авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

«ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Надежность Оперативность Качество Опыт разработки и применения кремнийорганических ...»

-- [ Страница 4 ] --

Одно из ведущих мест для изоляции водопритоков занимает кремнийорганический материал АКОР-Б100. Это определяется целым комплексом его физико-химических и технологических свойств. К ним относятся хорошая фильтруемость в пласт, селективность проникновения и отверждения, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, применимость в скважинах с самыми различными дологическими условиями, простота закачки и другие свойства, обеспечивающие очень широкий диапазон применения составов на основе АКОР-Б100, а также их технологическую и экономическую эффективность при всех видах обводнения: но прослоям, пласту, подошвенном, заколонных перетоках.

Технология с использованием составов АКОР применима при всех видах обводнения:

по прослоям, подошвенном, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации.

В табл. 1 приведены результаты РИР по ликвидации прорывов подошвенных вод в скважинах Покачевского месторождения ОАО “Лангепаснефтегаз”. Средняя продолжительность эффекта превысила 12 месяцев, дополнительная добыча нефти составила более 6 тыс. т на скважину.

В табл. 2 даны результаты работ по ограничению притока воды по отдельным интервалам пласта с применением состава АКОР-Б100 в скважинах Усинского месторождения, вскрывающих пермокарбоновую залежь (коллектор трещиновато кавернозный).

Таблица 1 – Результаты РИР по ликвидации прорывов подошвенных вод в скважинах Покачевского месторождения ОАО “Лангепаснефтегаз” Номер Материал Обводненность, % Дебит нефти, т/сут.

скважины до РИР после РИР до РИР после РИР АКОР 123 92 33 2 АКОР + 127 96 39 1 цемент АКОР 128 82 0 1 АКОР 133 97 82 1 АКОР (повтор через 133 98 76 1 6 мес.) АКОР 134 98 85 1 Таблица 2 – Результаты работ по ограничению притока воды с применением состава АКОР-Б100 в скважинах Усинского месторождения Дебит, м3/cyт Номер Обводненность, Восстановленная Продолжительность скважины жидкости добыча нефти, т эффекта, мес.

нефти % 1009 96,7/24,6 0,1 /7.0 99,9/60,2 7695 1119 172,3/56,9 1,3/28,7 99,2/49,5 22676 2805 110,6/21,6 0,1/5,1 99,9/76,3 2483 6285 31,9/23,7 0,1/4,9 99,4/79,3 2026 Примечания: 1. В числителе даны показатели до РИР, в знаменателе – после РИР.

2. В скв. 1009, 1119 и 2805 на мамонт сбора данных эффект продолжался.

При ликвидации заколонных перетоков по негерметичному цементному кольцу в большинстве случаев возникает необходимость кроме восстановления герметичности крепи скважины отключить водопроявляющий пласт. Это можно достичь только предварительной закачкой фильтрующегося в пористую среду состава. При сочетании закачки сначала фильтрующегося состава, затем тампонирования заколонного пространства дисперсным составом (цементом) успешность и надежность работ намного повышаются, так как в большинстве скважин в интервале перфорации и ниже его крепь разрушена. Даже если при повторной перфорации произойдет растрескивание цемента, то это не приведет к прорыву воды. Маловязкий, хорошо фильтрующийся состав АКОР, проникая в мельчайшие трещины и поры пласта, увеличивает полноту охвата изолируемой зоны и глубину тампонирования.

В табл. 3 приведены результаты работ как с закачкой только состава АКОР, так и с последующим докреплением канала перетока цементом. В последнем случае эффективность работ выше. Если при этом виде водопритока после РИР достигается незначительное снижение обводненности, то существует несколько источников поступления воды: по заколонному кольцу, пласту или подошве пласта. Возможен также недостаточный объем закачанного реагента. В таких скважинах рекомендуются повторные обработки, которые приводят к тампонированию по новым линиям тока и ликвидации неохваченных при первой закачке источников поступления воды.

Полученные результаты показывают, что применение данной технологии ограничения водопритоков эффективно и позволяет получить прибыль, эффектообразующие факторы:

дополнительно добытая нефть, причем в достаточно большом объеме (в среднем 2-3 тыс. т/скв. и более);

быстрая окупаемость работ (2-3 мес. и менее);

продолжительность эффекта (в среднем не менее 12 мес.);

высокая успешность работ (в среднем 75-80 % в зависимости от вида обводнения);

снижение затрат, связанных с попутно добываемой водой;

незначительная продолжительность ремонтных работ, что связано с легкостью закачки состава, отсутствием установки моста и повторной перфорации за исключением работ, требующих доцементирования, например, при заколонной циркуляции), легкостью освоения.

Таблица 3 – Результаты работ с закачкой состава АКОР и последующим докреплением канала перетока цементом Месторождение Номер Дебит Дебит Обводненность, Восстано Продолж.

скв. жидкости, нефти, вленная эффекта, % м3/cyт м3/cyт добыча мес.

нефти, т до РИР до РИР до РИР после после после РИР РИР РИР Аганское 108 0 403 0 10 100 95 2360 10** Мамонтовское 1392 126 130 58 84 54 35 7020 9** Мамонтовское 7643* 40 40 0,8 15 98 63 3800 9** Мамонтовское 8030 40 8 0 5,6 100 30 330 2** Северный 299* 86 86 2 42 98 49 2400 Салым (повто 90 90 2 4 98 95 120 рная обрабо тка через мес.) Поточное 719 0 53 0 4,8 100 91 570 4** Покачевское 7131 80 28,6 1,6 23,8 98 17 2856 4** Восточно- 221 22 12 0,6 12,5 98 4 2196 6** Перевальное Тарасовское 1661 17,8 12 2 8,4 89 30 193 1** Усинское Нагнетательн Ликвидирован заколонный переток вниз ая скв. * Обводнение по заколонному пространству и подошве пласта ** На момент сбора данных эффект продолжался Технологическая эффективность работ составляет 600-700 т и более дополнительно добытой нефти на 1 т материала АКОР-Б100, т. е. выигрыш по стоимости дополнительно добытой нефти в среднем в 15-18 раз больше стоимости 1 т материала, включая НДС.

Затраты обычно окупаются через 2-3 месяца, или ранее.

В последнее время научно-производственной фирмой “Нитпо” разработан новый модифицированный кремнийорганический реагент АКОР БН. Материалы группы АКОР БН – это базовые кремнийорганические реагенты, их применяют в товарном виде (заводской готовности) или готовят на их основе различные составы и композиции. Преимущества АКОР БН в сравнении АКОР-Б100:

лучшая совместимость с водой, водными растворами солей и полимеров;

практически не образуют осадок при совмещении с водой;

водные растворы (составы) обладают лучшими фильтрационными характеристиками в пористых средах;

обладают более высокими селективными (избирательными) свойствами в отношении обводненных интервалов пласта;

имеют более высокие прочностные характеристики и обладают повышенной гидролитической стойкостью.

Составы АКОР – селективные изоляционные материалы. Базовые реагенты (АКОР Б100 и АКОР БН) обладают химической селективностью – отверждаются только в присутствии воды.

Водонаполненные составы (приготовленные на основа АКОР Б100, АКОР БН) обладают технологической селективностью – по ряду причин преимущественно фильтруются в обводненные интервалы пласта.

Несмотря на то, что технологии является гибкой, т. е. не привязана к определенным условиям, провести ремонтные работы рентабельно и получить максимальный эффект по асом показателям можно при условии ее грамотной адаптации к конкретным геологическим условиям.

В настоящее время на основе состава АКОР БН осуществляется разработка технологии изоляции водопритоков и водоперетоков на месторождениях ОАО “Роснефть Пурнефтегаз”.

Статья опубликована в:

Сборник докладов 2 Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край 4- октября 1999 г, Краснодар, “Советская Кубань”, 2000 г.

К ВОПРОСУ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ЗАКАЧИВАЕМЫХ ВОД СОСТАВАМИ АКОР-БН 102 ПУТЕМ ПРОВЕДЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Бобриков С.В. (ФГУ «КамНИИКИГС»);

Кречетов А.М. (ЗАО «Уральская Нефтяная Компания») Для месторождений, которые вступили в позднюю стадию разработки, характерна высокая степень обводненности продукции, связанная с заколонными перетоками, подтягиванием подошвенных вод и прорывами вод по наиболее высокопроницаемым либо недонасыщенным пропласткам.

К таким месторождениям можно отнести и Злодаревское месторождение нефти, расположенное в южной части Верхнекамской впадины. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1050-1550 м и сложены карбонатными (известняки и доломиты) и терригенными (аргиллиты, алевролиты и песчаники) породами. Эффективная мощность пластов 2-3,5 м.

Пористость (по скв. 310 для каширских и бобриковских отложений) 10-20 %, проницаемость – 0,33 мкм2, пластовая температура 23,5-27 0С, текущее пластовое давление 8,5 мПа, парафинистость 3,3-3,5 %.

На Злодаревском месторождении нефти одним из объектов разработки является верейский горизонт, состоящий из двух нефтенасыщенных карбонатных пластов. Для поддержания пластового давления реализована внутриконтурная система ППД.

В 2000 году началось обводнение добывающей скважины № 310, эксплуатирующейся ШГН. К 2004 году обводненность продукции скважины составила 99 %. В результате проведенных исследований было установлено, что произошел прорыв воды системы ППД по наиболее проницаемым участкам пласта В4 из нагнетательной скважины № 307. Расстояние между забоями этих скважин составляет 265 метров.

С января 2004 года добывающая скважина № 310 находилась в простое. В августе 2005 года в скважине были проведены водоизоляционные работы. В пласт В4 через существующий интервал перфорации было закачано 6 м3 водонаполненного АКОР-БН (при давлении закачки начальном 100 атм., конечное 130 атм., время закачки 4часа минут). Схема закачки: 2м3 АКОР + 2м3 тех. вода + 2м3 АКОР + 2м3 тех. вода + 2м3 АКОР + 8м3 тех. вода. Скважина оставлена на реакцию на 36 часов.

Одновременно в нагнетательную скважину № 307 было закачано 1,6 м 3 товарного АКОР БН-102 (т.е. без добавления воды) по следующей схеме: 1м3 нефти + 1,6 м3 АКОР-БН 102 + 1м3 нефти + 12м3 тех. вода. Давление закачки начальное 30 атм., конечное 90 атм.

Время закачки 3 часа. Скважина оставлена на реакцию на 36 часов.

После выхода скважины на режим обводненность продукции в добывающей скважине № 310 снизилась до 37 %. Продолжительность эффекта составила 11 месяцев. Из скважины № 310 за период действия эффекта дополнительно добыто 2079 тонн нефти.

Повторное резкое обводнение скважины началось с июля 2006 года и в сентябре обводненность составила 92,5 %.

В результате проведенного анализа и с учетом рекомендаций специалистов ООО «НПФ «Нитпо» было принято решение увеличить объем закачки тампонажного продукта.

В ноябре 2006 года были проведены работы по повторной селективной изоляции путем встречной закачки водонаполненного состава АКОР через существующие интервалы перфорации в скважины 307 и 310. Объем закачки составил: в добывающую скважину № – 10 м3, а в нагнетательную скважину № 307 соответственно 5 м3 водонаполненного состава АКОР-БН 102. Обводненность продукции в скважине № 310 в настоящий момент (на май 2007 года) составляет 40 %.

РИР АКОР БН РИР АКОР БН 2005 год 2006 год Скважина Скважина июль ав г сен окт ноя дек янв фев мар апр май июнь июль ав г сен окт ноя дек янв фев март апр 99 37 37 38 40 40 42 42,5 42 43 42 42 46 65 92,5 93 38 39 40 40 обв одненность,% 130 87 87 90 90 95 102 100 106 114 120 120 123 81 81 85 85 80 90 90 98 Объем закачки, м.куб/сут.

35 90 89 90 91 87 80 81 75 71 65 65 62 93 92 90 90 94 87 88 85 Дав ление закачки, атм.

0 5,5 5,5 5,4 5,6 5,6 5,2 5,5 5,5 5,4 5,5 5,2 4,9 3,5 1 4,7 4,1 4,5 4,3 4, Среднесуточный дебит по нефти, т/сут Рисунок 1 – Показатели работы добывающей и нагнетательной скважин (№ 310 и № 307 соответственно) Злодаревского месторождения в 2005-2007 г.г. после РИР составами АКОР-БН На рис. 1 показаны показатели работы добывающей и нагнетательной скважин (№ и № 307 соответственно) Злодаревского месторождения в 2005-2007 г.г. после РИР составами АКОР-БН 102.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. III Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2007 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2007.

Журнал Интервал, № 8, 2007 г.

ПРИМЕНЕНИЕ АКОР-БН 102 В РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЗАХСТАНА Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н. (ТОО «ОТО-ПРОМ»);

Строганов А.М., Строганов В.М. (ООО «НПФ «Нитпо») Компания «ОТО-ПРОМ» основана в Казахстане в 2000 году как сервисная нефтяная компания, оказывающая услуги в области повышения нефтеотдачи пластов. За неполных семь лет своей деятельности было выполнено более 1000 скважино/операций на всех крупнейших месторождениях Казахстана. Работы выполняются по четырем основным направлениям: потокоотклоняющие технологии (закачка сшитых полимерных систем, водно эмульсионных систем, полимер-гелевых систем), различные виды ремонтно-изоляционных работ (ликвидация заколонных перетоков и нарушений эксплуатационных колонн, направленная и селективная изоляция), интенсификация добычи химическими и физическими методами, щадящее глушение скважин с применением обратных эмульсий.

Ремонтно-изоляционные работы составляют третью часть от всего объема выполненных работ, т.е. более трехсот скважино/операций по всем перечисленным выше направлениям. Характер выполняемых работ зависит от особенностей поступления воды в скважину (рис.1), что и определяет применение различных схем водоизоляции. В свою очередь технологическая схема РИР определяет выбор водоизолирующих материалов или их комбинаций.

Для проведения работ по ограничению водопритока в скважину применяются различные изоляционные материалы, в том числе органические и неорганические гели, кремнийорганический водоизолирующий материал АКОР-БН 102, различные виды смол.

При ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нами чаще всего применяются составы на базе смол. Эти же составы могут применяться при ликвидации заколонных перетоков, хотя наряду с ними используются вязко-упругие системы. Кремнийорганические соединения применяются при селективной изоляции водопритока, и в некоторых случаях, при направленной изоляции отдельных обводненных горизонтов.

ПУТИ ПОСТУПЛЕНИЯ ВОДЫ В СКВАЖИНУ Через негерметичность 1.

обсадной колонны.

По негерметичному 2.

цементному кольцу в существующие интервалы перфорации.

Обводнение подошвенной 3.

водой в результате конусообразования.

Поступление воды по 4.

слоям с максимальной проницаемостью Рисунок 1 – Пути поступления воды в скважину Промышленное применение тампонажного материала АКОР-БН 102 в Казахстане началось в 2002 году. Основываясь на рекомендациях специалистов ООО «НПФ «Нитпо»

компания «ОТО-ПРОМ» с применением АКОР-БН 102 за неполных пять лет провела ремонтно-изоляционные работы более чем в 100 скважинах. Некоторые результаты выполненных работ были опубликованы в работах [1,2,3]. Ниже приводятся результаты ремонтно-изоляционных работ, проведенных за последний год.

В 2006 г. ремонтно-изоляционные работы проводились на месторождениях Мангышлака и Эмбенского региона, отличающихся геолого-промысловыми условиями, что позволяет считать тампонажный материал достаточно универсальным для различных типов месторождений. Однако, исходя из технико-экономических позиций, мы пришли к выводу, что наиболее целесообразно применять АКОР-БН 102 при селективной изоляции пласта, как в качестве самостоятельного тампонажного материала, так и для подкрепления вязко упругих составов (ВУС) на основе низкомолекулярного полиакриламида.

Опыт предыдущих работ позволил сделать вывод, что при проведении ремонтно изоляционных работ на месторождениях с мощностью продуктивного горизонта более 10 м оптимальным вариантом является использование комбинированной технологии ВУС+АКОР БН 102 в примерном соотношении 40-60 м3 ВУС и 4-6 м3 водонаполненного АКОР-БН 102.

При меньшей мощности и плохой приемистости пласта необходимо применение воднаполненного АКОР-БН 102 как самостоятельного материала. Всего с применением кремнийорганического состава в 2006 г. было проведено 20 скважино/операций, все они обработаны по технологии ВУС+АКОР-БН 102, за исключением скважины № 106, находящейся на месторождении С. Балгимбаева, где проведена закачка по технологии АКОР-БН 102 без применения ВУС.

По 17 скважинам был получен положительный эффект. Применение этой технологии в 2006 году позволило получить дополнительно более 12000 т нефти (по состоянию на 01.12.2006 г.).

На месторождениях Мангышлака, характеризующихся высокой степенью расчлененности мощных нефтеносных пластов, по технологии ВУС+АКОР-БН 102 было проведено 16 скважино/операций. Эффективность составила более 81 %, а средний удельный технологический эффект с учетом неэффективных обработок равен 625 тонн нефти (табл. 1, рис. 2).

Таблица №№ №№ Дата обработки Режим работы скважин Усредненный суточный режим Доп. добыча п.п. скв-н до обработки работы скважин после нефти на 01.12.06, м обработки Qж, Qн, % обв. Qж, Qн, % обв.

м3/сут м3/сут м3/сут м3/сут 1 8801 07.02.2006 49 3,7 91 29,8 12,1 59 2 3492 20.05.2006 5 0,08 98 14,2 3,8 73 3 508 28.03.2006 50 0,8 98 36,5 4,1 89 4 5277 31.03.2006 46 1,54 96 54,9 4,7 91 5 2441 06.04.2006 5 0,08 98 37,4 9,5 75 6 7876 15.04.2006 40 2,68 92 5,4 1,4 75 7 3485 17.04.2006 50 1,26 97 38,0 6,1 84 8 3891 18.04.2006 60 2,5 95 5,3 0,8 86 9 7894 24.04.2006 28 1,88 92 22,9 2,0 91 10 7356 25.04.2006 50 2,5 94 1,5 0,3 80 11 3004 8.04.2006 82 1,38 98 60,7 3,6 94 12 5679 05.05.2006 49 0,4 99 2,0 1,4 32 13 4886 13.05.2006 30 1,26 95 23,6 6,7 72 14 1737 17.05.2006 57 2,87 94 62,0 12,8 79 15 7067 15.06.2006 82 2,75 96 42,6 2,8 95 16 9008 12.09.2006 20 1,17 93 12,5 2,4 81 100 95 90 85 80 75 70 50 44 40 30 29 30 6, 10 4,9 4,7 4,5 4,7 4, 3, 3, 2, 1,7 1, январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь Среднее значение Qж, м3/сут Среднее значение Qн, т/сут Средняя обводненность, % Рисунок 2 – Общий показатель дебита жидкости, нефти и процента обводненности в 2006 г.

по 16 скважинам месторождений Мангышлака до и после РИР составами АКОР-БН 102.

На месторождении Юго-Западное Камышитовое была выполнена одна скважино/операция и три скважино/операции на месторождении С. Балгимбаева. В скважину № 106 закачали 8 м3 водонаполненного АКОР-БН 102, по оставшимся была выполнена закачка по технологической схеме ВУС+АКОР-БН 102. Во всех скважинах получен положительный результат, наблюдалось снижение обводненности и увеличение дебита по нефти на 20 % и более. Скважины после обработки работают стабильно, признаков увеличения обводненности не наблюдается, т.е. эффект еще продолжается. Дополнительная добыча нефти на 01.12.2006 г. составила примерно 1600 тонн (табл. 2, рис. 3).

Таблица усредненный суточный режим до обработки режим работы скважин дата Доп. Добыча нефти на после обработки скв 01.12.06 г. в м обрабоки Qж, Qн, Qж, Qн, % % м3/сут м3/сут м3/сут м3/сут №№ обв. обв.

160 1 25.03.2006 31,1 3,1 90 14,64 4,64 68, 2 106 29.04.2006 39 5 85 30,56 7,56 75,3 3 42 19.04.2006 33 2 94 33,17 4,17 87,4 4 39 13.05.2006 51 3 91 35,69 3,69 89,7 Из 20 обработанных в 2006 г. скважин по 17 получен положительный эффект, т.е.

успешность обработок составила 80,5 %. Средний удельный технологический эффект составил почти 600 тонн нефти.

За четыре месяца 2007 года по технологии ВУС+АКОР-БН 102 было выполнено скважино/операций со 100 %-ной успешностью. Удельный технологический эффект (на мая 2007 года) составил 311 тонн нефти при установившемся режиме работы скважин после обработки. Это позволяет надеяться, что общий эффект будет не менее средней эффективности, которая была получена по ранее обработанным скважинам. Всего с применением АКОР-БН 102 компанией «ОТО-ПРОМ» на месторождениях Казахстана было обработано 108 скважин, в том числе 19 в 2007 году. Средние показатели по 89 скважинам приведены в таблице 3 (не учтены обработки 2007 года).

Как видно из таблицы 3, по 89 скважино/обработкам дополнительно получено 39 тонны нефти, т.е. удельный эффект составил 441 тонну нефти. Средняя продолжительность эффекта составила 1 год и два месяца, рекордная продолжительность по двум скважинам составила три года. Средняя успешность составила 84 %, причем независимо от вида технологии.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод о перспективности применения изоляционного материала на основе кремнийорганических соединений при проведении ремонтно-изоляционных работ на добывающих скважинах нефтяных месторождений Прикаспийской впадины и Мангышлакского полуострова с различными геолого-техническими условиями. В тех случаях, когда работы проводятся на месторождениях с продуктивными горизонтами большой мощности и хорошей приемистостью пластов, рекомендуется применять технологию ВУС+ АКОР. В случаях незначительной мощности пласта и плохой приемистости скважин рекомендуется применять технологию АКОР с объемами закачки до 12 м3.

90,2 90,2 90, 90, 87,6 85, 90 84, 76, 80 75,1 75, 40 34,4 34,4 34, 31, 31, 27,5 27, 27,2 26,3 26, 6,9 6, 6, 10 4,5 4, 3,4 3,4 3,4 3, 3, январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь % обв Qн, т/сут Qж, м3/сут Рисунок 3 – Усредненный режим работы в 2006 году 4-х скважин месторождений Эмбенского региона до и после РИР составами АКОР-БН 102.

Таблица № Месторождения Технология Количество Успешность % Доп. Удельная воздействия обработок добыча эффек-ть, т/скв.

нефти, т Узень ВУС+АКОР 1 35 77,15 22806 651, Узень АКОР 2 1 100 15 Ю-З Камышитовое ВУС+АКОР 3 2 100 1454 Ю-З Камышитовое АКОР 4 16 87,5 3174 198, С.Балгимбаева ВУС+АКОР 5 2 100 701 350, С.Балгимбаева АКОР 6 1 100 484 Кырыкмылтык ВУС+АКОР 7 2 100 1804 Кырыкмылтык АКОР 8 1 100 549 Акинген АКОР 9 7 71,5 2510 358, Алтыкуль АКОР 10 5 100 311 62, Вост.Макат АКОР 11 4 50 29 7, Сев.Жолдыбай АКОР 12 8 100 1711 213, Вост.Молдабек АКОР 13 2 100 622 Б.Жоломанова АКОР 14 3 100 3112 1037, Всего 89 39282 441, Список использованных источников:

1. Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н., Строганов А.М., Строганов В.М. К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Казахстана.// Интервал №9-10 (68-69), Самара, 2004.

2. Энгельс А.А., Майжанов Р.Ж., Нурпеисов Н.Н., Смирнов С.Ф. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ на добывающих скважинах месторождения Жанажол. Материалы международной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана».

С..104-109. Алматы, 2005.

3. Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н., Строганов А.М., Строганов В.М. Опыт применения кремнийорганических соединений при проведении ремонтно-изоляционных работ в 2005 году на нефтяных месторождениях Западного Казахстана. // Интервал № (89), Самара, 2006.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. II Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2007 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2007, с.56-59.

Журнал Интервал, № 8, 2007 г., с.73-76.

ПРОВЕДЕНИЕ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА КОНТРАКТНОЙ ТЕРРИТОРИИ АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУМКОЛЬ (РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН) Айдарбаев А.С., Сыздыков Б.Ж., Мустафаев М.К. (АО «ТУРГАЙ-Петролеум») Давлетов Р.Ш., Куликов Д.Н., Кильметов Р.Ф. (ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА») ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской системы палеозойских горст–антиклиналей и представлено в виде вытянутой антиклинальной складки с простиранием с СЗ на ЮВ.

В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект). Нижнемеловые горизонты М-I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м. В юрских отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: Ю-I и Ю-II горизонты (II эксплуатационный объект), Ю-III горизонт (III эксплуатационный объект), толщина глинистых разделов между ними колеблется от 2 м до 16 м. Ю-IV горизонт (IV эксплуатационный объект) отделяется от вышележащего пачкой глин толщиной от 40 м на юго-востоке до 10 м на юго-западе.

Породы-коллекторы М-I горизонта представлены песчаниками средне мелкозернистыми и мелкозернистыми, алевритовыми, слабосцементированными, с небольшим содержанием (до 7%) кальцитового цемента.

Коллекторами продуктивных юрских горизонтов являются в различной степени сцементированные песчаники мелкозернистые, отчасти алевритистые и алевролиты крупнозернистые, песчаные. Минералогический состав песчаников полевошпат-кварцевый:

кварца 60-85%, полевых шпатов 10-25%, в подчиненном количестве присутствуют слюдистые и кремнистые сланцы, микрокварциты, листочки слюды. Для пород-коллекторов характерен глинистый поровый (10-20%) цемент, развит сгустковый неравномерно-поровый (до 10%) глинистый каолинитовый цемент.

Cистема ППД на I объекте разработки на горизонте М-I, осуществляется нагнетательными скважинами находящимися в приконтурной зоне. Учитывая активность подошвенных вод, закачка на горизонт М-II не осуществляется.

Система ППД на II и на III объекте 9-ти точечная площадная с сеткой скважин 500х500м.

Закачка воды на IV объекте прекращена в 2002 году.

Сведения по действующим скважинам на 01.07.2007г.

М-I+II Ю-I+II Ю-III Средний дебит по жидкости, м3/сут 267 114 Средняя обводнённость добываемой 81 64 продукции, % АНАЛИЗ ПРОВЕДЁННЫХ РАБОТ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ВОДОПРИТОКОВ На контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролеум» до июля 2007 года для ограничения водопритоков к добывающим скважинам опробовались различные технологии водоизоляции, такие как: цементные заливки, ВУС, эмульсионные композиции, силикат натрия, полиуретановая смола.

Основные виды ремонтно-изоляционных работ: отключение отдельных обводнённых пластов, ликвидация заколонных перетоков и изоляция обводнённых пропластков.

Эффективность цементных заливок при ликвидации заколонных перетоков и отключении обводнённых пластов составляла 50%. Снижение обводнённости продукции скважин от применения эмульсионных композиций при селективной водоизоляции не наблюдалось. Эффект от применения ВУС, силиката натрия, полиуретановой смолы, для селективной водоизоляции и ликвидации заколонных перетоков оказался не значительным.

После проведения анализа параметров работы скважин до и после ранее проведённых РИР, а также истории работы скважин, специалистами ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» было предложено применение АКОР БН-102 для изоляции обводнённых пропластков и ликвидации заколонных перетоков.

С целью предупреждения проникновения гидролизата АКОР БН в продуктивную нефтенасыщенную часть пласта и одновременно для обеспечения попадания всего объёма тампонажного состава непосредственно в запланированный интервал применялась следующая технология РИР:

- после анализа результатов промысловых ГИС и каротажа в открытом стволе намечался интервал пласта для закачки АКОР БН;

- проводилась установка цементного моста во всём интервале продуктивного пласта;

- после разбуривания цементного стакана проводилась перфорация намеченного интервала и закачка гидролизата АКОР БН в этот интервал.

- сразу после закачки гидролизата проводилась закачка цементного раствора для докрепления изолируемого интервала.

- после повторного разбуривания цементного стакана проводилась реперфорация намеченных интервалов пласта.

Для ликвидации заколонных перетоков также предварительно изолировался продуктивный пласт установкой цементного моста, и после разбуривания цементного стакана через спец. отверстия закачивался гидролизат АКОР БН с последующим докреплением цементным раствором. Применение пакера при проведении подобных работ не представлялось возможным из-за малого расстояния между перфорированной частью продуктивного пласта и интервалами перфорации спец. отверстий (3-5 метров).

В качестве эксперимента на одной скважине (№2184) для ликвидации заколонного перетока из водонасыщенной части продуктивного пласта проводилась закачка АКОР БН 102 в чистом виде через существующие интервалы перфорации и последующее докрепление цементным раствором. ГИС после проведения РИР показали, что заколонный переток устранён не был, но благодаря созданию дополнительного фильтрационного сопротивления в водонасыщенной части пласта уменьшился приток, оттуда и улучшилась работа нефтенасыщенной части. Обводненность продукции после проведения РИР снизилась с 83% до 78%, дебит по жидкости снизился с 62 м3/сут до 53 м3/сут, однако по истечении 2-х месяцев работы скважины, обводнённость вернулась к первоначальному уровню, дебит по жидкости остался на уровне 53-55м3/сут.

С июля по декабрь 2007 года на контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролеум»

силами ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» были проведены капитальные ремонты на 19 добывающих скважинах с применением АКОР БН-102.

Эффективность проведённых работ превысила 70%. Дополнительная добыча нефти от проведённых работ (с июля по декабрь 2007 г) превысила 50000 тонн. Сокращение попутно добываемой воды по скважинам составило свыше 300 т/сут. Из бездействия прошлых лет выведены 2 скважины, из консервации (предельное обводнение) – 3 скважины.

РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН- Показатели Показатели до ремонта Дата Доп. добыча нефти за после ремонта № №скв. проведения 6 месяцев 2007 года, п/п ремонта тонн состояние Qж % Qн Qж Qн % по фонду б/д Июль 07г. прошлых 1 2120 0 100 58 0 лет Июль 07г. действ. - 2 2184 62 83 49 9 Июль 07г. действ. 3 3201 111 95 89 5 Август 07г. действ. 4 2214 199 86 175 23 б/д Август 07г прошлых 5 1070 0 0 20 0 лет Август 07г действ. 6 1081 97 98 33 2 Август 07г действ. 7 2180 217 92 130 14 Сент. 07г действ. - 8 2202 85 93 45 5 27разв Сент. 07г действ. - 9 90 90 6 7 Сент. 07г действ. 10 2227 220 95 91 9 Сент. 07г консервация 11 2169 0 100 54 0 Окт. 07г действ. - 12 3078 200 96 86 7 Окт. 07г действ. 13 3077 110 91 75 8 Нояб. 07г действ. - 14 2198 155 86 90 18 Нояб. 07г действ. 15 2292 200 95 195 8 Нояб. 07г консервация 16 2112 0 100 105 0 Нояб. 07г консервация 17 3037 0 100 130 0 Декаб. 07г действ. 18 1089 105 95 40 4 Декаб. 07г действ. 19 1094 310 94 60 15 Рисунок 1 – ГИС до проведения РИР.

Рисунок 2 – ГИС после проведения РИР.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. III Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2008 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКА КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИМ ПРОДУКТОМ АКОР БН-102 С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИБКИХ ТРУБ Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Хасанова Д.К., Сахапова А.К. (Институт «ТатНИПИнефть»

ОАО"Татнефть" имени В.Д. Шашина) Мировой опыт применения гибких труб (колтюбинг) насчитывает более 40 лет. За это время при проведении ремонтных работ на скважинах был выявлен и неоднократно подтверждался на практике ряд преимуществ по сравнению с традиционной колонной насосно-компрессорных труб:

обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;

возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание – развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

сокращение времени проведения спускоподъемных операций значительное улучшение экологии и условий труда при выполнении всего комплекса операций.

В ОАО «Татнефть» установки с гибкой трубой в капитальном и текущем ремонте скважин используются с 1998 года. С их помощью выполнено более 2000 ремонтов скважин.

При использовании установок с гибкой трубой для проведения работ по ограничению водопритока в скважины, большинство применяемых в настоящее время изоляционных композиций (гипан, ВУС, вязкие синтетические смолы и т.п.) не могут быть применены. Это объясняется тем, что при разработке этих композиций не ставилась задача привести их характеристики в соответствие с технологическими требованиями эксплуатации установок с гибкой трубой. Для ВИР с использованием колтюбинга целесообразно применять водоизоляционные композиции c малой вязкостью и хорошей текучестью, не создающие значительных потерь напора при прокачивании через гибкую трубу.

С этой точки зрения практический интерес для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах представляют композиции на основе гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений. Динамическая вязкость составов на их основе составляет 1-30 мПа·с и существенно не изменяется при снижении температуры окружающей среды в зимний период времени, что позволяет использовать их при работах с гибкой трубой условными диаметрами 25,4 и 38,1 мм.

С целью выбора композиции, наиболее пригодной для ограничения водопритока с применением колтюбинговой установки в условиях нефтяных месторождений Республики Татарстан, в институте «ТатНИПИнефть» был рассмотрен ряд кремнийорганических продуктов, представленных в табл. 1. Поскольку кремнийорганические продукты 119-204, 119-204Н нестабильны при хранении и имеют труднорегулируемые сроки отверждения, продукт 119-296 Т сильно подорожал из-за высоких акцизов на этиловый спирт, а производство продукта 119-296 И находится в стадии разработки, для проведения опытно промысловых работ был выбран АКОР БН-102.

АКОР БН-102 – жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 500С и динамической вязкостью 1-30 мПа·с (при 200С).

По рекомендации авторов [1] для водоизоляционных работ наиболее подходящим является водонаполненный состав в соотношении АКОР БН:вода=1:3. Для условий низкотемпературных скважин Татарстана (20-30 0С) целесообразно применение состава в соотношении АКОР БН-102:вода от 1:0,51. При пониженной температуре окружающей среды водоизоляционный состав готовится путем смешения кремнийорганического реагента с минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3 при соотношении объемов АКОР БН 102:вода 1:0,5, в летнее время объем воды увеличивается до 0,7-1 на 1 объем АКОР БН-102*.

Таблица 1 - Кремнийорганические продукты Вязкость, Фирма-поставщик (изготовитель) Тип, марка материала мПа с ЗАО «Химпром», г. Новочебоксарск продукт 119-204Н 29, ОАО «Силан», г. Данков продукт 119-204 29, ЗАО «Химпром», г. Новочебоксарск продукт 119-296Т 20, ЗАО «Химпром», г. Новочебоксарск продукт 119-296И 20, ЗАО «Химпром», г. Новочебоксарск АКОР БН-102 26, Для водоизоляционных работ в скважинах с высокой приемистостью целесообразно использовать композицию с повышенной тампонирующей способностью на основе АКОР БН и жидкого стекла [2-4], при закачивании которой в зону интенсивного поглощения мгновенно образуется однородная тампонажная масса, обладающая высокой агдезионной способностью.

При работах с гибкой трубой условным диаметром 38,1 мм последняя спускалась по насосно-компрессорным трубам, предварительно производился подъем скважинного оборудования силами бригад подземного ремонта скважин. Промысловые работы с гибкой трубой условным диаметром 25,4 мм проводились по межтрубному пространству без подъема насосного оборудования. Водоизоляционные работы со спуском гибкой трубы по межтрубному пространству без предварительного подъема насосного оборудования являются наиболее сложными. Такие работы целесообразно проводить в скважинах с эксплуатационной колонной условным диаметром не менее 168 мм, эксплуатирующихся с использованием ШГН. Желательно, чтобы скважина имела хорошую приемистость для исключения отдачи водоизоляционного реагента в скважину после окончания его продавливания в пласт.

Успешность работ, проведенных на 13 добывающих скважинах с использованием колтюбинга, составила 70 %. Расчетный экономический эффект от применения данной технологии составляет на одну скважину 267,6 тыс. руб. Эксплуатационные затраты с учетом коэффициента успешности мероприятия по сравнению с базовым уменьшаются в 1,7 раза, а продолжительность ремонта сокращается в 2,2 раза. В таблице 2 приведены сведения о работе 9 успешных скважин, обработанных композицией на основе АКОР БН-102, на 8 из них эффект продолжается.

Таблица 2 –Сведения о работе скважин до и после обработки АКОР БН- Параметры работы Параметры работы скважины до обработки скважины после обработки № Дата (усредненные) скв. обработки Обводнен- Q нефти, Обводнен-ность, Q нефти, ность, % т/мес т/мес % Нояб. 1465 84,4 77,0 68,8 297, Дек. 6568 98,0 10 75 Янв. 3560 93,0 8 67,1 46, Май. 3367 70 16 68,3 Сент. 2799 97 1 80,6 27, 6 Нояб. 4809 60,1 1 55,5 Дек. 4803 80 44 80 Нояб. 1622 89 1 78,8 54, Дек. 1876 98 0 89,8 Показателен пример проведения водоизоляционных работ в скважине № 1465 НГДУ «Бавлынефть». При проведении работ в качестве водоизоляционной композиции использовали смесь 5,0 м3 АКОР-БН 102 с 5,0 м3 пресной воды. Водоизоляционную композицию в изолируемый пласт закачали через гибкую трубу, спущенную по межтрубному пространству без подъема скважинного оборудования. Скважину после проведения работ осваивали насосом. Эффект от проведения работ в скважине № продолжается более двух лет. На рис. 1 приведена динамика работы скважины № 1465 до и после обработки композицией на основе АКОР БН-102. Графики наглядно показывают, что дебит по нефти имеет нарастающий характер (такая тенденция относится ко всем успешно обработанным скважинам). Это позволяет отнести последние 4 скважины из таблицы 2 к успешным, хотя они проработали после ремонта всего 3-4 месяца, дебит нефти в них увеличивается, а объемы отобранной воды сократились.

Qн_т %oбв Янв.2006 Май.2006 Сен.2006 Янв.2007 Май.2007 Сен.2007 Янв.2008 Май.2008 Сен.2008 Янв. Рисунок 1 – Динамика работы скважины № 1465 за 2006-2009 гг.

Текущая дополнительная добыча нефти по 13 обработанным скважинам составила 13341,4 т, на 8 скважинах эффект продолжается. Опытно-промысловые работы с использованием технологии показали ее перспективность, технология сдана приемочной комиссии ОАО «Татнефть», планируется ее применение в промышленных масштабах, что позволит определить пути ее дальнейшего совершенствования.

* Авторы статьи выражают признательность ООО «НПФ «НИТПО» за оказание научно-технической консультации при подборе рецептур водоизоляционных составов с применением кремнийорганического продукта АКОР БН-102.

Список использованных источников 1. Строганов В.М., Строганов А.М. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР, пути и перспективы развития // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии, № 6 (89), 2006 г.

2. Пат. 2315171 Российская Федерация, МПК Е 21В 33/13. Способ изоляции зон водопритока в скважине /Жиркеев А.С., Ахметшин Р.М., Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К., Андреев В.А.- заявл. 08.06.08;

опубл. 20.01.08, Бюл. № 2.

3. Технологии ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга /Р.Р.

Кадыров, Р.М. Ахметшин, А.С. Жиркеев, А.К. Сахапова, Д.К. Хасанова, В.А. Андреев/ НТЖ «Нефтяное хозяйство», № 7, 2008, с. 76-78.

4. Заявка на изобретение № 2007147617 Российская Федерация, МПК Е 21В 33/13.Способ ограничения водопритока в скважине /Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К., Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Бакалов И.В.- заявл. 20.12.07;

положительное решение от 13.01.2009.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. IV Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2009 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», Журнал Нефть.Газ.Новации, № 5-6, 2009 г ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В ООО «КУБАНЬГАЗПРОМ»

Аносов Э. В. (ООО «Кубаньгазпром») ООО «Кубаньгазпром» имеет лицензии и разрабатывает 62 месторождения - газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные, на территории Краснодарского, Ставропольского краев, Ростовской области и республик Адыгея и Калмыкия.

По степени освоения все месторождения, находящиеся в разработке ООО «Кубаньгазпром», можно условно разделить на 4 категории (рис. 1):

Рисунок 1 - Схема расположения месторождений ООО “Кубаньгазпром” на территории Краснодарского края и Республики Адыгея I категория – начальная стадия разработки - 3 или 5,3 % от общего количества разрабатываемых месторождений;

II категория – стадия установившихся отборов - 18 или 32,1 % от общего количества разрабатываемых месторождений;

III категория – стадия падающей добычи - 13 или 23,2 % от общего количества разрабатываемых месторождений;

IV категория – завершающая стадия разработки - 22 или 39,4 % от общего количества разрабатываемых месторождений.

Месторождения имеют своеобразное нестандартное строение, тектонические нарушения, сбросы, взбросы, надвиги и сдвиги пластов, в качестве примера представлен геологический профиль – срез Прибрежного и Северо – Прибрежного месторождений (рис.

2).

В ООО «Кубаньгазпром» применяется весь спектр капитальных ремонтов скважин, одними из основных являются ремонтно-изоляционные работы (РИР), ликвидация межколонных проявлений, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, методы интенсификации притоков скважин.

Рисунок 2 - Геологический профиль-срез Прибрежного и Северно-Прибрежного месторождений На применении новых технологий ремонтно–изоляционных работ в ООО «Кубаньгазпром», представляющих интерес для специалистов, следует остановиться подробнее:

Месторождения, находящиеся на завершающей стадии разработки, имеют низкие (0, – 0,4 от гидростатического) пластовые давления, что накладывает определенные требования к составу технологических жидкостей и технологии проведения ремонтов.

В процессе разработки месторождений, особенно на позднем этапе, возникает ряд проблем при добыче газа, связанных с опережающим поступлением воды к забою скважины, которая блокирует газонефтеносную часть пласта и снижает добычные возможности пласта.

Данную проблему можно условно разделить на две части: поступление воды из продуктивного пласта (внутрипластовый переток) и поступление воды из близлежащего водяного пласта (межпластовый или заколонный переток). Если первая проблема возникает в течение достаточно большого промежутка времени в процессе эксплуатации скважины, то вторая проблема может возникнуть как сразу после освоения скважины, так и в процессе эксплуатации, вследствие некачественного цементирования. Поэтому водоизоляционные работы в скважинах занимают особое место в комплексе геолого технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличение газоотдачи пласта.

К настоящему времени известно множество технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах, отличающихся между собой спецификой механизма образования изоляционного материала, его приготовления и закачивания в скважину. Почти все известные технологии были разработаны, прежде всего, для ограничения притока попутно добываемой воды и основное внимание уделялось вопросам селективности изоляционных материалов, возможности их фильтрации в пористую среду и степени снижения ее проницаемости для воды. В то же время технология проведения работ по «старинке»

предусматривала только применение цементного раствора в объёме 0,5-1,0 м3, но это не всегда давало положительные результаты, или результаты были кратковременные.

Условия перетоков разделяются по характеру каналов и причинам их образования.

Наиболее распространенными являются объемно-контактные каналы, так как практически любой дефект цементного кольца приводит к разуплотнению его контакта с колонной и увеличению соответствующего кольцевого зазора, что приводит к возникновению заколонного перетока. Этот вид нарушения вызывает определённые проблемы, когда возникает необходимость перехода на вышележащий горизонт и установка цементного моста в зоне нижележащего, перфорированного пласта не ликвидирует переток воды (флюида) вдоль колонны.

Анализируя неэффективные работы по применению цементных растворов, авторы пришли к выводу, что необходимо при закачке фильтрующего состава в кровлю водоносного пласта или в зону ВГК формировать искусственную перемычку или наращивать толщину существующей перемычки, что позволит с меньшим риском создавать необходимую депрессию. Кроме того, при этом также устанавливается защита от размывания цемента за колонной и предупреждается появление заколонной циркуляции. Но ряд составов не образуют в пласте твёрдое тело и, поэтому, в процессе эксплуатации скважины такие составы могут быть вымыты потоком флюида из порового пространства. Для предотвращения этого рекомендуется производить их докрепление цементным раствором.

При использовании фильтрующего тампонажного состава с последующим докреплением его цементным раствором будет достигаться наибольшая эффективность как водоизоляционных работ, так и работ по разобщению пластов при заканчивании скважин.

Такая технология позволит повысить эффективность работ по отключению водопроявляющих или потенциально водопроявляющих пластов и получению безводной продукции в течение длительного времени.

Для ликвидации такого вида водопритоков в ООО «Кубаньгазпром» была разработана программа проведения промысловых исследований тампонирующих свойств различных составов на месторождениях З. Красноармейское, С. Екатерининское, В.-Прибрежное, Прибрежное и т.д., основным фактором, осложняющим работу скважин, является накопление воды на забое в процессе работы и негерметичность цементного кольца в зоне продуктивного пласта и, как результат, образование песчаных пробок (рис. 3-7).

Целью проводимых работ было создание водоизолирующего экрана для предотвращения заколонных перетоков при переходе на вышележащий горизонт или в пределах одного пласта.

В качестве составов для водоизоляции использовались следующие композиции:

- АКОР-БН - представляет собой кремнийорганический состав. Особенностью этого материала является возможность получения на его основе водонаполненных составов, причем при разбавлении водой не утрачивается его способность к отверждению, и не теряются эксплуатационные свойства. Отверждение происходит под действие температуры, изменения рН среды и\или действия солей пластовой воды.


31% 31% 5% 9% 13% 2% 9% КР - 1 КР - 7 КР - 8 КР - 11 КР - 14 КР - 15 КР - Рисунок 3 - Виды капитального ремонта скважин ООО «Кубаньгазпром» за 2008 г.

Рисунок 4 – Месторождение Западно-Красноармейское свк. №6, М 1: В начале работы с этим реагентом необходимо провести его гидролиз, для дальнейшего разбавления водой. Вязкость данного реагента близка по вязкости к воде и, поэтому, его применение в высокопроницаемых пластах будет не эффективно. Для увеличения эффективности в данных условиях необходимо загущение раствора, при этом рН как воды для разбавления, так и загустителя должно быть менее 6, в противном случае произойдёт резкое гелеобразование системы, что видно из табл. 1, по резкому росту давления, когда цементный раствор повлиял на гелеобразование АКОРа, несмотря на закачку его через буфер.

Рисунок 5 - Месторождение Западно-Красноармейское свк. №7, М 1: Рисунок 6 - Месторождение Западно-Красноармейское свк. №8, М 1: Рисунок 7 - Месторождение Западно-Красноармейское свк. №2, М 1: - Термогель – представляет собой термообратимый водный раствор полимера с добавками-регуляторами температуры гелеобразования. Увеличение вязкости геля происходит под действием температуры. Гелеобразующая композиция представляет собой термообратимый 1 %-ный раствор полимера в воде c некоторыми добавками-регуляторами температуры гелеобразования. Композиция образует гель непосредственно в пласте под действием тепла пласта. Главная особенность технологии: при низких температурах раствор маловязкий, при высоких - превращается в гель. Процесс обратим - при охлаждении гель разжижается, становится маловязким раствором, при повторном нагревании опять образуется гель. Полимер является продуктом промышленного отечественного производства, экологически абсолютно безопасен и безвреден для человека, с ним легко и удобно работать в условиях нефтегазопромысла. Температуру гелеобразования композиции в интервале от 20 до 120 оС можно регулировать добавками электролитов и неэлектролитов, подстраивая под конкретные пластовые условия - температуру и минерализацию воды. Гель устойчив при температурах до 200 - 250 оС. В случае необходимости гель можно разрушить кислотой по схеме обычной солянокислотной ОПЗ. Работа с этим реагентом не представляет особой сложности, т.к. процесс его приготовления практически аналогичен процессу приготовления полимерных растворов. Единственная сложность – выбор количества реагентов регуляторов гелеобразования, т.к. при температуре окружающей среды 35…40 С достаточно сложно подобрать регулятор гелеобразования для пластов с аналогичной температурой или ниже.

Технология осуществляется на стандартном промысловом оборудовании, с использованием пакера, который устанавливается выше изолируемого интервала, в пласт закачивается маловязкий водный раствор. В высокопроницаемой заводненной части пласта, куда попадает основное количество композиции, и в трещинах цементного кольца образуется гелевый экран, блокирующий фильтрацию воды.

Данный способ позволяет отсечь давление на изолируемый интервал гидростатического столба жидкости в затрубном пространстве, увеличить давление закачки, кратно превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны, увеличить объем закачиваемого реагента, уменьшить зону смешивания, исключить срезки, промывки и подъем инструмента в безопасную зону, точно устанавливать «голову» цементного моста, сократить время проведения операции (рис. 8 - 11).

Рисунок 8, 9 – Заколонный переток Рисунок 10 – РИР Рисунок 11 – Негерметичность эксплуатационной колонны На основании проведённых работ можно сделать следующие выводы:

Как указывалось выше, при внедрении всех этих составов использовалась 1.

одинаковая техника и технология их закачки в ПЗП скважины. На всех скважинах получены равноценные результаты.

Предлагаемые составы имеют свои преимущества по степени применения, в 2.

зависимости от горно-геологических условий конкретного месторождения.

При анализе выполненных работ по капитальному ремонту скважин в ООО «Кубаньгазпром» с 2000 по 2008 год включительно дополнительная накопленная добыча по проведенным КРС с применением современных методов и технологий на 01.01.09 г.

составила 1,3 млн. м3 газа и 156 тыс. т конденсата. За это время отремонтировано скважины. Средняя продолжительность эффекта от проведенных ремонтных работ составляет от 1961 до 244 суток.

Выводы В ООО «Кубаньгазпром» разработан комплекс технологий капитальных 1.

ремонтов скважин применительно к различным геолого-техническим условиям месторождений.

Проведено опытно-промышленное испытание указанных технологий на ряде 2.

месторождений.

Опытные работы показали высокую эффективность разработанных 3.

технологий.

Полученные результаты и накопленный опыт позволяют говорить о целесообразности применения разработанных технологий на месторождениях ООО «Кубаньгазпром».

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. IV Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2009 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», Журнал Нефть.Газ.Новации, № 5-6, 2009 г АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РУП “ПО ”БЕЛОРУСНЕФТЬ” С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ АКОР-БН Пысенков В.Г., Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пирожков В.В. (РУП «ПО «Белоруснефть») Нефтяные залежи РУП «ПО «Белоруснефть» приурочены к девонским отложениям (подсолевая, межсолевая залежи) и представлены, главным образом, карбонатными породами (85 - 90 %).

Большинство залежей открыто в интервалах глубин 2 - 4 км. Средние значения эффективной толщины – 10-30 м, пластовая температура – 50 – 90 °С. Минерализация попутных и пластовых вод изменяется от 140 до 340 г/л.

Крупнейшие нефтяные месторождения РУП «ПО «Белоруснефть» находятся на завершающей стадии разработки. Эта стадия характеризуется нарастанием негативных факторов, обусловленных как объективными, так и субъективными причинами:

неравномерной выработкой запасов, нарастанием обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, старением и износом фонда добывающих и нагнетательных скважин и т.д.

Для компенсации безвозвратных потерь, снижения темпов падения добычи нефти и активизации выработки запасов проводится большой комплекс геолого-технологических мероприятий, важнейшая роль при этом принадлежит изоляционным работам.

Ежегодно на межсолевых и подсолевых залежах крупных месторождений обводняются до 35 и 12 скважин соответственно, в связи с чем проводятся работы по ликвидации заколонных перетоков, отсечению обводнившихся интервалов, селективной изоляции или переводу на другие горизонты и интервалы.

Сложные горно-геологические условия залегания залежей, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие ограничения по физико-химическим свойствам нефтей и пластовых вод часто не дают возможности эффективно применять многие известные методы и технологии водоизоляции. Для повышения эффективности водоизоляционных работ (ВИР) БелНИПИнефть активно ведет поиск, разработку и внедрение новых технологий, составов и композиций для условий нефтяных месторождений РБ.

До 2003 года выбор водоизоляционных композиций и реагентов для ВИР был ограничен и включал в себя бентонито-полимерную суспензию и составы с контактным механизмом осадкообразования на основе жидкого стекла, лигнопола и гипана. Успешность работ составляла 50 - 55 %.

На основании большого объема проанализированного материала авторы выделили основные критерии, которым должен соответствовать водоизоляционный состав, внедряемый на скважинах нефтяных месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» (табл. 1).

Таблица 1 – Основные свойства тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ Параметры ТС Свойства и характеристики ТС Малая вязкость после приготовления (до 10 мПа·с), Вязкость обеспечивающая закачку больших объемов ТС Характер структуры ТС в условиях Образование прочной и гомогенной структуры во всем пласта объеме ТС Структурно-механические свойства Высокие структурно-механические свойства Стабильность (отсутствие усадки и синерезиса) в Стабильность в пластовых условиях пластовых условиях в течение длительного периода (более 300 суток) Параметры ТС Свойства и характеристики ТС Адгезия Хорошая адгезия к породе, цементному камню и металлу Высокие пластические свойства, препятствующие растрескиванию геля (тампонажного камня) при Пластические свойства разбуривании цементных мостов, нагрузке и вибрации при работе насосных установок, колебаниях давлений Малокомпонентность, транспортабельность, удобство при хранении и др.


Простота приготовления и использования Технологичность Регулируемый и достаточный для закачки в пласт всего запланированного объема ТС период начала гелеобразования Безопасность при транспортировке, приготовлении, применении (нетоксичность, трудновоспламеняемость и Безопасность т.п.). Экологическая безопасность для окружающей среды (класс опасности – не выше 3) Технико-экономические Доступность и невысокая стоимость Особые Кислотостойкость образующейся закупоривающей массы Результаты выполненных лабораторных и модельных исследований показали, что в наибольшей степени приведенным требованиям, из исследованных и внедренных, отвечают составы на основе АКОР-БН102.

Опытно-промысловые испытания технологии ограничения водопритока с реагентом АКОР-БН102 были проведены в период с ноября 2002 г. по декабрь 2003 г. на 3-х скважинах, промышленное внедрение начато в 2004 г. Во всех случаях (за исключением скважино операций, выполненных по технологии селективной изоляции) гидроэкран из загелированной массы АКОР-БН102 подкреплялся цементным раствором.

Типовую технологическую схему ВИР с использованием раствора АКОР-БН покажем на примере скважины 37 Дубровского месторождения. В период с 12.11.2002 по 24.12.2002 г. в скважине выполнили отсечение обводненного интервала. Схема отсечения представлена на рис. 1. Перед водным раствором АКОР-БН102 с целью снижения приемистости и выравнивания профиля приемистости в обводненный интервал закачали раствор КМЦ. Раствор реагента АКОР-БН102 подкреплялся цементным раствором.

До изоляционных работ скважина практически не работала из-за высокой обводненности добываемой продукции. Дебит по нефти составлял 1,5-1,6 т/сут. После проведения изоляционных работ дебит по нефти увеличился до 10-13 т/сут, обводненность добываемой продукции составляла 0-10 %. По состоянию на 01.03.2009 г. дополнительная добыча нефти – 9131 т. Эффект закончился.

В РУП ”ПО ”Белоруснефть” работы по ограничению водопритока с использованием реагента АКОР-БН102 выполняются по следующим технологическим схемам:

- перевод на выше,- нижележащий интервал (горизонт);

- отсечение обводненных интервалов;

- ликвидация заколонных перетоков;

Бурение СКВ: 2м3 18%НСl ЦМ : цем. р-ра Бурение в дин. режиме.

1,3 м3, СКВ: 2м3 Испыт. на прием.:

отмыли 0,9 м3. ЦМ : цем. р-ра 18%НСl не прин.

2,2 м3, отмыли Рзад.=5 МПа. 3828 Р=2 МПа. Закачка 10м 3830 ПГИ от18.11.02 : 1,6 м3. ГПП СКО: 3м КМЦ, Испыт. на принимает 3835 Рзад.=20 МПа.

прием.: 10м3 АКОР - БН 3834 18%НСl инт.3832-3840м в 3830 Р=2 МПа.

Рк=20 МПа.

за 30мин.

Отмыв лучшей степени песка 3840 Р=0 МПа. ГДИ: Кпр=9,59м3/ Песчаная пробка 3842 3834-3838м.

сут*МПа 3870 И.З. 3873м.

Рисунок 1 – Технологическая схема проведения водоизоляционных работ в скв. 37 Дубровского месторождения - изоляция в интервале перфорации.

На 01.01.2009 г. изоляционные работы с реагентом АКОР-БН102 выполнены в скважинах (в том числе 5 скважино-операций в 2008 г.).

Эффективность работ 2003-2008 гг. с учетом переходящего эффекта и вида работ (по состоянию на 01.03.2009 г.) представлена на рис. 6,49 3, 82, 26 62 4, 22 63, 43, 4, 2, 1, 0 Кол-во ГТМ, шт Успешность, % Средний прирост Дополнительная Дополнительная дебита нефти, т/сут добыча нефти, тыс.т добыча нефти на скв.-операцию, тыс.т отсечение обводненных интервалов ликвидация заколонных перетоков перевод на другие объекты селективная изоляция Рисунок 2 – Сравнительная характеристика эффективности технологий ВИР с применением реагента АКОР-БН102 в 2003-2008 гг.

Объем обработки скважин раствором АКОР-БН102 составлял 6 – 18 м3, расход товарного реагента на одну скважино-операцию – 1,5 - 4,5 тонны.

Наибольший эффект получен от работ по переводу на другие объекты. Успешность составила 68 %, дополнительная добыча – 82559 т. От работ по отсечению обводненных интервалов при успешности 62 % дополнительно добыто 63296 т нефти, от работ по ликвидации заколонных перетоков – 43128 т, успешность – 50 %.

Наиболее успешными оказались работы в 2008 г. – 80 % (рис. 3), однако наибольший эффект с учетом переходящего эффекта получен от работ 2005 г. Дополнительная добыча нефти составила 77265 т или 4293 т на 1 выполненную скважино-операцию. Таким образом, показатели представленные на рисунках 2 и 3 подтверждают достаточно высокую эффективность тампонажных составов на основе реагента АКОР-БН102.

36,9 5,3 77,3 71 4, 18 42,7 3,6 18, 2, 12 34, 7 1, 5, 5 1, 2003 2004 2005 2006 2007 Кол-во ГТМ, шт Успешность, % Дополнительная добыча нефти, тыс.т Дополнительная добыча нефти на 1 скв.-операцию, тыс.т Рисунок 3 - Показатели эффективности ВИР, выполненных с применением реагента АКОР-БН102 по годам (на 01.03.2009 г.) В 2008 г. выполнено 5 скважино-операций. Виды работ и их эффективность представлены в табл. 2.

Успешность работ составила 80 % (4 скважино-операции из 5 эффективных).

Дополнительно добыто 5661 т нефти (1132 т на 1 выполненную скважино-операцию).

Водоизоляционные работы ВИР выполнены в 4 скважинах по 2-м технологическим схемам:

- отсечение обводненных интервалов;

- ликвидация заколонных перетоков.

Успешность работ составила 75 %. Дополнительно добыто 5238 т нефти или 1310 т на 1 выполненную обработку.

Отсечение обводненных интервалов Выполнено 2 скважино-операции. Успешность работ – 100 %. Дополнительно добыто 3620 т нефти или 1810 т на выполненную скважино-операцию.

Ликвидация заколонных перетоков Выполнено 2 скважино-операции. Успешность работ – 50 % (1 скважино-операции из 2 эффективна). Дополнительная добыча составила 1618 т нефти или 809 т на выполненную скважино-операцию.

Неэффективными оказались работы по ликвидации заколонных перетоков в скважине 98s2 Осташковичского месторождения. Отсутствие эффекта связано с геолого технологическими причинами.

Испытание пластов и возврат на другие горизонты Работы по испытанию пластов и возврату на другие горизонты выполнены в скважине (141 Вишанского месторождения) по технологической схеме перевод на вышележащий интервал с ликвидацией заколонных перетоков. Работы эффективны.

Дополнительная добыча составила 423 т нефти.

Таблица 2 – Эффективность ВИР с АКОР-БН102 в 2008 г. по состоянию на 01.03.2009 г.

Дополните Кол-во Кол-во Успеш Дополни льная скв- усп. скв Вид работ ность, тельная добыча на операций, операций, добыча, т 1 скв.-опер, % шт. шт.

т Водоизоляционные работы Отсечение обводненных 2 2 100 3620 интервалов Ликвидация заколонных 2 1 50 1618 перетоков ИТОГО: 4 3 75 5238 Испытание пластов и возврат на другие горизонты Перевод на вышележащий 1 1 100 423 интервал ИТОГО: 1 1 100 423 ВСЕГО: 5 4 80 5661 В целом, успешность работ 2008 г. составила 80 %. Этот процент превышает общую эффективность ВИР, которая составила 79 %.

Необходимо отметить, что практически все ВИР, выполненные с использованием растворов АКОР-БН102, относятся к категории высокой степени риска получения эффекта.

Основная причина отсутствия эффекта – геологическая (75 %).

Высокие структурно-механические свойства образующихся гелей, технологичность приготовления и возможность регулирования реологических свойств составов позволяют считать реагент АКОР-БН102 высокоперспективным при производстве ВИР.

Список использованных источников 1. Эффективность новых технологий ограничения водопритока, опробованных на нефтяных месторождениях РУП «ПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ» в 2002-2003 гг. / В.В. Пирожков, В.Г. Пысенков, И.В. Лымарь, Е.В. Агеенко, Н.А. Демяненко (БелНИПИнефть), В.М.

Строганов, А.М. Строганов (НПФ «НИТПО») – Сборник научных трудов БелНИПИнефть, Гомель 2004 г.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. IV Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2009 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», Журнал Нефть.Газ.Новации, № 5-6, 2009 г К ВОПРОСУ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП А.М. Строганов (ООО «НПФ «Нитпо») А.Ю. Искрин, А.В. Каменский (ООО «Бурнефтегаз») М.А. Строганов, С.В. Усов (Институт нефти и газа, ФГБОУ ВПО «КубГТУ») On Controlling the Water Inflow to Oil Wells After Hydro–fracturing A.M. Stroganov (OOO «NPF «Nitpo») A.Yu. Iskrin, A.V. Kamenskiy (OOO «Burneftegas») M.A. Stroganov, S.V. Usov (Institute of Oil, Gas and Energy, FGBOU VPO «KubGTU») Поднята проблема обводнения скважин после проведения ГРП. Описана ситуация, сложившаяся на одной из скважин Соровского месторождения, где после проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %. Рассказывается о проведении операции по водоизоляции, для которой был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102. Показаны результаты работ и эффективность применения состава АКОР-БН.

The authors discuss the problem of well watering after the hydro-fracturing jobs. They describe the situation with one of the wells at Sorovskoye field where the well product water-cut after hydro-fracturing had has reached 90%.

The authors describe the water shut-off operation for which they have chosen AKOR-BN 102 silica-organic squeeze material and present the results of these jobs and the efficiency in applying this composition.

В ряде скважин причиной обводнения продукции является факт проведения в скважине операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), когда в процессе ГРП вскрывается водонасыщенный пропласток или другой источник обводнения, который зачастую находится в глубине продуктивного пласта, таким образом, открывается доступ воды в скважину. На сегодняшний день опыт проведения работ по изоляции водопритоков в таких условиях невелик. Подобные работы предполагают определенные требования, как к водоизолирующему составу, так и к технологии его применения.

В разведочной скважине № 51-Р Соровского месторождения при освоении после бурения из пласта БС72 перфорированного в интервале 2718-2727 м был получен приток безводной нефти со средним дебитом 6 м3/сут и коэффициентом продуктивности 0, м3/суткгс/см2. По данным ГИС пласт БС72, который стратиграфически относится к Ахской свите (К2v-g) и приурочен к осложненной части Неокомского комплекса нижнего мела), в интервале 2718-2726 м представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и мелко-, средне и крупнозернистых песчаников. Средневзвешенные по эффективной нефтенасышенной толщине пористость и проницаемость соответственно равны 19,2 % и 13.5 мД. Пластовая температура на этой глубине 85оС. Насыщение пласта по данным ГИС и испытания - нефть до глубины 2726 м (а.о. – 2449,7 м).

Так как, в разрезе (по результатам геофизических исследований) не было выявлено водоносных горизонтов (рис. 1), то в скважине был произведен ГРП с целью интенсификации притока нефти.

После проведения ГРП обводнение скважинной продукции возросло до 90 %, а коэффициент продуктивности увеличился до 0,56 м3/суткгс/см2, дебит возрос до 62 м3/сут.

Данная скважина имеет следующие особенности: предыдущий ствол скважины (который вскрыл как продуктивный, так и нижележащий водяной пласты) был ликвидирован установкой моста после аварии с инструментом и находился на расстоянии 90 м от эксплуатируемого в настоящее время ствола.

Методами геофизических исследований установлено, что водопритоки в скважину (после ГРП) не связаны с негерметичностью эксплуатационной колонны и с заколонными перетоками из выше и нижележащих пластов, а текущий искуственный забой (2744,8 м) – герметичен.

При создании депрессии, приток жидкости отмечался только из интервала продуктивного пласта БС72. Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП были проведены гидродинамические исследования. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитана полудлина трещины ГРП – 57,2 м.

Таким образом, на основании выше изложенного, была определена наиболее вероятная причина обводнения. При проведении ГРП трещина разрыва приблизилась к предыдущему обводненному стволу скважины (удаленность обводненного ствола – 90 м, расчетный радиус трещины ГРП – 57,2 м, по дизайну ГРП – 79,2 м), под действием депрессии вода поступала из предыдущего обводненного ствола скважины по высокопроницаемому пропластку, затем по трещине гидроразрыва в интервал перфорации.

При планировании операции РИР по изоляции водопритоков в глубине продуктивного пласта через зону закрепленной трещины после гидроразрыва были определены следующие основные условия:

недопустима изоляция закрепленной пропантом трещины пласта (образованной при ГРП);

необходимость продавки состава к месту изоляции в глубине трещины ГРП;

изолированный водопроявляющий участок пласта должен выдержать режимную депрессию при эксплуатации скважины.

Для проведения операции по водоизоляции был выбран кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН 102 [1], обладающий такими свойствами как селективность воздействия на пласты, широкий диапазон применения по пластовым температурам в скважинах (от 0 до С и выше), регулируемые сроки гелеобразования, простота транспортировки и приготовления.

Селективность водонаполненного состава АКОР-БН обусловлена различной фазовой проницаемостью при фильтрации в водо- и нефтенасыщенные интервалы пластов, поэтому составы фильтруются преимущественно в водонасыщенную зону. Кроме этого, в нефтенасыщенной зоне пласта водонаполненный состав образует эмульсию, которая блокирует нефтяную зону и перераспределяет поток состава Рис. 1. Материалы ГИС по скв. № 51-Р АКОР-БН преимущественно в водонасыщенную Соровского месторождения зону. В нефтенасыщенной части пласта образуется непрочный гель, который легко выносится из пласта при создании депрессии. В водонасыщенном интервале пласта АКОР-БН образует достаточно прочный гель, снижающий его проницаемость практически до нуля.

Перед началом Дебит жидкости, м /сут изоляционных работ определили 0 10 20 30 40 приемистость скважины закачкой 1,2 м3 нефти, которая составила 384 м3/сут при давлении закачки кгс/см2.

130 Технология отключения водопроявляющего пропластка состояла из трех Депрессия, атм основных этапов:

в скважину на циркуляции закачали буферную жидкость (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между 19-25.08. водоизолирующим составом и 11-12.02. 19-20.02. водой) – 2 м3;

- затем на циркуляции закачали водоизолирующий состав АКОР-БН 102 в товарной Рис. 2. Работа скважины на различных этапах форме (т.е. неразбавленный водой состав, который образовывает гель при смешении с пластовой Дебит жидкости, м3/сут водой уже в водяном пропластке) – 6 м3;

Дебит нефти, м3/сут далее тампонажный состав был продавлен и Дебит, м3/сут перепродавлен в пласт расчетным объемом нефти с учетом полости трещины в пласте после ГРП.

Объем перепродавки определялся поровым пространством пропанта наполняющего трещину в пласте (3,2 м3);

- продавку (8,8 м3) и перепродавку (3,2 м3) состава в 01.02.2012 скважину осуществляли товарной 01.06.2009 01.02.2010 01.10.2010 01.06. нефтью в объеме 12 м3 за Рис. 3. Динамика дебитов жидкости и нефти минут при давлении Рнач = кгс/см2 и Ркон = 180 кгс/см2.

Затем скважину оставили на ОЗС под остаточным давлением продавки. Давление на устье через 8 часов составило – 55 кгс/см2, через 18 часов – 5 кгс/см2.

При освоении скважины после проведения водоизоляционных работ доля воды снизилась до 50 % при снижении коэффициента продуктивности до 0,26 м 3/суткгс/см2. На рисунке 2 показана зависимость дебита скважины от депрессии при освоении после бурения (синим), после ГРП (красным) и после изоляционных работ (зеленым).

Однако, стоит отметить, что несмотря на снижение коэффициента продуктивности, средний дебит по нефти практически не изменился и составил 10 м3/сут, при депрессии на пласт на уровне 90 кгс/см2 (рис. 3).

По результатам интерпретации гидродинамических исследований, проведенных после РИР по ограничению водопритока, отмечено частичное тампонирование трещины ГРП – полудлина трещины уменьшилась с 57 до 50 м, определено снижение её проводимости с 1410 до 918 мДм и изменение скин-эффекта с -5,4 до -3,9.

На рисунке 3 показана динамика дебитов жидкости и нефти (слева на право): после освоения скважины, после ГРП и после проведения водоизоляционных работ.

По результатам работ, проведенным в скважине № 51 Соровского месторождения, показана эффективность применения водоизоляционного материала АКОР-БН 102 и разработанной технологии при водоизоляционных работах в сложных пластовых условиях после проведения ГРП.

Список использованных источников:

1. Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР (под ред. В.М.Строганова, А.М.Строганова) - Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009. – 140 с.: ил.

ПРПРПР Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР Под редакцией В.М. Строганова, А.М. Строганова Верстка – Д. А. Строганов Сдано в набор 27.07.2009 г. Подписано в печать 10.08.2009 г.

Формат бумаги 210297. Бумага листовая для офисной техники.

Гарнитура «Times New Roman». Печать лазерная полноцветная.

Тираж 300 экз.

ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо»

350049, Краснодар, ул. Котовского, д. 42, 4 этаж, офис Тел/факс: (861) 216-83-63;

216-83-64;

216-83-65.

E-mail: nitpo@nitpo.ru;

nitpo@mail.ru Сайт: www.nitpo.ru ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо»

Надежность Оперативность Качество научно-исследовательские работы в области ПНП и КРС;

ремонтно-изоляционные работы в скважинах - инжиниринг;

поставка химреагентов, материалов и оборудования для строительства и ремонта скважин;

организация и проведение нефтегазовых конференций ООО “НПФ “Нитпо” 350049, г. Краснодар, ул. Котовского, www.nitpo.ru, www.oilgasconference.ru nitpo@nitpo.ru;

nitpo@mail.ru Тел./факс: +7 (861) 216-83-63 (-64;

-65);

248-94-51, 248-94-

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.