Совершенствование технологий отключения верхнего пласта и освоения возвратного объекта с сохранением его коллекторских свойств

• Автор: Волочков, Николай Семенович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 131 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ
ВЫРАБОТАННЫХ ВЕРХНИХ ПЛАСТОВ И ПЕРЕХОДА НА ДРУГИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
1.1 Применение технических средств для отключения верхних пластов
1.1.1 Применение пакеров
1.1.2 Применение металлических пластырей
1.1.3 Применение колонн-летучек
1.2 Применение тампонирования
1.3 Применение жидкости для глушения и промывки скважин
1.3.1 Утяжеленные жидкости для глушения и промывки скважин
1.3.2 Жидкости для глушения и промывки скважин, содержащие
ПАВ,полимеры и другие химические реагенты
1.3.3 Жидкости для глушения скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств ПЗП, и технологии их применения
ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЕРХНЕГО
ДЕВОНСКОГО ПЛАСТА НА САТАЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
2.1 Состояние разработки девонских объектов Д1 и Д1У Сатаевского
месторождения
2.2 Анализ результатов поисковых опытно - технологических работ по со-
вершенствованию технологий отключения верхнего пласта (Д1) на примере Сатаевского месторождения
2.3 Обоснование выбора технологии отключения верхнего пласта
ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
3 ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОИСКУ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»

3.1 Анализ геолого-промыслового материала по вторичному вскрытию пластов и освоению скважин
3.2 Аппаратура и методика исследований процессов, происходящих в ПЗП
3.3 Разработка новых составов жидкостей глушения скважин
3.4 Экспериментальное исследование фильтрации пластовых флюидов в
образцах терригенных пород при моделировании процессов глушения скважин новым составом ЖГС
3.5 Экспериментальное исследование фильтрации пластовых флюидов в
образцах карбонатных пород при моделировании процессов глушения скважин новыми ЖГС
ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
4 ПРОВЕДЕНИЕ ОТР ПО ИСПЫТАНИЮ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛО-
ГИИ РИР С ТАМПОНИРОВАНИЕМ ВЕРХНЕГО ПЛАСТА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОЗВРАТНОГО НИЖНЕГО ОБЪЕКТА
4.1 Проведение ОТР по испытанию и внедрению жидкостей УНИ в процес-
се подземного ремонта скважин.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ. АКТ ВНЕДРЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
При разработке многопластовых месторождений сложной проблемой является возврат с верхнего объекта эксплуатации на нижний из-за технологических трудностей отключения верхнего объекта. Они связаны, прежде всего, с неоднородным строением продуктивных пластов по проницаемости и другим коллекторским характеристикам, а также величиной пластового давления, что предопределяет и неравномерность поглощения пластом закачиваемых жидкостей, в том числе и тампонажных растворов. Кроме того, играют значительную роль фильтрационные возможности самих тампонажных растворов, механизм закупоривания ими пористой среды и вид образовавшегося закупоривающего материала, прочностные и адгезионные свойства последнего, гидродинамические и температурные условия, состояние цементного кольца выше и ниже отключаемого пласта, толщина перемычки между пластами, режим эксплуатации скважины после ремонтно-изоляционных работ (РИР) и т.д.
Различное сочетание перечисленных причин обуславливает степень успешности проводимых в скважинах РИР по отключению верхнего пласта.
Крупный вклад в лабораторные и промысловые исследования технологий РИР и в изучение проблем отключения верхних пластов внесли Асмолов-ский B.C., Блажевич В.А., Габдуллин Р.В., Газизов А.Ш., Кисельман М.Л., Кошелев А.Т., Мишин В.И., Муслимов Р.Х., Плотников И.Г., Рябоконь С.А., Стрижнев В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г., Усов С.В., Шумилов В.А., Юрьев В.А., Юсупов И.Г., Стефане, Леннон и др.
В известных отечественных исследованиях в основном рассматриваются проблемы ограничения притока воды в нефтяные скважины, исправления некачественного цементного кольца и его наращивания, герметизации эксплуатационной колонны. Целенаправленных исследований по технологиям отключения верхних пластов проведено недостаточно. На практике часто применяются изоляционные материалы и технические средства, апробированные при проведении других видов РИР.
Также недостаточно внимания уделяется подготовке отключаемого пласта к тампонированию путем его очистки, недопущению загрязнения вводимо-
Таблица
Данные о технологии РИР по отключению верхних пластов в скважинах Сатаевского месторождения
1 % § £ Д ата РИР Интервал перфорации, м Технология ОГО отключаемого пласта 8 S“5. 11 5 Приёмистость отключаемого пласта ЦІ ш 5 s Тампонажний раствор Давление понажно-го раствора, МПа Объём закачаи- колонну тампо- нажного раствора. Удельный объём закачанного за колонну тампонажного раствора, м /м Опрессовка колонны после РИР, Р/РЙ(Мпа/Мпа; кПсут) kv 1 1? Продолжительность герметичной работы скважины. Добыча нефти, т
до РИР после РИР
І аГ 1“ С?
до разбурк-взния цементного моста после разбу-ривания цементного моста
1 2 3 4 5 6 7 "'8 V ", 10 11 12 " 12 14 15 16 17 18
1 303 06.93 02-03.95 06.96 2034.4-І042.2 2100’4-2104’7 нсгсрм. 21ой,4-2104,7 2100,4-2104,4 Шо 8,0 480-520 60-6І ц.р.+НРС+ ДИСТИЛ..ЖИД. двапдаера два пакера 0,6- 6,07? 8/герм. Гермет. Гермег. Q=0 150 541 184 1 6.5 26.5 214 2524
2 337 06-07.94 2022-2030,2 2086,4-2090,0 СКО-бмЗ НС113%-ной конц. 2035 7,0 480 69 ц.р.+НРС 8,0-10,0 0,3 0,04 10/герм. 10/Терм., Q=0 - 442 46 3060
3 33 07-08.92 2062-2072 2133,2-2135 юолиров.ВП 2133,2-2135 2080 керна 1923 м * 576 72 Ц-Р- 6-16 0,6 0,06 10/герм. 10/9 Д пакера
< 243 08-10.93 2096,0-2102,8 2164,0-2166,4 2045 1995 2114 2112 6,0 6,0 600 600 60 60 КФЖ+АІСІЗ ЛСТ+КФЖ+АІСІЗ КФЖ+АІСІЗ 5.0 8.0 8,0 8,0 5$ 0,4 0,59 0,79 0,06 8/5 6/nerepM.Q=60 0 8/1,5 8/l,Q=l,8 8/0,7,Q=0,4 786 38 обвода-ся плЛЛУ по данным специсслед. в 0198 24988
5 202 06-08.95 2020- 2030 2090,8- 2096,4 Освоение пл. Ш компрессором до и после селект.юол.его 1990 1994 7,5 5-6 480 166 166 КФЖ+АІС13 установка двух па- 6-6,5 7-8 6,0 4,5 отюпоч.Ш 0,6 селект.изол.ЮУ 0.5 ЮЛ'ерм. Герм. 10/repM.Q=ecrb
6 301 08-10.94 2016,0-2022,0 2078,6-2080,6 2032 2038 2030 2032 2032 8 6,5 432 72 Ц.р. КФЖ+АІСІЗ 8,0-10,0 9.0-10,0 6,5-10,0 6.0-10,0 6,0-10,0 1,2 0,15 0,85 0,80 0,50 од 0,03 0,14 0,17 0,08 ЮЛ'ерм,, 10/герм. ЮЛ'ерм.,0 891 29 1389
7 289 05-06.97 1995,6-2007 2064,2-2065,8 жидкость УНИ1 м3 1980 «.р. 0114мм в ИНГ.'1945-2028м 8-10 1,0 1,2 (цемен- гирлетучк 0,09 10/герм. 10/герм.,О=0
195 07-09.97 2028,8-2038,0 2068,0-2072,0 2015,6 ц.р. колонна-летуч-ка 0114мм в инг.1967-2060м 20,0 0,25 и 0,03 10/герм. 10Л-ерм.,О=0 601 6(экспл .продолжается) 2047
9 206 09-11.97 1954,0-1963,0 2022,8-2024,2 1938 Ц.р. колонна-летучка 0114мм в инг. 1900-2002м 7,0 0,6 1Д 0,07 10/герм. 10/герм. 10/герм.,Q=0 644 4 (продояжа- 1132
10 336 07-09.95 2140- 2144 2174,4- 2175.6 два пакера герм. 501 35(продол- жается) 3310
И 288 09-10.95 1964-1965,4; 1968.4-1975,4 2028,2-2030 герм. 368 10 1760
12 335 2052,4-09-10.95 1 “5« 2095 2089- 2095 два пакера герм
13 і 323 11.95 2203,6- 2207,2 2270,4- 2272,2 герм
14 322 11.95- 01.96 2183,2- 2188 2247,6- 2249,6 герм. 406 15 2162
15 79 06-08.96 2127 2200,2-2201,8 j герм
16 » 09-10.96 1972,6- 1975,6 1976,8- 1982,0 2035.6- 2037,4 герм 149 5 под
17 307 10-11.96 2012,8 '2066,5- 2067,8 герм. 242 16(продол-жаегся) 2110
18 183 12.37- 02.98 2001,6- 2013,0 2039,2-2042 і ц.р. ц.р. установка 2-х пакеров 8 0,5 0,5 0,04 8/герм. 8/герм. 8/герм. 671 не пущена