Нефтепромысловое дело

Целями данной работы являются выявление рисков неподтверждения геологического строения при бурении скважин, снижение неопределенностей геологической основы, а также совершенствование методик построения геологических моделей.

В ходе достижения поставленных целей решались следующие задачи:

• обоснование подходов к многовариантному геологическому моделированию;

• определение ключевых неопределенностей, влияющих на величину начальных геологических запасов (НГЗ);

• вероятностная оценка геологических рисков на основе многовариантной модели.

Многовариантное геологическое моделирование и вероятностная оценка начальных геологических запасов нефти выполнялись с помощью модуля RMS Uncertainty ПО IRAP RMS. Варьировались следующие параметры: положения опорных горизонтов и уровней флюидальных контактов, настройки литолого-фациального моделирования, связанные с вероятностью наличия русла и настройками вариограмм.

В результате моделирования получены:

• ансамбль из 150 реализаций по каждому пласту, определенных варьированием заданного комплекса неопределенностей;

• вероятностная оценка запасов и величины НГЗ нефти по вариантам Р10, Р50 и Р90;

• прогноз геологического строения в точках заложения проектных скважин;

• усовершенствованный подход к построению геологической модели, позволяющий повысить точность прогнозов геологического строения и снизить неопределенности;

• рекомендации по снижению рисков неподтверждения геологического строения, а также доизучению месторождения.

Таким образом, учет неопределенностей подсчета запасов углеводородов на разных стадиях освоения месторождений необходимо проводить для снижения рисков, возникающих на этих стадиях. Основные неопределенности на всех стадиях освоения месторождений связаны с геологическими параметрами и подсчетом запасов. Анализ рисков на стадии подсчета запасов снижает затраты проекта в целом.

Ключевые слова: многовариантное моделирование; геологическое моделирование; неопределенность; вероятностная оценка; прогноз.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279.04:621.311.001.57 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-14-19

ПРИМЕНЕНИЕ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
ДЛЯ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ РИСКОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЦЕННОСТИ ПРОЕКТОВ (с. 14)

Иван Николаевич Санников, канд. физ.-мат. наук,

Елизавета Владимировна Литвинцева

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва,

e-mail: Ivan.Sannikov@lukoil.com, Elizaveta.Litvintseva@lukoil.com

При прогнозировании технологических показателей разработки неопределённости и риски в области геологии и разработки, влияющие на освоение месторождения, должны учитываться максимально полно. Для месторождений, подготавливаемых к разработке целесообразно применение вероятностных геолого-технологических моделей. В статье описан подход к подготовке ансамбля реализаций вероятностной геолого-технологической модели морского газоконденсатного месторождения Каспийского региона и представлены основные результаты, в том числе кумулятивные кривые вероятности достижения технологических показателей. Для оценки чувствительности технологических показателей выполнен вычислительный эксперимент "Торнадо". По результатам вероятностного геолого-технологического моделирования выявлены ключевые неопределенности в области геологии и разработки и предложен подход к формированию многовариантной оценки технологических показателей проекта для принятия инвестиционных решений.

Ключевые слова: вероятностное моделирование; геологические неопределенности; риски; разработка месторождений; проектирование разработки; Монте-Карло; Латинский гиперкуб; вычислительный эксперимент "Торнадо"; инвестиционные решения.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.063(262.81) DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-20-25

РОССИЙСКИЙ РЕАГЕНТ РБС-3 ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ БУРОВОГО
РАСТВОРА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
НА СКВАЖИНАХ КАСПИЙСКОГО ШЕЛЬФА (с. 20)

Константин Владимирович Андреев,

Роман Александрович Шадчнев,

Наталья Александровна Бутакова,

Наталья Николаевна Кривошеева,

Денис Юрьевич Бунин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

Россия, г. Волгоград,

e-mail: Konstantin.V.Andreev@lukoil.com, Roman.Shadchnev@lukoil.com, Natalya.Butakova@lukoil.com, Natalya.N.Krivosheeva@lukoil.com, Denis.Bunin@lukoil.com,

Александр Михайлович Маврин,

Анастасия Геннадьевна Меркурьева

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва.

e-mail: Aleksandr.Mavrin@lukoil.com, Anastasiya.Ivko@lukoil.com

Для месторождений Северного Каспия, разрабатываемых горизонтальными скважинами, стоит проблема кольматации призабойной зоны продуктивных пластов фильтрационной коркой бурового раствора на углеводородной основе MEGADRIL, содержащей отложения барита (сульфата бария), требуется совершенствование технологии замещения бурового раствора. Предлагается использовать реагент РБС-3, производимый ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг", для очистки призабойной зоны пласта, растворения и удаления фильтрационной корки, в том числе сульфата бария. Действие реагента РБС-3 основано на переводе нерастворимых солей бария в хелатные соединения, легко удаляемые из призабойной зоны. Присутствие в составе реагента РБС-3 поверхностно-активных веществ способствует диспергации фильтрационной корки бурового раствора. В статье приведены результаты фильтрационных исследований эффективности удаления фильтрационной корки раствором реагента РБС-3, изучения реологических свойств раствора РБС-3 и рассола NaCl, загущенных компонентами FloTrol и DuoVis в различных соотношениях для подбора оптимальной рецептуры. На основании проведенных исследований впервые разработана программа и впервые апробирована технология замещения бурового раствора с применением реагента РБС-3 в горно-геологических условиях Северного Каспия.

Ключевые слова: Северный Каспий; шельфовое месторождение; буровой раствор на углеводородной основе MEGADRIL; фильтрационная корка; барит; реагент РБС-3; хелатные соединения; технология замещения бурового раствора; призабойная зона пласта; коэффициент восстановления проницаемости.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.05:681.5 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-26-33

ПРИНЦИПЫ И ПОДХОДЫ К СОЗДАНИЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (с. 26)

Валерий Александрович Шмелев

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

Россия, г. Волгоград,

e-mail: Valery.Shmelev@lukoil.com

Повышение эффективности буровых работ в значительной мере связано с одним из важнейших направлений – оптимизацией процесса бурения. Сложность процесса, обусловленная большим числом технологических переменных, информационным потоком данных, неопределенностью горно-геологических условий, влиянием случайных факторов, определяет особенности управления процессом в автоматическом режиме.

В статье представлены основные конструктивные типы средств автоматизации, используемых на нефтяных и газовых месторождениях для управления параметрами процесса бурения в соответствии с локальными критериями оптимизации целевых функций процесса (скорости, себестоимости, проходки и др.), рассмотрены принципы автоматического управления процессом, реализуемые как на основе традиционных четких подходов, так и на основе нечеткой логики и искусственных нейронных сетей.

Ключевые слова: процесс бурения; параметры объекта регулирования; критерии оптимального управления; система автоматического регулирования; режимные параметры; автоматические стабилизаторы; управление бурением скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.654 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-34-39

ПОДХОДЫ К МОНИТОРИНГУ ПРОЦЕССА ГЕНЕРАЦИИ И ДОБЫЧИ ЖИДКИХ
УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ КЕРОГЕНОСОДЕРЖАЩЕЙ ПОРОДЫ
В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ (с. 34)

Евгений Орестович Микитин,

Татьяна Александровна Матюхина

Дмитрий Александрович Метт, канд. техн. наук

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва,

e-mail: Tatyana.Matyukhina@lukoil.com

Одной из применяемых технологий, направленных на вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, содержащихся в верхнеюрской битуминозной формации Западной Сибири, является термогазовое воздействие (ТГВ). В ходе реализации промыслового эксперимента на Средне-Назымском месторождении с целями мониторинга разработки и повышения нефтеотдачи пласта, актуальной становится задача по оценке доли синтетической нефти, которая образуется в результате термической деструкции керогена при применении ТГВ, в общем объеме добываемой продукции скважин.

В статье показано, что доля синтетической нефти в добывающей скважине может быть оценена на основе комплексных геохимических исследований. Методом газовой хроматографии и хромато-масс-спектрометрии изучены составы нативной (исходной) нефти, синтетической нефти, полученной экспериментально в результате пиролиза керогена, и их смеси в разных долях. Для оценки примеси синтетической нефти определены наиболее информативные молекулярные параметры, относящиеся к показателям степени ее катагенетической зрелости. Построены палеточные кривые, которые позволяют идентифицировать долю синтетической нефти, превышающей 15 % от общего объема добываемой скважиной нефти.

Ключевые слова: термогазовое воздействие; мониторинг разработки; газовая хроматография; синтетическая нефть.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4.038 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-40-45

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ВЫСОКОЙ ЛАТЕРАЛЬНОЙ
НЕОДНОРОДНОСТЬЮ НА ЭТАПЕ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ (с. 40)

Даниил Мирославович Модла,

Мария Геннадьевна Тонконогова,

Алексей Александрович Шеффинг,

Владимир Владимирович Пошибаев,

Карина Николаевна Двирняк

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва,

e-mail: Daniil.Modla@lukoil.com

В статье рассматривается опыт проектирования месторождения Ближнего Востока в части обоснования системы разработки для выделенных по геологическим критериям фациальных зон (Риф, Тыловой Шлейф и Лагуна), которые характеризуются значительно отличающимися фильтрационно-емкостными свойствами, но являются единым объектом разработки в условиях литологически изолированного водонапорного горизонта. По месторождению отмечается низкий упругий запас. Зона Риф представлена наилучшими коллекторскими свойствами с постепенным ухудшением свойств в сторону лагунных отложений. В ходе выполненных работ обобщены все имеющиеся геолого-промысловые данные, найдены или доработаны подходы внедрения результатов анализа в геолого-технологические модели. Результаты работ приняты для дальнейшего проектирования системы обустройства месторождения и оценки экономических показателей.

Ключевые слова: проектирование месторождения; коллекторские свойства; фациальные зоны; латеральная неоднородность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК [622.276.5+628.112.2]"72" DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-46-48

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 46)

Ильнур Камилевич Абдулин,

Виталий Викторович Юдчиц

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, г. Тюмень,

e-mail: AbdulinIK@tmn.lukoil.com, YudchitsVV@tmn.lukoil.com

Андрей Владимирович Майер, канд. техн. наук

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Россия, г. Москва,

e-mail: mayer-14@mail.ru

Марат Давлетович Валеев, д-р техн. наук

ООО НПП "ВМ система"

Россия, Республика Башкортостан, Уфимский район, с. Кумлекуль

e-mail: vm5943@mail.ru

В статье рассмотрены перспективы внедрения технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД) нефти при разработке многопластовых залежей нефти месторождений Западной Сибири. Приведена теоретическая оценка внедрения ОРД на двухпластовых залежах, исходя из предполагаемых забойных, пластовых давлений и отборов жидкостей из пластов.

Ключевые слова: одновременно-раздельная добыча нефти; многопластовая залежь; низкопроницаемые коллекторы; установки электроцентробежных насосов.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.64 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-49-53

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ СШИТЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КОНЦЕНТРАЦИИ ПОЛИАКРИЛАМИДА
И ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТА (с. 49)

Анна Витальевна Кладова

Елена Геннадьевна Узяркина

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ, г. Когалым,

e-mail: KladovaAV@tmn.lukoil.com, UzyarkinaEG@tmn.lukoil.com

Сшитые полимерные системы обладают вязкоупругими и вязкопластичными свойствами, за счет чего эффективно изолируют водонасыщенные каналы в высокопроницаемых зонах пласта. В зависимости от условий гелеобразования могут быть получены системы с различными характеристиками, адаптированными к технологическим процессам добычи нефти. В статье приведены результаты экспериментальных исследований реологических свойств сшитых полимерных систем в зависимости от концентрации полиакриламида и температуры воздействия. Результаты исследования применяются для моделирования процессов обработки скважин и для оптимизации состава композиции для условий объекта разработки.

Ключевые слова: сшитые полимерные системы; полиакриламид; Западная Сибирь; повышение нефтеотдачи; вязкость; реология.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.652 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-54-58

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ И АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПАРОЦИКЛИЧЕСКИХ ОБРАБОТОК НА ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ (с. 54)

Наталья Валерьевна Лесина,

Константин Андреевич Кашников,

Геннадий Александрович Усачев,

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва,

Константин Александрович Щеколдин,

Сергей Ярославович Маланий

ООО "РИТЭК"

Россия, г. Волгоград

Сергей Валерьевич Цветков

ТПП "РИТЭК–Самара-Нафта"

Россия, г. Самара

В статье рассматривается опыт реализации технологии пароциклической обработки горизонтальных скважин на терригенных коллекторах месторождений высоковязкой нефти Самарской области. На базе гидродинамического моделирования в ПО CMG определены оптимальный объем закачки теплоносителя и рекомендуемое время выдержки после обработки. По результатам анализа промыслового опыта выполненных обработок выявлены основные факторы эффективности закачки теплоносителя и особенности освоения скважин после обработки.

Ключевые слова: пароциклическая обработка; закачка теплоносителя; паронефтяное отношение; высоковязкая нефть; оптимизация технологии; анализ эффективности; ПО CMG.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.1+519.234 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-59-65

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ СТАТИСТИКИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ
СКВАЖИН ПРИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ (с. 59)

Денис Сергеевич Лопарев,

Наталия Григорьевна Деминская, канд. техн. наук,

Андрей Геннадьевич Фадеев,

Артем Владимирович Левин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

Россия, г. Пермь

В процессе проведения пароциклических обработок скважин на месторождении высоковязкой нефти отмечена повышенная аварийность, связанная с нарушением целостности крепи и внутрискважинным оборудованием. Проблема характеризовалась нарушениями обсадных колонн, разрушением цементного камня и аварийностью внутрискважинного оборудования.

Для анализа указанной проблематики была собрана статистическая информация и ретроспективные данные, включая конструктивные особенности скважин, режимы тепловых обработок и сведения по ликвидации аварийных ситуаций для 200 скважин. Из данного массива информации была отобрана репрезентативная выборка (n = 152), обладающая достаточным качеством информации для статистического исследования.

В статье описан корреляционный анализ данных по выборке из 152 скважин для оценки влияния технологических и конструктивных факторов на итоговую аварийность. Для анализа корреляций, учитывая специфику исходных данных, выбран метод ранговых корреляций с расчетом коэффициентов корреляции Спирмена (r_s) и Кендалла (τ_k).

Результаты анализа показали, что из нескольких ранее предполагаемых причин статистически значимыми оказались: зенитный угол в интервале установки внутрискважинного оборудования (r_s = 0,31; τ_k = 0,25) и срок эксплуатации (r_s = 0,35; τ_k = 0,28). С учетом результатов исследования разработаны конструктивные и технологические рекомендации по строительству и эксплуатации скважин, позволившие снизить аварийность на 78 %.

Ключевые слова: корреляционный анализ; Cyclic Steam Stimulation (CSS); аварийность при эксплуатации; математическая статистика; коэффициент корреляции Спирмена; коэффициент корреляции Кендалла; анализ данных; тепловые методы добычи нефти; высоковязкая нефть.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-66-70

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 66)

Данияр Лябипович Бакиров^1,2, канд. техн. наук,

Марсель Масалимович Фаттахов¹,

Григорий Николаевич Грицай¹,

Дмитрий Яковлевич Патрушев¹,

Василий Владимирович Антонов¹,

Артур Камилевич Шириев¹,

Александр Матвеевич Шурупов³,

Вадим Валерьевич Фатихов³

¹Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, г. Тюмень,

e-mail: BakirovDL@tmn.lukoil.com

²Тюменский индустриальный университет

Россия, г. Тюмень,

³ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"

Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ, г. Когалым

Приведено описание разработанной технологии заканчивания горизонтальных скважин, не требующей нормализации проходного сечения после цементирования эксплуатационной колонны. Представлены конструкция и принцип действия устройства для манжетного цементирования.

Ключевые слова: горизонтальные скважины; трехколонная конструкция; сокращение сроков; технология заканчивания; манжетное цементирование.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279.5:556.343 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-71-74

ОБ ОСЛОЖНЕНИЯХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
ПЯКЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННЫХ С ВОЗНИКНОВЕНИЕМ
ЖИДКОСТНЫХ "ПРОБОК" НА ЗАБОЕ (с. 71)

Кирилл Евгеньевич Кордик, канд. техн. наук,

Ильнур Камилевич Абдулин,

Олег Юрьевич Забродин,

Александр Владимирович Шляпчинский

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, г. Тюмень,

e-mail: KordikKE@tmn.lukoil.com, AbdulinIK@tmn.lukoil.com, ZabrodinOY@tmn.lukoil.com, ShlyapchinskiyAV@tmn.lukoil.com,

Владислав Геннадьевич Зипир

ТПП "Ямалнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"

Россия, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Салехард,

e-mail: Vladislav.Zipir@lukoil.com

Сергей Александрович Леонтьев, д-р техн. наук, профессор

Тюменский индустриальный университет

Россия, г. Тюмень,

e-mail: leontevsa@tyuiu.ru

В статье рассмотрены возможные причины формирования жидкостных "пробок" на забое горизонтальных газоконденсатных скважин Пякяхинского месторождения. При недостаточных скоростях движения газа происходит накопление жидкости на забое газоконденсатных скважин, что приводит к снижению депрессии вплоть до полного прекращения притока флюида из пласта. Данное явление оказывает негативное влияние на рентабельность эксплуатации газоконденсатных скважин в связи с увеличением операционных затрат и является причиной снижения коэффициента извлечения газа. В статье приведены результаты расчетов, выполненных с применением специального программного обеспечения, для определения оптимального режима эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом существующих рисков возникновения жидкостных "пробок" на забое. Даны рекомендации по проведению мероприятий с целью профилактики осложнений.

Ключевые слова: газоконденсатная скважина; жидкостные "пробки"; диаметр насосно-компрессорных труб; водогазовый фактор; оптимальный режим эксплуатации скважины; "самозадавливание" скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.72 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-75-78

АНАЛИЗ СОСТАВА ОТЛОЖЕНИЙ С ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ (с. 75)

Анна Витальевна Кладова

Елена Васильевна Шамсутдинова

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ, г. Когалым,

e-mail: KladovaAV@tmn.lukoil.com, ShamsutdinovaEV2@tmn.lukoil.com

Разработка месторождений осложняется выпадением осадков в нефтепромысловом оборудовании, что приводит к снижению его производительности и простоям. Для снижения негативного влияния, предупреждения образования отложений комплексных осадков и выбора оптимального метода удаления необходимо установить причину их возникновения. В статье представлены результаты качественного и количественного анализа проб отложений, отобранных на внутрискважинном оборудовании.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи пластов; химические реагенты; пропант; лабораторные исследования; нефтеотложения.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.244.442.063(470.13) DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-79-84

ОПЫТ ПРОВОДКИ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ ВЫСОКОНАБУХАЮЩИХ "РЕАКТИВНЫХ"
ГЛИН НА ПРИМЕРЕ ДЕНИСОВСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА (с. 79)

Сергей Сергеевич Харин,

Михаил Николаевич Кардышев,

Ирина Леонидовна Некрасова, д-р техн. наук,

Павел Александрович Хвощин, канд. техн. наук,

Ольга Владимировна Гаршина, канд. техн. наук,

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

Россия, г. Пермь,

e-mail: Sergej.Kharin@pnn.lukoil.com

Дмитрий Владимирович Франков

ООО "ЛУКОЙЛ–Коми"

Россия, Республика Коми, г. Усинск,

e-mail: Dmitry.Frankov@lukoil.com

При бурении интервалов под обсадную колонну диаметром 245 мм на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ–Коми", расположенных в пределах Денисовского лицензионного участка, отмечается большое число осложнений в виде затяжек и посадок, сальникообразования, непрохождения и прихватов бурильных и обсадных колонн. Указанные осложнения сопровождаются значительными затратами времени и средств на ликвидацию их последствий. В статье рассмотрены результаты проводки скважин в интервалах высоконабухающих "реактивных" глин. Представлены особенности геологического строения интервала бурения. Приведен опыт бурения с использованием буровых растворов на водной основе с применением пресных полимерглинистых растворов, растворов на основе акриловых полимеров, а также результаты испытаний высокоингибированных растворов на пресной и минерализованной основах. Результаты испытаний растворов на водной основе показали, что проблема потери устойчивости ствола скважины полностью не решена. С целью повышения технико-экономических показателей бурения проведены промысловые испытания буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Применение РУО позволило избежать осложнений, связанных с нестабильностью ствола скважин и набуханием пластичных глин. Достигнуто сокращение сроков строительства интервалов. Предложен комплекс технологических мероприятий, направленных на предупреждение осложнений в процессе строительства. Технология применения РУО при бурении интервала под колонну 245 мм является готовым решением для предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважин.

Ключевые слова: буровой раствор на углеводородной основе; раствор на водной основе; Денисовский лицензионный участок; устойчивость скважины; нестабильность ствола скважины; набухание глин; ингибитор гидратации глин; комплекс мероприятий.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.34 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-11(635)-85-91

ПРИМЕР ОПТИМИЗАЦИИ РАЗМЕЩЕНИЯ СТВОЛОВ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ
ОКОНЧАНИЕМ В ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 85)

Дмитрий Александрович Метт, канд. техн. наук,

Александра Евгеньевна Привознова,

Татьяна Николаевна Николаева,

Екатерина Владимировна Собаева

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

Россия, г. Москва,

e-mail: alexandra.privoznova@lukoil.com, Tatyana.Nikolaeva@lukoil.com, Ekaterina.V.Petrova@lukoil.com

В статье показан способ оптимизированного размещения добывающих скважин с горизонтальным окончанием на верхнеюрских отложениях с использованием комплексных гидродинамических исследований по опорным скважинам. Данный подход позволяет получить зависимость гидропроводности от структурного фактора, с помощью которой строится прогноз продуктивности всего рассматриваемого участка месторождения.

Ключевые слова: гидродинамические исследования; структурный фактор; верхнеюрские отложения.

Заказать статью в электронной библиотеке

ФГАОУ ВО "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА"

Главная страница журнала