Свойства состава обеспечивают образование высокопрочной вязкоупругой структуры, не требующей докрепления цементным раствором. Объем закачки композиции составляет 30–40 м3, что не приводит к значительному удорожанию стоимости РИР. Закачка 2S-P осуществляется с применением специализированной установки дозирования химреагентов, позволяющей обеспечить в автоматизированном режиме процесс приготовления и закачки состава с необходимыми технологическими режимами.

В настоящее время на месторождениях ООО «РНПурнефтегаз» применяются двухпакерные компоновки различных фирм-производителей с целью длительной изоляции зон негерметичности эксплуатационных колонн. В то же время в условиях, когда интервал негерметичности расположен выше УЭЦН, использование механических средств не позволяет обеспечить 100%-ную герметичность.

Только в прошлом году на месторождениях компании проведены работы по спуску двухпакерных компоновок на 16 скважинах. Средний прирост дебита нефти составил 5,18 т/сут. На шести объектах по результатам работ прирост дебита нефти не был достигнут, обводненность составляет 94–98%. При этом основной причиной неуспешности механических способов РИР стала негерметичность верхнего или обоих пакеров.

С целью обеспечения эффективности РИР мы предложили следующее решение: перед посадкой на имеющемся инструменте провести закачку вязкоупругой композиции 2С-P с целью ограничения водопритока в интервале негерметичности эксплуатационной колонны без докрепления цементным раствором.

Состав 2С-P, созданный на основе синтетических полимеров, применяется с целью селективной изоляции водопритока, а также для предварительного создания водоизолирующих экранов и оттеснения фронта воды в удаленную зону. Состав закачивается в виде легкофильтрующихся растворов с последующим формированием структуры в пласте. Кроме того, 2С-P включает активные и инертные наполнители и пресную воду и может применяться в комбинации с механическими средствами РИР. Из других параметров: сохраняет свои свойства в: диапазоне температур 5–120°С, регулируемый индукционный период гелеобразования (5–120 ч) и упрочнения (1–70 ч), высокая скорость перехода раствора в гель (0,5–1,5 ч), высокий градиент давления сдвига (до 100 атм/м).

В августе 2010 года на скважине 491/41 Ново-Пурпейского месторождения компания «2С» провела работы по спуску двухпакерной компоновки с предварительной закачкой вязкоупругого состава (ВУС) 2S-P в

объеме 40 м³ c целью ОВП в интервале негерметичности без докрепления цементным раствором. Перед проведением РИР с использованием химических методов на данной скважине дважды менялась компоновка, однако герметичность скважины не была обеспечена. После проведения РИР с использованием вязкоупругого состава скважина работает со следующими параметрами: дебит жидкости — 253 м³/сут, дебит нефти — 32 т/сут, обводненность — 86,2%. По состоянию на апрель 2011 года эффект продолжался.

МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РИР

В ближайшее время на месторождениях «РН-Пурнефтегаза» мы планируем провести РИР, направленные на селективную изоляцию пескопроявляющих скважин. Эта проблема также остро стоит сегодня и перед предприятиями «Газпрома» на месторождениях Надыма и Ямбурга.

В 2009–2010 годах в рамках ОПР в скважинах «РНПурнефтегаза» применялась технология по ограничению выноса песка синтетическими смолами. Первоначально в результате работ суммарный МРП по всем скважинам вырос с 734 до 1245 сут, было достигнуто двукратное снижение выноса песка (КВЧ) — с 236 до 121 мг/л.

Однако при увеличении количества скважино-обработок, статистика резко ухудшилась. При интервале перфорации больше 6 м, а также в зонах больших каверн при наличии заколонных перетоков данная технология не работает.

Мы видим решение проблемы в РИР с применением сетчатых фильтров. Мы предложили использовать автономную однопакерную компоновку для подвески скважинных сетчатых фильтров типа ФСЭЛО или ФСЭПО с целью уменьшения выноса механических примесей из призабойной зоны на нефтяных и водозаборных скважинах с малыми глубинами установки пакера (1ПРОК-ФА-1). И здесь стоит особо отметить возможности оборудования НПФ «Пакер», компоновки которого позволяют с минимальными рисками обеспечить установку сетчатых фильтров с целью уменьшения выноса механических примесей из ПЗП.

В состав данной компоновки входит гидравлический якорь, установочное устройство, посадочный инструмент, пакер П-ЯДЖ, разъединитель колонны, переводник, а также сетчатый фильтр производства фирмы «РОСФИН», который устанавливается непосредственно в зону перфорации (рис. 2).

ЛИКВИДАЦИЯ НАРУШЕНИЙ ЭК

При ликвидации нарушений ЭК в условиях низкой приемистости или отсутствии приемистости (падение давления) мы применяем состав 2С-К. Данный состав, созданный на основе синтетических смол, во-первых, отличается суперподвижностью, которая позволяет производить фильтрацию в практически не принимающие интервалы нарушений и заполнять микротрещины и пустоты в цементном камне, а также ликвидировать негерметичность в резьбовых соединениях; во-вторых, высокими адгезионными и прочностными свойствами; в-третьих, высокой ударной вязкостью и стойкостью к вибрационным нагрузкам; и, наконец, в-четвертых, возможностью регулирования времени отверждения концентрацией отвердителя (табл. 1).

При ЛНЭК в зонах высоких поглощений (500 м³/сут и более) в интервал негерметичности закачивается тампонажный материал 2С-T для создания перед основным тампонажным составом специального защитного «экрана» (табл. 2). Принципиальным отличием технологии является то, что данная композиция в зону изоляции доставляется в виде частично сформировавшейся структуры.

Состав 2С-T позволяет снизить приемистость до 200 м3/сут и провести операцию по цементированию негерметичности эксплуатационной колонны.