Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта

• Автор: Гасумов, Рамиз Алиджавад оглы
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Ставрополь
• Количество страниц: 514 с. : ил. + Прил. (74с. )

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ РАВНОВЕСИЯ (ДЕПРЕССИИ) В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-
ПЛАСТ"
1Л. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства
продуктивного пласта при его первичном вскрытии
1.2. Пути повышения качества вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД
1.3. Совершенствование составов промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов
1.3.1. Разработка буровых растворов на углеводородной основе
1.3.2. "Чистые" промывочные жидкости
1.3.3. Применение наполнителей в буровых растворах при вскрытии поглощающих пластов
1.4. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов перфорацией
1.4.1. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией
1.4.2. Высокоминерализованные жидкости для заканчивания скважин
1.4.3. Оценка коррозионной активности безглинистой высокоминерализованной жидкости для заканчивания скважин
1.5. Разработка жидкостей для гидроразрыва низкопроницаемых пластов
1.5.1. Основные свойства и типы применяемых жидкостей
1.5.2. Крепление трещин и выбор расклинивающего материала
1.5.3. Жидкость-песконоситель для гидроразрыва низкопроницаемых пластов
1.6. Вывод ы
2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ
ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ И ПХГ
2.1. Причины некачественного разобщения пластов
2.1.1. Влияние процесса крепления скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов
2.1.2. Влияние свойств технологических жидкостей на качество цементирования скважин
2.1.3. Возникновение заколонных флюидопроявлений
2.2. Тампонажные материалы для качественного разобщения пластов
2.2.1. Требования к тампонажным материалам и технология цементирования
2.2.2. Совершенствование тампонажных материалов физикохимическими методами
2.3. Технология крепления скважин в условиях АНПД, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта
2.4. Контроль технического состояния крепи скважин
2.5. Вывод ы
3. ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ И РАЗРАБОТКА ПЕННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД
3.1. Основные свойства пенных систем
3.1.1. Способы получения и структура пен
3.1.2. Пенообразующая способность растворов ПАВ
3.1.3. Фильтрация пен в пористых средах
3.2. Пенные системы для вскрытия продуктивных пластов
3.2.1. Составы пенообразующих жидкостей
3.2.2. Трехфазные пены для вскрытия продуктивных пластов перфорацией
3.3. Разработка пенообразующих составов для ремонтных работ
3.3.1. Гелеобразные пенообразующие составы для временной изоляции продуктивного пласта
3.3.2. Пеноэмульсии для временного блокирования продуктивного горизонта
3.3.3. Исследование блокирующей способности пенных систем
с наполнителями для глушения скважин
3.4. Вывод ы
4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С ВОДОПРИТОКАМИ В
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ С АНПД
4.1. Анализ условий эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений
4.2. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих веществ
4.2.1. Способы выноса пластовой жидкости
4.2.2. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин
4.2.3. Образование эмульсий и способы их разрушения
4.3. Технология удаления жидкости из ствола скважин
4.3.1. Методы удаления жидкости из "мертвых" зон скважин
4.3.2. Технология удаления пластовой жидкости из самозаглу-
шенной скважины
4.4. Разработка тампонирующих материалов и технологии изоляции притока пластовых вод
4.4.1. Способы изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах
4.4.2. Тампонирующие составы для изоляции подошвенных водопритоков
4.4.3. Технология проведения водоизоляционных работ
4.5. Вывод ы
5. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩАЯ СОХРАНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА
5.1. Гидростатическое давление, создаваемое столбом трехфазной
пены при глушении скважин
5.2. Влияние прогрева пены на устьевое и забойное давления
5.3. Технология временного блокирования продуктивного пласта
5.4. Технология глушения глубоких высокотемпературных скважин
5.5. Освоение скважин двухфазной пеной
5.5.1. Технология освоения скважин с АНПД
5.5.2. Технология вызова притока из пласта
5.5.3. Способ освоения скважин многоступенчатым эжектиро-ванием
5.6. Вывод ы
6. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТОК В ПРОИЗВОДСТВО
6.1. Технология вскрытия продуктивных пластов
6.1.1. Применение пенных систем и эмульсий для вскрытия продуктивных пластов с АНПД
6.1.2. Буровые растворы для вскрытия пластов в различных горно-геологических условиях
6.1.3. Промывочные жидкости с наполнителем для бурения газовых и газоконденсатных скважин
6.1.4. Вскрытие пластов с АНПД перфорацией
6.2. Технология крепления скважин
6.2.1. Тампонажные растворы с комплексными структурирующими добавками
6.2.2. Технология крепления скважин, предотвращающая загрязнение продуктивного горизонта
6.3. Технология борьбы с пластовыми водопритоками
На основании перечисленных данных (продуктивность и удельная продуктивность пласта, мощность пласта, диаметр скважины в зоне поглощения) выбирают метод и технологию проведения изоляционных работ.
Приемистость скважины в момент t для неустановившихся режимов течения можно определить по формуле
где рс($ - текущее забойное давление в момент времени ( после создания путем дол ива перепада давления в скважине; р,(0) — забойное давление до создания перепада давления в скважине. Таким образом, основными параметрами поглощающих горизонтов, подлежащими определению, является коэффициенты продуктивности и коэффициенты удельной приемистости.
В зависимости от удельной приемистости зон поглощения можно подбирать методы борьбы, тампонирующие смеси для проведения ремонтноизоляционных работ.
Кольматация пласта оказывает определенное влияние на изменение его проницаемости. В работе /45/ показано, что кольматация может наблюдаться и в пластах с трещинной пористостью. А также установлено, что чем выше исходная проницаемость породы, тем значительней уменьшение фильтрующей способности в результате кольматации, т.е. кольматация может существенно влиять на размеры зоны проникновения. Исследованиями В.Т.Алекперова и
В.А.Никишина/46, 47/ установлено, что независимо от действующего перепада давления и исходной проницаемости кольматация наиболее интенсивна в тече-
2nkhApt
(1.13)
где q, - приемистость скважины в момент /; р - вязкость жидкости; к - проницаемость; h - мощность пласта; гс - радиус скважины; R, - радиус влияния скважины; Ар, - перепад давления.
Ар, =pc(t) -р,(0),
(1.14)