Технология ремонтно-изоляционных работ ТВИКОР презентация

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

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

.

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.

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).

– вода

.

ООО «НПФ «Нитпо», которой принадлежит исключительное право его реализации. ООО «НПФ «Нитпо» владеет товарными знаками АКОР® и АКОР-БН®.

Сертификация

.

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

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

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)

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

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

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)

(АКОР-БН® : вода = 1 : 3)

.

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.

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.

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.

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.

.

: закачке:

– Докрепляющий цементный раствор

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.

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.

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.

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»

ПО «Лангепас» в 1987-1989 гг.

Обработано скв. 19
Успешность 78 %
↓ обв. 19,8 (24,8) %
↑ Qн 8,1 (10,3) раз

Обработано скв. 16
Успешность 87 %

Обработано скв. 6
Успешность 33 %
↓ обв. 15,4 (49,2) %
↑ Qн 4,3 (12,6) раз

Обработано скв. 17
Успешность 70 %
↓ обв. 28,4 (39,4) %
↑ Qн 9,4 (12,5) раз

Обработано скв. 3
Успешность 33 %
↓ обв. 29,5 (86,5) %
↑ Qн 13,7 (38,0) раз

Обработано скв. 7
Успешность 43 %
↓ обв. 5,1 (11,6) %
↑ Qн 2,8 (4,8) раз

Примечание: в скобках приведены значения только по успешным скважинам

.

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

скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

Дополнительная и восстановленная добыча нефти
по 34 скважинам составила 93 986 тонн нефти

↓ обв. 14,0 %
↑ Qн + 2,83 т/сут.

↓ обв. 16,52 %
↑ Qн + 4,57 т/сут.

* – Данные на 01.12.2002. Эффект продолжается 20.05.2008 г.

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.

по газу увеличились в 17-22 раза.

ограничению водопритока в скважинах материалами АКОР-БН 102® на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за 2006-2008 гг.

проведены ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г.

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.

2003-2008 гг. на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» (на 01.03.2009 г.)

(на 01.03.2009 г.) на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть»

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.

«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.

«Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года

Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения
в 2004-2008 годах после проведения РИР составом АКОР-БН®

«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.

«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.

добывающих и нагнетательных скважинах Злодаревского месторождения в 2005-2006 гг.

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»

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