Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Текущее состояние и перспективы РИР в ОАО «Удмуртнефть»

В 2013 году на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» стартовал проект по испытанию новых технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР). В частности, были опробованы пеноцементная технология ликвидации ЗКЦ, технология ликвидации негерметичности адаптера хвостовика БГС, а также РИР по изоляции интервала притока газа с применением изоляционного состава «Реагент
В» и извлекаемого резьбового пластыря.

До конца 2016 года планируются ОПИ технологий РИР по изоляции интервалов притока воды и газа в скважину с использованием компоновки с пакерами-пробками и полимерных составов, а также с применением реагентов «Компонекс-21» и «СНПХ-3002».

В статье представлены результаты проведенных ОПИ, дана оценка эффекта от применения технологий, проанализированы причины неуспешности отдельных мероприятий, а также показаны возможные пути повышения технологической и геологической эффективности программы РИР ОАО «Удмуртнефть».

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Романенко Игорь Александрович Главный специалист УППР и ГТМ ОАО «Удмуртнефть»

Об актуальности задачи эффективного проведения РИР в скважинах ОАО «Удмуртнефть» говорит уже то, что сегодня на одну тонну нефти предприятие в среднем добывает 11,13 т воды. При этом около 90% всех РИР выполняются в карбонатных коллекторах – на башкирском, турнейском и верейском объектах.

Для месторождений Компании характерны высокая расчлененность разреза и значительные различия в проницаемости и приемистости между пластами одного разреза, малые перемычки между пластами, наличие газовой шапки и значительное содержание сероводорода в добываемой продукции.

Месторождения ОАО «Удмуртнефть» находятся на поздней стадии эксплуатации, что обуславливает высокую выработку запасов и значительную степень коррозионного износа эксплуатационных колонн (ЭК).

ПРОГРАММА РИР В 2015 ГОДУ

В 2015 году в ОАО «Удмуртнефть» были выполнены 148 скважино-операций РИР. В результате проведенных мероприятий дополнительная добыча нефти составила 32,5 тыс. т. Сокращение добываемой жидкости составило 460,4 тыс. т (табл. 1). Суммарное накопленное сокращение объема добываемой жидкости в 2015 году составило 58,7 тыс. т, а экономия электроэнергии – 1757 тыс. кВт-ч.

Таблица 1. Выполнение программы РИР в ОАО «Удмуртнефть» в 2015 г.
Таблица 1. Выполнение программы РИР в ОАО «Удмуртнефть» в 2015 г.

Наибольшее число РИР в 2015 году пришлись на операции с использованием взрывпакетов и цементных составов, а также РИР с применением двухпакерного оборудования. Наиболее эффективными оказались мероприятия РИР по отсечению обводненных пластов и интервалов прорыва газа извлекаемым пластырем, а также по технологии селективной изоляции. Наименее эффективными оказались РИР по ликвидации заколонной циркуляции (ЛЗКЦ) жидкости и газа цементными составами (табл. 2).

Таблица 2. Успешность РИР с разбивкой по видам в 2015 г.
Таблица 2. Успешность РИР с разбивкой по видам в 2015 г.
Рис. 1. Причины неуспешности РИР
Рис. 1. Причины неуспешности РИР

К основным причинам неуспешности РИР относятся обводнение продукции скважин вследствие прорыва воды от нагнетательных скважин или притока пластовых вод, а также ошибочное определение характера насыщения по ГИС, влияние газа и др. (рис. 1).

Геологическая успешность РИР в 2015 году составила 66%, технологическая – 62%.

ПОДБОР СКВАЖИН ДЛЯ РИР

К потенциальному фонду для проведения РИР в ОАО «Удмуртнефть» относятся 556 скважин со следующими источниками негерметичности:

  • негерметичность адаптера головы хвостовика бокового горизонтального ствола (БГС) (12 скв.);
  • ранее продуктивные, но обводнившиеся интервалы (210 скв.);
  • негерметичность ЭК в интервалах поглощающих горизонтов (78 скв.);
  • ЗКЦ газа с притоком из вышележащих пластов (80 скв.);
  • ЗКЦ воды (70 скв.).

Скважины-кандидаты для проведения РИР в ОАО «Удмуртнефть» отбираются по следующим критериям: обводненность более 90%; остаточные запасы не менее 10 тыс. т, дебит жидкости не менее 50 м3/сут; расположение ВНК ниже продуктивного пласта, а также расчетный прирост дебита нефти более 3 т/сут.

Также в Компании разработана и утверждена блоксхема выбора технологий РИР (рис. 2).

Рис. 2. Блок-схема выбора технологии РИР
Рис. 2. Блок-схема выбора технологии РИР

ЛИКВИДАЦИЯ ПРИТОКА ГАЗА ПО ТЕХНОЛОГИИ ООО «МК «СЕРВИС»

В 2013 году в ОАО «Удмутрнефть» были проведены ОПИ технологии изоляции интервала притока газа в скважину с применением изоляционного состава «Реагент В» ООО «МК «Сервис» (г. Казань). Технология предполагает ликвидацию заколонной циркуляции газа в зонах муфтовых соединений ЭК в интервале газового пропластка составом, затвердевающим при взаимодействии с минерализованной пластовой водой (рис. 3).

Рис. 3. Ликвидация притока газа по технологии МК «Сервис»
Рис. 3. Ликвидация притока газа по технологии МК «Сервис»

По результатам ОПИ предполагалось обеспечить дополнительную добычу нефти за счет изоляции интервала притока газа и увеличения коэффициента подачи насосного оборудования, оптимизировать работу добывающего фонда, а также снизить металлоемкость и аварийность применяемого оборудования.

ОПИ были проведены на трех скважинах Чутырского месторождения и признаны успешными по технологическим, геологическим и экономическим критериям. В 2014 году технология была рекомендована НТС ОАО «Удмуртнефть» к дальнейшему применению.

ЛЗКЦ ПО ПЕНОЦЕМЕНТНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

В том же 2013 году проведены ОПИ пеноцементной технологии ЛЗКЦ. Подрядчиком проекта выступило ООО БСК «Ринако» (г. Москва). Технология заключается в следующем: пеноцементный раствор закачивается через интервалы перфорации с использованием разбуриваемого пакера-ретейнера, после чего про-изводится реперфорация кровли нефтяного пласта. В результате уменьшается плотность цементного раствора путем аэрации и, как следствие, в повышении его проницаемости (рис. 4).

Рис. 4. ЛЗКЦ по пеноцементной технологии
Рис. 4. ЛЗКЦ по пеноцементной технологии

По результатам ОПИ технологии в двух скважинах Гремихинского месторождения с высокой приемистостью пластов предполагалось обеспечить накопленную дополнительную добычу нефти в 1,25 тыс. т и средний прирост дебита нефти – 4 т/сут. Однако фактически при снижении дебита жидкости на 164 и 403 м3/сут соответственно, дебит нефти первой скважины вырос всего на 1,8 т/сут, тогда как дебит нефти второй скважины и вовсе снизился на 3,4 т/сут. На НТС ОАО «Удмуртнефть» испытания были признаны неуспешными, технология не рекомендована к применению на месторождениях предприятия.

Рис. 5. Ликвидация негерметичности адаптера хвостовика БГС двухпакерной компоновкой ООО НПФ «Пакер»
Рис. 5. Ликвидация негерметичности адаптера хвостовика БГС двухпакерной компоновкой ООО НПФ «Пакер»

ЛИКВИДАЦИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ АДАПТЕРА ХВОСТОВИКА

В 2013-2014 годах на двух скважинах Мишкинского месторождения ОАО «Удмуртнефть» был реализован проект по ликвидации негерметичности адаптера хвостовика БГС двухпакерной компоновкой 2ПРОК-СИАГ производства ООО НПФ «Пакер». Особенность компоновки состоит в посадке пакеров различного диаметра: верхний пакер устанавливался в основной колонне диаметром 146 мм, а нижний – в хвостовике БГС диаметром 102 мм (рис. 5).

Результаты РИР подтвердили технологическую эффективность применения 2ПРОК-СИАГ для РИР по ликвидации источника обводнения в интервале адаптера хвостовика БГС. Однако не все интервалы-источники обводнения продукции оказались изолированными по итогам операции, в связи с чем проведенные РИР в целом были признаны неуспешными (табл. 3).

Таблица 3. Результаты применения технологии ликвидации негерметичности адаптера хвостовика БГС двухпакерной компоновкой ООО НПФ «Пакер» в 2013-2014 гг.
Таблица 3. Результаты применения технологии ликвидации негерметичности адаптера хвостовика БГС двухпакерной компоновкой ООО НПФ «Пакер» в 2013-2014 гг.
Рис. 6. ЛНЭК в интервале газопроявления с применением ИРП производства ООО «СК «Навигатор»
Рис. 6. ЛНЭК в интервале газопроявления с применением ИРП производства ООО «СК «Навигатор»

ЛНЭК С ПРИМЕНЕНИЕМ ИРП

В 2015 году в ОАО «Удмуртнефть» были проведены ОПИ технологии ЛНЭК в интервале газопритока с применением извлекаемого резьбового пластыря (ИРП) производства ООО «СК «Навигатор». ИРП длиной 40 м с проходным сечением 105 мм устанавливается в интервал негерметичности ЭК. Пластырь выдерживает депрессию до 15 МПа (рис. 6). Пластырь представляет собой стальной патрубок с приваренными на концах суженными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители. Работа осуществляется следующим образом. После спуска пластыря в заданный интервал в лифтовые трубы, на которых его спускают, закачивают жидкость давлением 18-25 МПа, за счет этого гидропривод тянет шток , который перемещает конус, и протягивает их через наконечники сначала нижний, затем верхний, причем верхний наконечник через центратор упирается в гидравлический привод, что обеспечивает независимое от обсадной колонны срабатывание механизма.

Центратор обеспечивает соосность наконечника и гидропривода. После прохождения конусов через наконечники посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины.

В результате реализации проекта подтверждена технологическая эффективность применения технологии РИР с ИРП для ЛНЭК в интервалах водои газопроявлений. Установлено, что при проведении технологических операций в скважине с ИРП необходимо использовать колонный адаптер, который при подъеме перезаряжается срезными штифтами. Следует при этом отметить, что в период ОПИ не оценивались риски, связанные с извлечением ИРП из скважины.

Благодаря применению данной технологии на двух скважинах Киенгопского и Чутырского месторождений получено 707 т дополнительной добычи нефти. Результат ОПИ был признан положительным, технология рекомендована к тиражированию (табл. 4).

ОПИ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В 2016 ГОДУ

До конца 2016 года планируется провести ОПИ еще четырех технологий РИР, в ходе которых будет определена эффективность каждой их них, продолжительность эффекта от их применения, а по результатам испытаний будет принято решение о целесообразности тиражирования предлагаемых технологии на скважинах ОАО «Удмуртнефть».

Первый проект – изоляция интервалов обводнения при помощи компоновки с пакер-пробками и полимерных тампонажных составов с докреплением цементными растворами по технологии ООО «АБМ Сервис Групп» (рис. 7). Ожидается, что за счет снижения обводненности и сокращения объема попутно добываемой воды будет получена дополнительная добыча нефти. Потенциал применения данной технологии оценивается в 40 скважин.

Вторая технология предполагает использование той же компоновки для изоляции интервалов прорыва газа. В результате применения этой технологии планируется получить дополнительную добычу нефти. Потенциал применения данной технологии оценивается в 10 скважин.

Третья технологии заключается в применении реагента «Компонекс-21» для ограничения водопритока в добывающие скважины с УЭЦН без привлечения бригады КРС. Органические молекулы вещества «Компонекс-21», проникая в поровое пространство пласта, адсорбируются на поверхности вследствие хемосорбции и создают пространственную-ячеистую гидрофобную структуру, что повышает продуктивность низкопроницаемых пропластков по нефти, а в высокопроницаемых пропластках уменьшает фазовую проницаемость по воде. В ходе использования технологии планируется получить дополнительную добычу нефти. Потенциал применения данной технологии оценивается в 50 скважин.

Наконец, в 2016 году планируется провести РИР в интервалах газопроявления добывающих скважин с применением реагента СНПХ-3002 по технологии АО «НИИнефтепромхим». Данная технология основана на способности состава СНПХ-3002 при заполнении пустотного пространства за обсадной колонной скважины и пористой среды в ПЗП образовывать монолитный газонепроницаемый изолирующий экран. В результате взаимодействия компонентов образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочным растворам. В результате применения технологии планируется получить дополнительную добычу нефти и добиться изоляции источника газопроявления. Потенциал применения этой технологии оценивается в 10 скважин.

В целом в 2016 году планируется расширять производственную программу за счет проведения РИР в скважинах с минимальными дебитами нефти и сокращения объемов попутно добываемой воды.

ВЫВОДЫ

К основным причинам неуспешности РИР в  ОАО «Удмуртнефть» относятся высокая коррозионная пораженность ЭК, отсутствие должного воздействия на нефтенасыщенные интервалы после РИР, недостоверные данные об источниках обводнения и газопроявлений, неясность в оценке остаточных извлекаемых запасов. В среднем за 2015 год технологическая эффективность РИР с точки зрения прироста дебита нефти не превысила 1,3 т/сут.

Применение эффективных и дорогостоящих технологий РИР в Компании ограничено низким дебитом добывающих скважин. Проблемы при реализации технологий РИР создают и такие факторы, как неоднозначность интерпретации данных ГИС при определении источника обводнения и газопроявлений, высокая расчлененность разреза, наличие пластов и пропластков различной проницаемости и поглощающей способности, малые перемычки между пластами, наличие газовой шапки.

Для повышения технологической и геологической эффективности программы РИР в ОАО «Удмуртнефть» необходимы следующие мероприятия:

  • использование пакеров-ретейнеров для производства РИР;
  • расширение перечня используемых при РИР тампонажных составов;
  • проведение ОПР по изоляции водопритоков, газоперетоков в сложных геолого-технологических условиях;
  • применение компоновок ЭЦН с пакерами для изоляции множественных нарушений ЭК большой протяженности.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Игорь Александрович, Вы сказали, что подавляющее большинство РИР в ОАО «Удмуртнефть» выполняются на башкирском, турнейском и верейском объектах. Проводятся ли РИР на скважинах Котовского месторождения, которое не относится к этим объектам?
Игорь Романенко: Котовское месторождение разбурено относительно недавно, и пока РИР на нем проводились в ограниченном количестве (три операции за последние три года). Вместе с тем, обводненность продукции скважин этого месторождения уже начинает расти, и в обозримом будущем РИР там будут начаты.
Вопрос: При проведении ЛЗКЦ по пеноцементной технологии изоляция источников обводнения достигается закачкой пеноцементного раствора через интервалы перфорации. Возникают ли у вас сложности с подбором состава для освоения интервала перфорации, чтобы кислота не нарушила эффект изоляции?
И.Р.: Основной риск нарушения эффекта изоляции заключается не в воздействии состава для освоения интервала перфорации, а в воздействии давления на продуктивный пласт. В этом случае кислота может пойти по профилю ЗКЦ и разрушить цемент.
Вопрос: На каких глубинах проводились РИР по ЛЗКЦ по пеноцементной технологии?
И.Р.: На глубине 1100-1200 м.
Вопрос: Хотелось бы уточнить насчет ЛНЭК в интервале газопроявления с применением ИРП производства ООО «СК «Навигатор»: проводились ли в ходе ОПИ какие-то работы с ЭК после спуска компоновок?
И.Р.: Нет, таких работ не проводилось.
Вопрос: Каким способом и при каких пластовых давлениях планируется закачивать реагент «Компонекс-21»?
И.Р.: «Компонекс-21» будет закачиваться через затрубное пространство при пластовых давлениях не выше 40 атм.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Применение керамических составов для изоляции интервалов негерметичности с низкой приемистостью
Перспективы проведения РИР на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 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.