Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Капитальный ремонт скважин
  • Опыт проведения РИР по ЛЗКЦ с применением временно блокирующего состава «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонирующим составом на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

Опыт проведения РИР по ЛЗКЦ с применением временно блокирующего состава «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонирующим составом на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

В процессе эксплуатации скважин происходит разрушение целостности цементного камня, что становится причиной возникновения заколонной циркуляции (ЗКЦ) жидкости и газа, которая, в свою очередь, негативно влияет на показатели разработки объекта. Для решения этой проблемы на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» было предложено испытать применение временно блокирующего состава «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонирующим составом.

В 2015 году ОПР по данной технологии были проведены на пяти скважинах, технологическая успешность работ по результатам ПГИ составила 80%.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Бажиков Тимур Ерболович Инженер II категории Отдела геолого-промыслового анализа ОПР МУН и ИДН филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г.Тюмени

Рассмотрим технологию, основанную на использовании временно блокирующего состава «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонирующим составом, которая успешно применяется для ликвидации заколонного перетока жидкости по направлению вверх и вниз в интервал продуктивного пласта на добывающих и нагнетательных скважинах.

ПРИМЕНИМОСТЬ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ

Данная технология может применяться в скважинах со следующими характеристиками:

  • терригенный или карбонатный коллектор;
  • проницаемость пласта от 0,07 до 2,0 мкм2;
  • эффективная толщина пластов не менее 1,5 м;
  • обводненность продукции 50-99%;
  • дебит жидкости добывающей скважины – не менее 10,0 м3/сут;
  • приемистость скважины при давлении 100 атм – не менее 100 м3/сут;
  • наличие ЗКЦ;
  • пластовая температура до 115°С.

Для оценки эффективности технологии используются следующие критерии:

  • подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями (ПГИ) отсутствие ЗКЦ;
  • сокращение объема попутно добываемой воды;
  • сохранение обводненности на прежнем уровне или ее снижение.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИИ

Продукт «Изопласт Д» представляет собой твердый неионогенный вид ПАВ – эффективный реагент для приготовления и стабилизации водонефтяной эмульсии для создания в интервале ремонта временной блокирующей оторочки (экрана).

Водонефтяная эмульсия на основе состава «Изопласт» обладает высокими термостабильностью и структурно-реологическими свойствами (табл. 1). В свою очередь дисперсный характер эмульсии обеспечивает ее избирательную фильтрацию в наиболее проницаемые интервалы пласта.

Таблица 1. Основные свойства водонефтяной эмульсии на основе продукта «Изопласт»
Таблица 1. Основные свойства водонефтяной эмульсии на основе продукта «Изопласт»

Эмульсии присуща способность к структурообразованию при механическом смешивании с водой в процессе фильтрации вглубь пласта и способность к разжижению при диспергировании с нефтью.

В целях ликвидации ЗКЦ (ЛЗКЦ) эмульсионный состав «Изопласт Д» применяется в комплексной технологии «Монолит-Р». «Монолит-Р» представляет собой полимерную добавку в тампонажную композицию, которая повышает ее седиментационную устойчивость, увеличивает адгезию к металлу и породе после отверждения, понижает водоотдачу, увеличивает время прокачки тампонажной композиции, что минимизирует риски и снижает аварийность в процессе РИР.

Суть комплексной технологии «Монолит-Р» заключается в предварительной закачке жесткой эмульсионной оторочки и создании временно блокирующего экрана с последующим докреплением полимерцементным раствором «Монолит-Р». Приготовление и продавка водонефтяной эмульсии и полимерцементного состава производятся на закачиваемой подтоварной воде. Благодаря щадящему воздействию эмульсии на пласт, не происходит кольматации. Эмульсия устойчива к размыванию водой и разрушается при контакте с нефтью, что обеспечивает селективность метода. Кроме того, данная технология позволяет проводить ОПР независимо от климатических условий.

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ НА СКВАЖИНЕ

Проведение работ на скважине включает себя следующие этапы:

  • спуск компоновки и посадка пакера;
  • закачка эмульсионного блокирующего экрана;
  • продавка в пласт водонефтяной эмульсии;
  • докрепление эмульсионного блокирующего экрана полимерцементным раствором;
  • продавка тампонажного цемента «Монолит-Р»;
  • срыв пакера и обратная промывка (рис. 1);
  • перфорация;
  • спуск насоса (рис. 2).
Рис. 1. Порядок проведения работ на скважине
Рис. 1. Порядок проведения работ на скважине
Рис. 2. Порядок проведения работ на скважине
Рис. 2. Порядок проведения работ на скважине

Рецептура и объем водонефтяной эмульсии на основе продукта «Изопласт-Д» подбирались к каждой конкретной скважине в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора, обводненности продукции скважины и эффективной толщины пласта. Необходимый объем для закачки реагента в ПЗП составил не менее 2-5 м3 приготовленной водонефтяной эмульсии на 1 м эффективной толщины пласта.

Технология РИР с применением состава «Изопласт Д» реализована с использованием следующего стандартного оборудования устья скважины и технических средств, применяемых при КРС: двух насосных агрегатов (ЦА-320, АН-700, и т.п.); двух-четырех автоцистерн АЦ; смесительной емкости объемом 20 – 30 м3; эжектора; диспергатора. Приготовление водонефтяной эмульсии осуществлялось в два этапа. В ходе первого этапа была приготовлена суспензия на основе Продукта

«Изопласт-Д». При постоянной круговой циркуляции углеводородной фазы через эжектор вводилось расчетное количество соэмульгатора – продукта «Изопласт-Д». Второй этап включал приготовление водонефтяной эмульсии на основе Продукта «Изопласт-Д»: одновременно в технологическую емкость насосными агрегатами подавалась водная фаза, струйным диспергатором – углеводородная суспензия.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В период с июня по ноябрь 2015 года по программе ОПР на предприятиях ПАО «ЛУКОЙЛ» была проведена комплексная закачка временно блокирующего состава «Изопласт Д» с последующей закачкой тампонирующего состава «Монолит-Р». Работы проведены в пяти добывающих скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз»: скв. №**21, **27, **52 (пласт БВ6) Урьевского месторождения, скв. №**8 (пласты АВ2 и БВ10), и скв. №**ц (пласт БВ6) Поточного месторождения (табл. 2).

Таблица 2. Геолого-физические параметры скважин по данным ГИС
Таблица 2. Геолого-физические параметры скважин по данным ГИС

Все эти скважины эксплуатируют терригенные коллекторы, которые характеризуются высокой расчлененностью и неоднородны по проницаемости. В ходе выполнения работ в скважины закачали временно блокирующий состав в объеме 37,9 м3 и тампонажную композицию в объеме 11,7 м3. При этом технологических осложнений выявлено не было. Начальное давление закачки составило 0-40 атм, конечное – 45150 атм (табл. 3).

Таблица 3. Технологические параметры закачки эмульсии в скважины
Таблица 3. Технологические параметры закачки эмульсии в скважины

РЕЗУЛЬТАТЫ ПГИ

По результатам ПГИ цель ОПР была достигнута на четырех скважинах: № **8, **ц, **27 и **52. На трех скважинах №**8, **ц и **52 (интервал ЗЦК составил 33, 24,2 и 12,1 м соответственно) заколонные перетоки были ликвидированы закачкой состава «Изопласт-Д» в объеме от 6 до 15 м3, объемы докрепляющего материала при этом составили от 2,4 до 2,9 м3. В скв. №**27 закачан временно блокирующий состав в объеме 5,4 м3, докрепляющий материал – 2,4 м3, что обеспечило сокращение интервала перетока на 9 м: с 17 до 8 м. В скв. №**21 переток протяженностью 10,5 м ликвидирован не был предположительно из-за недостаточных объемов закачанного временно блокирующего состава и докрепляющей композиции, которые составили 4 и 1,6 м3 соответственно (рис. 3).

Рис. 3. Результаты ПГИ скважин
Рис. 3. Результаты ПГИ скважин

При выполнении работ коэффициент продуктивности скважин уменьшился. Так, по пласту АВ2 Поточного месторождения продуктивность снизилась на 6,81 м3/сут/атм, по пласту БВ6 Урьевского месторождения – на 1,79 м3/сут/атм (табл. 4).

Согласно данным технологических режимов скважин произошло снижение дебита жидкости с 278 до 33,5 м3/сут (рис. 4), а согласно расчетам удельное сокращение извлечения попутно добываемой воды составило 5303 м3/скв/мес, дополнительно добыто 534,1 т нефти. Технологическая успешность ОПР оценивается в 80%.

Рис. 4. Изменение дебита, обводненности и коэффициента продуктивности скважин в процессе ОПР
Рис. 4. Изменение дебита, обводненности и коэффициента продуктивности скважин в процессе ОПР
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Тимур Ерболович, выдерживался ли состав под давлением после докрепления эмульсионного блокирующего экрана полимерцементным раствором?
Тимур Бажиков: Нет, технология этого не подразумевает. После докрепления и продавки тампонажного цемента мы сразу приступили к следующему этапу выполнения работ – срыву пакера и обратной промывке скважины.
Вопрос: Поясните, пожалуйста, что подразумевается под определением «временно блокирующий» по отношению к составу «Изопласт-Д»?
Т.Б.: То, что этот состав быстро разрушается.
Вопрос: Насколько быстро происходит его разрушение?
Т.Б.: В лабораторных условиях при температуре 80°С данный состав разрушается за 3-7 дней.
Вопрос: Почему полимерцементный раствор «Монолит-Р» идет по каналам ЗКЦ, а не в пласт? Ведь размеры каналов ЗКЦ относительно невелики…
Т.Б.: Потому что в пласт попадает временно блокирующий состав «Изопласт-Д», который благодаря своим свойствам снижает проницаемость пласта и отклоняет поток раствора в направление ЗКЦ.
Вопрос: Поясните, пожалуйста, каким образом дополнительная добыча нефти в ходе выполнения ОПР составила более 530 т, если дебит нефти на пяти скважинах упал?
Т.Б.: Эта цифра получена за счет роста добычи нефти по двум скважинам на протяжении периода ОПР – около шести месяцев.
Вопрос: После проведения ОПР дебиты скважин снизились так существенно, что в результате получены практически сухие скважины. Чем это объясняется?
Т.Б.: По результатам ПГИ по обработанным скважинам получен низкий приток, исходя из этих данных, в скважины были спущены насосы меньшей производительности, ЭЦН были заменены на ШГН.
Вопрос: Кто производит состав «Изопласт Д»?
Вопрос: ООО «СИНТЭК-Центр».
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Мероприятия по предотвращению водопритоков и газопроявлений при проектировании и строительстве скважин
Возможности, технологии и реагенты для повышения эффективности РИР И ОВП
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.