slide1
Download
Skip this Video
Download Presentation
ООО ПермНИПИнефть

Loading in 2 Seconds...

play fullscreen
1 / 20

ООО ПермНИПИнефть - PowerPoint PPT Presentation


  • 281 Views
  • Uploaded on

ООО ПермНИПИнефть. Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин. лаборатория технологии и проектирования строительства скважин. тел. (3422) 217-827. Комплекс технологий заканчивания. Подготовка к первичному вскрытию продуктивного пласта. Первичное вскрытие продуктивного

loader
I am the owner, or an agent authorized to act on behalf of the owner, of the copyrighted work described.
capcha
Download Presentation

PowerPoint Slideshow about ' ООО ПермНИПИнефть' - prescott-west


An Image/Link below is provided (as is) to download presentation

Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author.While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server.


- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - E N D - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Presentation Transcript
slide1

ООО ПермНИПИнефть

Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин

лаборатория технологии и проектирования строительства скважин

тел. (3422) 217-827

slide2

Комплекс технологий заканчивания

Подготовка к первичному

вскрытию продуктивного

пласта

Первичное вскрытие

продуктивного

пласта

Подготовка ствола

скважины к

креплению

Проектирование строительства скважин

Цементирование

скважины

время и затраты на освоение

сохранность

коллекторских

свойств

качество

крепления

Экспертная оценка,

выбор технологий

Вторичное вскрытие

и освоение

slide3

Na+

К+

К+

К+

К+

К+

S

Синтал

Синтал

Полимер

Полимер

Полимер

К+

S

S

S

S

S

S

К+

SiO32-

Механизмы ингибирования глин комплексом ингибирующих добавок

Буровой раствор

глина

КСl изменяет обменный комплекс глин

Вода

Синталгидрофобизирует поверхность глин

Полимерыэкранируют активные участки глин

САФкольматирует микротрещины

САФ

Жидкое калийное стекло обладает цементирующим действием

- Si – O – Si – O – Si -

slide4

Базовый состав (ПМГ)

Комплекс полимеров

Структурообразователь

Регулятор реологии и фильтрации

СК

Ингибитор

Синтал

Гидрофобизатор, кольматант

Смазочная добавка

Буровые растворы для бурения надпродуктивной части

  • 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 песчаников
  • 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
slide5

Ингибирование гидратации и диспергирования глин

Кыновские глины

Радаевские глины

Техническая вода

Раствор полимеров

Предлагаемая система с усиленными ингибирующими свойствами

- степень эрозии (диспергирования) глин

slide6

Диаметр скважины, мм

Диаметр скважины, мм

Глубина,

м

Глубина,

м

Страти-

графия

Страти-

графия

Литология

Литология

273

273

195

195

234

234

215,9

215,9

215,9

215,9

234

234

273

273

1320

1320

Доломиты

кристаллические

слабо глинистые,

известняки

мелкозернистые

Доломиты

кристаллические

слабо глинистые,

известняки

мелкозернистые

1330

1330

1340

1340

С2mpd

С2mpd

1350

1350

1360

1360

1370

1370

1380

1380

Доломиты

кристаллические

участками

глинистые,

с прослоями

известняков

окремнелых

Доломиты

кристаллические

участками

глинистые,

с прослоями

известняков

окремнелых

1390

1390

1400

1400

С2mk

С2mk

1410

1410

1420

1420

1430

1430

1440

1440

1450

1450

1460

1460

Глины

с прослоями

аргиллита

известковистого

слоистого

Глины

с прослоями

аргиллита

известковистого

слоистого

1470

1470

С2mv

С2mv

1480

1480

1490

1490

1500

1500

1510

1510

1520

1520

Известняки

водорослевые,

детритого-

сгустковые,

детритовые,

кавернозно-

пористые

Известняки

водорослевые,

детритого-

сгустковые,

детритовые,

кавернозно-

пористые

1530

1530

1540

1540

С2b

С2b

1550

1550

1560

1560

1570

1570

1580

1580

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

slide7

Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта

Для скважин с различным градиентом давлений

(АНПД, АВПВ и др.)

Для скважин с различными температурными условиями

(от 15 до 1200С)

Для скважин с различным углом наклона, в т.ч. горизонтальные

сохранение потенциальных дебитов;

сокращение времени освоения скважин

slide8

Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта

slide9
Результаты гидродинамических исследованийпо пробуренным скважинам
slide10
Применение нетвердеющего тампонажного состава (ГМС)

Предназначен для

  • изоляции зон поглощений в процессе бурения скважины;
  • ликвидации заколонных перетоков;
  • ликвидация негерметичности колонны;
  • отключения отработанных или обводненных пластов

Особенности

  • 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
slide11

Инвертно-эмульсионный буровой раствор на минеральной и синтетической основе для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим проложением

Сравнительный анализ устойчивости аргиллитов кыновского горизонта

Результат испытания - отсутствие кавернозных участков

тех. вода – 1 сутки

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

slide12

Подготовка ствола скважины к цементированию

(перед вскрытием продуктивных пластов)

Проведение работ по изоляции поглощающих пластов

Поинтервальная опрессовка ствола скважины

Комплекс работ по цементированию обсадных колонн

Выбор технологии цементирования

Способ ступенчатого цементирования обсадных колонн

Способ прямого цементирования обсадной колонны в одну ступень

Подготовка ствола скважины

(во время цементирования)

Система буферных жидкостей

Забойная ванна

Выбор тампонажных составов

Тампонажные составы для цементирования продуктивных пластов

Облегченные

тампонажные составы

slide13
Качество цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Озерной площади

сплошной

интервал перфорации

отсутствует

частичный

slide14
Качество цементирования в интервале продуктивного пласта

при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть

при использовании традиционно применяемой технологии

Отсутствие 24%

Плотный 46%

Частичный 30%

slide15
Качество цементирования в интервалезабой – башмак предыдущей колонны

при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть

при использовании традиционно применяемой технологии

slide16
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 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.

slide17

Эксплуатационная колонна

ОКБТ

ЦКОД

Толстостенный переводник

ВУС

ВУС

а

б

в

Технологическая схема заканчивания скважины открытым забоем

С1бб

глин

С1бб

С1ml

slide18
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

slide19
Разрушение фильтрационной корки деструктурирующим составом

до воздействия

после воздействия

довоздействия

после воздействия

Утяжеленный буровой раствор плотностью 2000 кг/м3 с максимальной заменой барита на кислоторастворимый карбонат кальция

Глинистый буровой раствор,

утяжеленный баритом

до плотности 2000 кг/м3

slide20
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
ad