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 | 2 ||

Разработка технологии применения облегченных промывочных жидкостей для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов

-- [ Страница 3 ] --

Примечание. Стабильность по ЦС-2 20 кг/м3 для всех растворов.

Для повышения качества вскрытия пластов необходимо применение растворов с минимальными значениями показателей фильтратоотдачи и проницаемости фильтрационной корки. Исследования фильтрационных корок, образуемых растворами, содержащими АСПМ и дополнительно кольматирующие добавки показали, что эта задача решаема. Фильтрационные корки получали на пресс-фильтре при перепаде давления 0,7 МПа и площади фильтрации 22,05 см2. По истечении 30 минут облегченный раствор из пресс-фильтра выливали, полученную корку на фильтре промывали под слабой струей воды, пресс-фильтр заполняли пресной водой. Затем замеряли динамику фильтрации пресной воды (отфильтровавшийся объем в зависимости от времени) через корку. На рисунке 5 представлены результаты фильтрации воды через корки, образованные растворами содержащими:

1) 10% микросфер, без каких-либо кольматирующих добавок;

2) 10% микросфер (после выдержки раствора в автоклаве при давлении 30 МПа и температуре 70 °С в течение одного часа);

3) дополнительно мел в количестве 1%;

4) дополнительно 1% глинистой фазы (глинопорошок марки ПБМВ).

Рисунок 5 – Динамика фильтрации воды через фильтрационные корки облегченных растворов

После воздействия давления, по-видимому, происходит образование более плотной фильтрационной корки за счет меньшего размера разрушенных микросфер, скорость фильтрации воды через корку значительно ниже, чем в растворе с целыми микросферами. Из приведенных данных следует, что облегченный раствор образует фильтрационные корки меньшей проницаемости при наличии небольшого количества глинистой фазы или мела, что положительно скажется на фильтрационно-емкостных свойствах призабойной зоны продуктивного пласта.

На установке «Машина для испытания материалов на трение и износ ИИ 5018» изучено влияние микросфер на триботехнические свойства раствора. По результатам исследований установлено, что в безглинистых биополимерных растворах коэффициент трения ниже, чем в среде глинистого раствора. Добавка микросфер незначительно изменяет коэффициент трения безглинистого раствора. Скорость изнашивания образца из стали 40ХН в растворе с добавлением микросфер ниже, чем в аналогичном растворе, имеющем в своем составе мраморную крошку.

Для оценки влияния облегченных промывочных растворов на качество вскрытия пласта проведены исследования фильтрации растворов, облегченных АСПМ (МС-400) и НБСМ (HGS 4000) на естественном керновом материале. Установлено, что данные растворы обладают высокими значениями коэффициента восстановления проницаемости – 85 и 72 %, соответственно.

В четвертой главе приведены результаты внедрения разработанных облегченных АСПМ и НБСМ промывочных растворов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Промысловые испытания разработанного облегченного раствора на основе АСПМ плотностью 1020 ± 20 кг/м3 проведены в наклонно-направленной скважине № 227 куста № 43 Кустового месторождения без изменения конструкции и при строительстве более 20 горизонтальных скважин.

Опытно-промысловые работы (ОПР) с облегченным НБСМ раствором проводились при вскрытии продуктивных пластов в четырех горизонтальных скважинах, а также в пяти наклонно-направленных скважинах на Кечимовском месторождении со следующей конструкцией: на кровлю продуктивного пласта спускалась и цементировалась эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, продуктивный пласт вскрывался на облегченном промывочном растворе, после чего в скважину спускался цементируемый хвостовик диаметром 102 мм.

Плотность растворов, облегченных НБСМ при бурении скважин на Кечимовском месторождении составила от 920 до 1000 кг/м3. При этом в процессе вскрытия продуктивного пласта на всех скважинах наблюдался некоторый рост плотности бурового раствора (на 30–60 кг/м3), что связано с особенностями использования средств очистки бурового раствора (для предотвращения потери микросфер на виброситах устанавливаются крупные сетки, илоотделители частично удаляют из раствора целые микросферы, центрифуга не применяется) и разрушением части микросфер. Несмотря на это, плотность раствора находилась в пределах, предусмотренных программой ОПР (менее 1000 кг/м3), репрессия при вскрытии продуктивного пласта была в диапазоне 1,8–2,4 МПа, то есть не превышала установленные пределы.

Для подтверждения целесообразности применения новой технологии и расчета экономической эффективности проведен анализ работы опытных скважин после ввода их в эксплуатацию. В таблице 4 приведены значения коэффициента продуктивности для горизонтальных скважин на пласт БВ2 Нонг-Еганского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западня Сибирь», на которых были проведены ОПР, в сравнении со скважинами, пробуренными с растворами обычной плотности (1100 кг/м3).

Таблица 4 Продуктивность скважин, пробуренных на обычных и облегченных АСПМ растворах

№ куста № скважины Дебит после вывода на режим Динам. уровень, м Текущее Рпл., МПа (при Нпл 2240 м) Pзаб, МПа P, МПа Кпрод., м3/сут/МПа Длина гориз. участка, м Дина нефтенасыщ. зоны, м Куд.прод., м3/сут/МПа/м Кпо, % Кпр, ·10-3 мкм2
Qжидк., м3/сут Q нефти, т/сут Обв., %
Базовые скважины на растворе обычной плотности
43 1000Г 126 72 43 600 20,0 16.4 3.6 35.0 369.3 247.4 0.14 20.83 28.60
43 2107Г 84 60 28 1720 20,0 5.2 14.8 5.68 314.7 253.8 0.02 19.85 15.80
Среднее значение 105 66 36 1160 20,0 10.8 9.2 20.34 342.0 250.6 0.08 20.34 22.20
Опытные скважины, пробуренные облегченным АСПМ раствором
38 1112Г 84 78 7 963 20,0 12.77 7.23 11.62 249.0 210.6 0.06 19.10 6.65
38 1110Г 99 91 7 365 20,0 18.75 1.25 79.20 402.4 361.0 0.22 19.44 18.23
38 1109Г 81 80 1 840 20,0 14.0 6.0 13.50 406.1 261.4 0.05 18.57 8.24
38 2910Г 109 12 89 412 20,0 18.28 1.72 63.37 192.5 67.6 0.94 21.49 77.31
Среднее значение 93 65 26 645 19,6 15.95 3.68 43.05 312.5 225.2 0.32 19.65 27.61

Коэффициенты удельной продуктивности скважин, пробуренных на облегченном АСПМ растворе выше в среднем в 4 раза, чем на растворе обычной плотности (4 скважины куста № 38 по опытной технологии, 2 скважины куста № 43 по базовой технологии).

По наклонно-направленным скважинам Кечимовского месторождения, пробуренным со вскрытием продуктивного пласта на облегченном НБСМ растворе и с изменением конструкции, также отмечается увеличение удельного коэффициента продуктивности.

Таким образом, по результатам промысловых испытаний установлено:

  1. по пробуренным на облегченном растворе скважинам отмечается увеличение начального дебита по сравнению со скважинами, пробуренными на растворах обычной плотности;
  2. применение в качестве облегчающей добавки микросфер позволяет приготовить в условиях буровой облегченный раствор плотностью 9001060 кг/м3 с удовлетворительными технологическими параметрами;
  3. в процессе бурения происходит разрушение части микросфер и наблюдается некоторое повышение плотности раствора за счет оболочек разрушенных микросфер, что подтверждает результаты проведенных ранее лабораторных исследований и теоретические расчеты;
  4. плотность облегченного АСПМ промывочного раствора находилась в пределах 10001060 кг/м3, плотность облегченного НБСМ промывочного раствора – 9001040 кг/м3.

В соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», принятыми в ОАО «ЛУКОЙЛ», проведен расчет экономической эффективности, исходя из условий максимальных материальных затрат (применение облегченных НБСМ растворов и изменение конструкции скважин) на примере строительства скважин на пласт АВ1-2 на Кечимовском месторождении. Результаты расчета показали, что при увеличении начального дебита по нефти на 13% (2,3 т/сут.) и дополнительной добыче за 15 лет 4130 тонн нефти, чистый приведенный доход (NPV) на одну скважину увеличится на 2,09 млн. руб. по сравнению с базовой технологией.

Основные выводы и результаты

  1. Анализ методов регулирования репрессии на пласт показал, что для повышения качества вскрытия коллекторов перспективно бурение скважин с применением облегченных растворов. Проведенным мониторингом пластовых давлений по разрабатываемым объектам ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» установлено, что более 70% промывочных растворов плотностью 10601100 кг/м3, традиционно используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, создают репрессию до 10,012,0 МПа, что существенно ухудшает фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.
  2. Разработана рецептура облегченного безглинистого промывочного раствора на основе поверхностно-активного пенообразователя и газогенерирующих агентов, обладающая высокой устойчивостью благодаря предложенной композиции реагентов стабилизаторов. В качестве газогенерирующих агентов обосновано применение карбоната (гидрокарбоната) натрия совместно с сульфаминовой кислотой, а в качестве стабилизаторов композиции реагентов на основе микробных и природных полисахаридов.
  3. Разработаны рецептуры облегченных растворов, с использованием гидрофобизированных специальными композициями ПАВ алюмосиликатных и натрийборсиликатных микросфер, обладающие высокой стабильностью, хорошими коркообразующими свойствами и обеспечивающие по данным экспериментальных исследований восстановление проницаемости продуктивного пласта на 7285 %.
  4. По результатам бурения скважин в условиях низких пластовых давлений достигнуто увеличение удельного коэффициента продуктивности по сравнению с применяемой ранее технологией до 5,8 раз по наклонно-направленным скважинам и до 7,8 раз по горизонтальным скважинам.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих научных трудах, в том числе № 3, 7 – в журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, отражены в трех патентах РФ:

  1. Бабушкин Э.В. Разработка и результаты промысловых испытаний облегченных буровых растворов / Э.В. Бабушкин, Р.Р. Лукманов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Сборник докладов 2-й науч. - практ. конф. – Уфа: ООО «Монография», 2006. С. 403407.
  2. Бабушкин Э.В. Исследование эффективности ингибирующих добавок к буровым растворам / Э.В. Бабушкин, Р.З. Лукманова, Н.В. Воронкова, П.А. Багаев // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Сборник докладов 2-й науч. – практ. конф. – Уфа: ООО «Монография», 2006. С.433436.
  3. Лукманов Р.Р. Исследование дисперсности и коркообразующих свойств кислоторастворимых кольматантов для буровых растворов / Р.Р. Лукманов, Э.В. Бабушкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2007. № 10 С. 2529.
  4. Бакиров Д.Л. Специальные буровые и тампонажные растворы, метод вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири / Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, В.А. Бурдыга, В.Н. Шумаков // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Тез. докл. 7 науч. – практ. конф. – М: ЗАО «Нефтяное хозяйство», 2007. С. 1213
  5. Бабушкин Э.В. Опыт разработки и результаты применения облегченных буровых растворов на месторождениях Среднего Приобья» / Э.В. Бабушкин, Ф.Ф. Нурлыгаянов // Интервал, 2008 № 12 С. 2831.
  6. Бабушкин Э. В. Разработка и опыт применения облегченных полыми микросферами буровых растворов на месторождениях когалымского региона / Э.В. Бабушкин, Д.Л. Бакиров // Материалы всероссийской науч. – практ. конф. г. Уфа, 2009. С. 9596.
  7. Бабушкин Э. В. Разработка и применение облегченных полыми микросферами буровых растворов на месторождениях Когалымского региона / Э.В. Бабушкин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009. – № 10 – С. 2429.
  8. Пат. 2309970 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/24. Буровой раствор низкой плотности (варианты) / Лукманов Р.Р., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Воронкова Н.В. ; заявитель ООО КогалымНИПИнефть, патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – № 2006116207/03; заявл. 11.05.06 ; опубл. 10.11.07, Бюл. № 31.
  9. Пат. 2327853 Российская Федерация, МПК Е 21В 21/14, С 09 К 8/38. Газовыделяющий пенообразующий состав для первичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин / Лукманов Р.Р., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Подкуйко П.П., Абдрахманов Р.Х. ; заявитель и патентообладатель ООО КогалымНИПИнефть. – № 2006130618/03; заявл. 24.08.06; опубл. 27.06.08, Бюл. № 18.
  10. Пат. 2330869 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/10. Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта / Лукманов Р.Р., Лукманова Р.З., Бабушкин Э.В., Подкуйко П.П. ; заявитель и патентообладатель ООО КогалымНИПИнефть. – № 2006140033/03; заявл. 13.11.06 ; опубл. 10.08.08, Бюл. № 22.


Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 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.