ООО Научно-производственная фирма Нитпо Технология ремонтно- изоляционных работ ТВИКОР

Назначение технологии: Ликвидация пропласткового обводнения Ликвидация притока подошвенных вод Ликвидация заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных скважинах Отключение пластов при переходе на нижележащие горизонты Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн Интенсификация добычи нефти, газа и газоконденсата в скважинах с обводненной продукцией Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и другие виды РИР

Область применения: Вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные скважины ( в том числе после проведения ГРП). Нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ. Пластовая температура: до С Толщина пласта: не ограничена Температура окружающей среды: от С и до С Тип коллектора: любой Обводненность продукции: до 100 % Минерализация пластовой воды: любая Тип обводнения: пропластковое, подошвенное, заколонные перетоки, негерметичность э/к и др. Интервал перфорации не перекрыт осадком или технологическим оборудованием.

Технология ТВИКОР основывается на использовании кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР-БН ®.

Основные технические характеристики материалов группы АКОР-БН ® Однородные не расслаивающиеся жидкости от желто-коричневого до темно-коричневого цвета Динамическая вязкость 1-30 м Па·с Плотность кг/м 3 Температура замерзания ниже минус 50 С Используются в товарном виде или на их основе готовятся водонаполненные составы Транспортирование осуществляется железнодорожным и автомобильным транспортом в стальных или 227 литровых полиэтиленовых бочках по 200 кг в каждой. Тампонажные материалы АКОР-БН хранят в специализированных емкостях или бочках при температуре окружающего воздуха от –60°С до +40°С на спланированных площадках, защищенных от воздействия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков или под навесом.

Технология с использованием материалов АКОР-БН селективная. При закачке в пласт товарного АКОР-БН наблюдается химическая селективность, т.е. отверждение происходит только в водонасыщенных интервалах пласта, в нефтенасыщенных АКОР-БН не отверждается. При закачке в пласт водонаполненных составов АКОР-БН наблюдается технологическая селективность. Благодаря сродству водонаполненных составов АКОР-БН к воде и образованным ими эмульсий, при контакте с нефтью (с учетом того, что водонасыщенные интервалы пласта чаще всего обладают лучшими коллекторскими свойствами, чем нефтенасыщенные), они преимущественно фильтруются в водонасыщенные интервалы пласта. Попавший в нефтяные интервалы состав АКОР-БН после отверждения, как правило, легко выносится при освоении скважины. Попадание материала АКОР-БН в водяной пласт является достаточным условием для образования геля. Время гелеобразования при необходимости может регулироваться добавлением различных компонентов, расширяя при этом температурный интервал применения составов, и зависит: от рН среды (максимальное время гелеобразования для составов АКОР-БН при рН=2-3, а минимальное - при рН=7), от температуры пласта (чем выше температура, тем быстрее гелеобразование), от пористости структуры пласта (чем меньше пористость, то есть больше поверхность контакта, тем быстрее гелеобразование).

АКОР-БН в товарном виде

АКОР-БН смешивается с водой

Состав гелирует с образованием прочного геля

Номограмма для расчета времени гелеобразования в зависимости от объемного соотношения АКОР-БН ® – вода.

®® Материалы группы АКОР сертифицированы и производятся Новочебоксарским ОАО «Химпром», по лицензии ООО «НПФ «Нитпо», которой принадлежит исключительное право его реализации. ООО «НПФ «Нитпо» владеет товарными знаками АКОР ® и АКОР-БН ®. Сертификация.

.

.

Комплекс работ по селективной изоляции водопритока выполняется в следующей последовательности: скважина обвязывается с необходимым технологическим оборудованием, нагнетательные линии опрессовывается на полуторакратное ожидаемое давление готовится водоизолирующий состав в объеме необходимом для изоляции водопритока в зависимости от мощности пласта и радиуса обработки рассчитывается время реакции с учетом объемного соотношения АКОР-БН:вода и типа применяемого реагента приготовленный состав закачивается через НКТ в скважину и продавливается в пласт расчетным количеством продавочной жидкости при невозможности осуществить продувку состава в пласт, осуществляют обратную промывку с противодавлением на пласт, равным конечному давлению продувки в процессе выполнения работы осуществляется контроль за расходом изоляционного состава, продавочной жидкости, давлением закачки и продувки скважина закрывается и оставляется на время реагирования состава в течение часов под давлением, равным конечному давлению продувки в некоторых случаях АКОР-БН необходимо докреплять цементным раствором и/или использовать пакер Примерная технология водоизоляционных работ

Освоение скважины проводится способом, принятым на месторождении. При этом: после проведения водоизоляционных работ без докрепления цементным раствором обычно не требуется производить повторное вскрытие (реперфорацию) для подключения в работу нефтяных пропластков, не работавших до проведения РИР, применяются кислотные ванны и кислотные обработки по типовым технологиям для данного месторождения объем кислоты не должен превышать объема водоизолирующего материала с целью предотвращения разрушения пласта кислотные составы следует использовать с добавками, ингибирующими осадкообразование продуктов реакции давление нагнетания при кислотных обработках после ОЗС не должно превышать давление нагнетания тампонажного материала в конце продувки после изоляционных работ фонтанные скважины осваиваются плавным запуском с наименьшей депрессией, вызывающей приток нефти из пласта в скважинах, оборудованных насосными установками, после проведения РИР выполняются гидродинамические исследования для подбора насоса необходимой производительности после окончания изоляционных работ и стабилизации притока жидкости из пласта скважина выводится на постоянный режим работы Освоение скважины

Технологические преимущества ТВИКОР Высокая степень заводской готовности материалов группы АКОР-БН Простота приготовления составов на основе АКОР-БН Стабильность свойств материалов АКОР-БН и составов на их основе Использование стандартного оборудования при проведении работ Широкий диапазон объектов воздействия Технология является селективной и легко адаптируется для каждого вида водоизоляционных работ Работы могут проводиться с использованием колтюбинговых установок Продолжительность 1 скважина-операции составляет: от 6 часов до дней (при выполнении комплексных РИР)

Технические средства и материалы Для производства работ используется стандартное оборудование: цементировочные агрегаты ЦА-320 или аналогичные автоцистерны емкости для приготовления изоляционных составов и хранения жидкости глушения объемом м 3 Работы осуществляются бригадой КРС. Квалификация персонала: технолог, мастер. Минимальное количество технических средств: 2 насосных агрегата 2-3 автоцистерны с емкостью 8-10 м 3

Опыт применения С 2000 года технология ремонтно-изоляционных работ ТВИКОР, с использованием тампонажного материала АКОР-БН 102 нашла успешное применение на различных месторождениях России (Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Поволжье, республика Коми, Северный Кавказ, о.Сахалин, о. Колгуев), Казахстана, Беларуси, Грузии, Украины, Туркменистана и др. С 2000 года составами АКОР-БН проведено более 1500 скважина-операций

Эффективность работ Дополнительная добыча нефти в среднем составляет от 800 до 3000 тонн на скважина-операцию Дополнительная добыча газа в среднем составляет более тыс. м 3 на одну скважина-операцию Применение технологии ТВИКОР позволяет значительно снизить содержание воды в добываемой продукции Успешность работ составляет % Длительность эффекта до 7 лет и более (в среднем >12 месяцев)

Зависимость критического радиуса изолирующего экрана (обработки) от пластической прочности состава АКОР-БН ® (АКОР-БН ® : вода = 1 : 3).

Удельный расход состава АКОР БН® в зависимости от коэффициента неоднородности пласта

Ликвидация пропласткового обводнения До обработки:После обработки:

Широко распространенной проблемой при совместной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) является прорыв воды по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу водоупорами. В этом случае источником воды может явиться активная законтурная вода, либо фронт нагнетаемых вод. Технология ТВИКОР предполагает 2 варианта решения этих проблем: Закачка расчётного объёма водоизоляционного состава в пласт и последующая его перепродавца без докрепления или с до креплением цементом Предварительная блокировка интервала перфорации с последующим вскрытием пласта-обводнителя, закачка туда водоизоляционного состава, при необходимости – до крепление цементным раствором, и затем вскрытие нефтяного пласта. При величине перемычек, достаточной для использования покерных систем рекомендуется использовать направленную закачку водоизоляционного состава в пласт-обводнитель, без предварительной блокировки.

Ликвидация заколонных перетоков До обработки:После обработки:.

Распространенным осложнением в нефтяных, нагнетательных и газовых скважинах являются заколонные перетоки. Сущность технологии заключается в отключении тампонированием источника обводнения и восстановлении целостности цементного камня за колонной. В зависимости от геолого-физических характеристик изолируемого объекта, тампонирование может производиться как через существующий интервал перфорации, так и через спец отверстия, как с применением пакерующих устройств, так и без них.

Ликвидация притока подошвенных вод До обработки:После обработки:

Проблема притока подошвенных вод возникает, когда водонефтяной контакт находится рядом с нижними перфорационными отверстиями. В пластах, с относительно высокой вертикальной проницаемостью это явление носит характер конусообразования. Данная проблема решается чередующейся закачкой составов на основе АКОР БН с различными характеристиками гелеобразования, через существующие технологические отверстия. Первая порция - с минимальной скоростью закачки и максимальной скоростью перепродувки, количество порций и их объём зависит от геолого-технических свойств пласта. Такая порционная закачка позволяет создать достаточно протяжённый, надёжный водоизоляционный экран с наименьшим расходом материала АКОР БН.

Переход на нижележащий объект До обработки:После обработки:.

При переходе на другой объект эксплуатации наиболее сложной является операция перехода на нижележащий объект, так как в этом случае нельзя ограничиться обычной установкой цементного моста. Данная проблема решается закачкой в отключаемый пласт водонаполненной композиции АКОР БН, с последующим до креплением цементным раствором. При изоляции мощных высокопроницаемых пластов для загущения и увеличения объёма закачиваемой композиции, в её состав дополнительно вводятся полимеры. В этом случае с целью улучшения охвата пласта рекомендуется использовать порционную закачку композиции..

Распределение изоляционного состава в неоднородном пласте При объемной однопорционной закачке:При многопорционной закачке : закачке:

Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны – Оторочка изоляционной композиции на основе АКОР-БН ® 2 – Докрепляющий цементный раствор

Во избежание попадания состава АКОР БН в продуктивный пласт в процессе ликвидации негерметичности обсадной колонны, необходимо разобщить место негерметичности колонны и интервал перфорации, путём отсыпки песком, установки висячего цементного моста, пакер-пробки или использования двухпакерной системы; определить приёмистость интервала негерметичности, и в случае её отсутствия провести кислотную обработку. Дальнейшая технологическая схема проведения работ по ликвидации негерметичности аналогична технологии перехода на нижележащий объект.

Ликвидация водопроявления после гидроразрыва пластов В последние годы после проведения ГРП часто происходит резкое обводнение продукции. Данная проблема решается закачкой через существующий интервал перфорации АКОР-БН в товарной форме или в виде водонаполненной композиции, с последующей перепродавкой в пласт жидкостью глушения или другой технологической жидкостью, в объёме, равном расчетному поровому пространству между частицами проппанта.

Ликвидация водопритоков в горизонтальных скважинах Изоляция притока подошвенных вод осуществляется легко фильтрующимся в пласт водоизоляционным составом АКОР-БН 102. Закачивание водоизоляционной композиции рекомендуется осуществлять через гибкую трубу колтюбинговой установки, например, диаметром 38 мм. Для надежного прокачивания водоизоляционной композиции по гибкой трубе необходимо использовать водонаполненный состав АКОР-БН. В скважинах предлагается предварительно через гибкую трубу закачать вязкоупругий состав (гель), с перемещением гибкой трубы по длине горизонтального участка ствола скважины в направлении вертикального участка таким образом, чтобы в скважине вязкоупругий состав располагался ниже второго интервала перфорации либо перекрывал первый и второй интервалы перфорации, также возможно заполнение всего интервала перфорации гелем, с последующим его вымыванием из изолируемого участка интервала перед водоизоляцией. Вязкоупругий состав представляет собой «жидкий» пакер и предназначен для предотвращения попадания водоизоляционной композиции в необводненный интервал перфорации. Для повышения надежности местоположения «жидкого» пакера возможно создание противодавления в кольцевом пространстве. Через гибкую трубу закачивают водоизоляционную композицию АКОР-БН102 и начинают перемещение гибкой трубы по горизонтальному участку ствола скважины в обводненном интервале перфорации. После завершения закачивания водоизоляционной композиции, не дожидаясь ее отвердевания, гибкую трубу извлекают на поверхность.

Заключительные работы: Разбуривание цементного моста (этот этап присутствует там, где изоляционные работы проводились с применением цементного раствора) Удаление блокирующего экрана из забоя скважины Геофизические исследования (производятся для определения профиля притока скважины и эффективности проведенных ремонтно- изоляционных работ) В некоторых скважинах подобная технология является единственной, позволяющей восстановить производительность скважины Данная технология проведения ремонтно-изоляционных работ находит все более широкое применение при ремонте скважин с горизонтальными участками стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

Результаты работ с применением технологии ремонтно-изоляционных работ ТВИКОР:

Результаты водоизоляционных работ с применением составов АКОР-Б на 68 скважинах месторождений ПО «Лангепас» в гг. Обработано скв. 19 Успешность 78 % обв. 19,8 (24,8) % Q н 8,1 (10,3) раз Обработано скв. 16 Успешность 87 % Обработано скв. 6 Успешность 33 % обв. 15,4 (49,2) % Q н 4,3 (12,6) раз Обработано скв. 17 Успешность 70 % обв. 28,4 (39,4) % Q н 9,4 (12,5) раз Обработано скв. 3 Успешность 33 % обв. 29,5 (86,5) % Q н 13,7 (38,0) раз Обработано скв. 7 Успешность 43 % обв. 5,1 (11,6) % Q н 2,8 (4,8) раз Примечание: в скобках приведены значения только по успешным скважинам.

Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на 392 скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» c 1985 по 1993 годы Успешность 70 % Доп. добыча т. Успешность 83 % Доп. добыча 6438 т. Успешность 86 % Доп. добыча 7018 т. Успешность 50 % Доп. добыча т. Успешность 52 % Доп. добыча т. Успешность 33 % Доп. добыча 669 т. Успешность 55 % Доп. добыча т. Успешность 40 % Доп. добыча т. Успешность 50 % Доп. добыча т. Успешность 56 % Доп. добыча т. Всего обработано 392 скважины, общая успешность 61 % Дополнительная добыча составила тонн нефти

Результаты РИР составами АКОР с 1990 по 1992 годы на 34 скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения Дополнительная и восстановленная добыча нефти по 34 скважинам составила тонн нефти обв. 14,0 % Qн + 2,83 т/сут. обв. 16,52 % Qн + 4,57 т/сут.

РИР составом АКОР Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» скв. Дата проведения обработки Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Количество дополнительно добытой нефти, т До обработки после обработки до обработки после обработки Ликвидация притока пластовой воды (опереж. обработка) 9, * , * , * ,09835 После изоляции зарезка второго ствола Примечание: * – Данные на Эффект продолжается г.

РИР составом АКОР Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» скв Дата проведения обработки Дебит газа, м 3 /сут Примечание До РИР После РИР Ликвидация притока газа На май 2008 года Приток газа отсутствует Газопроявление в интервале м 0 На май 2008 года Приток газа отсутствует.

Результаты РИР с использованием составов АКОР на газовых скважинах Медвежьего месторождения ОАО «Надымгазпром» в гг. РИР с отключением части фильтра – 6 скважин РИР с отключением части фильтра с приобщением – 6 скважин Переход на вышележащий горизонт – 1 скважина Средняя успешность по всем видам РИР составила 69 % Дополнительная добыча газа за два года составила тыс. м 3.

скв./ месторо ждение Дебит по газу, тыс м 3 Продолж. эффекта, сут. Доп. и восстановл. добыча газа, тыс. м 3 Стоимос ть РИР, тыс. руб. Доп. работы до РИР 1-й месяц сред. за эфф. период 6 - Зап- Красноар м. 1,110, / ,3 7 - Зап- Красноар м. 1, / ,2 Промывка песчаной пробки 1 С- Гривенск ая 1,21017, / Извл-е аварийн. НКТ Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах материалами АКОР-БН 102 ® на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за 2005 год Дополнительная добыча газа за 2005 год составила 9775 тыс. м 3, дебиты по газу увеличились в раза.

Дополнительная добыча газа за гг. составила тыс.м 3 скв. Месторождение Объём закачанного состава, м 3 До ремонта:После ремонта: Продолжител ьность эффекта, сут. Доп. и восстановл. добыча газа, тыс. м 3 Дебит газа, тыс. м 3 Дебит воды, тн./сут. Дебит газа, тыс. м 3 Дебит воды, тн./сут. 6З-Красноарм. 5,80,11518, ,2 7З-Красноарм. 6,50,11210, З-Красноарм. 4,20,1012, ,4 47Староминская 6, Роговская 6, Марковское 5, Мечетское 4, Марковское 6, Марковское 6, Марковское 6, Марковское 6, В.-Крыловское 8,00, ,5 34Марковское 12,01, ,8 41Гривенское 6, ИТОГО: Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах материалами АКОР-БН 102 ® на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за гг.

Результаты водоизоляционных работ составами АКОР- БН ® на месторождениях Казахстана в гг. Месторождения Технология воздействия Количество обработок Успешность % Доп. добыча нефти, т Удельная эффек-ть, т/скв. УзеньВУС+АКОР 3577, ,6 УзеньАКОР Ю-З Камышитовое ВУС+АКОР Ю-З Камышитовое АКОР 1687, ,4 С.БалгимбаеваВУС+АКОР ,5 С.БалгимбаеваАКОР КырыкмылтыкВУС+АКОР КырыкмылтыкАКОР АкингенАКОР 771, ,6 АлтыкульАКОР ,2 Вост.МакатАКОР ,25 Сев.ЖолдыбайАКОР ,9 Вост.МолдабекАКОР Б.ЖоломановаАКОР ,3 Всего ,4

скв. Дата проведения ремонта Показатели до ремонта Показатели после ремонта Доп. добыча нефти за 6 месяцев 2007 года, тонн состояние по фонду Qж%QнQж%Qн 2120Июль 07 г. б/д прошлых лет Июль 07 г.действ Июль 07 г.действ Август 07 г.действ Август 07 г. б/д прошлых лет Август 07 г.действ Август 07 г.действ Сент. 07 г.действ РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН-102 на контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум» проведены ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г.

скв. Дата проведени я ремонта Показатели до ремонта Показатели после ремонта Доп. добыча нефти за 6 месяцев 2007 года, тонн состояние по фонду Qж%QнQж%Qн 27Сент. 07 г.действ Сент. 07 г.действ Сент. 07 г.консерв Окт. 07 г.действ Окт. 07 г.действ Нояб. 07 г.действ Нояб. 07 г.действ Нояб. 07 г.консерв Нояб. 07 г.консерв Декаб. 07 г.действ Декаб. 07 г.действ

Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах материалами АКОР-БН 102 ® на месторождениях контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум». Проведены ТОО «ОРИЕНТ- ТЕРРА» в 2007 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 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.

Сравнительная характеристика эффективности технологий ВИР с применением реагента АКОР-БН 102 в гг. на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» (на г.)

Показатели эффективности ВИР, выполненных с применением реагента АКОР-БН 102 по годам (на г.) на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть»

Карта текущих отборов Западно-Морозовского месторождения на г. Западно-Морозовское месторождение входит в состав Сладковско-Морозовского нефтегазоносного региона, открытым в конце 1996 г. Особенностью геологического строения месторождения является анамально высокие давления продуктивного и расположенного ниже водоносного пластов. Продуктивный пласт расположен на глубине 3000 м имеет среднее пластовое давление 41,0-46,0 МПа, он отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой мощностью 20 м. При этом водоносный горизонт имеет пластовое давление порядка 58,0 МПа. Пласты обладающие емкостно-фильтрационными свойствами имеют алевро-песчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта 95,33 мД, коэффициент пористости 25,6 %, пластовая температура 124 0С.

Селективная изоляция притока воды в скважине 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года За 16 месяцев эксплуатации дополнительно добыто тонн нефти и м 3 газа. Эффект продолжается. На г., дополнительно добыто тонн нефти.

Селективная изоляция притока воды в скважине 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года Показатели работы скважины 1 Западно-Морозовского месторождения в годах после проведения РИР составом АКОР-БН ®

Изоляция заколонного перетока воды в скважине 8 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть- Краснодарнефтегаз» в августе 2004 года За 9 месяцев эксплуатации дополнительно добыто тонн нефти и м 3 газа. Эффект продолжался до июля 2005 г. Всего дополнительно добыто тонн нефти.

Изоляция заколонного перетока воды в скважине 8 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в августе 2004 года Показатели работы скважины 8 Западно-Морозовского месторождения в годах после проведения РИР составом АКОР-БН ® Эффект продолжался до июля 2005 г., дополнительно добыто тонн нефти.

Ограничение притока закачиваемых вод составами АКОР-БН 102 путем проведения ВИР в добывающих и нагнетательных скважинах Злодаревского месторождения в гг.

Сборник работ ОАО «НК «Роснефть» «К вопросу о ликвидации водо-газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения» Г. Г. Гилаев, А. Т. Кошелев ОАО НПО «Роснефть-Термнефть В. М. Строганов, А. Р. Гарушев, В. М. Мочульский, А. В. Сахань ОАО «Рос НИПИтермнефть» А. М. Строганов, С. Н. Лузин ООО «НПФ «Нитпо»

Рис. 7 Схематическое представление конфигурации водо- и газоизоляционного экрана в пласте

Благодарим за внимание! ООО «НПФ «Нитпо» ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Адрес: , г. Краснодар, ул. Котовского, д. 42 Почтовый адрес: , г. Краснодар, а/я 106 Телефон/факс:(861) ; ; Телефон: (861) ; Сайт: