ООО ПермНИПИнефть лаборатория технологии и проектирования строительства скважин тел. (3422) 217-827 Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин. - презентация

1 ООО ПермНИПИнефть лаборатория технологии и проектирования строительства скважин тел. (3422) Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин

2 Вторичное вскрытие и освоение Цементирование скважины Подготовка ствола скважины к креплению Комплекс технологий заканчивания Первичное вскрытие продуктивного пласта Подготовка к первичному вскрытию продуктивного пласта Экспертная оценка, выбор технологий качествокреплениякачествокрепления время и затраты на освоение сохранностьколлекторскихсвойствсохранностьколлекторскихсвойств Проектирование строительства скважин

3 S Синтал К+К+ К+К+ Na + Пол име р S S Синтал К+К+ К+К+ Пол име р SS S К+К+ К+К+ SiO 3 2- S К+К+ Пол име р глинаБуровой раствор Вода КСl изменяет обменный комплекс глин Синтал гидрофобизирует поверхность глин - Si – O – Si – O – Si - Полимеры экранируют активные участки глин САФ кольматирует микротрещины Жидкое калийное стекло обладает цементирующим действием Механизмы ингибирования глин комплексом ингибирующих добавок САФ

4 Буровые растворы для бурения надпродуктивной части предотвращают предотвращают : наработку твердой фазы; осыпи и обвалы стенок скважины; растепление пород в зоне ММП; сальникообразования; поглощения бурового раствора и сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаниковобеспечивают: проводку скважин с большим углом отклонения, в том числе в интервалах неустойчивых глин, аргиллитов; сохранение устойчивости ствола скважины; подготовку ствола скважины к вскрытию продуктивных горизонтов; повышение качества цементирования Смазочная добавка Гидрофобизатор, кольматантСинтал ИнгибиторСК Структурообразователь Регулятор реологии и фильтрации Комплекс полимеров Базовый состав (ПМГ)

5 Ингибирование гидратации и диспергирования глин Кыновские Кыновские глины Радаевские глины Техническая вода Раствор полимеров Предлагаемая система с усиленными ингибирующими свойствами - степень эрозии (диспергирования) глин

6 Результаты применения ББР- ПМГ при бурении в неустойчивых глинизированных отложениях с зенитным углом на Сибирском месторождении Диаметр скважины, мм Литология Страти- графия Глубина, м , С 2 mpd С 2 mk С 2 mv С2bС2b Доломиты кристаллические слабо глинистые, известняки мелкозернистые Доломиты кристаллические участками глинистые, с прослоями известняков окремнелых Глины с прослоями аргиллита известковистого слоистого Известняки водорослевые, детритого- сгустковые, детритовые, кавернозно- пористые 215, Диаметр скважины, мм Литология Страти- графия Глубина, м , С 2 mpd С 2 mk С 2 mv С2bС2b Доломиты кристаллические слабо глинистые, известняки мелкозернистые Доломиты кристаллические участками глинистые, с прослоями известняков окремнелых Глины с прослоями аргиллита известковистого слоистого Известняки водорослевые, детритого- сгустковые, детритовые, кавернозно- пористые 215,

7 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта Для скважин с различным градиентом давлений (АНПД, АВПВ и др.) Для скважин с различным углом наклона, в т.ч. горизонтальные Для скважин с различными температурными условиями (от 15 до С) сохранение потенциальных дебитов; сокращение времени освоения скважин Базовый состав- СКП Полисахаридный комплекс Структурообразователь Контроль реологических и фильтрационных свойств СКСИнгибитор Карбонат кальцияКислоторастворимый кольматант ПАВ Контроль коэффициента восстановления ( ), поверхностного натяжения ( )

8 Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта

9 Результаты гидродинамических исследований по пробуренным скважинам Название месторождени я скв. Тип раствора, применяемого для вскрытия продуктивного пласта Скин-эффект Аптугайское31ББР-СКП-5,8 Аптугайское35ББР-СКП+1,08 Аптугайское28ББР-СКП-2,751 Аптугайское7ББР-СКП; открытый ствол-2,679 Аптугайское24ББР-СКП; открытый ствол-4,36 Южно-Ошское405ББР-СКП-1,2

10 Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС) Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС) Предназначен для изоляции зон поглощений в процессе бурения скважины; ликвидации заколонных перетоков; ликвидация негерметичности колонны; отключения отработанных или обводненных пластовОсобенности невысокая фильтрация и хорошая прокачиваемость после приготовления; структурообразование происходит только в изолируемом интервале при контакте с пластовой водой или буферной жидкостью; глубина проникновения и скорость структурообразования регулируется специальными технологическими приемами

11 Инвертно-эмульсионный буровой раствор на минеральной и синтетической основе для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим проложением тех. вода – 1 сутки Сравнительный анализ устойчивости аргиллитов кыновского горизонта ИЭР – 1 месяц Раствор разработан для бурения скважин с большим проложением от вертикали, при бурении значительных участков ствола скважины с большим углом наклона в терригенных породах Результат испытания - отсутствие кавернозных участков

12 Подготовка ствола скважины (во время цементирования) Забойная ванна Система буферных жидкостей Выбор тампонажных составов Тампонажные составы для цементирования продуктивных пластов Облегченные тампонажные составы Подготовка ствола скважины к цементированию (перед вскрытием продуктивных пластов) Поинтервальная опрессовка ствола скважины Проведение работ по изоляции поглощающих пластов Выбор технологии цементирования Способ прямого цементирования обсадной колонны в одну ступень Способ ступенчатого цементирования обсадных колонн Комплекс работ по цементированию обсадных колонн

13 Качество цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Озерной площади отсутствуетчастичный сплошнойинтервал перфорации

14 Качество цементирования в интервале продуктивного пласта при использовании традиционно применяемой технологии при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть Отсутствие 24% Плотный 46% Частичный 30%

15 Качество цементирования в интервале забой – башмак предыдущей колонны при использовании традиционно применяемой технологии при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть

16 Вязко-упругий состав для бурения, заканчивания и ремонта скважин Вязко-упругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства, заканчивания и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе, в качестве жидкости глушения. ВУС на основе полисахаридов характеризуются следующими свойствами: - не проникают в пласт с проницаемостью до 2 мкм 2 при перепаде давления 20,0 МПа; - не имеют адгезионных свойств к вмещающим поверхностям, не пропускают нефть, газ и воду; - срок существования ВУС может регулироваться ингредиентным соотношением состава; - разрушаются через определенное время при сдвиговой деформации или изменении рН среды; - разрушившийся ВУС не дает нерастворимых осадков; - состав ВУС не оказывает негативного влияния на углеводородную продукцию и нефтесборный коллектор.

17 Технологическая схема заканчивания скважины открытым забоем в С 1 бб С 1 ml С 1 бб глин Толстостенный переводник б ВУС Эксплуатационная колонна ЦКОД ОКБТ а ВУС

18 Вторичное вскрытие продуктивных пластов Жидкость вторичного вскрытия на основе КДС позволяет: повысить качество вскрытия продуктивных пластов; снизить затраты времени на освоение; повысить нефтеотдачу продуктивных пластов Принцип действия предлагаемого состава заключается в целенаправленной деструкции зоны кольматации, образованной в основном полимерными реагентами

19 Разрушение фильтрационной корки деструктурирующим составом Глинистый буровой раствор, утяжеленный баритом до плотности 2000 кг/м 3 до воздействия после воздействия Утяжеленный буровой раствор плотностью 2000 кг/м 3 с максимальной заменой барита на кислоторастворимый карбонат кальция до воздействияпосле воздействия

20 По нашим проектам и технологиям ведется разработка месторождений в следующих регионах: Ненецкий автономный округ (Мядсейское, Тобойское, Тэдинское ООО «Нарьянмарнефтегаз» ОАО «Архангельскгеолдобыча») Республика Коми (Сев. Кожва, Юж. Лыжа, Турышевское, Юж. Кыртаель, Юж. Тиманское ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ», ЗАО «Байтек-Силур») Западная Сибирь (Юж. Конитлорское, Андреевское, ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ») На всех месторождениях Пермской области (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ-ПЕРМЬ»СП «Пермтекс») и на месторождениях: Удмуртии Татарии Казахстана