Разработка буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири

• Автор: Ахметов, Азат Ахметович
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1996
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 166 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ДЛЯ БУРЕНИЯ. ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
1.1. Современное состояние разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири .

1.2. Геологотехнические условия вскрытия пластов, анализ применяемой технологии

1.3. Буровые растворы для бурения скважин и вскрытия продуктивных горизонтов.

1.4. Жидкости, применяемые для заполнения скважин

при их капитальном ремонте

1.5. Направления совершенствования технологии вскрытия продуктивных горизонтов, буровых растворов и жидкостей для заполнения скважин

при их капитальном ремонте

1.6. Обоснование задач исследований

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ И ВЫНОС ШЛАМА. ВЫБОР ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ УСТАНОВОК И
СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ
2.1. Оценка напряженного состояния открытой
призабойной зоны и его изменения в процессе разработки залежи .
2.2. Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных породколлекторов
2.3. Анализ выноса шлама из скважин с большими,
до , зенитными углами .
2.4. Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния свойств бурового раствора на вынос шлама
из скважин с большими зенитными углами
2.5. Методика статистической обработки результатов исследования, оценка погрешности измерений .
2.6. .Выводы.
3. ВЛИЯНИЕ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ.
3.1. Влияние буровых растворов на устойчивость
при сжатии
3.2. Влияние буровых растворов на устойчивость
при изгибе.
3.3. Влияние буровых растворов на устойчивость
при растяжении
3.4. Выводы
4. ВЛИЯНИЕ ВИДА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ВЫНОС ШЛАМА ИЗ СКВАЖИН С БОЛЬШИМИ ЗЕНИТНЫМИ
УГЛАМИ.
4.1. Влияние буровых растворов на осаждение шлама
в стволе скважины .
4.2. Влияние бурового раствора на транспортирование шлама по стволу скважины
4.3. Выводы.
5. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА В СКВАЖИНАХ С ОТКРЫТОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНОЙ, ИХ ПРАКТИЧЕСКАЯ АПРОБАЦИЯ
5.1. Требования к буровым растворам для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной
5.2. Рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов, глушения скважин и проведения в них ремонтных работ .
5.3. Промысловые испытания рекомендуемых буровых
растворов .
5.4. Результаты опытного и промышленного применения рекомендуемых буровых растворов .
5.5. Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


По проекту разработки месторождения, постоянный уровень добычи должен сохраниться до г. Фактически уже на сегодня проглядывают признаки его снижения. Причин тому несколько. Вопервых, разработка ведется без поддержания пластового давления, которое потому неуклонно снижается. Вовторых, в основном вследствие нарушения проектных режимов эксплуатации форсированных отборов многие скважины обвод
нились или даже наблюдается вынос песка, сопровождающийся разрушением фильтровой зоны пласта. Последние обстоятельства в свою очередь вызывают остановку скважин на ремонтноизоляционные работы, что влечет за собой еще большее снижение добычи. Кроме того, непрерывно возрастает потребность в КРС, что заставляет усиливать соответствующие службы. Так, на г. Втретьих, темпы отбора газа значительно опережают темпы отбора конденсата и нефти, в результате чего создается угроза оставления последних в пласте. Например, на 1 г. В результате газонефтяной контакт начал продвигаться в газовую часть залежи, что приведет к значительному уменьшению извлекаемых запасов нефти. Схожие явления уже наблюдаются сейчас и могут наблюдаться в будущем и на других крупных месторождения Западной Сибири Медвежьем, Вынгапуровском, Ямбургском и др. Если продолжать разработку месторождений так, как она ведется в настоящее время, то резкое снижение добычи газа, конденсата и нефти станет свершившимся фактом в ближайшие годы. Традиционный путь стабилизации и наращивания добычи вовлечение в разработку новых месторождений. Для его реализации пока что резервы достаточны. Падение добычи на Медвежьем и Уренгойском месторождениях компенсируется вводом в разработку в г. Заполярного месторождения. В дальнейшем стабилизация и даже наращивание с 3 млрд. Д0 0 0 млрд. Ямал. На Ямале уже разведано месторождений, а четыре крупных подго
товлено к освоению Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштерновское и НовоПортовское. Однако такой путь развития отрасли сопряжен с очень большими затратами, и, следовательно, не самый эффективный. Для реализации другого пути интенсификации добычи из имеющихся и новых скважин на освоенных месторождениях необходимо провести детальный анализ геологических условий и всего комплекса работ по строительству новых и эксплуатирующихся скважин бурения, вскрытия пластов, крепления, перфорации, дополнительных работ в ходе эксплуатации с учетом последних научнотехнических достижений и передового опыта в этих областях с целью изыскания резервов допустимой интенсификации добычи. В Западной Сибири выявлены 3 этажа газоносности. Верхний сеноманская залежь на глубине м, которая считается чисто газовой. Средний неокомские газоконденсатнонефтяные залежи до пластов, залегающие на глубине м. Наконец, нижний ранневаланжинские ачимовская пачка и юрские отложения, содержащие газоконденсат и залегающие на глубине м. На сегодня большинство газовых месторождений приурочено к сеноманским отложениям. Промышленные запасы газа, конденсата и нефти на остальных этажах газоносности разведаны на Уренгойском НГКМ 5. На всех этажах газоносности коллекторами являются песчаники и алевролиты, разделенные пропластками глинистых пород. Естественно, наиболее детально изучены сеноманские залежи. Они на всех месторождениях приурочены к крупным поднятиям, мегавалам. Номера скваин. Уренгойского ГКМ. Залежь представлена хаотичным чередованием песчаников. В результате трудно однозначно установить тип залежи на одних участках она выглядит массивной скв. Однако, как видно на рис. Поэтому правильнее считать ее массивной. Доля породколлекторов в продуктивной толще колеблется от до , а в среднем составляет . Эффективная газонасыщенная толщина по отдельным месторождениям изменяется от до 0 м. Коллекторские свойства пород значительно изменяются по толщине продуктивной толщи. Качество коллекторов принято оценивать по классификации А. А.Ханина, несколько видоизмененной в лаборатории промысловой геологии сеноманских залежей ТюменНИИГипрогаза 7, 8 на основе исследования кернов и материалов ГИС. В таблице 1. Ямбургского месторождения 8. На рис. Из табл.