WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

а) при предупреждении поглощений; б) при ликвидации поглощений 3. Закачивание буферных высокоструктурированных объёмов продавочной жидкости с целью предупреждения смешивания цементного раствора с буровым, повышения эффективности использования вяжущего за счёт его полного продавливания в поглощающий пласт и уменьшения вероятности нарушения тампонирования зацементированного участка в случае перепродавливания смеси.

При этом для исключения нарушения процесса тампонирования и появления возможных осложнений (гидроразрыв горных пород, раскрытие каналов тампонирования и т.д.) допустимые пределы изменения давления Информация комплекса управление комплекса Организация и управление Информация Применение методического Организация и Применение методического нагнетания в начальной стадии процесса тампонирования должны составлять 35 МПа, а в конечной – не превышать 8-10 МПа.

Общий вид разработанного программного обеспечения «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» приведён на рисунке 9.

Рисунок 9 – Общий вид программного обеспечения «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» В данном разделе также обозначена область эффективного применения разработанной технологии:

1. В случае, если предполагается применение методического комплекса на скважине, имеющей два и более проницаемых пласта, т.е. систему «скважина – n пластов», необходимо её приведение к системе «скважина – пласт» применением разобщающих устройств.

2. Для ликвидации поглощения за одну изоляционную операцию интенсивность поглощения проницаемого пласта не должна превышать 90 м / ч.

Промышленная апробация программного комплекса была проведена на поглощающих скважинах №№ 2318 и 2386 Зюзеевского нефтяного месторождения. В соответствии с принятой классификацией скважина № относится ко второй категории сложности (интенсивность поглощения 45 м / ч ), скважина № 2318 – к самой сложной, третьей категории (интенсивность поглощения 108 м / ч ). По результатам проведённых гидродинамических исследований фильтрационных характеристик поглощающих пластов применение программы «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» позволило обосновать механизм их изоляции и рассчитать его оптимальные параметры.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Аналитическая оценка современного состояния технологии работ по борьбе с осложнениями показала, что характеризуется он низким уровнем упорядоченности (информация, организация, управление). В теории и практике недостаточно развиты вопросы информационного обеспечения организации и управления механизмами изоляции проницаемых пород, оптимизации параметров тампонажных смесей, совершенствования методов расчёта параметров контроля и управления процессом изоляции. До настоящего времени в этой области отсутствуют разработки по созданию программного продукта по борьбе с поглощениями.

2. При ликвидации поглощений фильтрация глинистых и тампонажных растворов из скважины в проницаемый пласт может происходить при различных режимах нагнетания: боковом, донном или переходном. Реализация одного из режимов в конкретном случае определяется комплексом параметров, основными из которых являются геолого-физические характеристики поглощающих пород, реологические и структурно-механические свойства жидкости и технологические параметры режима нагнетания. На основе анализа различных схем нагнетания подтверждено, что режим бокового нагнетания является наиболее эффективным применительно к борьбе с поглощениями интенсивностью до 90 м / ч. Он создаёт оптимальные гидродинамические условия для процессов закупорки проницаемых пород и формирования тампонажного камня, а также повышения эффективности и успешности проводимых изоляционных операций.

3. Сформулированы принципы геолого-технических обоснований выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционных работ на основе современных представлений о физической сущности гидромеханического процесса тампонирования проницаемых пород при комплексном воздействии основных факторов – геолого-физических свойств поглощающего пласта, свойств тампонажных систем и параметров нагнетания тампонажного раствора. Геолого-техническая система «скважина – проницаемый пласт» при предупреждении поглощений включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю среду (затопленная струя) и параметры воздействия (технологические параметры управления гидромониторной кольматацией). В случае ликвидации поглощений система также включает объект воздействия (скважина и проницаемый пласт), внешнюю среду (тампонажные растворы и смеси) и параметры воздействия (технологические параметры управления изоляционной операцией).

4. На основе созданной методики разработан программный комплекс «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин», который включает в себя современные технические решения по технологии обработки ствола в процессе бурения и заканчивания скважин гидромониторными струями промывочных жидкостей, а также методы изоляции поглощающих пластов тампонажными смесями при оптимизированных режимах нагнетания, методические подходы по выбору технологических схем производства изоляционных работ, эффективных механизмов снижения проницаемости флюидонасыщенных пластов, расчёты технологических параметров контроля и управления процессом изоляции, а также свойств и параметров тампонажных смесей. Кроме того, программный комплекс позволяет производить графическое моделирование технологических процессов по предупреждению и ликвидации поглощений в реальном режиме времени для прогнозирования результатов и эффективности проводимых изоляционных работ.

5. Результаты промысловой апробации программного комплекса показали, что при соблюдении методических требований и реализации рассчитанных программой технологических параметров регулирования и процесса гидроизоляции проницаемых пород, а также рекомендаций по выбору, приготовлению и применению тампонажных смесей, эффективность операций при борьбе с поглощениями (в сравнении с достигнутыми производством) возрастают нелинейно. При этом в расчёте на одно поглощение интенсивностью 50-100 м / ч коэффициент успешности работ в среднем возрос в 2,5 раза ( K >0,7), расход тампонажных материалов (бентонит, ус глинопорошок, цемент) снижен в 3,6 раза (со 100 т до 27,5 т), затраты времени производства изоляционных работ сокращены в 4,3 раза (с 30 сут. до 7 сут.).

Результатом проведённых работ является полное восстановление герметичности ствола скважины и повышение гидромеханической прочности до градиента горного давления (0,018-0,022 МПа/м).

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Колосов Д.С. Программное обеспечение «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» // Новые технологии в газовой промышленности: Тез. докл. шестой всерос. конф. молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. – М., ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – С. 76.

2. Колосов Д.С. Эффективное использование гидромониторной обработки ствола скважины для предупреждения поглощений // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы междунар. науч.-техн. конф. – г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. – Т.1. – С. 118-119.

3. Свидетельство 2005613196 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин / Д.С. Колосов, В.Н. Поляков (Россия). – № 2005613212;

Заявлено 06.12.2005; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 16.12.2005. Опубл. в бюл. «Программы для ЭВМ. Базы данных. Топологии интегральных микросхем», 2006, № 1.

4. Колосов Д.С. Совершенствование методов борьбы с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин. – Тюмень: Изд–во "Вектор Бук", 2006. – 100 с.

Соискатель Д.С. Колосов

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»