Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород : на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.15
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2012
  • Место защиты: Ставрополь
  • Количество страниц: 182 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород : на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения
Оглавление Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород : на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения
Содержание Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород : на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения
Обозначения и сокращения
1. Анализ состояния строительства газовых и газоконденсатных скважин в криолитозонах
1.1 Особенности строительства газовых и газоконденсатных скважин
в криолитозонах
1.2 Осложнения на скважинах и требования к качеству строительства скважин в криолитозоне
1.3 Геокриологические условия Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения
1.4 Анализ применяемых методов, направленных на повышение качества бурения и крепления скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород
2. Алгоритм расчета радиусов изотермического фронта протаивания многолетнемерзлых пород при бурении скважин
2.1 Обоснование алгоритма расчета радиуса протаивания многолетнемерзлых пород, учитывающего температуры восходящего и нисходящего потоков раствора, мощность выделения тепла при работе долота
2.2 Расчет радиусов изотермического фронта протаивания
многолетнемерзлых пород при бурении
3. Исследование факторов, влияющих на качество крепления скважин
в условиях ММП
3.1 Исследование влияния промывочной жидкости и времени воздействия на устойчивость зоны ММП при бурении и креплении скважин
3.2 Исследование факторов, влияющих на надежность конструкции скважин в условиях ММП

3.3 Исследование факторов, влияющих на качество цементирования
скважин
4. Совершенствование технологии, повышающей качество крепления скважины в условиях ММП
4.1 Исследование и разработка полимерглинистого бурового раствора
для бурения скважин в условиях ММП
4.2 Совершенствование технологии крепления скважин в условиях

4.3 Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны в условиях ММП
4.4 Результаты опытно-промысловых испытаний и оценка экономической эффективности от внедрения результатов
Заключение
Список использованных источников
Приложения

Обозначения и сокращения
В настоящей диссертации применяются следующие термины с соответствующими определениями, обозначения и сокращения:
БР - буровой раствор;
ВБР - высоковязкий биополимерный раствор;
ГИС - геофизические исследования скважин;
ГУ - геокриологические условия;
ГК - гамма - каротаж;
НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;
ИБР - ингибированный биополимерный раствор;
КРЭМ - крахмал экструзионный модифицированный;
КСД - комплексная смазывающая добавка;
КАО - критерий аварийной опасности;
КЛЗ - криолитозона;
КС - кажущееся сопротивление;
КУЭС — кажущееся удельное электрическое сопротивление;
КЦ - качество цементирования;
МВИ - методика выполнения измерений;
MOCK - метод (специальной) обработки стандартного каротажа;
ММП - многолетнемерзлые породы;
ММПП - многолетнемерзлые просадочные породы;
МР - мраморная крошка;
НП - низкотемпературные породы;
ОЗЦ - ожидание затвердевания тампонажного раствора;
ОТТК - отбивка высоты подъема цемента методом термометрии;
ПАТТ - полианионная целлюлоза;
ПБТМ - порошок бентонитовый таганский модифицированный;
ПГБР - полимерглинистый буровой раствор;
ПДК - предельно допустимая концентрация;
ПСБ - полисахаридная смесь буровая;

- слабольдистые 10,0< 1<20,0 % (92,0< т<180,0 кг/м3);
- льдистые 20,0< 1<40,0 % (180,0<т<370,0 кг/м3);
- сильнольдистые 40,0< 1<50,0 % (370,0< т<460,0 кг/м3);
- высокольдистые 50,0< 1<60,0 % (460,0< т<560,0 кг/м3);
- ледогрунт 60,0< 1<80,0 % (560,0< т<730,0 кг/м3);
- лед I > 80,0 % (т> 730,0 кг/м3).
Границы (верхняя — кровля и нижняя - подошва ММП) зоны залегания ММП предложено выделять по глубине залегания пород с льдистостью не менее 0,3 % (т>3,0 кг/м3). При этом породы с меньшей льдистостью относятся к талым породам. Использование такой градации пород по льдистости позволило прогнозировать различные факторы, влияющие на снижение качества крепления скважин.
Анализ имеющихся замеров показал, что комплексная интерпретация геофизических материалов позволяет решить задачу по выделению мерзлых пород.
Необходимо отметить, что проведенные замеры температур при установившемся тепловом режиме недостаточны, как для Заполярного НГКМ, так и других месторождений Крайнего Севера.
Для выделения толщи мерзлых пород применялись данные термометрии, кавернометрии и кажущихся сопротивлений (КС) стандартного каротажа по скважинам. В скважинах, где отсутствуют данные по замеру температур, проводились приближенные оценки глубин залегания подошвы ММП и КЛЗ по данным электрокаротажа. На кривых (рисунок 2) термокаротажа мерзлые породы выделяются безградиентными температурными участками, а талые - ростом температуры с глубиной.
Выявлена зависимость между температурой пород ММП и их толщиной. В частности, установлено, что чем больше толщина ММП, тем ниже температура криолитозоны. В этой связи можно предполагать, что в гипсометрически повышенных частях криолитозоны Заполярного НГКМ, где толщина ММП

Рекомендуемые диссертации данного раздела