'

Технология ремонтно-изоляционных работ ТВИКОР

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

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


Слайд 1

Назначение технологии: Ликвидация пропласткового обводнения Ликвидация притока подошвеных 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


Слайд 2

Область применения: Вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные скважины ( в том числе после проведения ГРП). Нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ. Пластовая температура: до 300 0С Толщина пласта: не ограничена Температура окружающей среды: от +40 0С и до -60 0С Тип коллектора: любой Обводненность продукции: до 100 % Минерализация пластовой воды: любая Тип обводнения: пропластковое, подошвеное, заколонные перетоки, негерметичность э/к и др. Интервал перфорации не перекрыт осадком или технологическим оборудованием .


Слайд 3

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


Слайд 4

Основные технические характеристики материалов группы АКОР-БН® Однородные не расслаивающиеся жидкости от желто-коричневого до темно-коричневого цвета Динамическая вязкость 1-30 мПа·с Плотность 980-1100 кг/м3 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.


Слайд 5

Технология с использованием материалов АКОР-БН селективна. 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).


Слайд 6

АКОР-БН в товарном виде


Слайд 7

АКОР-БН смешивается с водой


Слайд 8

Состав гелирует с образованием прочного геля


Слайд 9

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


Слайд 10

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 .


Слайд 11

.


Слайд 12

.


Слайд 13

Комплекс работ по селективной изоляции водопритока выполняется в следующей последовательности: скважина обвязывается с необходимым технологическим оборудованием, нагнетательные линии опрессовывается на полуторократное 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 продавку состава в пласт, осуществляют обратную промывку с противодавлением на пласт, равным конечному давлению продавки в процессе выполнения работы осуществляется контроль за расходом изоляционного состава, продавочной жидкости, давлением закачки и продавки скважина закрывается и оставляется на время реагирования состава в течение 24-48 часов под давлением, равным конечному давлению продавки в некоторых случаях АКОР-БН необходимо докреплять цементным раствором и/или использовать пакер Примерная технология водоизоляционных работ


Слайд 14

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 продавки 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


Слайд 15

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 скважино-операции составляет: от 6 часов до 10-15 дней (при выполнении комплексных РИР)


Слайд 16

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 10-25 м3 Работы осуществляются бригадой КРС. Квалификация персонала: технолог, мастер. Минимальное количество технических средств: 2 насосных агрегата 2-3 автоцистерны с емкостью 8-10 м3


Слайд 17

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 скважино-операций


Слайд 18

Эффективность работ Дополнительная добыча нефти в среднем составляет от 800 до 3000 тонн на скважино-операцию Дополнительная добыча газа в среднем составляет более 120000 тыс. м3 на одну скважино-операцию Применение технологии ТВИКОР позволяет значительно снизить содержание воды в добываемой продукции Успешность работ составляет 60-95 % Длительность эффекта до 7 лет и более (в среднем >12 месяцев)


Слайд 19

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


Слайд 20

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


Слайд 21

Ликвидация пропласткового обводнения До обработки: После обработки:


Слайд 22

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 перепродавка без докрепления или с докреплением цементом Предварительная блокировка интервала перфорации с последующим вскрытием пласта-обводнителя, закачка туда водоизоляционного состава, при необходимости – докрепление цементным раствором, и затем вскрытие нефтяного пласта. При величине перемычек, достаточной для использования пакерных систем рекомендуется использовать направленную закачку водоизоляционного состава в пласт-обводнитель, без предварительной блокировки.


Слайд 23

Ликвидация заколонных перетоков До обработки: После обработки: .


Слайд 24

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 спецотверстия, как с применением пакерующих устройств, так и без них.


Слайд 25

Ликвидация притока подошвенных вод До обработки: После обработки:


Слайд 26

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 перепродавки, 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.


Слайд 27

Переход на нижележащий объект До обработки: После обработки: .


Слайд 28

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 докреплением 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. .


Слайд 29

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


Слайд 30

Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны 1 – Оторочка изоляционной композиции на основе АКОР-БН® 2 – Докрепляющий цементный раствор


Слайд 31

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.


Слайд 32

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.


Слайд 33

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.


Слайд 34

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»


Слайд 35


Слайд 36

Результаты работ с применением технологии ремонтно-изоляционных работ ТВИКОР:


Слайд 37

Результаты водоизоляционных работ с применением составов АКОР-Б на 68 скважинах месторождений ПО «Лангепас» в 1987-1989 гг. Обработано скв. 19 Успешность 78 % v обв. 19,8 (24,8) % ^ Qн 8,1 (10,3) раз Обработано скв. 16 Успешность 87 % Обработано скв. 6 Успешность 33 % v обв. 15,4 (49,2) % ^ Qн 4,3 (12,6) раз Обработано скв. 17 Успешность 70 % v обв. 28,4 (39,4) % ^ Qн 9,4 (12,5) раз Обработано скв. 3 Успешность 33 % v обв. 29,5 (86,5) % ^ Qн 13,7 (38,0) раз Обработано скв. 7 Успешность 43 % v обв. 5,1 (11,6) % ^ Qн 2,8 (4,8) раз Примечание: в скобках приведены значения только по успешным скважинам .


Слайд 38

Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на 392 скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» c 1985 по 1993 годы Успешность 70 % Доп. добыча 404170 т. Успешность 83 % Доп. добыча 6438 т. Успешность 86 % Доп. добыча 7018 т. Успешность 50 % Доп. добыча 29662 т. Успешность 52 % Доп. добыча 169460 т. Успешность 33 % Доп. добыча 669 т. Успешность 55 % Доп. добыча 225280 т. Успешность 40 % Доп. добыча 78272 т. Успешность 50 % Доп. добыча 30780 т. Успешность 56 % Доп. добыча 76520 т. Всего обработано 392 скважины, общая успешность 61 % Дополнительная добыча составила 1 028 200 тонн нефти


Слайд 39

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 93 986 тонн нефти v обв. 14,0 % ^ Qн + 2,83 т/сут. v обв. 16,52 % ^ Qн + 4,57 т/сут.


Слайд 40

РИР составом АКОР Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» Примечание: * – Данные на 01.12.2002. Эффект продолжается 20.05.2008 г.


Слайд 41

РИР составом АКОР Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» .


Слайд 42

Результаты РИР с использованием составов АКОР на газовых скважинах Медвежьего месторождения ОАО «Надымгазпром» в 1991-1993 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 1333375 тыс. м3.


Слайд 43

Дополнительная добыча газа за 2005 год составила 9775 тыс. м3, дебиты по газу увеличились в 17-22 раза.


Слайд 44

Дополнительная добыча газа за 2006-2008 гг. составила 179649 тыс.м3 Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах материалами АКОР-БН 102® на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за 2006-2008 гг.


Слайд 45

Результаты водоизоляционных работ составами АКОР-БН® на месторождениях Казахстана в 2002-2007 гг.


Слайд 46

РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН-102 на контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум» проведены ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г.


Слайд 47


Слайд 48

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.


Слайд 49

Сравнительная характеристика эффективности технологий ВИР с применением реагента АКОР-БН 102 в 2003-2008 гг. на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» (на 01.03.2009 г.)


Слайд 50

Показатели эффективности ВИР, выполненных с применением реагента АКОР-БН 102 по годам (на 01.03.2009 г.) на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть»


Слайд 51

Карта текущих отборов Западно-Морозовского месторождения на 1.05.2008 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.


Слайд 52

Селективная изоляция притока воды в скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года За 16 месяцев эксплуатации дополнительно добыто 22217 тонн нефти и 23993000 м3 газа. Эффект продолжается. На 16.05.2008 г., дополнительно добыто 36150 тонн нефти.


Слайд 53

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 2004-2008 годах после проведения РИР составом АКОР-БН®


Слайд 54

Изоляция заколонного перетока воды в скважине № 8 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в августе 2004 года За 9 месяцев эксплуатации дополнительно добыто 20094 тонн нефти и 2527000 м3 газа. Эффект продолжался до июля 2005 г. Всего дополнительно добыто 24132 тонн нефти.


Слайд 55

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 2004-2008 годах после проведения РИР составом АКОР-БН® Эффект продолжался до июля 2005 г., дополнительно добыто 24131 тонн нефти.


Слайд 56

Ограничение притока закачиваемых вод составами АКОР-БН 102 путем проведения ВИР в добывающих и нагнетательных скважинах Злодаревского месторождения в 2005-2006 гг.


Слайд 57

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 «РосНИПИтермнефть» А. М. Строганов, С. Н. Лузин ООО «НПФ «Нитпо»


Слайд 58

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


Слайд 59

Благодарим за внимание! ООО «НПФ «Нитпо» ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Адрес: 350049, г. Краснодар, ул. Котовского, д. 42 Почтовый адрес: 350000, г. Краснодар, а/я 106 Телефон/факс:(861) 216-83-63; 216-83-64; 216-83-65 Телефон: (861) 248-94-51; 248-94-54 Сайт: www.nitpo.ru E-mail: nitpo@nitpo.ru, nitpo@mail.ru


×

HTML:





Ссылка: