Гапонов Михаил Александрович Директор по технологическому обеспечению ГРП ПАО АНК «Башнефть»

НАЧАЛЬНЫЙ ЭТАП, 2009 ГОД

В 2009 году в целевом дочернем обществе «Самотлорнефтегаз» (ЦДО СНГ) в рамках опытно-промышленных работ велась реализация трех инвестиционных проектов по РИР и ОВП. В число основных задач этих проектов вошли, во-первых, вывод скважин из бездействующего фонда за счет ликвидации заколонных перетоков газа и воды; во-вторых, сокращение объемов добываемой жидкости за счет изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов пластов и, в-третьих, сокращение удельных затрат на подъем жидкости и ее последующую переработку благодаря проведению операций по ОВП.

К сожалению, из 45 запланированных на 2009 год операций фактически были выполнены только 25, не считая 10 изначально неудачных. Намеченное число операций не удалось выполнить по нескольким причинам. Договоры со специализированными подрядчиками по ОВП были заключены с опозданием. Пять операций не удалось выполнить в срок в результате задержки с поставкой реагентов компанией Schlumberger. Кроме того, сказался недостаток опыта в подборе скважин-кандидатов для проведения операций по ОВП. И, наконец, некоторые скважины не были запущены в срок по метеоусловиям.

На начальном этапе реализации проектов, в 2009 году, специалисты предприятия только учились организации работ по ОВП и РИР. В ЦДО СНГ этим направлением занимались всего два человека, специального отдела не было. Изучали литературу, опыт других компаний, испытывали различные технологии в условиях наших пластов. Подрядчики также оказались не вполне готовы к поставленным задачам. И сам круг подрядчиков, предоставляющих услуги по ОВП, был весьма узок при высокой стоимости технологических операций.

Соответственно и успешность работ в 2009 году оставляла желать лучшего, не превысив 37% (табл. 1).

В следующем, 2010 году нам удалось поднять этот показатель до уровня 57%.

Как мы видим, в 2009 году наименее успешными оказались две операции по ОВП в отсутствие низкопроницаемых пропластков — то есть на пластах монолитного строения.

На начало апреля 2011 года из скважин, на которых в 2009 году были выполнены ремонты, в работе оставались 10 (рис. 1). Некачественными были признаны РИР в 9 скважинах. В двух скважинах отмечен слабый приток после РИР по причине кольматации пласта. Добыча из двух других скважин не подтвердила предполагавшиеся остаточные запасы. И, наконец, вывод одной из скважин на режим оказался осложнен.

ПРОЕКТЫ ОВП В 2010 ГОДУ

В 2010 году увеличили число проектов по ОВП, а число скважино-операций — до 194, из которых 92 были выполнены на бездействующем фонде. Причем основной упор был сделан на пластах монолитного строения с наличием заглинизированной кровли (табл. 2).

В конце 2010 года по предложению компании «НТЦ ГеотехноКИН» начали применять новый для нас реагент DSGA® Polymer производства Chevron Phillips Chemical. Проведенные с этим реагентом 10 скважино-операций оказались успешными в 70% случаев. Кроме того, проводили ОПР по закачке материала «Полисил ДФ» в комбинации с материалом «Пластик КС» на одной скважине. Результат положительный.

ЛИКВИДАЦИЯ ЗАКОЛОННОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ ВОДЫ

В результате проводившихся в 2010 году 46 скважино-операций по ликвидации заколонной циркуляции (ЛЗЦ) воды средний запускной прирост дебита нефти составил 4,8 т/сут. Основным подрядчиком по ЛЗЦ в прошлом году стала «КАТКонефть», а в число преимущественно использовавшихся технологий вошли ЛЗЦ на механическом пакере через спецотверстия, ЛЗЦ с помощью мостовых заливочных пробок (ПМЗ) и пакеров-ретейнеров через спецотверстия и ЛЗЦ с предварительной закачкой полимерной кольматирующей пачки на пластах монолитного строения и при поглощениях (рис. 2).

По нашим оценкам основными причинами недостижения эффективности при производстве работ по восстановлению цементного камня за ЭК стали, во-первых, сильная закольматированность пласта после РИР и недостаточная пробивная способность современных перфорационных систем при вскрытии пласта; а также некачественные РИР специализированного подрядчика (превышение давления разрыва пласта при закачке цементных растворов, отсутствие контроля выполнявшихся работ со стороны заказчика).

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКА

В части ОВП в 2010 году было выполнено 92 скважино-операции, из которых 39% пришлось на бездействующий фонд, а 61% — на действующий. Средний запускной прирост дебита нефти по бездействующему фонду составил 7,3 т/сут, по действующему фонду — 7,1 т/сут при среднем сокращении объема добываемой жидкости на 303 м³/сут на скважину (рис. 3).

В рамках операций по ОВП закачивались материалы «ВИС-1» в объеме до 20 м³, DSGA® Polymer в объеме до 45 м³, а также двух-, трехи четырехмодульные полимерные составы на полиакриламидной основе в объеме до 60 м³. Подрядчик производил закачку как по существующему интервалу перфорации (с возможностью частичной отсыпки интервала), так и через спецотвертсия с предварительной изоляцией кровельной части пласта.

Основные проблемы при проведении работ по ОВП были обусловлены, во-первых, сильной закольматированностью кровельной части пласта при закачке по существующему интервалу; во-вторых, недостаточным объемом закачки полимерных составов для создания блок-экрана на пути конуса обводнения; в-третьих, недостоверностью истории работы скважин и соответственно некорректной диагностикой источника обводнения; и, наконец, недостаточной гибкостью специализированного подрядчика в отношении принятия решений по выбору технологии и закачиваемого полимера в нестандартных ситуациях.

На данный момент лучшие результаты дало использование материала DSGA® Polymer американского производства.

ИЗОЛЯЦИЯ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ

Из 49 скважино-операций по изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов (ИВИ) на бездействующий фонд пришелся 41%. Средний запускной прирост дебита нефти по бездействующему фонду составил 4,7 т/сут, по действующему фонду — 4,3 т/сут при среднем сокращении объема добываемой жидкости на 340 м³/сут на скважину.

Значительная часть операций проводилась без привлечения специализированного подрядчика. В число основных применявшихся технологий вошли изоляция интервалов пласта на ПМЗ или на пакереретейнере и изоляция высокопроницаемых интервалов полимерными составами на силикатной основе. Из факторов снижения эффективности в данном случае можно выделить некачественные РИР, а также неподтверждение остаточных запасов нефти и коллекторских свойств пласта. Тем не менее полученные результаты как достаточно обнадеживающие и планируем расширять работы в этой части в будущем.

ТАМПОНИРОВАНИЕ ИНТЕРВАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

Успешность семи выполненных скважино-операций составила 43%, а средний прирост дебита — 1,5 т/сут.

Низкий процент эффективности в данном случае объясняется несколькими факторами:

• выявление нескольких негерметичностей;
• комплекс проблем в скважине (заколонная циркуляция и негерметичность ЭК);
• тампонирование муфтового соединения ЭК;
• выполнение операций без привлечения специализированного подрядчика.

Как показывает опыт работ, для повышения успешности и эффективности тампонирования интервалов негерметичности эксплуатационных колонн важно учитывать поглощающую способность скважины и конструктивные особенности (для скважин с БС), а также величину интервала негерметичности. При этом подход обязательно должен быть комплексным.

ПРИНЯТЫЕ МЕРЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УСПЕШНОСТИ ОВП

Из всего фонда отремонтированных в 2010 году скважин до начала апреля 2011 года в работе оставались только 53, или 27% (рис. 5).

Некачественные РИР стали причиной снижения продолжительности эффекта на 36 скважинах. Во многом это следствие недостаточного контроля соблюдения запланированной программы по РИР, превышения допустимого давления при закачке полимерных составов и цементных растворов, а также в ряде случаев — необходимости двух операций РИР.

Еще 33 скважины дали слабый приток по причине кольматации пласта после РИР. В этих скважинах отмечено проникновение кольматирующего состава при осуществлении ОВП и РИР в продуктивную зону пласта, в том числе кольматация трещин. В ряде случаев приходилось проводить ГРП после РИР.

И, наконец, по 31 скважине не подтвердились данные об остаточных запасах. Как уже отмечалось выше, осложняющим фактором стала недостоверная история работы скважин и, как следствие, некорректная диагностика источника обводнения.

В связи с высокой важностью мероприятий по ОВП для экономической эффективности компании ТНК-ВР в 2010 году было принято решение о создании секторной группы по ОВП под руководством Управления технической деятельности бизнес-направления «Разведка и добыча» (УТД БН РиД) и о создании расширенного состава секторной группы (СГ) в каждом подразделении. Обозначены существующие проблемы, намечен план действий.

Кроме того, распоряжением генерального директора в службе супервайзинга по ТКРС создана группа специалистов, которые обеспечат 100%-ный охват и контроль выполнения технологических операций по РИР.

Был также учтен подход к подбору скважин-кандидатов на основе реализации проектов 2009–2010 годов. В связи с тем, что одним из основных критериев успешности ОВП служит качественное диагностирование источника обводнения, планируется выполнение дополнительных ГИС перед РИР, а также применение многофазных влагомеров Red Eye® компании Weatherford для определения истинного процента обводнения до и после операций по ОВП. Предусмотрено рассмотрение и согласование потенциальных скважин-кандидатов под ОВП со специалистами СГ корпоративного центра. Учтено увеличение объема химреагентов в договорах по РИР на 2011 год.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТАМ 2009–2010 ГОДОВ

В целом проведенные за прошедшие два года работы по ликвидации заколонных перетоков газа и воды показали свою эффективность. И актуальность данных работ возрастает в связи с проведением большего объема ГТМ в подгазовой зоне. В этой связи специалисты «Самотлорнефтегаза» предполагают продолжить работы в данном направлении при наличии скважин кандидатов (потенциал: 30–40 скважин на 2011 год).

Работы по ОВП при наличии низкопроницаемых интервалов в кровельной части пласта и изоляция обводненных пластов в скважинах с совместной эксплуатацией двух и более пластов в 2010 году показали хорошую динамику эффективности по сравнению с 2009 годом. Необходимо продолжить мониторинг длительности полученного эффекта по технологиям и подрядчикам. Увеличить количество данных работ с повышением качества. Работы рекомендуется проводить с регулированием режимов нагнетательных скважин (ограничение закачки в обводненные интервалы).

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РАБОТ

Если на начало 2008 года объем добычи жидкости по предприятию превышал 362 млн м³/год, то по итогам трех лет работы мы предполагаем сократить эту цифру до 320 млн м³/год, а к концу 2015 года довести добычу жидкости до 282 млн м³/год. При этом без мероприятий по ОВП к 2015 году абсолютная добыча жидкости составила бы более 380 млн м³/год.

Здесь же следует отметить, что в 2009 году 482 скважины нерентабельного фонда были остановлены со средним дебитом жидкости 121 м³/сут, а в 2010 году число остановленных скважин снизилось до 344 со средним дебитом жидкости 160 м³/сут.

На 2011 год запланировано проведение 182 скважино-операций по ОВП. Еще на 30 скважинах планируется испытание новых технологий в том числе:

• технология ограничения водопритока с применением полимерных гелей MARCIT и Mara-Seal (10 операций, средний ожидаемый эффект на скважину — 263 м³/сут);
• РИР с применением материала «Пластик КС» в комбинации с «Полисил ДФ» для ликвидации заколонных перетоков и негерметичности ЭК (10 операций, средний ожидаемый эффект на скважину — 263 м³/сут);
• технология ОВП в скважинах с применением модификатора фазовой проницаемости Water Web. Технология сохраняет относительную проницаемость для нефти и снижает проницаемость для воды в семь раз (10 операций, средний ожидаемый эффект на скважину — 150 м³/сут),
• технология Bright Water для увеличения охвата заводнения по пласту;
• остановка нерентабельного фонда — 341 скважина.

В целом потенциал по ОВП на 2011–2012 годы специалисты предприятия оценивают в 200–300 скважино-операций. Потенциал по изоляции обводненных пластов — 150–200 скважино-операций за тот же период.