' = 1,2^.., Р'; I = 1,2,..., Т;
= О-,' Р = °>{>~> р',
тсЕ„- нормативный коэффициент )ффек1 инносIи каншлловложений;
Е„„ - норматив для приведения разновременных затрат;
(/+ £„„) '' - коэффициент приведения затрат более по)дних лет к гскущему моменту.
Предложенная методика предполагает, чго для решения юдачи оптимизации структуры и мощности производственно-1ехнической базы с использованием предложенной математической модели необходимо, чтобы возможные значения мощности ПТБ были заданы дискретно, а период планирования развития проишодства разбит на интервалы. Это позволит постоянные затраты на эксплуатацию ПТБ определенной мощности исчислять за периоды между очередными этапами реконструкции или технического перевооружения При этом следует иметь в виду, что многократное наращивание мощности производственно-технической базы влечет за собой потери из-за повышения стоимости строительно-монтажных работ, а наращивание мощности большими ступенями значительно превышая уровень потребности в пей, приводит к потерям из-за неполного освоения капиталовложений. Такой подход осложняет решение задачи, так как необходимо определить интервалы, на которые разбивается период планирования ра ¡вития производства
Отмечая прогрессивность учета динамики ра$вития ПТБ в указанных работах, необходимо замети 1Ь, чю в них не приводится решения частного, но очень важного вопроса определения моментов реконструкции МТБ, о1сутствуюг критерии опреде 1ения необходимости реконструкции При решении поставленной нами задачи эти методики не могут быть использованы в полном объеме и но той причине, что они предусматривают определенный круг клиентов авютранснор итого предприятия, не имеющий пространственной динамики Динамика развития ПТБ диктуется, в основном, требованиями научно-технического прогресса Существенной особенностью решаемой нами задачи является просфансгвенно-времснная динамика нефтедобычи, вызывающая необходимость территориального перемещения УТТ, обслуживающих осваиваемые новые месторождения
Далее, используя методику научного консультанта доктора технических наук, профессора О Ф Данилова проведена оценка вариантов развития предприятий технологического транспорта по двум основным параметрам без учёта разновременности затрат и их учётом, а также проведена оценка жономичсской эффективности полученных резульгаюв, позволившая сформировав научно-обоснованный вариаш развития производственно-фанспортпой схемы Красноярского края
Четвертый раздел посвящен ра¡работке 1ехноло1ий вскрытия и разобщения пластов сложнопост роенных ¡алежей
Причиной низких технических и эксплуатационных показателей большинства конструкций забоя скважин является неудовлетворительная изоляция комплекса флюидона-сыщенных пластов от ствола скважины па э|апе первичною вскрытия продуктивной толщи Поэтому для успешною решения этой сложной технической проблемы необходима разработка комплекса технологий и технических средств гто эффективной изоляции и коп ссрвации (временной и долюврсмснпой) флтоидонасыщенных пластов с требуемыми для технологии икаичивания и эксплуатации скважин показлтечями герметичности и мехаии-
ческой прочности формируемого в приствольной юно тидроиэолирующего экрана, В этой связи разработаны и опробованы в различных условиях следующие технологии
Технология и техника формирования конструкции фильтра многой ластовой залежи.
Общий методический подход к формированию фильтра скважины в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений заключатся в следующем.
1. Бурение продуктивного интервала совмещается с технологией гидроизоляции приствольной зоны вскрываемого комплекса проницаемых пластов направленной коль-матацией стенок скважины гидромониторными струями промывочной жидкости (глинистый гг полимерглинистый буровые растворы) Эта операция предупреждает возникновение возможных осложнений (но) лощения, газоводопроявления, межпластовыс перетоки), снижение коллекюрских свойств призабойной зоны продуктивных горизонтов как в процессе первичною вскрытия, так при цементировании эксплуатационной колонны, освоении и вводе скважины в эксплуатацию
2 Выделенные но данным геофизических исследований (ГИС) водонасыщенные и не вовлекаемые в разработку газопасыщеинме пласты подвергаются долговременной изоляции формированием в приствольной зоне I идроиюлирующе! о экрана повышенной до 0,04-0,05 м толщины.
3 Не вовлекаемые временно в разработку пласты многоэтажных залежей консервируются применением в компоновке эксплуатационных колонн специальных устройств - модульных отсекателсй пластов (МОП), устройств селективной изоляции пластов (УСИП) и т.д
При необходимости, долговременно изолированные участки приствольной зоны пластов подвергаются экпресс-испытаниям в необсажспном стволе при максимально прогнозируемых нагрузках на фильтр (депрессии, репрессии), ожидаемых в процессе ос восиия и эксплуатации скважины
Такой методический подход к первому лапу формирования конструкции фильтра скважины предпочтительнее, чем по имеет место в современной промысловой практике или чем производство этих операции (восстановление герметичности заколонною пространства) после нарушения сплошности цементного кольца через отверстия в колонне и закаленное пространство деформированнот о фильгра скважины
Технология селективной ■ идромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений предназначена для долговременной изоляции проницаемых пластов, вскрываемых как при традиционной (при репрессионном или сбалансированном давлении), гак и гидромониторной технологий.
На втором этапе формирования фильгра или конструкции открытою забоя скважины гидроизотирующис обработки могут проводиться по одной из двух технологических схсм, описанных в работе
Количество циклов тидромониторной обработки ствола моющими и гампонажны-ми растворами зависит от типа и фильтрационных характеристик призабойной зоны пород коллекторов Как показывает практика, эффективное дренирование и изоляция проницаемых интервалов достигается производством двух-трех циклов гидромониторной обработки.
Определённое внимание уделено разработке рецептуры бурового раствора, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов.
В настоящее время разработано большое число различных рецептур буровых растворов, которые можно разделить на три типа' водные буровые растворы, растворы на нефтяной основе и газообразные растворы К буровым растворам на водной основе ог-
носятся растворы на пресной и морской воде, полимерные недиспергиругошие, ингиби-ругогцие и соленасьиценные Растворы на нефтяной основе подразделяются на безводные и инвертные эмульсии К газообразным растворам относятся гаш и пены Все ра¡рабо-ганные рецептуры буровых растворов с положительными показателями имею! всегда и отрицательные, чш делает необходимым приняше компромиссного решения в каждом конкретном случае. Из всех видов растворов наименьшее отрицательное воздействие на продуктивный пласт в процессе его вскрытия оказывают растворы па нефтяной основе Однако жесткие требования охраны окружающей среды и пожаробезопасное™ препятствуют их широкому внедрению.
При бурении скважин на глинистом растворе и проникновения фильтрата и твердых частиц в пласт, в приствольной зоне скважииы образуется зона с повышенной водо-насыщенностыо, как уже отмечалось ранее При вызове притока нефти к скважине часть филырага глинистого раствора извлекается вмес!е с нефтью па поверхность, а часть остается в пористой среде, прочно удерживаемая капиллярными силами. Распределение остаточной водонасыщенности также обуславливается действием капиллярных сил: на стенке скважины водонасыщенность близка к максимальной, при которой капиллярное давление мало, и резко убывает от скважииы вглубь пласта, приближаясь к насыщенности связанной водой. Резкое увеличение насыщенности смачивающей фазой вблизи выходного сечения пласта известно под названием "капиллярного концевого эффекта" Вследствие проявления концевого эффекта дебит скважины значительно снижается по сравнению с потенциально возможным дебитом, полученным в условиях сохранения первоначальной пластовой водонасыщенности.
Теоретическую оценку этого явления можно провести на основе математической модели двухфашой фильтрации Маскета-Леверстта Вытеснение воды нефтью в зоне проникновения фильтрата будем рассматривать как плоско-радиальное. Тогда процесс совместной фильтрации нефти и воды под действием постоянного перепада давления АР - Р„„ - Р, (Рт - пластовое давление, Р, - давление на забое скважины) будет описываться уравнениями
<т
(1)
А г «Н «М к I л I" „ ,„%л>.1 ¿в
Рп-Р.~Рк(Ь■>, (3)
где К, м- проницаемость и пористость пласта, мкм2, %; г • радиальная координата;
К,„ К, - относительные проницаемости для нефти и воды, мкм2, Рт Р. - давления в фазах, МШ; Рк - капиллярное давление, МНа; 5 - водонасыщенность, %.
Краевые условия На границе зоны проникновения и основной части пласта (входной контур) при г = /?„ под давлением /'„, фильтруется одна нефть, а вода неподвижна ¿р
р»=Ли; (4)
На выходном конгурс (стенка скважины) при г = г, вода не будет поступать в скважину до тех пор, пока ее насыщенность не возрастет до значения, соответствующего Я„ 0. После установления максимальной водонасыщепности на стенке скважины, вода и нефть будут одновременно поступать в скважину при одинаковом значении давления и постоянной насыщенности
г = гс; Р„ = Р. = Р,, 5=5, (5)
Задача (1-5) описывает динамику расформирования зоны проникновения Осуществляя предельный переход при I оо, получим из (1-5) задачу, описывающую исследуемый процесс, когда вся подвижная вода выгесшпся нефтью и установится режим однофазной фильфации нефти с капиллярно-удержанной остаточной водой.
Этому режиму буду г сооI ветст вовать условия
Используя уравнение (8) после несложных выкладок из (3-7) можно найги дебит скважины
„ 2якН ,
б„=--я-___-/л/сут (7)
М. ,„Й»
ге
где А - толщина пласта, м;
Л',д - водонасыщенность па входном контуре (сюикс скважины), определяемая и! соотношения
АР = РК^. (8)
Таким образом, учет капиллярно! о концевого эффекта вносит поправку в классическую формулу Дюпюи, согласно которой дебит нефти был бы максимальным
.. 2якИ АР ,
'л, та -----¡г-, м /сут (9)
А. /,,5» гс
Поделив (7) на (9) и применив теорему о среднем, получим соотношение, показывающее во сколько раз снижается дебит скважины при наличии в призабойной зоне капиллярно - удержанной воды
а = АР 00)
•де РК1р - среднее капиллярное давление, МПа.
Имея данные по капиллярному давлению, можно оиределшь относительную фазовую проницаемость и оценип. величину снижения дебита Так, например, при изменении проницаемости ПЗП от 0,05 до 0,90 мкм" коэффициент а изменяется от 0,4 до 0,5, то есть дебит нефти уменьшается в 2 - 2,5 раза. Исходя из приведенного анализа, можно сделать вывод, что увеличение производительности скважины должно быть связано в первую очередь с ослаблением действия концевых эффектов или их полного исключения, чтобы К,,-*! С этой целью необходима обработка призабойной зоны скважины реагентами, изменяющими смачиваемость породы, благодаря чему снижается повышенная водонасыщепносгь и увеличивается расход нефш
Значительно повысить качество вскрытия позволяют малоглинистые полимерные растворы. Создание таких растворов возможно путем исследования и выбора реагешов из класса высокомолекулярных соединений для их обработки и использования в качестве утяжелителя карбонатных материалов С этой целью были исследованы высокомолекулярные соединения на основе целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (№-КМЦ), а в качестве утяжелит едя применялся мел и доломит. Главной характерной чертой полимеров является эффект повышения вязкости водных растворов при низких концентрациях полимера. Характеристика исследованных полимеров приведена в таблице 2.
Таблица 2 - Основные характеристики полимеров
Фирма Почимер Содержание основного в-ва, % Степень Ионный характер Вязкость продукта Насыпной вес
Марка Тип замещения полимеризации (мол ..мае)
Хехст Tylose YHR Na-КМЦ 55 0,85 70» апионик 55-40 (2 % фанн) 600
Метса-Серла Celpol R КМЦ 98 1000-1200 нолианио ник 1000-4000 (1 % по Брукф)
Celpol SLX КМЦ 98 700-800 25-45 (1 % но Брукф)
Celpol RX КМЦ 98 1000-1200 2000-6000 (1 % по Брукф)
Celpol SL КМЦ 98 700-800 1000-4000 (1 % по Брукф)
Celtio R КМЦ 70 700-800 300-1000 (1 % по Брукф)
Celflo RX КМЦ 70 15-45 (1 % но Брукф)
ЛКЗО 1абройл НУ Na-KMI 1 67 0,85-0,95 1600 анионик 8000 (2 % по Брукф) 700-900
Как видно из таблицы 2 все полимеры по показателю степени полимеризации и вязкости продукта можно подразделить на три группы:
- сверхвысокой вязкости (Габройл HV фирмы "AKZO"),
- высокой вязкости (Cclpol R и Cclpol RX фирмы "Метса-Серла Кемикалс);
- средней вязкости (Tylose VHR фирмы "Хсхст", Габройл HV фирмы "AKZO", C'clpol SLX, Celpol SL, Celpol R, Cclpol RX фирмы "Метса-Серла Кемикалс).
Все полимеры были исследованы на стойкость к полиминеральной агрессии пластовых вод хлоркальциевого шпа.
Для исследования были приготовлены стандартные глинистые суспензии из суб-бенгонитовой Бнклянской глины 20 %-ной концентрации плотностью 1120 кг/м3, обработанные кальцинированной содой (Na; COj) в количестве 0,5 % и исследуемыми полимерами в количестве 0,05 % масс/об в пересчете на сухое вещество Затем в полученные глинистые растворы водилн пластовую девонскую воду хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м (ПДВ) по 1 % от обьема раствора, что соответствует 12 мг-экв/л ионам Са" с последующим замером структурно-механических свойств раствора на стандартном лабораторном оборудовании Результаты исследований приведены в таблице 3.
Лабораторные исследования покачали, что все полимеры в составе приготовленных буровых растворов выдерживают полнминсральную агрессию пластовых вод в пределах 2 % от объема раствора, что составляет в пересчете на ноны Са" 24 мг-экв/л Наиболее эффективным является высоковязкий полимер Се1ро1 11, который обеспечивает стабильность оптимальных структурно-механических свойств раствора (пониженную фнльтратоотдачу, постоянную вязкость раствора). Так же были проведены исследования по снижению глинистой составляющей в составе бурового раствора н замены ее карбонатным утяжелителем. Результаты исследований приведены в таблицах 4-6.
Таблица 3 - Изменение структурно-механических свойств раствора плотпостыо 1120 кг/м3, обработанного 0,05 % масс/об полимерами, при различных концентрациях ПДВ
Наименование Количество Показатели физико-механических свойств раствора
полимера ПДВ, % об Т, с Ф, СНС, дИа рН К, мм
см'/ЗОмин через 1-10
мин
1 2 3 4 5 6 7
Се1ро1 И - 32 7 12-19 9 1
1 32 7 12,2-19,4 8,5 1,1
2 32 7,5 12,2-19,4 8 1,3
3 38 9,0 16,7-26,8 8 2,0
Се1ро1 ЯХ - 56 8 22-24 9 1
1 57 8,5 23-26 8,5 1,2
2 59 9 23-28 8,5 1,5
3 65 10,5 29-38 8 2,2
Габройл НУ - 28 8 14-35 9 1
1 30 8,7 15-38 8,5 1,2
2 35 9,5 18-40 8 1,6
3 42 11 25-42 7,5 2,5
ТуЫе УНЯ - 20 12 0-0 9 1
1 21 12 0-0 8,5 1,5
2 24 13 0-0 8 2,0
3 28 16 0-0 7,5 2,8
Се1ро1 БЬ - 20 10 0-0 9 1
1 21 10 0-0 8,5 1,2
2 24 10,5 0-0 8 1,6
3 26 13 0-0 7,5 2,8
СеШо Я - 24 8 0,8-1,2 9 1
1 25 8,5 0,8-1,2 8,5 1,5
2 26 9 0,8-1,2 8 2,0
3 32 12 2,8-7,4 7,5 2,5
СеШо БЬ - 24 9 0-1,4 9 1
1 24 9 0-1,4 8,5 1,4
2 25 9,3 0,8-1,8 8 1
3 33 13 3,6-5,8 7,5 2,3
Се1ро1 БЬХ - 24 8 0-2,5 9 1
1 24 8 0-2,5 8,5 1,2
2 26 8,5 0-2,5 8 1,5
3 34 10 0-3,8 7,5 2,4
Таблица 4 - Изменение показателен структурно-механических свойств раствора прн различных концентрациях полимера
Концентрация по- Наименова- Показатели свойств раство ра
лимера в раст ворс- ние полиме- 'Г, с Ф, см'/ СНС, дПа РН К,
ре, % масс. / об ра 30 мин через 1-10 мин мм
Г1ло1 ность 120 кт/м1
0,05 Celpol R 32 7 12-19 8 1
Celpol RX 56 8 22-24 8 1
Габройл НУ 28 8 14-35 8 1
Tylose YHR 20 12 0-0 8 1
Celpol SL 20 10 0-0 8 1
Celflo R 24 8 0.8-1.2 8 1
Celflo SL 24 9 0-1.4 8 1
Celpol SLX 24 8 0-2.5 8 1
0,10 Celpol R Не
Celpol RX тек
Габройл НУ 56 7 34-56 8 1
Tylose YHR 20 10 0-1,2 8 1
Celpol SL 24 8 0-0 8 1
Celflo R 26 8 0,8-2,6 8 1
Celflo SL 24 7 0-1,7 8 1
Celpol SLX 26 6,5 _ 0,4-2,8 8 1
11лот ность 1060 К! /м1
0,05 Celpol R 21 8,5 2-9 8 0,5
Celpol RX 21 8,5 2-7 8 0,5
Габройл НУ 20 10 0-0 8 0,5
Tylose ECH 20 8,5 0-3,4 8 0,5
Tylose EC-7 20 9,5 0-0 8 0,6
0,1 Celpol R 38 6,8 9-22 8 0,5
Celpol RX 40 6,8 11-26 8 0,5
Габройл НУ 34 7 10-17 8 0,5
Tylose ECH 34 7,5 11-23 8 0,5
Tylose EC-7 20 8,5 1-3 8 0,6
Таблица 5 - Состав утяжеленного бурового раствора, плотностью 1350 кг/м3
Состав исходной глинистой суспензии Концентрация, % масс, / объем
Бентонит Сода кальцинированная (Ыа2СО-,) Полимер Утяжелитель (карбонатный) 8 0,5 0,05-0,1 48
Результаты исследований показали, чю наиболее эффективными и технолшич-ными добавками являются полимеры марок Сс1ро1 Я (Мет са-Ссрла-Кемикалс) и Габройл НУ (ДКгО), которые позволяю! получать буровой раствор из Бикляпских карьерных глин кальциевого типа с низким содержанием глинистой фазы, обеспечивают при этом оптимальные технологические свойства глинистых суспензий плошостыо 1060 кг/м1, которые позволяют проводить дальнейшее утяжеление его карбонатным утяжелителем -мелом или доломитом до плотности 1350 кг/м' Применение таких растворов при вскрытии продуктивного пласта позволяет максимально сохранять его коллекторские свойства благодаря низкому содержанию шшистой составляющей и формированию на
стснках скважины легко удаляемой фильтрационной корки, состоящей до 90 % из кисло-торастворимого компонента - мела или доломита
Таблица б - Изменение показателей структурно-мсханнческих свойств раствора, плотностью 1350 кг/м'при различных концентрациях полимера
Концентрация полимера в р-ре, % масс ./об Наименование полимера Показатели свойств раство] та
Т,с Ф, см3 / ЗОмин СНС, дПа через 1-10 мин РН К, мм
0,05 Сс1ро1 И Габройл НУ 32 26 6 6 .....5,5 5,5 14-27,5 15-25 8 8 1 1
0,1 Се1ро1 Я Габройл НУ 44 32 25-48 16-28 8 8 1 1
На уровне патента № 2133813 РФ разработана технология первичною вскрытия пластов, осложненных гидратообразованисм, обеспечивающая сохранение естественных коллекторских свойств
В скважину, предварительно заполненную промывочной жидкостью, спускают незаполненный жидкостью бурильный инструмент до глубины, определяемой прочностью бурильных труб на смятие внешним давлением жидкости, заполняющей кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины, после чего бурильный инструмент доливают до устья жидкостью и вновь продолжают его опускать с постоянным или дискретным доливом промывочной жидкостью, пока до забоя не останется порядка 2500 м, после чего долив прекращают и продолжают опускать бурильный инструмент до забоя, после достижения которого производят разбуривапие продуктивного пласта с обратной промывкой за счет разности высоты сттпбов жидкости за колонной бурильных труб и внутри се, в момент появления промывочной жидкости на устье бурильных труб, бурение прекращают п перед подъемом бурильного инструмента производят продавливание промывочной жидкости в затрубиое пространство из бурильных труб воздухом, подаваемым от устья сверху вниз с применением установленных внутри бурильных труб через определенные интервалы специальных ловителей и подвижного клапана
При этом в скважину спускают бурильный инструмент в компоновке - долото, дроссель, запорио-поворогный клапан, расположенная внутри внизу бурильной колонны трубка шламоуловителя.
Следует отметить, чго продавливание воздухом промывочной жидкости осуществляют до тех пор, пока не прекратится вытекание жидкости из затрубного пространства
В качестве промывочной жидкости используют тлинистый раствор с плотностью, достаточной для предупреждения проявления, а плотность жидкости, заполняющей кольцевое пространство скважины, больше плотности жидкости в бурильной колонне
Технологию осуществляют следующим образом В скважину, заполненную до устья промывочной жидкостью спускают в компоновке долото, ЗПК, дроссель, 311К закрыт, буровой инструмент пустой, спуск идет при минимальных нагрузках на талевую систему и лебедку на высоту, определяемую прочностью бурильных труб па смятие внешним давлением жидкости, заполняющей кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины от забоя до устья
ЛН = К(13) р,
где Р9 - плотность промывочной жидкости в кольцевом пространстве в интервале бурильной колонны, не заполненной жидкостью, кг/м , К - коэффициент г, К < 1.
Спустив, например 2500 метров, когда инструмент доливаю! до устья и вновь продолжаю! спуск .до icx пор, пока не останется допускать до забоя 2500 м. В что время долив внутрь бурильных ipy6 прекращают и продолжают спуск инструмента до забоя. Дойдя до забоя, нагрузив долото, начинают вращать бурильный инструмент, при этом открывается занорно-новорогный клапан (31IK) и жидкость из затрубиого пространства бурильной колонны через долото, дроссель, 3IIK начинает поступать внутрь бурильной колонны, то есть идет бурение с обратной промывкой за счет разности высоты столбов жидкоеш за бурильной колонной и внутри ее Но мере падения уровня жидкости в затру бном пространстве ее постоянно доливаю!1 из доливной емкости Курение идет до тех пор, пока не появится жидкость на устье бурильных !руб Для более четкого улавливания этого момента, а также для более интенсивного перетока из затрубиого пространства через долото внутрь бурильных труб доливную жидкость в затрубпом пространстве берут большей плотности, чем вся жидкость в скважине. Это обуславливает больший эффект выталкивания бурильных труб при их подъеме.
В целях предотвращения затруднения движения частичек породы внутрь бурильных труб, в случае, когда шлам не сможет подниматься вверх из-за небольшой скорости восходяще! о потока жидкости в трубах, так как расход жидкости будет незначительный, над 3I1K устанавливают внугритрубный шламоуловигель. Шлам оседает в кольцевом пространстве между трубкой длиной 10-15 м с внутренним диаметром 15-18 мм с оттсры-!ым верхним концом, вставленной концентричио внутри бурильных труб и опирающейся нижним концом па корпус 31IK. Скорость движения жидкости, поступающей из за-трубною пространства внутрь трубки все1да будет досгаючной для движения шлама вверх. На выходе из фубкн скорости движения жидкости резко снижается (увсличиваст-ся сечспие потока от 3 см до 80-100 см в полости бурильных труб), шлам выпадает в кольцевую полость между внутренней поверхностью бурильных труб и наружной поверхностью трубки шламоуловитсля
По окончании бурения (до выравнивания столбов жидкости или до появления жидкости па поверхности бурильных груб) проводят подъем бурового инструмента, при этом еще до спуска бурового инструмента внутри бурильных труб через определенные интервалы устанавливают специальные ловители подвижного клапана. Верхний ловн-!ель устанавливают на !лубине 2500-3000 м от устья, последующие - через 1акие же промежутки друг oi друга Перед подъемом бурового инструмента внутри колонны бурильных труб устанавливают специальный подвижный клапан, подсоединяю! компрессор высокого давления и осуществляю! продавливание промывочной жидкости сверху вниз по бурильным трубам, трубке шламоуловитсля, ЗПК, дросселю, долоту в затрубнос пространство Продавливание осуществляют до пор, пока подвижный клапан не войдет в ловитель и не зафиксируется в нм Этот момент фиксируется по прекращению вытекания жидкости из затрубиого пространства и по более быстрому увеличению давления на манометре компрессора Верхняя часть колонны бурильных труб после продавливания будет пустой, облегчение колонны тем больше, чем на большей глубине установлен ловитель, а зто в свою очередь записи! от мощности компрессора, максимально развиваемого давления, а также oi плотности жидкости; находящейся в sa трубном пространстве в интервале тлубин 0-установка лови геля.
Пример. Ловитель установлен на глубине 2500 м, жидкость за колонной имеет плотность 1250 кг/м3, а буровой инструмент имеет внутренний диаметр D„„ = 120 мм, Р
= 0,785 * с12 * 2500 • 1,25 = 35,3 т при Г)ни - 150 мм снижение веса колонны будет Р = 0,785 • (I2 • 2500 • 1,25 = 55,2 г.
После поднятия верхней части бурильной колонны вместе с первым ловигелсм /утя облегчения подьема второй части вновь продавливаю! по ¡духом промывочную жидкость, клапан при продавливаиии входит в ловитель, раздвигает подпружиненный пантовый захват и котда проточка на штоке совпадает' с цангой на ловителе, клапан фиксируется в этом положении. Герметичность достигается за счет уплотнения
Облегчение колонны на несколько десятков топи даст возможность углубить скважину до проекта, в случае с Кольской СГ-3 этот запас по весу позволит довести скважину до проектной глубины 15000 метров на сутнесгвутотцем инструменте и оборудовании Отказ от принудительной циркуляции промывочной жидкости с поверхности позволит снизить огромные энергетические и материальные затраты па промывку
Технология успешно апробирована на 3-х скважинах Агалссвского месторождения и после дополни юльной тсхнико- зкономической оценки и составления необходимой документации будет рекомендована проектным организациям для включения в проекты строительства эксплуатационных скважин в Восточной Сибири
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Создание нефтегазового комплекса (НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (распоряжение Правительства Российской Федерации от 31 12 2004 № 1737) невозможно без научно обоснованного формирования производственно-транспортной системы и технико-технологических решений проблемных вопросов по строительству скважин различного назначения в аномальных геолого-технических условиях Восточной Сибири.
2 Одной из основных проблем, требующих неукоснительного решения при строительстве скважин различного назначения является обеспечение первичного вскрытия слабо дренированной фильтровой зоны без нарушения её естественных коллекторских свойств с обязательной герметизацией заколоппого пространства (чередующихся зон с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями).
С этой целью, с позиции теории системного подхода и с учётом физико-химических процессов, протекающих в призабойной зоне пласта выработана методология формирования конструкций фильтра и забоя в этих условиях
В зависимости от конкретных геолотических условий предпочтение отдаётся гидродинамически совершенному открытому забою с глубокой необратимой кольматацией водоносных участков в процессе первичною вскрытия.
3 Выявлено, что газопроявления при вскрытии продуктивных отложений при наличии блатоприятных тсрмобарических условии в сочетании с техногенным влиянием являются основной причиной гидратообразования при строительстве скважин на месторождениях Красноярского края. Определяющим фактором при этом является наличие мерзлых пород значительной толщины. Разработана технология первичного вскрытия га-зосодержащих пластов с применением технологических жидкостей на углеводородной основе с добавками гидрофобного реагента для предотвращения газопроявлений с температурами выше тестовых, что значительно снижает вероятность гидратообразования в стволе скважины.
4 Для аномальных условий Восточной Сибири усовершенствованы технологии но формированию конструкций фильтра и забоя скважин с учётом возможного гидратооб-разования4
1) технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений;
2) технология волновой обработки, на принципах нелинейной волновой механики, для временной гидроизоляции водоносных пластов в процессе вскрытия многоплановой залежи открытым забоем;
3) технология установки гидроизолирующих экранов в водонасыщенных пластах.
5. Разработана рецептура бурового раствора, обеспечивающего сохранение фильт-рационно-емкоСтных свойств продуктивных горизонтов на основе полимерных композиций марок Cclpol R (Метса-Ссрла-Ксмикалс) и Габройл HV (AKZO), которые позволяют получать буровой раствор из Биклянских карьерных ишн кальциевого типа плотностью 1060 кг/м3 с последующим узяжелением мелом или доломитом до плотности 1350 кг/м5. Данный раствор позволяет максимально сохранять коллекгорские свойства пласта благодаря формированию кольмагационпого экрана и фильтрационной корки, состоящей до 90 % из кислоторастворимого компонента - мела или доломита.
6. Исследована и прошла промысловую проверку тампонажная композиция с гидрофобной добавкой для обеспечения сё суффозионной устойчивости в период превращения тампонажного раствора в камень
7 Разработана технология вскрытия пластов, осложнённых гидратообразованием, обеспечивающая сохранение естественных коллекторских свойств (Патент РФ № 2133813)
8 Сформированы и оценены варианты развития предприятий техноло!ического транспорта для различных уровней плотности нефтегазодобычи, разработана рабочая методика определения моментов создания нового У'ГГ, эксплуатационного филиала УТТ и реконструкции филиала в новое УТТ, что позволяет кратно уменьшить затраты на переезды и тем самым снизить себестоимость добываемой продукции.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:
1 Нечепуренко A.B., Усков P.A. Обеспечение промышленной безопасности в газовом хозяйстве «Красноярсккрайгаз» / А.Е Нечепуренко, Г.А Усков // Безопасность труда в промышленности. - 1999. - № 3. С. 52-54.
2. Нечепуренко А Е., Скворцов Ю.П. и др., Способ бурения сверхглубоких скважин Пат. № 2133813. Зарегистрирован в Государственном реестре изобретений РФ 27.07.99
3 Нечепуренко А.Е. Перспективные направления работ ОАО «Красноярскгаз-пром» / А К. Нечепуренко, С.А. Громовых, В.Г. Худорожков // Инвестиционный потенциал комплекса Красноярского края: Междунар. науч -практ конф. - Красноярск, 2000. -С. 303-304.
4. Нечепуренко А Е. Вопросы сбалансированного развития нефтегазового комплекса Эвенкии и интересов коренных пародов Эвенкийского автономного округа / А Е. Нечепуренко, С.А Громовых, А В Миусов // Актуальные вопросы недропользования и
пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии: Межрегион, науч.-нракт конф. - Красноярск, 2001, С. 146-149.
5 Неченуренко А В , Оценка инвестиционной привлекательности строительства газопровода Проскоково-Ачинск-Красноярск /' Л.К Неченуренко, В.И. Носков, С.А Громовых, A.B. Миусов // Использование газа в качестве моторною топлива' Межрегион. конф. - Томск, 2002. - С. 5-8.
6. Неченуренко А.Е., Громовых С.А., Миусов А.В Перспективы развития газовой отрасли Эвенкии / А Е Неченуренко, С А Громовых, A.B. Миусов // Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии' Материалы 4-ой регион науч.-практ конф.-Тура, 2003 -С. 21-24
7 Нечепурепко А Е. I [ерспективы геологического изучения Оморинского участка ОАО «Красиоярскгазпром» // А.Е Нсчепуренко, В 1' Худорожков // Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии: Материалы 4-ой регион па-уч.-пракг. конф.-Тура, 2003. - С. 25-27.
8. Неченуренко А.Е. Гидраюобразование при освоении нефте!азовых месторождений Восточной Сибири / А Ii Неченуренко, С А Громовых. - Тюмень' Изд-во "Век-iop-Ьук", 2004. - 79 с.
9 Неченуренко А Е. Заканчивание газоконденсатных скважин в осложненных условиях Восточной Сибири. - Тюмень- Изд-во "Вектор-Кук", 2005.-94 с.
Соискатель
А Е. Нечепурепко
Издательство «Векгор Бук» Лицензия JIP №066721 ог 06.07.1999т.
Подписано в печать 15.11.2005 г. Формат 60x84'16. Бумага финская. Печать RISO. У сл. нсч. л. 1,51. Тираж 100. Заказ 491.
Отпечатано в типографии Издательства «Вскгор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 о г 06.07.2000 г. 625004, т .Тюмень, ул. Володарско! о, 45. тел.(3452) 46-54-04, 46-90-03.
»2433t
PIIK Русский фонд
2006-4 26702
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нечепуренко, Алексей Ефимович
Введение.
1 Основные проблемы технологии строительства скважин. Первичное вскрытие фильтровой зоны (критический обзор современных методов).
1.1 Гидратообразование при заканчивании скважин.
1.2 Представление о механизме гидратообразования.
1.3 Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в рамках системного анализа.
1.4 Проблемы первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Пути обеспечения герметичности заколонного пространства.
1.5 Обоснование методологии формирования конструкции фильтра и забоя скважин в процессе первичного вскрытия в аномальных геолого-промысловых условиях.
1.5. 1.Конструкции забоя скважин с точки зрения гидродинамического и технологического совершенства.
1.5. 2.Требования к методам формирования конструкции забоя и фильтра скважин.
1.5. 3.Концепция формирования конструкции фильтра скважины при первичном вскрытии и креплении скважины.
1.5.4 . Краткое обоснование и промысловые испытания заканчивания-скважин открытым забоем.
1.6 Физико-химические процессы, протекающие в ПЗП в период вскрытия пластов бурением, перфорации, освоения и эксплуатации чжважин
1.6.1 .Возможные изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.
1.6.2 . Некоторые аспекты диагностики и выбора критериев оценки состояния призабойной зоны пласта.
2 Проблемы обеспечения герметичности заколонного пространства.
2.1 Удаление глинистой корки и кольматация проницаемых пластов.
2.2 Формирование структуры цементного камня.
2.3 Повышение седиментационной устойчивости тампонажных растворов
2.4 Механизм образования трещин по контактным зонам цементного камня
2.5 Повышение прочности контакта цементного камня с ограничивающей поверхностью.
2.6 Требования к технологии и тампонажным материалам при цементировании скважин.
3 Формирование производственно-транспортной системы добывающего комплекса Восточной Сибири.
3.1 Роль предприятий технологического транспорта в освоении нефтяных, газовых и газоконденсатных месторожденией Восточной Сибири.
3.2. Основные тенденции развития производственно-технической базы предприятий технологического транспорта.
3.3. Методы моделирования развития ПТБ предприятий технологического транспорта.
3.4 Формирование и оценка вариантов развития предприятий технологического транспорта. 3.4.1 Формирование и оценка вариантов развития предприятий технологического транспорта без учета разновременности затрат.
3.4. 2.Формирование и оценка вариантов развития предприятий технологического транспорта с учетом разновременности затрат.
3.4. 3.Оценка экономической эффективности полученных результатов
3.4.4 Рабочая методика обоснования динамики развития предприятий технологического транспорта.
4 Разработка технологий вскрытия и разобщения пластов сложно построенных залежей.
4.1 Технологии по формированию конструкций фильтра и забоя скважины.
4.2 Разработка рецептуры бурового раствора, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов.
4.3 Технология первичного вскрытия пластов, осложненных гидратообразованием, обеспечивающая сохранение естественных коллекторских свойств.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Строительство эксплуатационных скважин и формирование производственно-транспортной системы газового комплекса Восточной Сибири"
В связи с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2004 года№ 1737-р вопрос создания нефтегазового комплекса (НТК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов переходит в сферу практических действий.
К настоящему времени на территории Красноярского края, несмотря на крайне низкую геологическую изученность, открыто 30 месторождений углеводородов. Тем не менее, существующих запасов углеводородов недостаточно для обеспечения необходимых экспортных поставок. Недостающие запасы планируется подготовить за счет реализации в течении ближайших 7-10 лет программы геологоразведочных работ и программы лицензирования недр. Эти программы в конечном итоге должны оптимизировать финансовые и технологические ресурсы недропользователей и федерального бюджета, обеспечить развитие сети нефтепроводов для подключения их к трубопроводной системе Восточная Сибирь - Тихий океан.
Большая часть запасов газа локализована на месторождениях Юрубче-но-Тохомской зоны (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское). Вторым крупным районом сосредоточения запасов газа и нефти наряду с месторождениями Танамского газодобывающего района являются месторождения Больше хетской группы (Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ванкорское). На все перечисленные месторождения, кроме Лодочного, выданы совмещенные лицензии на пользование недрами.
Средняя разведанность ресурсов в целом по Красноярскому краю, ис-чесляемая как отношение запасов (ABCi+C2)/(C3+Di) составляет по нефти 9,1 % по газу 4,7 %.
Следует признать, что в настоящее время эффективность управления фондом недр не в полной мере соответствует задачам создания ТЭК объеди-* ненного Красноярского края.
Перспективы развития ТЭК Красноярского края неоднократно рассматривались в крупных работах ИГНГ СО РАН СНИИГТиМС и территориальных органов МПР России, администрации края, которые до сих пор являются основополагающими документами формирования концепции ТЭК.
Приводимые ниже данные показывают, что при надлежащей реализации программы формирования НТК имеются весьма благоприятные предпосылки для надежного и эффективного обеспечения нефтью и газом не только внутренних потребителей края и соседних республик Тува и Хакасия, но и других районов Восточной Сибири и увеличения экспортного энергетического потенциала региона.
Освоение Юрубчено-Тохомского ИГР предлагается в несколько этапов. В начальный период эксплуатации залежи с 2008-го по 2011 год уровень добычи нефти будет составлять 2.3-2,4 млн. тонн в год. что определяется пропускной способностью ж/д ветки от с. Кучеткан и окончанием строительства первой очереди нефтепровода. Второй этап эксплуатации юрубченской залежи начинается с 2012 года и связан с окончанием строительства второго участка ветки нефтепровода и его соединением с транссибирским магистральным нефтепроводом.
За 25 лет на базовых месторождениях — Куюмбинском и Юрубчено-Тохомском — будет отобрано 90.6% и 69,0% запасов промышленных категорий. Такие темпы отбора требуют наращивания запасов категории Ci и Сг из перспективных локализованных ресурсов категории Сз.
Предполагая, что добыча нефти на основе запасов категории Ci может начаться через три года и подтвердятся полученные модельным путем прогнозы относительно динамики извлечения нефти, можно ожидать, что максимальная добыча на базе уже подготовленных по категории Ci+C2 запасов может составить к 2010 году около 3.0 млн. тонн нефти в год. К 2015 году на базе запасов категорий Ci и С2 добыча может достичь 19.6 млн. тонн в год за счет перевода ресурсов категории Сз на новых перспективных площадях
Терско-Камовского участка. Максимальный отбор нефти в 26-27 млн. тонн ожидается в 2020 году. ^ В соответствии со спецификой состава флюидов Куюмбинского и
Юрубчено-Тохомского месторождений добыча нефти без газа невозможна в силу высокой насыщенности нефти растворенным в ней газом.
Для стабильного обеспечения южных районов Красноярского края газом в ближайшей перспективе необходимы альтернативные источники. В качестве таковых в настоящей программе предлагаются Собинско-Тэтэринский и Нижнеангарский перспективные районы. Перспективы на газ последнего оцениваются очень высоко.
Собинско-Тэтэринский перспективный нефтегазодобывающий район расположен на востоке Эвенкийского АО. В районе базовыми месторождениями для организации добычи нефти и газа могут быть Собинское и Пай-гинское месторождения. Добыча может быть организована в относительно небольших объемах. Годовая добыча нефти к 2015 году может достигнуть 530 тыс. тонн в год. суммарная добыча нефти к 2025 году на базе запасов категорий С1+С2 ожидается в количестве 5.9 млн. тонн. Это составит 49,2% от числящихся на Государственном балансе запасов нефти категории С1+С2.
Нижнеангарский перспективный газодобывающий район преимущест-%> венно на ресурсах Сз к 2008 году может иметь 400-500 млрд м газа по категории С,+С2, что позволит начать добычу газа в 2010 году. К 2015 году добы1 ча может быть доведена до 6.9 млрд м . За счет продолжения геологоразведочных работ и дополнительной подготовки запасов газа этот уровень добычи газа в районе может быть удержан и далее. Естественно, необходимо проектировать для поставки нижнеангарского и собинско-тэтэринского газа единую систему трубопроводного транспорта.
Планируемые уровни добычи газа на Агалеевском газовом месторож-ф дении и Берямбинском перспективном участке к 2015-2020 годам оцениваются как 6.0-9,2 млрд м3 в год.
В Болыиехетском районе предполагается, что первым в разработку будет введено самое крупное Ванкорское месторождение, а затем последовательно, с интервалом в три года Лодочное, Тагульское и Сузунское.
Максимальный уровень добычи нефти на Ванкорском месторождении прогнозируется, по данным ЗАО «Ванкорнефть», на уровне 14 млн. тонн в год начиная с 2013 года. Он должен удерживаться до 2018 года. После ввода Лодочного. Тагульского и Сузунского месторождений максимальный уровень добычи может составить 25 млн. тонн в год. Добыча нефти на месторождениях Болыпехетской зоны на базе разведанных запасов категории С1+С2 к 2015 году может достичь 17,0 млн. тонн нефти в год. Согласно выполненным расчетам этот уровень в 2020 году за счет ввода в разработку новых неоткрытых в настоящее время месторождений может быть увеличен до 30-32 млн. тонн нефти в год.
Ситуация диктует в качестве безотлагательных мер необходимость значительного (в разы) увеличения геологоразведочных работе целью расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы.
В этой связи крайне важным и необходимым представляется формирование производственно-транспортной системы нефтегазодобывающего комплекса Восточной Сибири.
Учитывая сильно пересечённую местность, покрытую сетью больших и малых рек единственно правильным, на наш взгляд, является решение -строить объекты производственной инфраструктуры, обеспечивающей развитие нефтегазовой отрасли Восточной Сибири в едином коридоре со строительством нефтегазопроводов. Таким образом, вырисовываются два основных вектора это: северное направление на Юрубчено-Тохомское месторождение и северо-восточное направление на месторождения Агалеевское, Бе-рямбинское Собинское.
В последнее время в нефтедобывающей промышленности проявляется тенденция отставания развития производственно-технической базы -(ПТБ) от темпов роста парка спецтехники, что вызывается сравнительно небольшими размерами предприятий технологического транспорта (УТТ). Большая раз-номарочность и разнотипность парка спецтехники затрудняет организацию ПТБ и оказывает существенное влияние на трудоемкость технического обслуживания и ремонта машин. Таким образом, динамика развития нефтедобычи опережает темпы развития ПТБ предприятий технологического транспорта в силу ее инерционности. Это приводит к недостаточной обеспеченности техникой новых месторождений и увеличению расстояний перегона техники для выполнения работ на осваиваемых месторождениях. Пространственно-временная динамика нефтедобычи, вызывающая необходимость территориального перемещения УТТ, обслуживающих осваиваемые новые месторождения, и достижение оптимальных размеров УТТ представляют собой актуальную научно-техническую задачу.
Таким образом, освоение перспективных запасов жидких и газообразных углеводородов Восточной Сибири и, в частности нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Красноярского края, невозможно без тщательного изучения передового российского и зарубежного опыта разработки сложно построенных объектов с аномальными пластовыми давлениями и низкими температурами. Промысловый опыт показывает, что широко применяемый способ репрессионного бурения скважин в осложненных аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) условиях значительно снижает качественные, экономические и экологические показатели буровых работ, связанные с ключевыми проблемами строительства скважин - сохранение природных кол-лекторских свойств продуктивных пластов, долговременная изоляция их от водонасыщенных, формирование герметичной крепи и создание гидродинамически оптимальных конструкций забоя в конкретных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин. В результате ухудшаются фильтрационные характеристики нефтегазонасыщенных пластов, возникают межпластовые и заколонные перетоки, наступает ранняя обводненность скважин, а с ними снижается их продуктивность, нефтеотдача пластов, нарушается система разработки углеводородных залежей.
В этой связи необходимы новые научно-методические подходы и технологические разработки, повышающие качество и эффективность буровых работ по всему циклу строительства скважин и, особенно, по сохранению их потенциальной продуктивности в сложных геолого-промысловых условиях разведки и разработки многопластовых и глубоко залегающих залежей углеводородов.
Среди большого комплекса проблем следует особо выделить вопросы первичного вскрытия слабо дренированной фильтровой зоны и герметизации заколонного пространства чередующихся зон с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями с целью максимально возможного извлечения жидких и газообразных углеводородов.
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Нечепуренко, Алексей Ефимович
Основные выводы и рекомендации
1. Создание нефтегазового комплекса (НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (распоряжение Правительства Российской Федерации от 31.12.2004 № 1737) невозможно без научно обоснованного формирования производственно-транспортной системы и технико-технологических решений проблемных вопросов по строительству скважин различного назначения в аномальных геолого-технических условиях Восточной Сибири.
2. Одной из основных проблем, требующих неукоснительного решения при строительстве скважин различного назначения является обеспечение первичного вскрытия слабо дренированной фильтровой зоны без нарушения её естественных коллекторских свойств с обязательной герметизацией заколонного пространства (чередующихся зон с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями).
С этой целью, с позиции теории системного подхода и с учётом физико-химических процессов, протекающих в призабойной зоне пласта выработана методология формирования конструкций фильтра и забоя в этих условиях.
В зависимости от конкретных геологических условий предпочтение отдаётся гидродинамически совершенному открытому забою с глубокой необратимой коль-матацией водоносных участков в процессе первичного вскрытия.
3. Выявлено, что газопроявления при вскрытии продуктивных отложений при наличии благоприятных термобарических условий в сочетании с техногенным влиянием являются основной причиной гидратообразования при строительстве скважин на месторождениях Красноярского края. Определяющим фактором при этом является наличие мерзлых пород значительной толщины. Разработана технология первичного вскрытия газосодержащих пластов с применением технологических жидкостей на углеводородной основе с добавками гидрофобного реагента для предотвращения газопроявлений с температурами выше пластовых, что значительно снижает вероятность гидратообразования в стволе скважины.
4. Для аномальных условий Восточной Сибири усовершенствованы технологии по формированию конструкций фильтра и забоя скважин с учётом возможного гидратообразования:
1) технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений;
2) технология волновой обработки, на принципах нелинейной волновой механики, для временной гидроизоляции водоносных пластов в процессе вскрытия многопластовой залежи открытым забоем;
3) технология установки гидроизолирующих экранов в водонасыщенных пластах.
5. Разработана рецептура бурового раствора, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов на основе полимерных композиций марок Celpol R (Метса-Серла-Кемикалс) и Габройл НУ (AKZO), которые позволяют получать буровой раствор из Биклянских карьерных глин кальциевого типа плотностью 1060 кг/м3 с последующим утяжелением мелом или доломитом до плотности 1350 кг/м3. Данный раствор позволяет максимально сохранять коллекторские свойства пласта благодаря формированию кольматационного экрана и фильтрационной корки, состоящей до 90 % из кислоторастворимого компонента - мела или доломита.
6. Исследована и прошла промысловую проверку тампонажная композиция с гидрофобной добавкой для обеспечения её суффозионной устойчивости в период превращения тампонажного раствора в камень.
7. Разработана технология вскрытия пластов, осложнённых гидратообразо-ванием, обеспечивающая сохранение естественных коллекторских свойств (Патент РФ №2133813).
8. Сформированы и оценены варианты развития предприятий технологического транспорта для различных уровней плотности нефтегазодобычи, разработана рабочая методика определения моментов создания нового УТТ, эксплуатационного филиала УТТ и реконструкции филиала в новое УТТ, что позволяет кратно уменьшить затраты на переезды и тем самым снизить себестоимость добываемой продукции.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нечепуренко, Алексей Ефимович, Тюмень
1. Медведский Р.И., Об определении величины и степени загрязненности призабойной зоны скважины/ Р.И. Медведский, В.Н. Нестеров.//Труды Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень,1974.- Вып. 76.- С. 150-156.
2. Donaldson E.S., Characterization of drilling mud fluid invasion / E.S. Donaldson, V. Cher-noglazov // Journal of Petroleum Science and Engineering, 1987.- V. 1.- Issues 1.- August.-P. 3-13.
3. Lubinski A. A maximum Permissible Dog-Legs in Rotary Boreholes / A.A. Lubinski // J. Petroleum Technology, 1961.-No2.- P. 175-194.
4. Бабаян Э.В. Проектирование технологии спуско-подъемных операций и контроль забойного давления / Э.В. Бабаян //Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНДП: Труды НПО «Бурение» Краснодар, 2002.- Вып. 8.- С. 15-26.
5. Рябоконь С.А. Комплексные программы заканчивания скважин/ С.А. Рябо-конь.//Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНДП: Труды НПО «Бурение». Краснодар, 2002.- Вып. 8.- С. 3-14.
6. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)/ Дж. Грей, Г.С. Дарли.// М.: Недра, 1995.- С.208-209.
7. Громовых С.А. О режиме Собинского месторождения / С.А. Громовых // Итоги и направление поисковых работ на нефть и газ в Красноярском крае: Краевая конф. Красноярск, 1985.- с. 142-143.
8. Дровников П.Г. Разработка промысловых жидкостей для бурения поисково-разведочных скважин в Западной части Восточной Сибири / П.Г. Дровников// Авто-реф. дисс. канд. г.-м. н. Уфа, 1990.- 24 с.
9. Дровников П.Г., Опыт применения буровых растворов в Восточной Сибири и Якутии / П.Г. Дровников, В.Ф. Черныш, Е.А. Коновало и др. // Нефте-газовая геология, геофизика и бурение: Информац. сб. научно-техн. работ. ВНИОЭНТ, 1984. В. 8.- С. 30-32.
10. Дровников П.Г., Реагент для обработки минерализованных буровых растворов/ П.Г. Дровников, В.Ф. Черныш, А.Г. Аверкин и др.//Авт.
11. Свид. 1527886 СССР МКИ4С 09 К7/02. №4106146/23-03. Заявлено 05.08.86. Опубл. Б.И.41,1989.
12. Мойса Ю.Н., Биополимерный буровой раствор для бурения боковыхстволов и горизонтальных скважин./ Ю.Н. Мойса, Е.Ю. Камбулов, А.В. Пенкин, и др.//Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Сб. трудов. Краснодар, 2004.- С.77-89.
13. Мойса Ю.Н., Российский биополимерный реагент АСГ-1 для бурения скважин./ Ю.Н. Мойса, Е.Ю. Камбулов, Е.Н. Молканова и др.// Нефтяное хозяйство.- 2001.- №7.- С. 28-30.
14. Накаряков В.Д., Нефтегазоносность западной части Сибирской платформы и основные направления нефтегазопоисковых работ на XII пятилетку / В.Д. Накаряков, JI.JI.
15. Кузнецов, Ю.А. Жуковин //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края: Сб. научн. Тр. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1987.- С. 3-9.
16. Овчинников В.П., К вопросу применения полимерсолевых композиций /В.П. Овчинников, Ю.С. Кузнецов, А.А. Фролов и др. // Освоение шельфа Арктических морей России: Сб. докл. Междунар. конф. Санкт-Петербург, 1999. - С. 45-53.
17. Alford S., Research into lubricity, formation damage promises to expand applications for silicate drilling fluids/ S. Alford, A. Dzialowski, P. Jiang, Ullmann H. SPE/IADC 67737. Amsterdam, 2001.
18. Anderson B.A., Complex inhibitor Drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions/ B.A. Anderson, A. F. Maas, A. I. Penkov, V. N. et all. // Petroleum Engineer International, 1999.- August. P. 51-57.
19. Бабаян Э.В., Новая реолого-гидравлическая программа углубления скважин / Э.В. Бабаян, А.Э. Громовой, М.Н. Шурыгин // Нефтяное хозяйство, 2000.- №2.- С.23-26.
20. Балуев А.А., Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт./ А.А. Балуев // Нефтяное хозяйство, 2001.- №9.- С. 38-39.
21. Овчинников В.П, Проблемы при строительстве газовых скважин на месторождениях севера Тюменской области и их решения/В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.М. Шенбергер, и др.//Бурение, 2000. № 1. - С. 16-18.
22. Фукс Б.А., Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях засоленного разреза./ Б.А. Фукс, В.В. Казанский, Г.Н. Москалец и др. М.: Недра, 1978.127 с.
23. Ozbayoglu М. Е., A Comparative Study of Hydraulic Modeles for Foam Drilling / E.Ozbayoglu, E. Kuru, N. Takach // Journal of Canadian Petroleum Technology, 2002,- V. 41, No 6.- P. 52-61.
24. Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин./ В.В. Ипполитов // Геология нефти и газа. М., 1991.- №11.- С. 32-34.
25. Прасолов В.А., Способ предотвращения поглощений проницаемым пластом/ В.А. Прасолов и другие // Патент России № 1714082ю БИ №7,1992.
26. Прасолов В.А., Способ обработки призабойной зоны пластов в скважинах/ В.А. Прасолов и другие // Патент России № 2015313, БИ №12,1994.
27. Черныш В.Ф., Устройство для обработки скважин / В.Ф. Черныш, В.В. Виноградов, Е.П. Жуйков и др. // Патент на изобретение №2196886. ООО «Сибироника», заявка № 2000127234, 2003.- 22 с.
28. Kleven R., Use of tracers for mud filtrate and completion fluid invasion-studies / R. Kleven, J. B. Dahl, T. Bjornstad, et all.// Journal of Petroleum Science and Engineering, 1996, V. 16.- Issues 1-3.- September.- P. 15-32.
29. Черныш В.Ф. Совершенствование технологии строительства скважин на ЮТЗ/ В.Ф. Черныш // Новые технологии и методы изучения и освоения природных ресурсов Эвенкии: Тез. докл. четвертой научно-практ. конф.Тура, 2003.-189-93.
30. Ашрафьян М.О., Исследование процесса формирования баритовых пробок в скважине./ М.О. Ашрафьян, Н.Б., Савенюк, В.Ф. Негоднов // Нефтяное хозяйство, 1992.- №8.-С. 10-13.
31. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов. М.: Недра, 1983.- 255 с.
32. Мехтиев Э.Х. Бурение скважины с очисткой забоя аэрированными жидкостями./ Э.Х. Мехтиев.1980. М.: Недра. 1980.- 77 с.
33. Николаев P.M., Методическое руководство по испытанию различных типов объектов в условиях гидратообразования / P.M. Николаев, С.А. Громовых, В.И. Клыпин /Стандарт предприятия СТП 9-17-003-89. Красноярск, ПГО «Енисейнефтегазгеоло-гия», 1989 .- 95 с.
34. Ozbayoglu М. Е., Using foam in horizontal well drilling. A cuttings transport modeling approach //M.E. Ozbayoglu, S.Z. Miska, T. Reed et all. // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2005, V 2.1ssues 5.
35. Курамшин P., Влияние гидроразрыва пласта на продуктивность добывающих скважин в низкопроницаемых терригенных коллекторах./ Р. Курамшин, Г. Степанова, Т. Не-нартович и др.// Бурение и нефть, 2005.- №1.- С. 14-17.
36. Лозин Е. Повышение нефтеотдачи пластов с использованием композиций на основе биополимера продукт БП-92 /Е. Лозин, Г. Якименко, С. Власов и др.// Бурение и нефть, 2004.- 12.- С. 8-14.
37. Пазин А.Н., Комплексная технология обработки призабойных зон скважин./ А.Н. Па-зин, А.Е. Ткачев, Ю.А. Мотошин //Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Сб. трудов. Краснодар, 2004.- С. 125-129.
38. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности // ПБ 08-624-03. Серия 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. М., 2003. Вып.4.- 306 с.
39. Лысенко В. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин/ В. Лысенко //Бурение и нефть, 2005.-№ 1.- с.21-23.
40. Синюк Б., Бурение горизонтальной скважины на Яблуновском месторождении./ Б. Синюк, Я. Яремийчук, О. Блаженко и др.// Бурение и нефть, 2005.- №1.- С.28-31.
41. Akgun F. A finite element model for analyzing horizontal well BHA behavior/ F. Akgun // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, V. 42, Issue 2-4, April.- P. 121-132.
42. Parn-anurak S, Modeling of fluid filtration and near-wellbore along a horizontal well / S. Parn-anurak, T. W. Engler* //Journal of Petrolium Science and Engineering, 2005.- V. 46.-Issue 3.- P. 149-160.
43. Pastor A.J., How to Treat Metall Contamination From Heavy clear Brines / A.J. Pastor, J. Snower// Oil and Gas J., 1983. July 18.- P. 140-146.
44. Tanaino A. S., State and Prospects of the Percussive-Rotary Blasthole Drilling in Quarries/ A. S.Tanaino, A. A. Lipin // Journal of Mining Science, 2004. V. 40.- No2.- P. 188-198.
45. Битнер A.K., Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы / А.К. Битнер, В.А. Кринин, JI.JI. Кузнецов и др. Красноярск, 1990. 114 с.
46. Конторович А.А., Подсолевой и рифейский комплексы Камовского свода — единая зона нефтегазонакопления/А.А. Конторович, Н.Б. Красильникова //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края: Сб. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987.-С. 120-126.
47. Краевский Б.Г., О рифогенной докембрийской формации центральной части Байкит-ской антиклизы / Б.Г. Краевский, A.M. Пустыльников, М.К. Краевская // Геология и геофизика, 1996.- № 10.- С. 94-104.
48. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа./ В.Г. Кузнецов. М.: Недра, 1992.239 с.
49. Пустыльников A.M. Постседиментационные преобразования рифейских отложений юго-запада Сибирской платформы / A.M. Пустыльников // Геология и проблемы поиска новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири: Сб. трудов. Новосибирск, 1996.- Ч.1.-С.85-86.
50. Фукс А. Б., Прогноз продуктивности скважин по данным ГИС, керна и гидродинамических исследований / А.Б. Фукс, В.В. Ломтадзе, Н.А. Макарчик // Геофизика, 1997.-№1.- С. 33-40.
51. Макаров А.Н. Упругодеформированные и фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохомского месторождения/А.Н. Макаров// Геология нефти и газа, 2004.№5.-С. 30-38.
52. Мухаметзянов Р.Н., Строение рифейских природных резервуаров Куюмбинского и Терско-Тохомского участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / Р.Н. Мухаметзянов, Е.П. Соколов, С.И. Шленкин и др.// Геология нефти и газа, 2003. №4.-С. 39-46.
53. Балуев А.А., Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком./ А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев и др.// Нефтяное хозяйство, 2001,- №9.- С. 35-37.
54. Булатов А.И., Справочник по промывке скважин./А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984.- 318с.
55. Дровников П.Г., Опыт применения буровых растворов в Восточной Сибири и Якутии / П.Г. Дровников, В.Ф. Черныш, Е.А. Коновало и др. // Нефте-газовая геология, геофизика и бурение: Информац. сб. научно-техн. работ. ВНИОЭНТ, 1984. В. 8.- С. 30-32.
56. Austad Т., Compositional and PVT properties of reservoir fluids contaminated by drilling fluid filtrate / T. Austad, T. R. Isom // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2001,
57. V. 30.- Issues 3-4.- September.- P. 213-244.
58. Методика контроля параметров буровых растворов РД 39-00147001-773-204/ Отв. Исполнитель В.И. Демихов. ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2004.- 136 с.
59. Gonik A. A. Preventing Iron Sulfide from Precipitation in Immersion Electric Pumps as a Result of Hydrogen-Sulfide Corrosion of Oil-Well Equipment/ A. A. Gonik// Natural Resources Research, 2003.- V. 12.- No 1.- P. 41-56.
60. Tittle R.N. The Need for Nondamaging Drilling and Completion Fluids/ R.N. Tittle // Paper SPE 4791, 1974.-Feb. 7-8.
61. Гуляев C.H. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности фундамента северо-востока Западно-Сибирской плиты / С.Н. Гуляев // Геология и нефтегазонос-ность Красноярского края: Тез докл. Геол. Конф. Красноярск, 1974.- с. 65.
62. Абриков И.Х., Нефтепромысловая геология./ И.Х. Абриков, И.С. Гутман М.: «Недра», 1970.- 279 с.
63. Конюхов В.И. Выбор модели продуктивного пласта как основа для установления интервалов испытания скважины/ В.И. КонюховУ/ Труды Зап. Сиб. НИГТИ. Тюмень, 1980.- Вып. 159.- С. 102-108.
64. Тахаутдинов Р. Инновации в нефтедобыче / Р. Тахаутдинов, JI. Сидоров, Р. Шаймар-данов и др.//Бурение и нефть, Серия «Новые технологии», 2004, № 12.- с.16-17.
65. Фукс Б.А., Промысловая характеристика продуктивных пластов Юга Сибирской платформы / Б.А.Фукс, В.А. Ващенко, А.Г. Москалец и др. М.: Недра, 1982.- 184 с.
66. Громовых С.А. Совершенствование технологии испытаний скважин на Сибирской платформе / С.А. Громовых //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края: Сборник научных труов. Тюмень, 1987.- с. 143-147.
67. Вадецкий Ю.В., Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения./ Ю.В. Ва-децкий, К.М. Обморышев, Б.И. Окунь. М.: Недра, 1976.- 156 с.
68. Василевский В.Н., Оператор по исследованию скважинЛШ. Василевский, А.И. Петров. М.: «Недра», 1983.-310 с.
69. Карнаухов М.Л., Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов., Н.Ф. Рязанов М.: Недра, 1984.- 268 с.
70. Методическое руководство по комплексному изучению разреза скважин в процессе бурения. Сев.Кавк. НИПИНефть, Грозный, 1976.- 286 с.
71. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин./ Г.Д. Сухоносов. М.:Недра, 1978.279 с.
72. Федорцов В.К., Технология опробования и методика обработки результатов испытания газонасыщенных объектов пластоиспытателем в процессе бурения./ В.К. Федорцов, А.П. Клевцур // Труды Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1974.- вып. 79.- С. 141-147.
73. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах./ В.В. Сутягин. М.: «Недра», 1989.- 264 с.
74. Техническая инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах. //М.: Недра, 1978.- 63 с.
75. Умрихин И.Д., Определение газонефтяного контакта по результатам исследований скважин / И.Д. Умрихин, В.К. Федорцов // Труды Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1974.-Вып. 76.- С. 141-147.
76. Berthezene N., Methane solubility in synthetic oil-based drilling muds / N. Berthezene, J.-C. de Hemptinne , A. Audibert, J.-F. Argiller // Journal of Petroleum Science and Engineering, 1999, V. 23.- Issue 2.- August.- P. 71-81.
77. Стасюк M.E. Влияние условий сепарации на величину газового фактора при исследовании газонефтяных скважин/ М.Е. Стасюк// Труды Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1975.-Вып. 98. С. 62-67.
78. Стасюк М.Е. Определение фильтрационных параметров и размеров призабойной зоны пласта по данным термозондирования./ М.Е. Стасюк // Труды Зап. Сиб. НИГТИ. Тюмень, 1974.Вып.139. С. 107-111.
79. Федорцов В.К., Исследование пластовых газоконденсатных систем при разведке месторождений Западной Сибири/В.К. Федорцов, А.Г. Юдин // Труды Зап.Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1980.- Вып. 159.- С.25-32.
80. Стасюк M.E., Влияние геологических условий залегания нефти и газа на характер изменения величины газового фактора при исследовании газонефтяных скважин/ М.Е. Стасюк, Г.Л. Жутовский // Труды Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1975.- Вып.98.- С. 54-61.
81. Яковлев Б.А. Решение задач нефтяной геологии методами термометрии./ Б.А. Яков-лев.//М.: Недра, 1979.-143 с.
82. Бузинов С.Н., Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.Н. Бу-зинов, И.Д. Умрихин. М.: Недра, 1973,- 246 с.
83. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин (РД 393-593-81). М.: Миннефтепром, 1982.- 162 с.
84. Малышев А.Г., Выбор оптимальных способов борьбы с парафино-гидратообразованием./ А.Г. Малышев, Н.А. Черемисин, Г.В. Шевченко.// Нефтяное хозяйство, 1997.- №9.- С. 62-69.
85. Оркин К.Г., Расчеты в технологии и технике добычи нефти / К.Г. Оркин, JI.M. Юр-чук. М.: Недра, 1967.- 226 с.
86. Ковальчук Н.Р., Подготовка нефтяных и газовых месторождений к подсчету запасов и разработке./ Н.Р. Ковальчук, Н.С. Предтечная.//М.: Недра, 1977.- 118 с.
87. Шешуков А.И. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований./ А.И. Шешуков, В.Н. Федоров, В.М. Мешков // Нефтяное хозяйство, 2001.-№5.- С.64-67.
88. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. /A.M. Юрчук.//М.: Недра, 1974.-319 с.
89. Вахитов Г.Г., Термодинамика призабойной зоны нефтяного месторождения / Г.Г. Вахитов, O.JI. Кузнецов, Э.М. Симкин, М.: Недра, 1978.- 215 с.
90. Вахитов Г.Г., Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения./ Г.Г. Вахитов, В.П. Максимов. М.: Недра, 1982,- 229 с.
91. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсат' ность. М.: Недра, ВНИИГАЗ, 1975. 72 с.
92. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, ВНИИГАЗ, 1980.- 301 с.
93. Сергиенко В.Н., Методы интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях./ В.Н. Сергиенко, А.Г. Азаров, А.Р. Эпштейн, Р.С. Камалетди-нов.//Нефтяное хозяйство, 2001.- №6.- С.62-63.
94. Федорцов В.К., Возможность определения параметров призабойной зоны по кривым падения давления при освоении скважин / В.К. Федорцов, В.Н. Нестеров, А.К.Ягафаров//Труды Зап.Сиб. НИГТИ. Тюмень, 1975.- вып. 103.- С.132-138.
95. Федорцов В.К., Методическое руководство по исследованию газонефтяных-скважин./ В.К. Федорцов, М.Е. Стасюк Тюмень, 1979.- 154 с.
96. RP7G, Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits//14th edition, API, Washington, DC, 1990.- No 47.- P. 52-55.
97. Schulkes R.M.S.M., Boundary-layer behaviour in a hydraulic theory of horizontal oil wells/ R.M.S.M. Schulkes, A.C. King // Journal of Mining Science, 2001.- V. 6.- No 37.- P 609-614.
98. Фукс А.Б. Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторождений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.Б. Фукс. Автореф. дисс.д. г.-м. н. М., 2000.- 32 с.
99. Громовых С.А., Определение минимально допустимого дебита газоконденсатных скважин Собинского месторождения./ С.А. Громовых, В. И. Клыпин // Прогнозирование и поиски месторождений полезных ископаемых Восточной Сибири: Тр. Конф. Иркутск, 1985.- С. 65.
100. Афонин А.А., Жолондзь В.Я., Смирнова Т.К. Ситуационные моде ли управления специальным автотранспортом при бурении нефтяных и газовых скважин // Вопросы кибернетики, вып. 13. Ситуационное управление. Теория и практика. М., 1974.-С. 94-116.
101. Бабусенко С.М. Проектирование ремонтных предприятий. М.: Колос, 1981. - 295 с
102. Бедняк М.Н. Теоретические основы комплексного решения пробле мы организации внутрипроизводственных процессов технической эксплуатации автомобилей. Дисс. д-ра техн. наук. — Киев, 1980. - 402 с.
103. Березовский П. А. Совершенствование системы транспортного об служивания в объединении «Башнефть» // Реф. научн. экон. сб. «Организация и управление нефтяной промышленностью, №11. — М.: ВНИИОЭНГ, 1975.-е. 14-16.
104. Вагнер Г. Основы исследования операций. Т.З. М.: Мир, 1973. - '501 с.
105. Вейцман М.Е. Об одном подходе к оптимизации развития произвол- ственно-технической базы автомобильного транспорта // Техничес кая эксплуатация и ремонт автомобилей. М.: ЦБНТИ Минавтотранса РСФСР, 1981. Вып.Ю. - С. 9 - 19.
106. Венецкий И.Г., Венецкий В.И. Основные математико-статистические понятия и формулы в экономическом анализе. М.: Статистика, 1979.- 447 с.
107. Вентцель Е.С. Введение в исследование операций. М.: Сов. радио, 1964. - 388 с.
108. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. - 576 с.
109. Гальперин А.С., Лившин Н.И., Шипков И.В. Экономико-математи ческие методы при оптимальном планировании размещения ремонтного производства // Труды ГОСНИТИ, Т.12/ОНТИ ГОСНИТИ. М., 1967.
110. Гальперин А.С. Методические основы оптимизации плана развития и размещения мотороремонтных предприятий системы «Сельхозтех- ника» в РСФСР на перспективу до 1980 года // Труды ГОСНИТИ, т. 35 / ОНТИ ГОСНИТИ. М., 1972. -С. 105-108.
111. Ганджумян Р.А. Математическая статистика в разведочном бурении: Справочное пособие. М.: Недра, 1990. - 224 с.
112. Гарифулин А.Г. и др. Вопросы повышения эффективности автомо- бильных перевозок в объединении «Татнефть» // Реф. научн. экон. сб. «Организация и управление нефтяной промышленностью, №12. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. с. 11-14.
113. Давтян К.В. Формирование потребности в капитальном ремонте ав- томобилей и сети авторемонтных предприятий агропромышленного комплекса Армении. — Дисс. канд. техн. наук. Ереван, 1991. - 248 с.
114. Данилов. О.Ф. Конструкция автомобильных подъемников, насос- ных, смесительных и компрессорных агрегатов для добычи нефти и газа: Учеб. пособие — Тюмень, 1997.-337 с.
115. Данилов О.Ф. Система транспортного обслуживания предприятий нефтяной промышленности. М.: Недра, 1997. - 278 с.
116. Данилов О.Ф. Система транспортного обслуживания процессов бу- рения, нефтедобычи и ремонта скважин: Дисс.д-ра техн. наук. — Тюмень, 1997.
117. Данилов О.Ф. Специальная автомобильная техника в нефтяной и газовой отраслях: Учебник. М.: Недра, 1997. - 753 с.
118. Данилов О.Ф. Устройство автомобильных цистерн, исследователь- ских агрегатов и агрегатов для механизации работ в нефтяном и газовом производствах: Учеб. пособие Тюмень, 1997. - 297 с.
119. Дехтеринский JI.B., Карагодин В.И. Концентрация и специализация ремонтного производства / МАДИ. М., 1980. - 82 с.
120. Дехтеринский J1.В., Норкин С.Б. Об одном методе решения задач на размещение // Труды МАДИ, вып. 123. М., 1977. - С. 74-85.
121. Дехтеринский J1.B., Норкин С.Б., Семаш И.А. Оптимизация разви- тия и размещения ремонтной базы на уровне республиканского ве- домства // Труды МАДИ, вып. 59. М., 1973. - С. 74-85.
122. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в науке и технике. Т.1. Методы обработки данных. М.: Мир, 1980. - 610 с.
123. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998. - 623 с.
124. Закураев А.Ф., Голобородкин Б.М. Методы оценки специализации автотранспортных предприятий // Автомобильный транспорт: Респ. межведомственный сб., 1983, №20.-С. 19-23.
125. Замятина А.А. Формирование и оценка стратегий управления транспортным обслуживанием процессов капитального ремонта скважин: Дис.канд. техн. наук. -Тюмень, 1998.-170 с.
126. Замятин Ю.Н. Технологические методы снижения транспортной составляющей затрат на бурение скважин: Дис.канд.техн.наук. Тюмень, 1996. - 323 с.
127. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и кон- струирование бурового оборудования: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1985. - 452 с.
128. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверж- дения проектно-сметной документации на строительство предпри- ятий, зданий и сооружений СН 202-81. М.: Стройиздат, 1982. - 72 с.
129. Исследование операций: В 2-х томах. Пер. с англ. / Под ред. Дж.Моудера,
130. С.Элмаграби. М.: Мир, 1981. Т. 1. - 712 с.
131. Казакевич Д.М. Производственно-транспортные модели в перепек- тивном отраслевом планировании. М.: Экономика, 1972. - 294 с.
132. Карагодин В.И. Исследование некоторых вопросов методологии проектирования сети предприятий по капитальному ремонту до- рожных и строительных машин: Дисс. канд. техн. наук. -М., 1975. — 147 с.
133. Карагодин В.И., Красовский В.Н., Скрипников С.А. Конспект лекций по курсу «Фирменный ремонт автомобилей и их составных час- тей», ч. 2 / МАДИ. М., 1997.-72 с.
134. Карагодин В.И. Формирование и теоретическое обоснование основных направлений эффективного развития системы фирменного ремонта автомобилей: Дисс.д-ра техн. наук. М., 1997. — 547 с.
135. Карамышева И.И., Данилов О.Ф. Методические подходы к опреде- лению потребности в спецтехнике в нефтяной промышленности // Региональные проблемы эксплуатации автомобильного транспорта: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень, 1995. - С. 43-46.
136. Карамышева И. И. Исследование и разработка методики обоснования потребности в специальной технике для бурения, нефтедобычи и ремонта скважин: Дис.канд. техн. наук. Тюмень, 1996. - 205 с.
137. Карамышева И.И., Чудновский А.Д., Данилов О.Ф. Корректирование потребностив спецтехнике в зависимости от условий нефтедобычи // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции. Т.1. Тюмень, 1989.-С. 48-49.
138. Карасева Л.А. Информационное обеспечение и экономический анализ в задачах развития и размещения производства: Дисс. канд. экон. наук. М., 1977. — 195 с.
139. Карлик Е.М., Градов А.П. Экономическая эффективность концентрации и специализации производства в машиностроении. Л.: Машиностроение, 1970. - 271 с.
-
Нечепуренко, Алексей Ефимович
-
кандидата технических наук
-
Тюмень, 2005
-
ВАК 25.00.15
- Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин
- Обеспечение результативности и эффективности бурения нефтяных и газовых скважин на основе системного подхода
- Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин
- Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин
- Совершенствование методики проектирования кустов и профилей скважин на месторождениях со сложными схемами разработки
