ООО ПермНИПИнефть

1. ООО ПермНИПИнефть Комплекс технологий для бурения и заканчивания скважин лаборатория технологии и проектирования строительства скважин тел. (3422) 217-827

2. 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

3. 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 -

4. 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

5. Ингибирование гидратации и диспергирования глин Кыновские глины Радаевские глины Техническая вода Раствор полимеров Предлагаемая система с усиленными ингибирующими свойствами - степень эрозии (диспергирования) глин

6. 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

7. 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

8. Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта

9. Результаты гидродинамических исследованийпо пробуренным скважинам

10. 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

11. 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

12. 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

13. Качество цементирования эксплуатационных колонн на скважинах Озерной площади сплошной интервал перфорации отсутствует частичный

14. Качество цементирования в интервале продуктивного пласта при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть при использовании традиционно применяемой технологии Отсутствие 24% Плотный 46% Частичный 30%

15. Качество цементирования в интервалезабой – башмак предыдущей колонны при использовании технологии ООО ПермНИПИнефть при использовании традиционно применяемой технологии

16. 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.

17. Эксплуатационная колонна ОКБТ ЦКОД Толстостенный переводник ВУС ВУС а б в Технологическая схема заканчивания скважины открытым забоем С1бб глин С1бб С1ml

18. 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

19. 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

20. 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