Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Александров, Игорь Евгеньевич

• Александров, Игорь Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Александров, Игорь Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР.

1.1. Анализ текущих горно-геологических условий месторождений Западной Сибири.

1.2. Основные критерии качества вскрытия нефтяных продуктивных отложений.

1.3. Технологические жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными и наклонно-направленными скважинами.

1.4. Технологические жидкости заканчивания скважин.

1.5. Постановка задачи исследований.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКИ, ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Плотность технологической жидкости.

2.2. Условная вязкость бурового раствора.

2.3. Определение структурно - механических и псевдопластических свойств технологической жидкости.

2.4. Определение смазочных свойств добавок и буровых растворов по стандарту АНИ.

2.5. Определение поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов.

2.6. Показатель увлажняющей способности.

2.7. Определение динамической фильтрации (скорости фильтрации) технологических жидкостей.

2.8. Экспериментальная оценка закупоривающего действия жидкой фазы (фильтрата) бурового раствора.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ.

3.1. Разработка технологической жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками.

3.2. Аналитическая оценка технологических жидкостей для бурения наклонно-направленных скважин и первичного вскрытия продуктивных горизонтов юрских отложений Западной Сибири (на примере Аригольского месторождения).

3.3. Расчет технологических параметров промывочной жидкости для условия безаварийной проводки наклонно-направленной скважины и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

3.4. Выбор и обоснование компонентного состава и свойств технологических жидкостей для вторичного вскрытия и глушения скважин.

3.5. Исследования влияния универсальных технологических жидкостей заканчивания на углеводородной основе на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ПРОМЫСЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ЖИДКОСТЕЙ

ЗАКАНЧИВАНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН.

4.1. Технологические особенности и эффективность применения технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

4.2. Промысловые испытания и внедрение жидкости для перфорации и консервации скважин ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири»

В настоящее время Западная Сибирь остается ведущим российским топливным регионом с суммарными запасами нефти свыше 20 млрд. тонн [1]. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), в эксплуатации находятся более 400 месторождений, продуктивные пласты (группы АВЬ АВ2, БВ5, БВ6) которых интенсивно эксплуатируются, что приводит к снижению пластовых давлений, увеличению горного давления в приствольной зоне пласта скважин и осложнению горно-геологических условий при строительстве новых скважин.

Кроме того, при бурении и вскрытии продуктивных пластов юрских отложений (ЮБ]), расположенных на больших глубинах и как, правило с низкой проницаемостью, предъявляются повышенные технико-технологические требования к технологическим жидкостям при первичном и вторичном вскрытии коллекторов.

Важной при бурении остается проблема обеспечения устойчивости верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины. Вследствие диспергирования неустойчивых глинистых отложений увеличивается расход химреагентов на обработку бурового раствора, увеличиваются объемы отходов бурения, загрязняются продуктивные пласты. Затраты времени на борьбу с осложнениями (осыпи, обвалы горных пород, прихваты бурового инструмента, поглощения) могут составлять до 25 % от общего календарного времени бурения [2].

В то же время определяющей при строительстве скважины остается задача сохранения при первичном и вторичном вскрытии потенциальных возможностей продуктивных залежей с целью получения максимальных дебитов углеводородного сырья.

Поэтому разработка и внедрение технологических жидкостей обеспечивающих при бурении устойчивость глинистых разрезов и максимальное сохранение продуктивности при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири является актуальной.

Цель и задачи.

Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов путем разработки и внедрения технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений Западной Сибири.

Основные задачи исследований.

1. Анализ текущих горно-геологических условий и особенностей залегания юрских продуктивных отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

2. Разработка рецептуры промывочных жидкостей на водной основе для первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов группы lOBi горизонтальными участками скважин.

3. Научное обоснование технологических параметров и разработка рецептуры промывочной жидкости на водной основе из условия безаварийной проводки наклонно-направленных скважин и сохранения коллекторских свойств юрских отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ».

4. Разработка методики выбора оптимальных параметров, научное обоснование подбора компонентов и разработка рецептуры технологической жидкости на углеводородной основе для вторичного вскрытия продуктивных коллекторов.

5. Определение технико-экономической эффективности применения промывочных жидкостей для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов, а также технологических жидкостей заканчивания при строительстве нефтяных скважин на месторождениях ОАО «СН-МНГ».

Научная новизна.

1. На примере Аригольского месторождения впервые научно разработана методика выбора технологических параметров промывочных жидкостей для безаварийной проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин на высокооглинизированные и низкопроницаемые коллектора юрских отложений.

2. Разработана новая промывочная жидкость на водной основе для бурения горизонтальных участков скважин - биополимерная система «БУРВИС», отличающаяся низкими значениями величин межфазного натяжения на границе водного фильтрата и углеводорода, высокими структурно - реологическими, псевдопластичными и смазочными свойствами.

Подана заявка на изобретение «Безглинистый буровой раствор» № 2006112803/03 от 17.04.2006 и получено положительное решение ФГУ ФИПС.

3. Для бурения наклонно-направленных скважин разработан высокоингибирующий биополимерный раствор «ПОЛИБУР», обеспечивающий повышенную устойчивость верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины и сохранение коллекторских свойств при первичном вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов юрских отложений в Западной Сибири.

4. Научно обоснованы и разработаны технологические жидкости на углеводородной основе - новые составы «VIP» для вторичного вскрытия продуктивных пластов, позволяющие применять их в пластах с низкой проницаемостью, пониженными (на 20 - 40 %) текущими пластовыми давлениями и высокой пластовой температурой без потери продуктивности.

Практическая значимость работы и реализация результатов

1. Использование разработанной технологии приготовления и применения безглинистого биполимерного раствора «ПОЛИБУР» позволило осуществить на месторождениях ОАО «СН-МНГ» безаварийное бурение на юрские отложения более 90 наклонно-направленных скважин с сохранением их коллекторских свойств.

2. Разработана технология приготовления и применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС», позволившего пробурить горизонтальные скважины различного диаметра протяженностью горизонтальных участков до 1200 м и осуществить при этом качественное вскрытие низкопроницаемых продуктивных пластов группы IOBj с дебетами превышающими базовую технологию в 1,2-1,5 раза. В период с 2004 по 2006 годы на растворе «БУРВИС» пробурено более 50 горизонтальных скважин.

3. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «СН-МНГ» составил более 10,4 млн.рублей.

4. Разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «СН-МНГ» технологические жидкости на углеводородной основе для глушения и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработанные технологические жидкости на углеводородной основе «VIP» были успешно использованы для вторичного вскрытия продуктивных пластов с низкой проницаемостью (до 0,005 мкм ) с пониженными пластовым давлениями. Экономическая эффективность от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия на 31 скважине составила более 1,6 млн.рублей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались: на XII - ой межотраслевой научно - практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» в г. Анапе 26-30 мая 2003 г., межотраслевой научно - практической конференции молодых ученых и специалистов « Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» в г. Краснодаре 14-18 февраля 2005 г., на ХХ-ой юбилейной межотраслевой научно - практической конференции по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Современная техника и технология заканчивания скважин» в г. Анапе 2-7 октября 2006 г.,

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Александров, Игорь Евгеньевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ геологических условий и выявлены геологические и технологические причины снижения продуктивности юрских отложений на месторождениях Западной Сибири в ХМАО.

2. На основании анализа горно-геологических и технологических условий бурения научно обоснованы и рассчитаны требуемые технологические параметры буровых растворов для бурения наклонно-направленных скважин и вскрытия продуктивных отложений в условиях пониженных пластовых давлений и низкопроницаемых коллекторов юрских отложений. Разработан высокоингибирующий безглинистый биополимерный буровой раствор «ПОЛИБУР» и руководящий документ на технологию приготовления и применения высокоингибирующего биополимерного бурового раствора «ПОЛИБУР» для бурения наклонно-направленных скважин и первичного вскрытия юрских отложений на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

3. Определены основные направления повышения эффективности биополимерных буровых растворов для бурения и вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками скважин. На основе выполненных исследований разработан биополимерный раствор «БУРВИС» с улучшенными ингибирующими, фильтрационными, поверхностно-активными, смазочными и структурно-реологическими свойствами. По результатам исследований подана заявка на изобретение «Безглинистый буровой раствор» № 2006112803/03 от 17.04.2006. в ФГУ ФИПС. Разработан руководящий документ на технологию приготовления и применения безглинистого биополимерного бурового раствора «БУРВИС» для бурения горизонтальных скважин.

4. Разработанные технологические жидкости -биополимерные системы «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» внедрены с положительным эффектом при бурении более 140 нефтяных скважин на юрские отложения месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

5. Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и

ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составил более 10,4 млн.рублей. (Расчет экономического эффекта представлен в приложении).

6. Для условий юрских отложений Среднего Приобья разработаны требования к технологической жидкости перфорации, обеспечивающей высокую гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной при сохранении его фильтрационно-емкостных свойств.

7. Разработанная методика выбора параметров жидкости перфорации и глушения позволяет подобрать технологическую жидкость, применение которой обеспечивает максимальный коэффициент продуктивности скважин после проведения работ в каждом конкретном случае.

8. Разработанная технология вторичного вскрытия и глушения скважин с использованием систем на основе товарной нефти была применена в условиях АНПД на 31 скважине месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в достижении максимально возможного потенциального дебита и в сокращении сроков освоения скважин. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия и глушения скважин составил 1,6 млн.рублей.

123

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Александров, Игорь Евгеньевич, 2007 год

1. Санеев Б.,Лагерев А.,Ханаева В. Регион особого значения. // Нефть России №9 2006 г. с.ЗЗ - 37.

2. Мессер А., Повалихин А. Перспективные технологии бурения скважин. // Нефтегазовая вертикаль. 2003. - №1.

3. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1975. -392с.

4. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам.-М.:Недра.-1979.-С.100.

5. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.-М.:Недра.-1984.-С.134.

6. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М., недра, 1985. 509 с.

7. Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола скважины к углублению., Труды ОАО НПО «Бурение»,2000 г.,№5, с. 18-26.

8. Рекламный проспект. Flo-Pro Technology. The Reality of Rheologucal Engineering. 1996 r.

9. И. Рекламный проспект. Drilling Fluid System: ANCO-2000 (3-rd generation). Introduction of Drilling Fluids Program for Horizontal Wells.- 1997 r.

10. Walker Т.О. Буровой раствор, содержащий смесь полиоксиэтилированной сульфатированной глины и полиалкиленгликоля.- Патент США 4172800, С 09 К 7/00, 1980.

11. Кашкаров Н.Г., Брагина J1.B., Верховская Н.Н., Грошева Т.А., Юшков Ю.С. Буровой раствор.- Патент РФ 95104052, С 09 К 7/02, 1995.

12. Hydra Fluids С0 Буровая жидкость, содержащая смесь полиэтоксилатсульфированных жирных кислот и нолиалкиленгликолей.- Патент США 4172800, С 09 К 7/00, 1985.

13. Swanson B.L. Буровые растворы.-Патент США 4425241, С 09 К 7/00, 1984.

14. Федосов Р.И. Разработка и совершенствование гидрогелевых буровых растворов с целью повышения скорости бурения, качества вскрытия продуктивных пластов и снижения стоимости строительства скважин: Дисс. канд. техн. наук. Краснодар, 1996.

15. Беленко Е.В. Разработка и совершенствование систем буровых растворов на основе разветвленных полиалкиленгликолей.: Дисс. канд. техн. наук. Краснодар, 2001 г.

16. Новая промывочная жидкость на водной основе. /Фридхейм Дж., Сартор Дж. // Бурение и нефть №11 - С.44-46 - 2002 г.

17. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД-39-0147009-510-85. МНП, 1985 г.

18. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. РД 390147001-742-92. Краснодар, 1992 г.

19. РД 39-2-813-82 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов», Краснодар, 1982, с. 8.

20. Пеньков А.И., Филиппов Е.Ф., Никитин Б.А. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин // Вопросы промывки скважин с горизонтальнымиучастками ствола. Сб. трудов. ОАО «НПО «Бурение». -Краснодар. - 1998 г. -С.9-15.

21. Ballard T.J., Beare S.P., Lawless Т.А. Shale Inhibition With Water-Based Muds: The Influence Of Polymers On Water Transport Though Shales.//Chemistry in the Oil Industry.-№4.-1994.-P.26.

22. Lee L.& Drilling Fluids, L.L.C. Промывочная жидкость на водной основе для бурения и для снижения адсорбции воды и гидратации аргиллитовых пород.- Патент США 5635456, МПК6 С 07 К 7/00, 1997.

23. Утяганов И.В., Андресон Б.А. Регулирование физико-химических свойств безглинистых полимерных буровых растворов. /Краснодар.: ВНИИКРнефть.-Всесоюзная конференция «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (тезисы докладов).-1990.-С.37-39.

24. Чеников И.В. Буровые растворы с ярко выраженными псевдопластическими свойствами для горизонтального бурения. -Краснодар.: КубГТУ.-1998.-С.11.

25. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Гильман К.М., Кендис М.Ш. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами.-М.:Недра.-1975.-С.46-48.

26. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов.-М.:Недра.-1980.-С.83-86.

27. Лысенко В.И., Латышев И.Е., Старикова Т.В., Гермашев В.Г. Межфазное натяжение на границе водных растворов сульфоэтоксилатов алкилфенолов с углеводородом.//Нефтяное хозяйство.-№5.-1985.-С.65-66.

28. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. Практическое руководство для инженеров ф. Sperry-sun Drilling Services. Отдел подготовки специалистов. Хьюстон, США.

29. Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. М.:, Недра, 1979г.

30. Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. №11. -С. 9-14.

31. Шарипов А. М., Сабиров X. Ш., Кутлубаева Т. Г., Клочко Ю. С. Пенообразующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1983. -№1. С. 38-41.

32. Ted Wilkes «Foam—A Value-Adding Tool for the Next Millennium».

33. Кристиан M., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985. 184с.

34. Зарипов И. Ф. и др. Об основных направлениях научно-исследовательских работ по улучшению качества заканчивания скважин в ПО Сургутнефтегаз. Экспресс-информация Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Вып. 9, стр. 37-45.

35. Алекперов В. Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. 1972. -№2. - С. 36-38.

36. Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А., "Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК "Юкос", вестник инжинирингового центра "Юкос", №4 2002.

37. Сафин С. Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин. // Нефтепромысловое дело. №11. -2004г. С. 3841.

38. Телков J1. П., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Ткачев А. Е., Пазин А. Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2003. -320с.

39. Зарипов С. 3. и др. Исследование ингибиторов жидкостей для консервации скважин. Сборник научных трудов, Тюмень 1987г.

40. Благовещенский В., Кузнецов А., Соловьев А. Повышение качества глушения скважин инвертными эмульсиями путем контроля и оптимизации процессов смесеобразования технологических жидкостей в скважине // Технологии ТЭК, 2004. -№10. С. 50-53.

41. Касьянов Н. М., Рахматулин Р. К. Исследования влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. "Бурение" 1981г. №6.

42. Эюмова Н.Р., Старшов М.И., Половняк В.К. Применение нефтяных композиций для интенсификации добычи трудно извлекаемых нефтей и природных битумов.

43. Токунов В. И. и др., Консервация газовых скважин // Газовая промышленность. 1997. - №2. - С. 16-18.

44. Тикунов В.И., Рылов Г.И. и др. Консервация газовых скважин. Газовая промышленность, 1997, № 2.

45. Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин // ЭИ Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. -1985. -№13. -С. 10-21.

46. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин //ЭИ Бурение. -1986. -№18. -С. 19-23.

47. Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. №11. -С. 9-14.

48. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. Практическое руководство для инженеров ф. Sperry-sun Drilling Services. Отдел подготовки специалистов. Хьюстон, США.

49. Киселёв П.В., Махоро В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин // Нефт. хоз-во. 1998. - №3. - С.22-24.

50. Стрельникова Т.Д., Морщакова Г.Н., Капотина JI.H. Способ получения микробных экзополисахаридов. // Заявка на патент РФ №2000130603.

51. Особенности применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС» при бурении горизонтальных скважин в ООО

52. Мегионское УБР» // Е.Ю.Камбулов, A.M. Бородин, Ю.Н.Мойса, И.Е.Александров, В.А.Проскурин //Сб.научн.трудов ОАО "НПО "Бурение", Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин -Краснодар, 2004. -Вып. 11. С.256-267.

53. Андресон Б.А., Бочкарев Г.П., Мударисов М.И., Фатхутдинов И.Х., Огаркова Э.И. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах.- Патент РФ 97108495/03, С 09 К 7/02, 1997.

54. Выбор буровых растворов для бурения скважин на юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»// И.Е. Александров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2007. № 3.- С. 14-18.

55. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г.Дударов //Интервал. -2003г.- №12 (59). С.62-66.

56. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А.Мартынов, А.А. Бояркин,

57. И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Бурение & нефть 2004.- № 3.-С.6-10.

58. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А.Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов// Строительство нефтяных и газовых скважин.-2004.-№ 3.- С.35-39.

59. Универсальная технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин/ С.А.Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е.Александров, Я.Г.Дударов //Нефтяное хозяйство. 2004г. -№5.-С.62-64.