Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД

• Автор: Хисматулин, Антон Рашитович
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Ектеринбург
• Количество страниц: 153 с. : ил.

1. Анализ причин обводненности нефтяных и газовых скважин.

1.1. Геологотехнические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях.

1.2. Анализ работ по разобщению пластов в условиях АНПД.

Цель работы.

Задачи исследований.

2. Исследование процесса вытеснения бурового раствора при цементировании скважин.

2.1. Характеристика вытесняемой и вытесняющей жидкостей.

2.2. Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью.

2.3. Аналитическое представление эффективности аэрированной буферной жидкости.

2.4. Расчет необходимого объема буферной жидкости.

3. Теоретические и экспериментальные исследования механизма аэрации тампонажных суспензий.
3.1. Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора
3.2. Расчет плотности и степени сжимаемости аэрированного тампонажного раствора с учетом температуры и давления
3.3. Экспериментальные исследования состояния газовой фазы в аэрированной суспензии
4. Технологические и технические решения при цементировании скважин
4.1. Обоснование разработки состава тампонажной суспензии
4.2. Гомогенизация тампонажных суспензий.
4.3. Разработка технологии цементирования обсадных колонн в условиях ММП.
4.4. Технологические особенности применения аэрированных тампонажных суспензий.
5. Реализация технологических и технических разработок при цементировании скважин и оценка экономической эффективности
5.1. Передача разработок буровым организациям Краснодарского края
и Сибири.
5.2. Оценка экономической эффективности
6. Основные выводы и рекомендации.
Список литературы


При бурении продуктивных пластов глубина проникновения фильтрата бурового раствора достигает 0,,2 м. Проницаемость коллекторов падает для углеводородов до по сравнению с природной, до бурения. При традиционном цементировании эксплуатационных колонн буферная жидкость и фильтрат тампонажного раствора, проникая на глубину 0,,3 м, дополнительно кольматируют пласт, снижая проницаемость пристеночного слоя коллектора в и более раз. Примером может служить скв. Песчаноозерского месторождения ЗАО Арктикнефть, в которой эксплуатационную колонну диаметром 6 мм зацементировали чистым портландцементом в интервале ,0 м, а выше до устья гельцементным раствором. После перфорирования ЗПЛ плотностью отвм интервалов м и ,5 м для вызова притока солевой раствор заменили на нефть и произвели восьмикратное снижение уровня. В результате получили слабый приток нефти с фильтратом бурового раствора. Длительная очистка скважины, работы по интенсификации притока методами акустического воздействия на пласт, закачкой в пласт бензина и спиртовокислотной смеси с последующим освоением струйным насосом не привели к желаемым результатам. Для снижения негативного воздействия на пласт исследователи рекомендуют использовать технологические жидкости, имеющие в составе газовую фазу. Так, в условиях аномально низких пластовых давлений для вскрытия продуктивных пластов предлагается применять пенные системы, которые обеспечивают максимально возможное сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта. На состояние последней в процессе вторичного вскрытия отрицательно влияет и водный раствор хлористого кальция.