Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений, обеспечивающих повышение качества строительства скважин : На примере месторождений ОАО "Юганскнефтегаз"

• Автор: Бортов, Анатолий Васильевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Краснодар
• Количество страниц: 133 с. : ил

1. Анализ состояния строительства скважин на основных месторождениях ОАО Юганскнефтегаз и постановка задач исследования
1.1. Геологические особенности месторождений и связанные
с ними осложнения при бурении и креплении.
1.2. Оценка влияния существующих буровых растворов на устойчивость глинистых пород и качество вскрытия пластов
1.3. Анализ тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин
1.4. Технология и технические средства, применяемые при заканчивании скважин на месторождениях ОАО Юганскнефтегаз.
1.5. Обзор литературных источников, связанных с совершенствованием технических средств и технологии строительства скважин на месторождениях Западной Сибири
1.6. Цели и задачи исследования
2. Разработка тампонажных материалов и рецептур цементных растворов для крепления скважин в сложных условиях
2.1. Теоретические предпосылки разработки быстротвердеющих тампонажных материалов для цементирования скважин в условиях низких положительных температур.
2.2. Разработка быстротвердеющих тампонажных смесей для низких положительных температур.
2.3. Исследование технологических свойств рецептур цементных растворов на основе смеси глиноземистого цемента и
2.4. Разработка и совершенствование рецептур тампонажных
составов для цементирования продуктивных пластов
2.5. Выводы.
3. Разработка и совершенствование технических средств и технологии, обеспечивающих безаварийную проводку ствола и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов
3.1. Совершенствование рецептур буровых растворов для проводки и заканчивания скважин.
3.1.1. Буровые растворы с ан гиприхватными свойствами
3.1.2. Разработка и совершенствование рецептур буровых растворов для проводки и заканчивания скважин на Приобском месторождении
3.2. Разработка и совершенствование техникотехнологических решений, направленных на сохранение коллекторских свойств пласта при цементировании скважин
3.2.1.Принципы выбора конструкций забоев скважин
3.2.2. Разработка технических средств и технологии, обеспечивающих снижение гидравлической нагрузки на продуктивные пласты при цементировании
3.2.3. Разработка и совершенствование технических средств и технологии, исключающих контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом.
3.3. Выводы
4. Промышленные испытания техникотехнологических решений и их техникоэкономическая опенка
4.1. Испытание технологии, обеспечивающей безаварийную проводку ствола и сохранение коллекторских свойств пласта при вскрытии.
4.2. Испытание тампонажных растворов и технологии их приготовления и применения.
4.2.1. Технология цементирования направлений и кондукторов, исключающая потерю циркуляции и обеспечивающая подъем тампонажного раствора до проектной отметки.
4.2.2. Промышленное внедрение высококачественных тампонажных составов при цементировании эксплуатационных колонн.
4.3. Внедрение технических средств и технологий, повышающих качество крепления скважин и максимально сохраняющих коллекторские свойства продуктивного пласта .
4.4. Экономическая эффективность разработок.
4.5.Вывод ы.
5. Основные выводы и рекомендации.
Список использованной литературы


Они характеризуются достаточной толщиной пласта с изменяющейся по высоте проницаемостью пород, отсутствием в коллекторе пропластков с различным флюидосодержанием, отсутствием близкорасположенных к пласту напорных горизонтов. Это позволяет рекомендовать заканчивание скважин открытым забоем на всех без исключения месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в ОАО Юганскнефтегаз. Стандартной технологией проводки скважин на Приобском и других месторождениях предусматривается прохождение основного участка ствола при бурении под эксплуатационную колонну на комплексе акриловых полимеров Сайпан ДК Дрилл1 А или ДП 0. Такая технология обработки бурового раствора обеспечивала высокоскоростную проводку ствола, но не сохраняла щадящего воздействия на зону продуктивного пласта. При бурении скважин с большим отходом от вертикали с углами более возникали осложнения в проводке ствола, связанные с нарушением устойчивости глин Алымской свиты, и как следствие, частыми проработками ствола, увеличением времени контакта бурового раствора с пластом и снижением продуктивности скважин. Согласно , время устойчивого состояния глинистой породы можно рассчитать по формуле
п0л. П0 показатель увлажняющей способности раствора в забойных условиях, лчас. Исследования стандартных рецептур акриловых растворов показали, что они обеспечивают показатель увлажняющей способности в пределах 0,,5 мчас. В зоне залегания алымских глин температура горных пород составляет С. Пи показатель увлажняющей способности при температуре, мчас. По показатель увлажняющей способности в нормальных условиях, мчас. Т забойная температура, С.