ООО ПермНИПИнефть

лаборатория технологии и проектирования лаборатория технологии и проектирования строительства скважинстроительства скважин

тел. (3422) 217-827

Комплекс технологий для Комплекс технологий для бурения и заканчивания бурения и заканчивания

скважинскважин

Вторичное вскрытие и освоение

Цементирование

скважины

Подготовка ствола

скважины к креплению

Комплекс технологий Комплекс технологий заканчиваниязаканчивания

Первичное вскрытие

продуктивного

пласта

Подготовка к

первичному вскрытию

продуктивного

пласта

Экспертная оценка, выбор

технологий

качество качество креплениякрепления

время время и и

затратзатраты на ы на

освоеносвоениеие

сохранностьсохранностьколлекторских коллекторских

свойствсвойств

Проектирование

строительства скважин

S

Синтал

К+

К+

Na+

Полиме

р

S

S

Синтал

К+

К+

Полиме

р

SS

S

К+

К+ SiO32-

S

К+

Полиме

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

Буровые растворы для бурения Буровые растворы для бурения надпродуктивной частинадпродуктивной части

предотвращаютпредотвращают:• наработку твердой фазы;• осыпи и обвалы стенок скважины;• растепление пород в зоне ММП;•сальникообразования;•поглощения бурового раствора и сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников

обеспечивают:обеспечивают:• 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 добавкаГидрофобизатор, кольматантСинтал

ИнгибиторСК

СтруктурообразовательРегулятор реологии и фильтрации

Комплекс полимеров

Базовый состав (ПМГ)Базовый состав (ПМГ)

31%

25%

5,2%

20%

15%

5,6%

Ингибирование гидратации и диспергирования глин

Кыновские Кыновские глины Радаевские глины

Техническая вода

Раствор полимеров

Предлагаемая система с усиленными

ингибирующими свойствами

- степень эрозии (диспергирования) глин

Результаты применения ББР-ПМГ при бурении в неустойчивых глинизированных отложениях с зенитным углом 50-700 на Сибирском месторождении

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1380

1390

1400

1410

1420

1430

1440

1450

1460

1470

1480

1490

1500

1510

1520

1530

1540

1560

15701580

1550

Диаметр скважины, ммЛитологияСтрати-

графияГлубина,

м 195 215,9 234 273

С2mpd

С2mk

С2mv

С2b

Доломитыкристаллическиеслабо глинистые,известнякимелкозернистые

Доломитыкристаллическиеучасткамиглинистые,с прослоямиизвестняковокремнелых

Глиныс прослоямиаргиллитаизвестковистогослоистого

Известнякиводорослевые,детритого-сгустковые,детритовые,кавернозно-пористые

215,9 234 273

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1380

1390

1400

1410

1420

1430

1440

1450

1460

1470

1480

1490

1500

1510

1520

1530

1540

1560

15701580

1550

Диаметр скважины, ммЛитологияСтрати-

графияГлубина,

м 195 215,9 234 273

С2mpd

С2mk

С2mv

С2b

Доломитыкристаллическиеслабо глинистые,известнякимелкозернистые

Доломитыкристаллическиеучасткамиглинистые,с прослоямиизвестняковокремнелых

Глиныс прослоямиаргиллитаизвестковистогослоистого

Известнякиводорослевые,детритого-сгустковые,детритовые,кавернозно-пористые

215,9 234 273

Буровые растворы для Буровые растворы для вскрытиявскрытия продуктивного пластапродуктивного 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 1200С)

сохранение потенциальных дебитов;

сокращение времени освоения скважин

Базовый состав- СКП

Полисахаридный комплекс

СтруктурообразовательКонтроль реологических и фильтрационных свойств

СКС ИнгибиторКарбонат кальция Кислоторастворимый кольматант

ПАВ Контроль коэффициента восстановления (), поверхностного натяжения ()

Коэффициент восстановления Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта проницаемости призабойной зоны пласта

Рис. 3. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости по длине модели после воздействия бурового раствора при переменном давлении.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15 20 25 30

Длина модели, м.10-2

Коэ

фф

ицие

нт в

осст

анов

лени

я пр

ониц

аем

ости

, %

-БР на основе КМЦ+ПАА - БР-4 - Реогель

Результаты гидродинамических Результаты гидродинамических исследованийисследований

по пробуренным скважинампо пробуренным скважинам

Название месторожде

ния

№ скв

.

Тип раствора, применяемого для

вскрытия продуктивного пласта

Скин-эффект

Аптугайское 31 ББР-СКП -5,8Аптугайское 35 ББР-СКП +1,08Аптугайское 28 ББР-СКП -2,751Аптугайское 7 ББР-СКП; открытый ствол -2,679Аптугайское 24 ББР-СКП; открытый ствол -4,36

Южно-Ошское 405 ББР-СКП -1,2

Применение нетвердеющего Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС)тампонажного состава (ГМС)

Предназначен дляПредназначен для

изоляции зон поглощений в процессе бурения скважины;

ликвидации заколонных перетоков; ликвидация негерметичности колонны; отключения отработанных или обводненных пластов

ОсобенностиОсобенности 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

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

Подготовка ствола скважины (во время цементирования)

Забойная ванна Система буферных жидкостей

Выбор тампонажных составов

Тампонажные составы для цементирования продуктивных

пластовОблегченные

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 Комплекс работ по цементированию обсадных колоннобсадных колонн

Качество цементирования Качество цементирования эксплуатационных колонн эксплуатационных колонн

на скважинах Озерной площадина скважинах Озерной площадиСостояние контакта цемента

436 425 443 426 447 449 441 429 Глу-

бина, м с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой с колонной с породой

100 40 14,5 63 93 12 12 42

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2149-2272,5 (15)

МСЦ 1689

1850-1962 (12)

МСЦ 1369

1793-1871 (5)

1903 1917,5

2199-2285 (5)

МСЦ 1646,4

2328,2 2342

МСЦ 1532

МСЦ 1630,5

1891,6 1900,3

1977,3 2001

2082-2132 (5)

2235,4 2345

МСЦ 1568,5

2206 2219

2055-2148 (11)

2308,4 2323

1727-1810 (16)

отсутствует частичный сплошной интервал перфорации

Качество цементирования в интервале Качество цементирования в интервале продуктивного пластапродуктивного пласта

Плотный46%

Частичный30%

Отсутствие24%

при использовании традиционно применяемой технологии

при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть

Отсутствие 24%

Плотный 46%

Отсутствие7%

Плотный53%

Частичный40%

Частичный 30%

Отсутствие12%

Плотный51%Частичный

37%

Качество цементирования в интервалеКачество цементирования в интервалезабой – башмак предыдущей колоннызабой – башмак предыдущей колонны

при использовании традиционно применяемой технологии

Отсутствие50%

Плотный26%

Частичный24%

при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть

Вязко-упругий состав для бурения, Вязко-упругий состав для бурения, заканчивания и ремонта скважинзаканчивания 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 мкм2 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.

Технологическая схема заканчивания Технологическая схема заканчивания скважины открытым забоемскважины открытым забоем

в

С1бб

С1ml

С1ббглин

Толстостенный переводник

б

ВУС

Эксплуатационная колонна

ЦКОДОКБТ

а

ВУС

Вторичное вскрытие продуктивных Вторичное вскрытие продуктивных пластовпластов

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

Разрушение фильтрационной корки Разрушение фильтрационной корки деструктурирующим составомдеструктурирующим составом

Глинистый буровой раствор,утяжеленный баритом до плотности 2000 кг/м3

до воздействия

после воздействия

Утяжеленный буровой раствор плотностью 2000 кг/м3 с

максимальной заменой барита на кислоторастворимый карбонат

кальция

до воздействия после воздействия

По нашим проектам и технологиям По нашим проектам и технологиям ведется разработка месторождений в ведется разработка месторождений в

следующих регионах: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