«ТВИКОР». ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ГРУППЫ АКОР-БН®
«ТВИКОР». ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ГРУППЫ АКОР-БН®
Строганов В.М, Строганов А.М., Пономарев Д.М., Строганов М.А. (ООО «НПФ «Нитпо»)
В процессе разработки месторождений проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. По данным отечественных и зарубежных специалистов на каждый добытый в мире кубометр нефти приходится около 3 м3 воды, более 20 % газовых скважин находится в бездействии по причине их обводнения или работают с водо-пескопроявлением.
Простаивание добывающего фонда скважин из-за обводнения, проведение мероприятий по выводу скважин из бездействия, дополнительные расходы на утилизацию пластовой воды, ремонту скважинного оборудования, ликвидацию выноса песка, обусловленного подходом воды, приносят колоссальные убытки. Как показывает практика, ограничение водопритоков является одним из самых эффективных путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов одновременно, способствует достижению коэффициентов извлечения нефти и газа, предусмотренных лицензионными соглашениями на разработку месторождений. Поэтому водоизоляционные работы (ВИР) в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличение газонефтеотдачи пласта.
Научно-исследовательской фирмой «Нитпо» разработана универсальная технология проведения водоизоляционных работ кремнийорганическими реагентами («ТВИКОР»), предназначенная для:
- ликвидации пропласткового обводнения;
- ликвидации притока подошвеных вод;
- ликвидации заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных скважинах;
- отключения пластов при переходе на выше- и нижележащие горизонты;
- ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн;
- интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата в скважинах с обводненной продукцией;
- выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
Технология может быть использована в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах (в том числе, после проведения ГРП), во всех типах коллекторов и при любой минерализации пластовой воды.
Область применения технологии «ТВИКОР»:
- нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ;
- пластовая температура: до 300°С;
- температура окружающей среды: от +40°С и до -40 °С;
- обводненность продукции: до 100 %.
Базовыми реагентами данной технологии являются разработанные ООО «НПФ «Нитпо» одноупаковочные кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН®[1]. Материалы защищены патентами РФ, товарными знаками и сертифицированы Государственным центром по сертификации и стандартизации химических реагентов для нефтяной промышленности, их серийное производство организовано на ОАО «Химпром» г. Новочебоксарск.
Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР-БН® представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50°С, динамической вязкостью 1-30 мПа·с и плотностью 980-1100 кг/м3 (при 20 °С).
Материалы АКОР-БН® обладают комплексом уникальных свойств, позволяющих говорить как об их универсальности, так и возможности их эффективного использования в сложных горно-геологических условиях, в которых другие водоизоляционные составы не работают. Они легко совмещаются с водой, водными растворами солей и полимеров без образования твердых нерастворимых осадков. Возможность такого совмещения до соотношения 1:7 и более позволяет непосредственно на скважине широко варьировать физико-химические и технологические свойства водоизоляционных составов на их основе, регулировать сроки гелеобразования. Материалы АКОР-БН® стабильны во времени и не требуют тестовых испытаний перед проведением ремонтно-изоляционных работ.
Средний расход товарных материалов АКОР-БН® на одну скважино-операцию составляет 1,5-4,5 т и зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия (скважина-пласт) и выбранной технологической схемы.
Предлагаемая ООО «НПФ «Нитпо» технология «ТВИКОР» позволяет наиболее полно реализовать весь вышеуказанный комплекс уникальных свойств материалов группы АКОР-БН®. «ТВИКОР» – это 75-95 %-ная успешность проведения водоизоляционных работ, увеличение межремонтного периода работы в 1,5-2 раза по отношению к традиционно применяемым методам, длительность эффекта до 7 и более лет.
Дополнительными преимуществами технологии «ТВИКОР» являются:
- для проведения РИР используется стандартное нефтепромысловое оборудование. Вид и необходимое количество техники для осуществления процесса определяется выбранной технологической схемой и объемом закачиваемых реагентов. Минимальное количество технических средств: 2 насосных агрегата и 2-3 автоцистерны с емкостью 8-12 м3;
- в процессе приготовления водонаполненных составов АКОР-БН® могут быть использованы жидкости глушения на основе солевых растворов, что дает возможность проведения ремонтных работ при отрицательных температурах, характерных для районов Крайнего Севера;
- низкая динамическая вязкость материалов АКОР-БН® и водонаполненных составов на их основе позволяет использовать колтюбинговые установки при проведении РИР, что приводит к значительному сокращению эксплуатационных расходов и времени ремонта скважин [2, 3].
Эффективность применения технологии «ТВИКОР» доказана временем. С 2000 года с ее использованием проведен большой объем промысловых работ на нефтегазовых месторождениях Российской Федерации, Белоруссии, Казахстана, Туркменистана, Грузии и Узбекистана. Приведем лишь некоторые примеры [4-20].
Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение ЗАО «Арктикнефть»
За период 1999-2002 год на Песчаноозерское месторождение (о. Колгуев, Баренцево море) с использованием технологии «ТВИКОР» было выполнено 5 скважин-операций [14]. Четыре скважины (№№ 12, 541, 45, 36) обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 15 до 98%, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи.
В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух он снизился с 50 до 3 % и с 98 до 35 % соответственно. Только за два года с момента обработки дополнительно добыто 14 412 т нефти. В скважине № 580, где обработке подвергался вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. Дополнительная прибыль от проведенных работ составила около 238 000 $.
Западно-Морозовского месторождение ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз»
В декабре 2003 года с использованием технологии «ТВИКОР» (закачка товарного материала АКОР-БН 102 с последующим докреплением цементом) была проведена селективная изоляция притока вода на скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» [15]. Уникальность операции состоит в геолого-физических условиях данной скважины: глубина 3000 метров, пластовая температура 124 °С, пластовое давление после прорыва воды из ниже лежащего пласта 57,0 МПа. На момент проведения операции скважина на 100% работала водой. Резкий прорыв воды предположительно произошел из нижележащего водоносного пласта через рядом пробуренный второй ствол скважины. Дополнительная добыча нефти только за 16 месяцев после РИР составила более 22 000 т, а обводненность снизилась до 3 %. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рисунке 1.
Рис. 1.Работа скважины №1 Западно-Морозовского месторождения
до и после проведения РИР
Аналогичные геологические условия были и на скважине № 8. При ее испытании после бурения была получена вода –заколонный переток из ниже лежащего пласта. В августе 2004 года были проведены РИР с использованием технологии «ТВИКОР». После освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. После РИР средний дебит по нефти составлял 41,0 т/сут., обводненность – 2,0 %, газовый фактор - 844 м3/т.
Месторождения РУП «ПО «Белоруснефть»
В 2003-2008 гг. с использованием технологии «ТВИКОР» были выполнены РИР по ограничению водопритока (перевод на выше- и нижележащий интервал (горизонт); отсечение обводненных интервалов; ликвидация заколонных перетоков; изоляция в интервале перфорации) в 74 скважинах. При этом следует отметить, что практически все работы относились к категории высокой степени риска получения эффекта. Сложные горно-геологические условия залегания залежей, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие ограничения по физико-химическим свойствам нефтей и пластовых вод не позволяли эффективно применять другие известные методы и технологии водоизоляции.
Объем обработки скважин водонаполненными составами АКОР-БН102 составлял 6-18 м3, расход товарного реагента на одну скважино-операцию – 1,5-4,5 т. Успешность работ составила 75,7 %, дополнительная добыча на 01.01.2006 г. – 58 202 т нефти (1573 т на одну выполненную и 2079 тонн на одну успешную скважино-операцию), продолжительность эффекта на 60 % скважин – более 2 лет [16].
При этом необходимо отметить, что в 2004 г. с применением технологии «ТВИКОР» в РУП «ПО «Белоруснефть» была впервые проведена операция по изоляции водопритока в скважине, вскрывшей продуктивный пласт горизонтальным стволом (скв. 191g2 Речицкого месторождения). По результатам ГДИ после бурения и освоения коэффициент продуктивности – величина, стремящаяся к бесконечности. Скважина 2 месяца отработала с дебитом по жидкости 81,5 м3/сут. и обводненностью 100 %, после чего была остановлена в ожидании КРС. После РИР с применением технологии «ТВИКОР» обводненность продукции составляла 34-78 % при дебите жидкости 44-66 т/сут. По состоянию на 1.03.2006 г. было дополнительно добыто 8 515 т нефти при среднем приросте дебита нефти – 18,3 т/сут.
Злодаревское месторождение ЗАО «Уральская Нефтяная Компания»
В августе 2005 годана Злодаревском месторождениис применением технологии «ТВИКОР» последовательно были проведены работы по выравниванию профиля приемистости через нагнетательную скважину № 307 и селективной водоизоляции в добывающей скважине № 310 (скважина находилась в простое, обводненность продукции – 99 %) [17].
Рис.3.Показатели работы нагнетательной (№ 307) и добывающей (№ 310) скважинЗлодаревского месторождения в 2005-2007 гг. после РИР составами АКОР-БН 102
После выхода скважины на режим, обводненность продукции в добывающей скважине № 310 снизилась до 37 %. Продолжительность эффекта составила 11 месяцев. Дополнительно добыча нефти за этот период составила 2 079 т.
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 через существующие интервалы перфорации. Обводненность продукции на 06. 2007 г. составляла 40 % (рис. 3).
Месторождения Республики Казахстан
Сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ»
За период 2002-2007 гг. сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ» провела ремонтно-изоляционные работы с применением технологии «ТВИКОР» более чем в 100 скважинах месторождений Республики Казахстан [18]. Средние показатели по 89 скважино-операциям (без учета скважино-операций проведенных в 2007 г.) приведены в таблице 1.
Результаты РИР с применением технологии «ТВИКОР» на месторождениях Республики Казахстан (данные на 31.12.2006 г.)
Строганов В.М, Строганов А.М., Пономарев Д.М., Строганов М.А. (ООО «НПФ «Нитпо»)
В процессе разработки месторождений проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. По данным отечественных и зарубежных специалистов на каждый добытый в мире кубометр нефти приходится около 3 м3 воды, более 20 % газовых скважин находится в бездействии по причине их обводнения или работают с водо-пескопроявлением.
Простаивание добывающего фонда скважин из-за обводнения, проведение мероприятий по выводу скважин из бездействия, дополнительные расходы на утилизацию пластовой воды, ремонту скважинного оборудования, ликвидацию выноса песка, обусловленного подходом воды, приносят колоссальные убытки. Как показывает практика, ограничение водопритоков является одним из самых эффективных путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов одновременно, способствует достижению коэффициентов извлечения нефти и газа, предусмотренных лицензионными соглашениями на разработку месторождений. Поэтому водоизоляционные работы (ВИР) в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличение газонефтеотдачи пласта.
Научно-исследовательской фирмой «Нитпо» разработана универсальная технология проведения водоизоляционных работ кремнийорганическими реагентами («ТВИКОР»), предназначенная для:
- ликвидации пропласткового обводнения;
- ликвидации притока подошвеных вод;
- ликвидации заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных скважинах;
- отключения пластов при переходе на выше- и нижележащие горизонты;
- ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн;
- интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата в скважинах с обводненной продукцией;
- выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
Технология может быть использована в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах (в том числе, после проведения ГРП), во всех типах коллекторов и при любой минерализации пластовой воды.
Область применения технологии «ТВИКОР»:
- нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ;
- пластовая температура: до 300°С;
- температура окружающей среды: от +40°С и до -40 °С;
- обводненность продукции: до 100 %.
Базовыми реагентами данной технологии являются разработанные ООО «НПФ «Нитпо» одноупаковочные кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН®[1]. Материалы защищены патентами РФ, товарными знаками и сертифицированы Государственным центром по сертификации и стандартизации химических реагентов для нефтяной промышленности, их серийное производство организовано на ОАО «Химпром» г. Новочебоксарск.
Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР-БН® представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50°С, динамической вязкостью 1-30 мПа·с и плотностью 980-1100 кг/м3 (при 20 °С).
Материалы АКОР-БН® обладают комплексом уникальных свойств, позволяющих говорить как об их универсальности, так и возможности их эффективного использования в сложных горно-геологических условиях, в которых другие водоизоляционные составы не работают. Они легко совмещаются с водой, водными растворами солей и полимеров без образования твердых нерастворимых осадков. Возможность такого совмещения до соотношения 1:7 и более позволяет непосредственно на скважине широко варьировать физико-химические и технологические свойства водоизоляционных составов на их основе, регулировать сроки гелеобразования. Материалы АКОР-БН® стабильны во времени и не требуют тестовых испытаний перед проведением ремонтно-изоляционных работ.
Средний расход товарных материалов АКОР-БН® на одну скважино-операцию составляет 1,5-4,5 т и зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия (скважина-пласт) и выбранной технологической схемы.
Предлагаемая ООО «НПФ «Нитпо» технология «ТВИКОР» позволяет наиболее полно реализовать весь вышеуказанный комплекс уникальных свойств материалов группы АКОР-БН®. «ТВИКОР» – это 75-95 %-ная успешность проведения водоизоляционных работ, увеличение межремонтного периода работы в 1,5-2 раза по отношению к традиционно применяемым методам, длительность эффекта до 7 и более лет.
Дополнительными преимуществами технологии «ТВИКОР» являются:
- для проведения РИР используется стандартное нефтепромысловое оборудование. Вид и необходимое количество техники для осуществления процесса определяется выбранной технологической схемой и объемом закачиваемых реагентов. Минимальное количество технических средств: 2 насосных агрегата и 2-3 автоцистерны с емкостью 8-12 м3;
- в процессе приготовления водонаполненных составов АКОР-БН® могут быть использованы жидкости глушения на основе солевых растворов, что дает возможность проведения ремонтных работ при отрицательных температурах, характерных для районов Крайнего Севера;
- низкая динамическая вязкость материалов АКОР-БН® и водонаполненных составов на их основе позволяет использовать колтюбинговые установки при проведении РИР, что приводит к значительному сокращению эксплуатационных расходов и времени ремонта скважин [2, 3].
Эффективность применения технологии «ТВИКОР» доказана временем. С 2000 года с ее использованием проведен большой объем промысловых работ на нефтегазовых месторождениях Российской Федерации, Белоруссии, Казахстана, Туркменистана, Грузии и Узбекистана. Приведем лишь некоторые примеры [4-20].
Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение ЗАО «Арктикнефть»
За период 1999-2002 год на Песчаноозерское месторождение (о. Колгуев, Баренцево море) с использованием технологии «ТВИКОР» было выполнено 5 скважин-операций [14]. Четыре скважины (№№ 12, 541, 45, 36) обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 15 до 98%, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи.
В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух он снизился с 50 до 3 % и с 98 до 35 % соответственно. Только за два года с момента обработки дополнительно добыто 14 412 т нефти. В скважине № 580, где обработке подвергался вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. Дополнительная прибыль от проведенных работ составила около 238 000 $.
Западно-Морозовского месторождение ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз»
В декабре 2003 года с использованием технологии «ТВИКОР» (закачка товарного материала АКОР-БН 102 с последующим докреплением цементом) была проведена селективная изоляция притока вода на скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» [15]. Уникальность операции состоит в геолого-физических условиях данной скважины: глубина 3000 метров, пластовая температура 124 °С, пластовое давление после прорыва воды из ниже лежащего пласта 57,0 МПа. На момент проведения операции скважина на 100% работала водой. Резкий прорыв воды предположительно произошел из нижележащего водоносного пласта через рядом пробуренный второй ствол скважины. Дополнительная добыча нефти только за 16 месяцев после РИР составила более 22 000 т, а обводненность снизилась до 3 %. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рисунке 1.
Рис. 1.Работа скважины №1 Западно-Морозовского месторождения
до и после проведения РИР
Аналогичные геологические условия были и на скважине № 8. При ее испытании после бурения была получена вода –заколонный переток из ниже лежащего пласта. В августе 2004 года были проведены РИР с использованием технологии «ТВИКОР». После освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. После РИР средний дебит по нефти составлял 41,0 т/сут., обводненность – 2,0 %, газовый фактор - 844 м3/т.
Месторождения РУП «ПО «Белоруснефть»
В 2003-2008 гг. с использованием технологии «ТВИКОР» были выполнены РИР по ограничению водопритока (перевод на выше- и нижележащий интервал (горизонт); отсечение обводненных интервалов; ликвидация заколонных перетоков; изоляция в интервале перфорации) в 74 скважинах. При этом следует отметить, что практически все работы относились к категории высокой степени риска получения эффекта. Сложные горно-геологические условия залегания залежей, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие ограничения по физико-химическим свойствам нефтей и пластовых вод не позволяли эффективно применять другие известные методы и технологии водоизоляции.
Объем обработки скважин водонаполненными составами АКОР-БН102 составлял 6-18 м3, расход товарного реагента на одну скважино-операцию – 1,5-4,5 т. Успешность работ составила 75,7 %, дополнительная добыча на 01.01.2006 г. – 58 202 т нефти (1573 т на одну выполненную и 2079 тонн на одну успешную скважино-операцию), продолжительность эффекта на 60 % скважин – более 2 лет [16].
При этом необходимо отметить, что в 2004 г. с применением технологии «ТВИКОР» в РУП «ПО «Белоруснефть» была впервые проведена операция по изоляции водопритока в скважине, вскрывшей продуктивный пласт горизонтальным стволом (скв. 191g2 Речицкого месторождения). По результатам ГДИ после бурения и освоения коэффициент продуктивности – величина, стремящаяся к бесконечности. Скважина 2 месяца отработала с дебитом по жидкости 81,5 м3/сут. и обводненностью 100 %, после чего была остановлена в ожидании КРС. После РИР с применением технологии «ТВИКОР» обводненность продукции составляла 34-78 % при дебите жидкости 44-66 т/сут. По состоянию на 1.03.2006 г. было дополнительно добыто 8 515 т нефти при среднем приросте дебита нефти – 18,3 т/сут.
Злодаревское месторождение ЗАО «Уральская Нефтяная Компания»
В августе 2005 годана Злодаревском месторождениис применением технологии «ТВИКОР» последовательно были проведены работы по выравниванию профиля приемистости через нагнетательную скважину № 307 и селективной водоизоляции в добывающей скважине № 310 (скважина находилась в простое, обводненность продукции – 99 %) [17].
Рис.3.Показатели работы нагнетательной (№ 307) и добывающей (№ 310) скважинЗлодаревского месторождения в 2005-2007 гг. после РИР составами АКОР-БН 102
После выхода скважины на режим, обводненность продукции в добывающей скважине № 310 снизилась до 37 %. Продолжительность эффекта составила 11 месяцев. Дополнительно добыча нефти за этот период составила 2 079 т.
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 через существующие интервалы перфорации. Обводненность продукции на 06. 2007 г. составляла 40 % (рис. 3).
Месторождения Республики Казахстан
Сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ»
За период 2002-2007 гг. сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ» провела ремонтно-изоляционные работы с применением технологии «ТВИКОР» более чем в 100 скважинах месторождений Республики Казахстан [18]. Средние показатели по 89 скважино-операциям (без учета скважино-операций проведенных в 2007 г.) приведены в таблице 1.
Результаты РИР с применением технологии «ТВИКОР» на месторождениях Республики Казахстан (данные на 31.12.2006 г.)
