НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ АКОР Б И АКОР БН
А.М Строганов, В.М. Строганов, А.В. Сахань (ООО «НПФ «Нитпо»)
Материал АКОР используется уже много лет и накоплена достаточная информация о результатах его применения.
С сентября 1987 г. по декабрь 1989 г. на месторождениях ПО «Лангепас» проведена изоляция водопритоков в 52 добывающих скважинах. Общая успешность работ составила 63 %, в среднем за один скважино-ремонт дебит нефти увеличился на 5,6 т/сут, обводненность снизилась на 20 %. Если брать только успешные ремонты, то увеличение дебита составило 7,8 т/сут, а снижение обводненности составило 33% на одну скважино-операцию. Также проведены РИР по изоляции заколонной циркуляции в 16 нагнетательных скважинах, успешность составила 87%. В шести скважинах выполнены работы по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны [1].
Селективная изоляция водопритоков составами АКОРна месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» проводилась c 1985 по 1993 годы. До 1987 года РИР осуществлялись с использованием состава АКОР-4, затем материалом АКОР-Б100. Результаты приведены в таблице 1 [2, 3].
Таблица 1 – Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»
Материал АКОР используется уже много лет и накоплена достаточная информация о результатах его применения.
С сентября 1987 г. по декабрь 1989 г. на месторождениях ПО «Лангепас» проведена изоляция водопритоков в 52 добывающих скважинах. Общая успешность работ составила 63 %, в среднем за один скважино-ремонт дебит нефти увеличился на 5,6 т/сут, обводненность снизилась на 20 %. Если брать только успешные ремонты, то увеличение дебита составило 7,8 т/сут, а снижение обводненности составило 33% на одну скважино-операцию. Также проведены РИР по изоляции заколонной циркуляции в 16 нагнетательных скважинах, успешность составила 87%. В шести скважинах выполнены работы по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны [1].
Селективная изоляция водопритоков составами АКОРна месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» проводилась c 1985 по 1993 годы. До 1987 года РИР осуществлялись с использованием состава АКОР-4, затем материалом АКОР-Б100. Результаты приведены в таблице 1 [2, 3].
Таблица 1 – Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»
Таблица № 1
В период с 1990 по 1992 годы РИР составами АКОР-Б100 были проведены в 34 скважинах Пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Работы проводились по ограничению притока воды по отдельным интервалам пласта. Успешными оказались 25 скважино/операций. На одну скважинно-операцию получено в среднем 2848,08 т дополнительно добытой нефти, а на один успешный ремонт получено 3916,11 т. Общая успешность составила 73,53 %, Дополнительная добыча нефти составила 93987 тонн.
Ремонтно-изоляционные работы с использованием составов АКОР поводились на газовых скважинах Медвежьего месторождения в 1992 году. Работы проводились на 13 скважинах, из них:
В скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» (остров Калгуев) РИР составом АКОР проводились с целью ликвидации притока пластовой воды [4]. Результаты приведены в таблице 2.
Таблица 2 – РИР составом АКОР-Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть»
Ремонтно-изоляционные работы с использованием составов АКОР поводились на газовых скважинах Медвежьего месторождения в 1992 году. Работы проводились на 13 скважинах, из них:
- РИР с отключением части фильтра – 6 скважин;
- РИР с отключением части фильтра с приобщением – 6 скважин;
- Переход на вышележащий горизонт – 1 скважина.
В скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть» (остров Калгуев) РИР составом АКОР проводились с целью ликвидации притока пластовой воды [4]. Результаты приведены в таблице 2.
Таблица 2 – РИР составом АКОР-Б100 на скважинах Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть»
Таблица № 2
Примечание: * – Данные на 01.12.2002. Эффект продолжался.
Селективную изоляцию водонаполненными составами АКОР БН 102 на месторождениях Казахстана проводили в 2002-2003 годах. РИР выполнялись на 22 скважинах месторождений Узень, Северный Жолдыбай, Б. Жоломанова и Восточный Молдабек, Юго-Западное Камышитовое. На четырех скважинах месторождения Узень №№ 5218, 2101, 3508, 4108 и одной скважине Юго-Западное Камышитовое месторождения № 51 состав АКОР-БН закачивался с ВУС. Общая успешность ремонтов составила 77 %. Дополнительно добыто 10832 т нефти. По 10 скважинам эффект продолжается [5].
В декабре 2003 года составом на основе АКОР БН была проведена селективная изоляция притока вода на скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Уникальность операции состоит в геолого-физических условиях данной скважины: глубина 3000 метров, пластовая температура 124 0С, пластовое давление после прорыва воды из ниже лежащего пласта 57,0 МПа. На момент проведения операции скважина на 100% работала водой. Показатели работы скважины после обработки представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР.
Селективную изоляцию водонаполненными составами АКОР БН 102 на месторождениях Казахстана проводили в 2002-2003 годах. РИР выполнялись на 22 скважинах месторождений Узень, Северный Жолдыбай, Б. Жоломанова и Восточный Молдабек, Юго-Западное Камышитовое. На четырех скважинах месторождения Узень №№ 5218, 2101, 3508, 4108 и одной скважине Юго-Западное Камышитовое месторождения № 51 состав АКОР-БН закачивался с ВУС. Общая успешность ремонтов составила 77 %. Дополнительно добыто 10832 т нефти. По 10 скважинам эффект продолжается [5].
В декабре 2003 года составом на основе АКОР БН была проведена селективная изоляция притока вода на скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Уникальность операции состоит в геолого-физических условиях данной скважины: глубина 3000 метров, пластовая температура 124 0С, пластовое давление после прорыва воды из ниже лежащего пласта 57,0 МПа. На момент проведения операции скважина на 100% работала водой. Показатели работы скважины после обработки представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР.
Таблица № 3
Эффект продолжается.
Аналогичные геологические условия были и на скважине №8. Скважина из бурения, при испытании была получена вода. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из ниже лежащего пласта. РИР в августе 2004 года проводили материалом АКОР БН с докреплением цементом, по технологической схеме предложенной специалистами ООО НПФ «Нитпо».
После освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. После РИР средний дебит по нефти составляет 41,0 т/сут., обводненность – 2,0 %, газовый фактор - 844 м3/т. За 41 дней (с 21.09.04 по 31.09.04 г.) добыто: нефти – 2724 тонн, воды - 25 тонн, газа – 2527000 м3. Эффект продолжается.
Изоляционные работы с использованием материала АКОР-БН 102 по состоянию на 01.09.2004 г. выполнены в 15 скважинах месторождений РУП «ПО «Белоруснефть»
Успешность выполненных работ составила 73 % (11 скважино-операций из 15 эффективны). Дополнительная добыча составила 18133 тонны нефти или 1209 тонн на 1 выполненную и 1648 тонн на 1 успешную скважинно-операцию.
На одну скважину расход водонаполненного состава АКОР БН-102 составлял от 6 до 18 м3, расход товарного реагента при производстве 11 ремонтов составил 25,38 тонн. Необходимо отметить тот факт, что стоимость реагента АКОР БН-102 составила 4 % от общих затрат на РИР.
Высокие технологические свойства составов АКОР позволяют использовать их в сочетании с другими тампонажными материалами, создавать новые комбинированные технологические схемы.
Технология с использованием составов АКОР является селективной, но это обуславливается не только свойствами применяемого материала, но и геологическим строением пласта. Несмотря на то, что технология является гибкой, т.е. не привязана к определенным условиям, провести ремонтные работы рентабельно и получить максимальный эффект по всем показателям можно при условии ее грамотной адаптации к конкретным геологическим условиям.
Литература
1. Колесников К.Э., Строганов В.М. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР, Нефтяное хозяйство, 1991, №4, стр. 44-45.
2. Артемьев В.Н. Новые технологии и технические средства в АО «Юганскнефтегаз», Нефтяное хозяйство, 1994, № 2, стр. 8-11.
3. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н. и др. Ограничение водопритоков составами АКОР, Нефтяное хозяйство, 1989, № 9, стр. 71-72.
4. Самсонов Н.А., Строганов А.М. и др. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчаноозерского месторождения, Нефтяное хозяйство, 2002, № 12, стр. 70-72.
5. Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н. и др. К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях Казахстана, Интервал, 2004, № 8.
Статья опубликована в: Тезисы докладов. II-я Всеросийская научно-практическая конференция "Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности" 25-26 ноября 2004 г. (К 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). - М.: 2004. - С. 46-50.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
Аналогичные геологические условия были и на скважине №8. Скважина из бурения, при испытании была получена вода. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из ниже лежащего пласта. РИР в августе 2004 года проводили материалом АКОР БН с докреплением цементом, по технологической схеме предложенной специалистами ООО НПФ «Нитпо».
После освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. После РИР средний дебит по нефти составляет 41,0 т/сут., обводненность – 2,0 %, газовый фактор - 844 м3/т. За 41 дней (с 21.09.04 по 31.09.04 г.) добыто: нефти – 2724 тонн, воды - 25 тонн, газа – 2527000 м3. Эффект продолжается.
Изоляционные работы с использованием материала АКОР-БН 102 по состоянию на 01.09.2004 г. выполнены в 15 скважинах месторождений РУП «ПО «Белоруснефть»
Успешность выполненных работ составила 73 % (11 скважино-операций из 15 эффективны). Дополнительная добыча составила 18133 тонны нефти или 1209 тонн на 1 выполненную и 1648 тонн на 1 успешную скважинно-операцию.
На одну скважину расход водонаполненного состава АКОР БН-102 составлял от 6 до 18 м3, расход товарного реагента при производстве 11 ремонтов составил 25,38 тонн. Необходимо отметить тот факт, что стоимость реагента АКОР БН-102 составила 4 % от общих затрат на РИР.
Высокие технологические свойства составов АКОР позволяют использовать их в сочетании с другими тампонажными материалами, создавать новые комбинированные технологические схемы.
Технология с использованием составов АКОР является селективной, но это обуславливается не только свойствами применяемого материала, но и геологическим строением пласта. Несмотря на то, что технология является гибкой, т.е. не привязана к определенным условиям, провести ремонтные работы рентабельно и получить максимальный эффект по всем показателям можно при условии ее грамотной адаптации к конкретным геологическим условиям.
Литература
1. Колесников К.Э., Строганов В.М. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР, Нефтяное хозяйство, 1991, №4, стр. 44-45.
2. Артемьев В.Н. Новые технологии и технические средства в АО «Юганскнефтегаз», Нефтяное хозяйство, 1994, № 2, стр. 8-11.
3. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н. и др. Ограничение водопритоков составами АКОР, Нефтяное хозяйство, 1989, № 9, стр. 71-72.
4. Самсонов Н.А., Строганов А.М. и др. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчаноозерского месторождения, Нефтяное хозяйство, 2002, № 12, стр. 70-72.
5. Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н. и др. К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях Казахстана, Интервал, 2004, № 8.
Статья опубликована в: Тезисы докладов. II-я Всеросийская научно-практическая конференция "Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности" 25-26 ноября 2004 г. (К 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). - М.: 2004. - С. 46-50.
© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим