авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 ||

Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

-- [ Страница 7 ] --

С применением разработанной нами технологии цементирование скважин на Харампурской группе месторождений ОАО «Пурнефтегаз» осуществлялось заменой в интервале 2700-2100 м цементного раствора нормальной плотности на облегченный цементный раствор плотностью 1500 кг/см3 и снижением положения муфты ступенчатого цементирования на 300-400 м ниже глубины, предусмотренной проектом. Это позволило не только снизить нагрузку на продуктивные пласты в среднем на 3-4 МПа, но и повысить производительность насосов при цементировании.

Промышленные испытания по разработанной технологии цементирования в две ступени с применением устройства с гидравлическим управлением (УГЦС) проводилось на скважинах нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири (Южно-Харампурском -5скв., Северо-Губкинском -2 скв., Уренгойской группе -3 скв., Мыльджинском-2 скв. и др.). Всего было зацементировано 15 скважин. Испытания показали надежность и эффективность применения данных устройств в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах.

Были проведены промышленные испытания технологических жидкостей, приготовленных с использованием существующих и разработанных материалов и реагентов: буферных жидкостей, обработанных реагентами МБП-М, МБП-С, МБП-МВ, МБП-СМ; утяжеленных тампонажных цементов и цементов нормальной плотности, облегченных цементных растворов на основе микросфер, расширяющихся тампонажных материалов, тампонажных материалов для условий низких положительных и отрицательных температур обработанных реагентами комплексного действия серии «Крепь» и «КРК». Испытания проводились при цементировании скважин на месторождениях Средней Азии, Дагестана, Удмуртии, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского АО, Восточной Сибири, Краснодарского края и др. Испытания технологии, тампонажных материалов и химических реагентов показали их высокую эффективность не только в части герметичности заколонного пространства, но и в части сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов. Средний показатель коэффициента качества по данным АКЦ для более 30 газовых скважин, зацементированных по разработанной нами технологии и с применением вышеперечисленных реагентов на Песцовом и Заполярном месторождениях ООО Ф.«Тюменбургаз» составил 0,91. На месторождениях ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз» и ОАО «Томскнефть-ВНК» средний показатель качества крепления более четырехсот скважин составил 0,87. Причем около половины из всех зацементированных скважин закончено с коэффициентом качества от 0,9 до 1,0, что по данным АКЦ-метрии характеризуется как «хорошее».

Тампонажными растворами, обработанными комплексными реагентами-компаундами КРК-75 и КРК-100 на площадях Краснодарского края в условиях АВПД с коэффициентом аномальности ка >2 было успешно зацементировано несколько скважин (1-я Северо-Прибрежная, 21-я Прибрежная, 1-я Западно-Мечетская и др.). Более 20 скважин зацементированы с использованием этой технологии на Приобском и других месторождениях. По данным АКЦ качество цементирования на этих скважинах в 1,3-1,5 раза выше, по сравнению с базовыми. На всех скважинах, законченных по данной технологии, негерметичности заколонного пространства не наблюдалось.

В настоящее время использование данных реагентов, серийно выпускаемых ОАО НПО «Бурение», происходит практически всеми буровыми подрядчиками нефтегазовой отрасли.

На Киняминском месторождении было проведено испытание разработанного способа цементирования с использованием загущенной пачки в двух скважинах глубиной 3150 м по стволу и диаметром эксплуатационной колонны 146 мм. Результаты качества цементирования с помощью АКЦ-грамм показали 78 % сплошного контакта цементного камня, образованного облегченным тампонажным раствором, а также 98 % сплошного контакта цементного камня, образованного раствором нормальной плотности для продуктивной зоны. Повышение дебита скважин Киняминского месторождения ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз», законченных по комплексной технологии в соответствии с разработанным нами технологическим регламентом, где не предусматривалось гидроразрыва пластов, составило около 20%.

Промысловые испытания усовершенствованной конструкции обратных клапанов типа ЦКОДМУ диаметром 146 и 168 мм были проведены на 62 скважинах разных месторождений Нефтеюганского и Ноябрьского регионов. Результаты испытаний показали высокую надежность и эффективность при любой конфигурации ствола.

Разработанные автором разъединительные устройства для спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков для обсадных труб диаметром 114, 120, 127, 140, 178 и 194 мм, успешно прошли широкую промышленную апробацию в сложных геолого-технических условиях месторождений нефтяных компаний «Роснефть» (Пурнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Ванкорнефть, Юганскнефтегаз и др.), «Славнефть» ( «Славнефть-Красноярскнефтегаз») и «ТНК-БП» («Оренбургнефть»), на скважинах месторождений республики Коми и Уренгоя и др. Всего с применением разъединительных устройств данной конструкции спущено и зацементировано со 100% успешностью более 50 скважин.

Таким образом, результаты промышленного использования технических средств и технологии подтвердили эффективность разработок, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ промысловых и литературных данных, обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, позволившие подтвердить отрицательное влияние технологических жидкостей на фильтрационную характеристику пород продуктивного пласта как порового, так и трещинного типов.

2.Усовершенствована методика априорной оценки качества заканчивания скважин.

3. Установлено, что основными загрязняющими компонентами образцов керна низкопроницаемых пород порового и трещинного типа являются фильтраты буровых и цементных растворов и жидкость перфорации. Наибольшее закупоривающее действие оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами. Глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. При наличии глинистой корки твердая фаза цементных растворов в поры пласта не проникает, а количество отфильтровавшейся жидкости затворения определяется проницаемостью пристенного слоя и свойствами цементного раствора. Основным поражающим агентом трещинных коллекторов является твердая фаза буровых и цементных растворов, которые, проникая глубоко в трещины и обезвоживаясь, образуют тампоны, резко снижающие проницаемость коллектора, вплоть до его закупорки.

4. Установлено, что наиболее эффективным типом бурового раствора для вскрытия пластов являются:

-для поровых коллекторов – растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые, а также лигносульфонатные буровые растворы;

-для трещинных коллекторов – растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые или полимерглинистые буровые растворы, содержащие кислоторастворимый наполнитель.

5. Определено, что для предупреждения поглощения и снижения глубины проникновения жидкой и твердой фаз бурового и цементного растворов эффективными мероприятиями являются:

-снижение водоотдачи буровых растворов до 3-4см3/30мин, а тампонажных растворов до 10-40см3;

- для терригенных коллекторов - введение в раствор кислоторастворимых наполнителей и кольматантов;

- для карбонатных коллекторов трещинного типа - введение в раствор кислоторастворимых наполнителей, размеры которых подбираются в соответствии с диапазоном раскрытия трещин

6. Разработаны на уровне изобретений материалы и химические реагенты для обработки тампонажных растворов и буферных жидкостей. Выполнены исследования рецептур цементных растворов и буферных жидкостей с добавками новых реагентов, позволившие оптимизировать их составы и обеспечить сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным, а также новые технологии и технические средства, обеспечивающие:

- предупреждение поглощения тампонажного раствора и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате использования специального оборудования для осуществления способа ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 30°, что исключает применение в качестве управляющего элемента для открытия цементировочных отверстий второй ступени падающих элементов (пробки-бомбы, шара и пр.);

- заканчивание скважины открытым забоем при перекрытии заколонного пространства скважины любой конфигурации с коэффициентом кавернозности до 1,4 и углом наклона ствола до 90°;

- исключение отрицательного воздействия цементного раствора на призабойную зону пласта, позволяющее проводить качественное цементирование интервалов от забоя до подошвы продуктивного пласта и выше от кровли до проектной отметки, а также взрывных методов вторичного вскрытия пласта;

- спуск и цементирование потайных колонн и хвостовиков в скважины различной конфигурации с помощью устройств различного принципа действия (с вращением и продольным расхаживанием, с подвеской на клиньях, на цементном камне и с опорой на забой).

8. Разработаны отдельные виды технико-технологических решений:

-технологическая оснастка (муфты ступенчатого цементирования с гидравлическим управлением, центраторы-турбулизаторы, обратные клапаны для горизонтальных скважин, центратор и цементировочная головка для цементирования обсадных колонн с вращением, скважинные фильтры и др.);

-химические реагенты для обработки буферных жидкостей и цементных растворов, освоено их промышленное производство;

-новые составы тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей, прошедшие широкую апробацию в различных горно-геологических условиях.

9. Результаты аналитических и экспериментальных исследований, конструкторских разработок и научно обоснованных технологических решений прошли широкую апробацию и успешно внедрены на многих месторождениях Западной и Восточной Сибири, республик Удмуртии и Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краев, республик Белоруссии, Грузии, Казахстана и Вьетнама. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, позволили повысить качество крепления и добывные возможности скважин. Средний коэффициент качества по более чем 400 скважинам по данным АКЦ-метрии составил около 0,9.

10. Общий экономический эффект от применения технологии, технических средств и материалов при заканчивании скважин в сложных геолого-технических условиях и на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами составил более 25 миллионов рублей.

Основные результаты опубликованы в следующих работах:

Книги, обзоры:

1. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин/ Ашрафьян М.О, Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е. и др. // «Просвещение-Юг».- Краснодар. - 2003, 368 с.

2. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах./ Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М., Нижник А.Е. и др.// ОИ, сер. «Бурение». М., ВНИИОЭНГ.- 1979, 48 с.

3. Современное состояние технологии установки цементных мостов в условиях возникновения осложнений / Ашрафьян М.О., Лебедев О.А. Саркисов Н.М., Нижник А.Е. и др.// ОИ.Сер. «Техника и технология бурения скважин».- М., ВНИИОЭНГ. Вып.12., 1988. –.55 с.

Статьи, из которых семнадцать (лит.4, 6, 11, 13, 21, 29, 32, 35, 37, 38, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48) включены в перечень рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:

4. Использование каустического магнезита для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах./Иванова Н.А., Березуцкий В.И., Галимова В.В, Нижник А.Е.//ЭИ. Сер. «Бурение» ВНИИОЭНГ - М.-1974.-№16.- С.

5. Свойства раствора и камня из смеси высокоалюминатного шлака с гипсом и гранулированным шлаком в условиях низких температур/ Иванова Н.А, Нижник А.Е., Ковалев А.Т. и др.// Техника и технология промывки и крепления скважин. /Тр.ВНИИКРнефть. М.-1975.-Вып.9.- С.

6. Здоров Ф.Г., Нижник А.Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов//Нефтяное хозяйство. - 1978.-№ 10.-С.26-28.

7. Нижник А.Е., Тимовский В.П. Физико-механические свойства тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин/ Технология крепления скважин./Тр.ВНИИКРнефть. Вып. 15. Краснодар.-1978.-С.12-16.

8. Нижник А.Е. Стендовая установка для исследования элементов конструкции призабойной зоны скважин со слабосцементированными коллекторами//Технология крепления скважин./Тр. ВНИИКРнефть, вып. 17. Краснодар.- 1979.-С.60-65.

9. Лебедев О.А., Нижник А.Е. Исследование процесса кольматации и очистки гранулярных коллекторов.//Технология заканчивания скважин. /Тр. ВНИИКРнефть, вып. 19. Краснодар.- 1980. -С.60-65.

10. Нижник А.Е. Восстановление проницаемости призабойной зоны при заканчивании скважин// Тезисы докладов ВНТК М.: - 1980. С. 15-16.

11. Особенности применения различных конструкций забоев скважин в трещинно-поровых коллекторах./ Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Нижник А.Е. и др.//Нефтяное хозяйство.- 1981.-№10.-С.19-23.

12. Нижник А.Е. Исследования по кольматации кернов и восстановлению их проницаемости.// Выбор оптимальной технологии промывки скважин. /Тр. ВНИИКРнефть, вып.20. Краснодар.- 1981.-С.126-130.

13. Крезуб А.П., Лебедев О.А., Нижник А.Е. Кольматация и очистка трещиновато поровых коллекторов под воздействием утяжеленных буровых растворов// Бурение.- 1982.-№ 4.-С.8.

14. Нижник А.Е. Исследование кольматации песчаника фильтратом полимерного тампонажного материала Контарен-1//Тезисы докладов ВНТК. Ивано-Франковск.- 1982.-С.105-107.

15. Нижник А.Е. Классификация факторов, влияющих на формирование глинистой корки и кольматацию проницаемых объектов при заканчивании скважин// Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар.-1984.-С.102- 106.

16. Яковенко В.И., Нижник А.Е., Ерешко С.Н. Пути повышения качества заканчивания скважин в палеогеновых отложениях//Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин./ Тезисы докладов ВНТК Ив.Франковск. М., 1988. -С.260-261.

17. Яковенко В.И., Нижник А.Е, Методические особенности экспериментальной оценки влияния бурового раствора на проницаемость кернов// Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин. /Тезисы докладов ВНТК. Ив.Франковск. М., -1988.-С.263-264.

18. Яковенко В.И., Нижник А.Е., Ерешко С.Н. Методические особенности исследования фильтрационных свойств глинистых сланцев//Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. -1989.-С.70-73.

19. Исследование влияния технологии вскрытия низкопроницаемых отложений палеогена на фильтрационные свойства коллектора / Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Нижник А.Е. и др.// Новые материалы и жидкости для бурения скважин, вскрытия и ГРП продуктивных пластов./Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. - 1990.- С.142-146.

20. Оценка качества заканчивания скважин при вскрытии юрских отложений на Талинском месторождении по промысловым данным /Смирнова Н.В., Нижник А.Е., Шарифуллин Ф.М. и др.// Вопросы промывки, вскрытия продуктивных пластов и охраны окружающей среды при бурении и ремонте скважин./Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. -1991. -С.112-116.

21. Нижник А.Е., Лебедев О.А., Бортов А.В. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири.//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1998.-№ 10.-С.25-27.

22. Нижник А.Е., Меденцев В.М., Жадан Ю.Г. Опыт крепления вставной колонны (хвостовика) в горизонтальном участке скважины// Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып. Краснодар.-1998.-С.169-173.

23. Нижник А.Е., Тимовский В.П., Бортов А.В. Опыт селективного цементирования продуктивного объекта на Приразломном месторождении Западной Сибири//Сб. научных трудов СКО Российской инженерной академии «Гипотезы поиск прогнозы», вып. 7. Краснодар.-1999.–С.25-28.

24. Нижник А.Е. Приставка к лабораторной установке УИПК – АКМ «КЕРН» / Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.// Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып.2. Краснодар.-1999.-С.132-137.

25. Техника и технология ступенчатого цементирования скважин/ Нижник А.Е., Бортов А.В., Меденцев В.М. и др.// Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин./ Сб. трудов ОАО

НПО «Бурение», вып.2. Краснодар.-1999.-С.127-131.

26. Нижник А.Е. Опыт заканчивания скважин стволом малого диаметра. / Бурение и ремонт скважин малого диаметра с применением гибких труб. //Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып. №3, 1999 С.103-105.

27. Нижник А.Е., Вольтерс А.В., Тимовский В.П. Оценка условий сохранения устойчивости коллекторов при строительстве скважин /Гипотезы. Поиск, прогнозы. Тр. СКО РИА, вып. 8, 2000.-С.-245-248.

28. Нижник А.Е., Бортов А.В., Тимовский В.П. Новые технические средства и технология цементирования скважин открытым забоем/ Гипотезы. Поиск, прогнозы. Тр. СКО РИА, вып. 11. 2001.-С.276-280.

29. К вопросу влияния процесса цементирования на продуктивность скважин/ Нижник А.Е., Куксов А.К, Лебедев О.А.и др.// НТЖ. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море.№5-6, 2001, С.27-29.

30. Рябоконь С.А., Бортов А.В., Нижник А.Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин//Труды ОАО НПО «Бурение», вып. 6. - Краснодар, - 2001. – С. 56-66.

31. Нижник А.Е., Новохатский Д.Ф. Выбор материалов, технических средств и технологии, обеспечивающих качественное цементирование скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов/Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин// Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып.7. Краснодар. -2002, -С.294-301.

32. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами / Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Нижник А.Е. и др.//Нефтяное хозяйство, 2002, № 3, -С. 29-31

33. Некоторые факторы, влияющие на качество цементирования скважин на Приобском месторождении./ Атгараев В.Ф, Бортов А.В., Добросмыслов А.С, Нижник А.Е. //. Импортозамещающие технические средства и материалы»./ Сб. трудов ОАО НПО “Бурение”, вып. 9. Краснодар. -2003.-С. 236-240.

34. Результаты влияния реагентов-регуляторов свойств тампонажных растворов на качество цементирования эксплуатационных колонн на Приобском месторождении / Атгараев В.Ф, Добросмыслов А.С., Нижник А.Е.// Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин./ Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып.10. Краснодар. -2003. -С.263- 269.

35. Быстротвердеющий тампонажный материал для проектирования скважин в условиях низких положительных температур./М.О.Ашрафьян, А.Е. Нижник, Ю.В. Гринько и др.//Нефт. хоз-во, 2004, № 1.- С.46-49.

36. Ващило П.В., Нижник А.Е., Рябова Л.И. Влияние добавок алюмосиликатных полых микросфер на свойства тампонажного раствора и камня./ Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып. 11. Краснодар. - 2004. -С.154-161.

37. Нижник А.Е., Шамина Т.В. Использование эффективных буферных жидкостей - залог качественного цементирования обсадных колонн./ НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. №5.–С.

38. Лебедев О.А, Нижник А.Е., Бортов А.В. Влияние скорости восходящего

Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.