10.1.4 Технология ТВИКОР Эффективность ремонтно

ООО “НПФ “Нитпо”
Технология ТВИКОР
Эффективность ремонтноизоляционных работ
в нефтяных и газовых скважинах
Докладчик: Строганов В.М., Генеральный директор ООО “НПФ “Нитпо”
НАЗНАЧЕНИЕ
-Ликвидация пропласткового обводнения;
-Ликвидация притока подошвеных вод;
-Ликвидация заколонных перетоков
и нагнетательных скважинах;
в
добывающих
-Отключение пластов при переходе на нижележащие
горизонты;
-Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн;
-Интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата в
скважинах с обводненной продукцией.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ;
до 300 0С;
толщина пласта:
не ограничена;
температура окружающей среды:
от +40 0С и до -40 0С;
тип коллектора:
любой;
обводненность продукции:
до 100 %;
минерализация пластовой воды:
любая;
тип обводнения:
пропластковое, подошвеное,
заколонные перетоки, негерметичность э/к;
пластовая температура:
интервал перфорации не перекрыт осадком или технологическим
оборудованием
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Материалы АКОР БН®
(АКОР БН100, АКОР БН101,… АКОР БН104, АКОР БН300)
 жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого







цвета;
динамическая вязкость 1-30 мПа·с;
плотность 980-1100 кг/м3 (при 20 0С);
температура замерзания ниже минус 50 С;
используются в товарном виде или на их основе
готовятся водонаполненные составы;
обладают регулируемым временем гелеобразования и
регулируемой вязкостью;
отверждаются (гелируют) по всему объему;
при взаимодействии с водой образуют прочный гель.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ
Для приготовления водонаполненного изолирующего
состава применяют:
материал
АКОР БН 102
(или другие модификации
АКОР БН);
техническую,
пластовую
солевой раствор.
воду,
или
При необходимости применяют дополнительные реагенты:
сульфаминовую кислоту;
полиакриламид DKS-ORP40NT или аналогичные, допущенные к
применению в нефтегазовой отрасли;
унифлок;
ацетат хрома;
цемент тампонажный.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
СТАБИЛЬНОСТЬ
Материалы АКОР БН и составы на их основе стабильны во
времени и не требуют тестовых испытаний перед
проведением ремонтно-изоляционных работ.
Попадание материала АКОР БН в водяной пласт является
достаточным условием для образования геля.
Время
гелеобразования
при
необходимости
может
регулироваться добавлением различных компонентов, расширяя
при этом температурный интервал применения составов, и
зависит:
- от рН среды (максимальное время гелеобразования для составов
АКОР БН при рН=2-3, а минимальное - при рН=7);
- от температуры пласта (чем выше температура, тем быстрее
гелеобразование);
- от пористости структуры пласта (чем меньше пористость, то есть
больше поверхность контакта, тем быстрее гелеобразование)
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ПРОСТОТА
Для производства работ используется стандартное
оборудование:
цементировочные агрегаты ЦА-320 или аналогичные;
автоцистерны;
емкости для приготовления изоляционных составов и хранения
жидкости глушения объемом 10-25 м3.
Вид и необходимое количество техники для осуществления процесса
определяется выбранной технологической схемой и объемом закачиваемых
реагентов.
Минимальное количество технических средств:
2 насосных агрегата;
2-3 автоцистерны с емкостью 8-10 м3.
Закачка АКОР БН и изолирующих составов на его основе может
проводиться с использованием колтюбинговой техники.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ДОСТОИНСТВА
ТЕХНОЛОГИИ ТВИКОР
1. Высокая степень заводской готовности АКОР БН;
2. Простота приготовления составов на основе АКОР БН;
3. Стабильность свойств материалов АКОР БН и составов
на их основе;
4. Стандартное оборудование для проведения работ;
5. Широкий диапазон объектов воздействия;
6. Ликвидация любых видов обводнения;
7. Стабильная успешность работ 65 – 95%;
8. Длительный эффект от применения технологии ТВИКОР.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ЗАТРАТЫ - РЕСУРСЫ
Работы осуществляются бригадой КРС.
Квалификация персонала: технолог, мастер.
Продолжительность 1 скважино-операции составляет:
- от 6 часов (выполнение РИР без подъема подземного
оборудования);
- до 12-15 дней при выполнении комплексных РИР (например, при
проведении дополнительных операций с установкой цементного
моста,
использовании
пакерующих
устройств
и
других
вспомогательных операций).
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
ЭФФЕКТ - ОПЫТ
Увеличение добывающей способности скважин за счет
снижения обводненности продукции и увеличения
добычи нефти, газа и газоконденсата.
дополнительная добыча нефти в среднем составляет от 800 до
3000 тонн на скважино-операцию, зависит от месторождения и вида
обводнения;
дополнительная добыча газа в среднем составляет более 120000
тыс. м3 на одну скважино-операцию;
успешность работ составляет 65-95 %;
длительность эффекта до 7 лет и более;
с 2000 года составами АКОР БН проведено более 1000 скважиноопераций.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
СЕРТИФИКАЦИЯ
Материалы группы АКОР сертифицированы Государственным центром по
сертификации и стандартизации химреагентов для нефтяной промышленности
(ГЦСС "Нефтепромхим"). Сертификат соответствия № ТЭК RU.ХП06.H02032.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация заколонных перетоков
До обработки
После обработки
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация пропласткового обводнения
До обработки
После обработки
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация притока подошвенных вод
До обработки
После обработки
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Переход на нижележащий объект
До обработки
После обработки
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Распределение изоляционного состава в неоднородном пласте
при объемной однопорционной закачке (а, в); при порционной
закачке (б, г)
а
б
в
г
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация негерметичности
эксплуатационной колонны
1
2
1
2
1 – Оторочка изоляционной композиции на основе АКОР-БН®
2 – Докрепляющий цементный раствор
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты водоизоляционных работ с применением
составов АКОР-Б на 68 скважинах месторождений
ПО «Лангепас» в 1987-1989 гг.
Обработано скв. 7
Успешность 43 %
↓ обв. 5,1 (11,6) %
↑ Qн 2,8 (4,8) раз
Обработано скв. 16
Успешность 87 %
Обработано скв. 19
Успешность 78 %
↓ обв. 19,8 (24,8) %
↑ Qн 8,1 (10,3) раз
Подошвенная вода
ЗКЦ в добывающих
скважинах снизу
ЗКЦ в добывающих
скважинах сверху
Обработано скв. 3
Успешность 33 %
↓ обв. 29,5 (86,5) %
↑ Qн 13,7 (38,0) раз
Обработано скв. 6
Успешность 33 %
↓ обв. 15,4 (49,2) %
↑ Qн 4,3 (12,6) раз
Обработано скв. 17
Успешность 70 %
↓ обв. 28,4 (39,4) %
↑ Qн 9,4 (12,5) раз
Примечание: в скобках приведены значения только по успешным скважинам
ЗКЦ в добывающих
скважинах снизу и
сверху
Закачиваемая и
краевая вода
ЗКЦ в
нагнетательных
скважинах
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на
392 скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» c
1985 по 1993 годы
Успешность 86 %
Доп. добыча 7018 т.
Успешность 83 %
Успешность 70 % Доп. добыча 6438 т.
Доп. добыча 404170 т.
Успешность 50 %
Доп. добыча 29662 т.
Асомкинское
Успешность 52 %
Доп. добыча 169460 т.
Мамонтовское
Правдинское
СеверноСалымское
Солкинское
Тепловское
Успешность 33 %
Доп. добыча 669 т.
Успешность 55 %
Доп. добыча 225280 т.
Усть-Балыкское
Успешность 40 %
Доп. добыча 78272 т.
Успешность 50 %
Доп. добыча 30780 т.
Успешность 56 %
Доп. добыча 76520 т.
Всего обработано 392 скважины, общая успешность 61 %
Дополнительная добыча составила 1 028 200 тонн нефти
ЮжноБалыкское
ЮжноСургутское
ВосточноСургутское
Результаты РИР составами АКОР с 1990 по 1992 годы
на 34 скважинах пермокарбоновой залежи
Усинского месторождения
↓ обв. 14,0 %
↑ Qн + 2,83 т/сут.
На одну
скважинооперацию
Средняя
дополнительная
добыча нефти,
тонн
2848,08
3916,11
0
1000
2000
3000
4000
На одну
эффективную
скважинооперацию
↓ обв. 16,52 %
↑ Qн + 4,57 т/сут.
Дополнительная и восстановленная добыча нефти
по 34 скважинам составила 93 986 тонн нефти
РИР составом АКОР Б100 на скважинах
Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть»
Дата
№
проведения
скв.
обработки
Дебит нефти, т/сут
До
обработки
Обводненность, %
после
до
после
обработки обработки обработки
Количество
дополнительно
добытой
нефти, т
Ликвидация притока пластовой воды
12
31.03.99
—
(опереж.
обработка)
541
20.01.99
3
5,9
15
0
1570*
45
03.07.00
01.10.00
2,0
2,0
50
98
3
35
1144*
36
0
0
9,6
—
0
11698*
После изоляции
зарезка второго
ствола
Примечание: * – Данные на 01.12.2002. Эффект продолжается 20.05.2008 г.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
РИР составом АКОР Б100 на скважинах
Песчаноозерского месторождения ЗАО «Арктикнефть»
№
скв
Дата проведения
обработки
Дебит газа, м3/сут
До
РИР
После
РИР
Примечание
Ликвидация притока газа
580
12.04.2002
3400
0
На май 2008 года
Приток газа
отсутствует
29
20.12.2006
Газопроявление
в интервале 14761479м
0
На май 2008 года
Приток газа
отсутствует
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты РИР с использованием составов АКОР на
газовых скважинах Медвежьего месторождения
ОАО «Надымгазпром» в 1991-1993 гг.
 РИР с отключением части фильтра – 6 скважин
 РИР с отключением части фильтра с приобщением – 6
скважин
 Переход на вышележащий горизонт – 1 скважина
Средняя успешность по всем видам РИР составила 69 %
Дополнительная добыча газа за два года составила
1333375 тыс. м3.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты РИР по ограничению водопритока в
скважинах материалами АКОР-БН 102® на
месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за 2005 год
№ скв./
месторо
ждение
Дебит по газу, тыс м3
до
РИР
Продолж. Доп. и
Стоимос Доп.
работы
1-й
сред. за эффекта, восстановл. ть РИР,
сут.
добыча газа, тыс. руб.
месяц эфф.
тыс. м3
период
6 - ЗапКрасноа
рм.
1,1
10,6 22
245
4625 /
4894
720,3
7 - ЗапКрасноа
рм.
1,3
10
18
240
3894 /
4206
725,2
Промывка
песчаной
пробки
1 СГривенс
кая
1,2
10
17,5
77
1256 /
1348
2120
Извл-е
аварийн.
НКТ
Дополнительная добыча газа за 2005 год составила 9775 тыс. м3, дебиты
по газу увеличились в 17-22 раза.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты водоизоляционных работ составами АКОР БН®
на месторождениях Казахстана в 2002-2005 гг
Месторождение
Кол-во
скважин
Технология
воздействия
Дополнительная добыча
нефти, тонн
Узень
19
ВУС+АКОР
16000
Узень
1
АКОР
800
Кырыкмылтык
2
ВУС+АКОР
2000
Кырыкмылтык
1
АКОР
700
Акинген
7
АКОР
3900
Ю-З Камышитовое
1
ВУС+АКОР
1200
Ю-З Камышитовое
16
АКОР
12500
В. Макат
7
АКОР
3400
Алтыкуль
5
АКОР
2800
С. Жолдыбай
5
АКОР
2500
Б. Жоломанова
3
АКОР
2000
В. Молдабек
2
АКОР
4500
Ограничения водопритоков реагентом АКОР-БН102® в
скважинах на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть»
сложенных карбонатным коллектором в 2002-2005 гг.
 отсечение обводненных интервалов – 15
скважино-операций
 перевод на вышележащий или нижележащий
интервал – 10 скважино-операций
 ликвидация заколонных перетоков – 8
скважино-операций
 приобщение – 1 скважино-операция
По состоянию на декабрь 2005 года общая успешность выполненных
работ составила 79 %. Дополнительная добыча составила 52188 т.
нефти (1582 т. на 1 выполненную и 2007 т. на 1 успешную скважинооперацию).
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты РИР составами АКОР-БН®, выполненных
на скважинах РУП «ПО «Белоруснефть» в 2002-2005 гг.,
данные на август 2005 года
Обработано скв. 8
Успешность 100 %
Доп. добыча 10717 т.
↑ Qн +6,6 т./сут
↓ Qв 16,1 %
Обработано скв. 1
Успешность 100 %
Доп. добыча 451 т.
↑ Qн +4,9 т./сут
Отсечение
Переход на
в/л или н/л
интервал
Обработано скв. 8
Успешность 86 %
Доп. добыча 15056 т.
↑ Qн +4,7 т./сут
↓ Qв 37,1 %
Обработано скв. 13
Успешность 69 %
Доп. добыча 14277 т.
↑ Qн +4,6 т./сут
↓ Qв 16,4 %
Ликвидация
заколонных
перетоков
Приобщение
Средняя успешность РИР на скважинах
РУП «ПО «Белоруснефть» по годам
Средняя
успешность
работ по ранее
применяемым
технологиям,
%
50
Средняя
успешность
работ
составами
АКОР-БН, %
79
91
до 2002 г.
2002-2004 гг.
2005 г.
2006 г.
44
0
50
100
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Селективная изоляция притока воды в скважине
№ 1 Западно-Морозовского месторождения
ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года
За 16 месяцев эксплуатации дополнительно добыто 22217 тонн нефти и 23993000 м3 газа.
Эффект продолжается. На 16.05.2008 г., дополнительно добыто 36150 тонн нефти.
Селективная изоляция притока воды в скважине
№ 1 Западно-Морозовского месторождения
ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в декабре 2003 года
Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения
в 2004-2008 годах после проведения РИР составом АКОР БН®
Изоляция заколонного перетока воды в скважине
№ 8 Западно-Морозовского месторождения
ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в августе 2004 года
За 9 месяцев эксплуатации дополнительно добыто 20094 тонн нефти и 2527000 м3 газа.
Эффект продолжался до июля 2005 г. Всего дополнительно добыто 24132 тонн нефти.
Изоляция заколонного перетока воды в скважине
№ 8 Западно-Морозовского месторождения
ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в августе 2004 года
Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения
в 2004-2008 годах после проведения РИР составом АКОР БН®
Эффект продолжался до июля 2005 г., дополнительно добыто 24131 тонн нефти.
Ограничение притока закачиваемых вод составами
АКОР-БН 102 путем проведения ВИР в добывающих и
нагнетательных скважинах Злодаревского месторождения
в 2005-2006 гг.
140
120
РИР АКОР БН
2005 год
РИР АКОР БН
2006 год
100
Скважина 307
80
60
40
Скважина 310
20
0
июль ав г
сен
окт
ноя
дек
янв
фев
мар
апр
май июнь июль ав г
сен
окт
ноя
дек
янв
фев март апр
обв одненность,%
99
37
37
38
40
40
42
42,5
42
43
42
42
46
65
92,5
93
38
39
40
40
40
Объем закачки, м.куб/сут.
130
87
87
90
90
95
102
100
106
114
120
120
123
81
81
85
85
80
90
90
98
98
Дав ление закачки, атм.
35
90
89
90
91
87
80
81
75
71
65
65
62
93
92
90
90
94
87
88
85
85
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут
0
5,5
5,5
5,4
5,6
5,6
5,2
5,5
5,5
5,4
5,5
5,2
4,9
3,5
1
4,7
4,1
4,5
4,3
4,2
ООО “НПФ “Нитпо”
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!
ООО “НПФ “Нитпо”
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ
ИНФОРМАЦИЯ
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты водоизоляционных работ с применением составов АКОР-Б на
месторождениях ПО «Лангепас» в 1987-1989 гг.
Показатели эксплуатации скважин
Источник
обводнения
Подошвенная
вода
Заколонная
циркуляция:
снизу
сверху
снизу и сверху
Общее
число
скважин
19
до РИР
после РИР
Увеличение
дебитов
нефти, число
раз
Снижен.
обводнен., %
Успешн %
Qн,
т/сут
Обвод.
%
Qн,
т/сут
Обвод.
%
0,9
98,1
7,3
(9,3)
78,3
(73,5)
8,1
(10,3)
19,8
(24,8)
78
6,6
(8,8)
1,3
(3,8)
13,7
(38)
70,0
(59)
82,3
(48,5)
69,0
(12)
9,4
(12,5)
4,3
(12,6)
13,7
(38)
28,4
(39,4)
15,4
(49,2)
29,5
(86,5)
70
33
17
6
0,7
0,3
98,4
97,7
3
1,0
98,5
Закачиваемая и
краевая вода
7
1,2
97,6
3,3
(5,8)
92,5
(86)
2,8
(4,8)
5,1
(11,6)
43
Среднее по всем
типам
обводнения
добывающих
скважин
52
0,8
98,1
6,4
(8,6)
78,4
(66)
8,0
(10,8)
19,7
(32,1)
63
Изоляция
заколонной
циркуляции в
нагнетательных
скважинах
16
Примечание: в скобках приведены значения только по успешным скважинам.
33
87
Селективная изоляция водопритоков составами АКОР на
месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» c 1985-1993 гг
Коэф-т
успешности,
д.ед.
Средняя
дополни
тельная
добыча,
тыс тонн
Дополни
тельная
добыча,
тыс тонн
Месторождение
Кол.
Обработок
Кол.
Эффективны
х обработок
Асомкинское
7
6
0,86
1,003
7,018
Мамонтовское
6
3
0,50
4,937
29,622
Правдинское
63
33
0,52
2,690
169,46
Северно-Салымское
71
40
0,56
1,078
76,52
Солкинское
10
5
0,50
3,078
30,78
Тепловское
10
4
0,40
7,827
78,272
Усть-Балыкское
64
35
0,55
3,52
225,28
Южно-Балыкское
3
1
0,33
0,223
0,669
Южно-Сургутское
152
107
0,70
2,659
404,17
Восточно-Сургутское
6
5
0,83
1,073
6,438
392
239
0,61
3,047
1028,2
ВСЕГО
Примечание: РИР составами АКОР в 1989-1993 осуществлялись силами служб КРС ОАО «Юганскнефтегаз»,
без контроля разработчиками материала.
Результаты РИР составами АКОР с 1990 по 1992 годы на
34 скважинах пермокарбоновой залежи Усинского
месторождения
До РИР
После РИР
% воды
сред.
значения за
период
эффекта
Дополнит.
добытая
нефть
Qн,
т/сут
Qв,
т/сут
%
воды
Qн,
т/сут
Qв,
т/сут
% воды
за
3 месяца
после
РИР
На один
скв.-ремонт
2,67
56,58
95,50
5,50
24,25
72,18
81,50
2848,08
На один
Эффективный
скв.-ремонт
2,08
66,81
96,98
6,65
27,40
69,30
80,46
3916,11
Показатели
Дополнительная и восстановленная добыча нефти по 34 скважинам
составила 93986 тонн нефти
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты ремонтно-изоляционных работ с
использованием составов АКОР на скважинах
Медвежьего месторождения ПО «Надымгазпром»
№
№
скв.
Дата РИР
Искусственный
забой
Интервалы перфорации,
м
Код РИР
до
РИР
посл
е
РИР
до РИР
тех.
схем
ы
(**)
тамп
онаж
ного
соста
ва
(***)
до
РИ
Р
после РИР
1-ый
меся
ц
ср. за
эффект
ивный
период
470,9
(*)476,
8
после РИР
Дебит по газу,
ТЫС, м3/сут.
после
прекр
ащен
ия
эффе
кта
Продол
житель
ность
эффект
, мес.
Допол.
и
восстанов.
добыча
газа, тыс.
м3
Стоимость
РИР, тыс.
руб.
Дополнительные
работы
22
27
106768
139237
1269,8
Извл. СПФ. Промыв.
песч.-гл. пробки.
Спуск СПФ.
1520,1
Промыв. песч.-гл.
пробки.
Интенсификация
ПАВ.
1
131
17.10.91
13.01.92
1179
1165
1112-1125
1136-1156
1173-1177
1112-1125
1136-1156
2
5+1
326
,9
647,2
2
311
18.01.92
16.02.92
1165
1156
1126-1165
1129-1139
2
5+1
б/д
б/д
3
622
01.01.92
17.05.92
1155
1139
1077-1087
1097-1125
1151-1171
1077-1125
1125-1132
2
5+1
б/д
491,8
341,8
(*)327,
6
19
22
212445
234164
4559.9
Пр омыв .песч .-гл.
пробки. Извлеч.
пакера.
4
415
24.03.92
31.05.92
1192
1167
1154-1191
1085-1091
1100-1145
1154-1167
4
5+1
196
,3
298,3
330,3
(*)384,
5
19
22
83140
130857
6467,6
Извл.пакера.
Промыв.песч.-гл.
пробки.
5
810
18.05.92.
30.06.92
1159
1146
1125-1132
1137-1149
1153-1160
1097-1120
1125-1132
1137-1146
4+7
5+1
+6
б/д
402,3
401,9
(*)363,
3
18
21
194280
232687
2110,5
Пром. и разбур.
песч.-гл.пробки. Обр.
ПЗП ПАВ.
6
809
14.09.92
18.10.92
1138
1126
1093-1130
1078-1123
1123-1126
4
5+1
б/д
613,6
528,1
2
32213
5516,2
Промыв .песч.-г л.
пробки. Спуск СПФ.
7
207
17.08.92
12.12.92
1206
1146-1200
1146-1200
2
5+1
б/д
143,5
298,6
(*)295,
4
13
16
109320
135906
17325,6
Извл. пакера" Бейкер",разбур. пакера и
песч.-гл. пробки,
фразирование.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты ремонтно-изоляционных работ с
использованием составов АКОР на скважинах Медвежьего
месторождения ПО «Надымгазпром» (продолжение)
№
№
скв.
Дата РИР
Искусственный
забой
Интервалы перфорации,
м
Код РИР
до
РИР
посл
е
РИР
до РИР
тех.
схем
ы
(**)
тамп
онаж
ного
соста
ва
(***)
до
РИ
Р
после РИР
1-ый
меся
ц
ср. за
эффект
ивный
период
посл
е
прек
раще
ния
эффе
кта
после РИР
Дебит по газу,
ТЫС, м3/сут.
Продол
житель
ность
эффект
, мес.
Допол.
и
восстанов.
добыча
газа, тыс.
м3
Стоимость
РИР, тыс.
руб.
Дополнительные
работы
Подъем СПФ. Пром.
песч.-гл. пробки.
Спуск СПФ.
8
1033
19.10.92
30.11.92
1175
1150
1120-1159
1081-1104
1120-1150
4
5+1
б/д
410,
5
410,5
412,7
7
78518
6200,7
9
437
11.12.92
11.01.93
1325
1171
1172-1193
1105-1115
1123-1133
1153-1167
5
5+1
179
,1
273,
1
237,6
178,3
5
7731
5421,2
1
0
832
17.02.93
13.03.93
1207
1127
1098-1110
1133-1155
1074-1087
1098-1110
4
5+1
б/д
357,
0
419,8
(*)417,
5
10
13
124799
161712
11727,8
1
1
109
29.01.93
28.03.93
1178
1170
1140-1161
1161-1178
1110-1140
1140-1161
1161-1170
4+7
5+1
+7
703
504,
9
362,6
7
-
25760,8
1
2
406
01.05.93
17.05.93
1250
1163
1063-1163
1172-1195
1063-1163
2
5+1
367
,6
250
250
(*)255
7
10
-
15795,3
1
3
104
01.05.93
20.06.93
1209
1189
1132-1208
1132-1189
5
5+5
б/д
539,
5
585,7
(*)590,
4
7
10
126785
180350
33287,7
Всего по месторождению,
в том числе:
1409960
в 1992 г.
275852
в 1993г.
869628
в 1994г.
264480
Извл.пакера.
Промыв.песч.-гл.
пробки. в инт. 11601178 м.
Извл.пакера.
Результаты РИР по ограничению водопритока в
скважинах материалами АКОР БН102® на
месторождениях ООО "Кубаньгазпром" за 2005 год
№
№ скважины /
месторождение
Искуственны
й забой
Интервал
перфорации
Код РИР
до
РИР
(м)
посл
е
РИР
(м)
до
РИР
(м)
после
РИР
(м)
технол
огичес
кой
схемы
**
тампон
ажного
состава
***
до
РИ
Р
1-й
меся
ц
средний
за
эффекти
вный
период
Дебит по газу, тыс м3
Продолжи
тельность
эффекта,
сут
Дополнитель
ная и
восстановлен
ная добыча
газа, тыс. м3
Стоимос
ть РИР,
тыс. руб
Дополните
льные
работы
1
6 - ЗапКрасноармейск
ая
1595
1573
158
2157
5
15701572
4
2-1
1,1
10,6
22
245
4625/4894
720,3
2
7 - ЗапКрасноармейск
ая
1605
1577
158
2157
9
15761574
4
2-1
1,3
10
18
240
3894/4206
725,2
Промывка
песчаной
пробки
3
1 С-Гривенская
1040
1004
101
4101
0
1002,
51000
4
2-1
1,2
10
17,5
77
1256/1348
2120
Извлечение
аварийных
НКТ
Дополнительная добыча газа за 2005 год составила 9775 тыс. м3, дебиты
по газу увеличились в 17-22 раза.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты РИР с применением АКОР БН,
выполненных на скважинах РУП «ПО «Белоруснефть»
в 2002-2004 гг., данные на август 2005 г.
Кол-во
скв.
До РИР
Qн, т/с
После РИР (средние пок-ли за период эффекта)
Обв., %
Qн, т/с
Обв. за перв.
3 мес., %
Обв., %
Продолж.
эффекта
72,3
329
Накопл.
добыча, т.
Успешн., %
1233
70
отсечение
10
0,80
77,4
+2,2
75,9
Всего добыто нефти
12328
переход на в/л или н/и интервал
5
0,89
76,7
+4,6
64,2
56,9
337
2614
Всего добыто нефти
80
13071
ликвидация заколонных перетоков (с отсечением или без)
4
1,99
97,2
+3,4
75,4
ИТОГО
87,8
308
1526
Всего добыто нефти
6104
Общий эффект по нефти
31502
100
79
Примечание: По 9 скважинам эффект продолжается
Общая успешность
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Результаты РИР, выполненных на скважинах
РУП «ПО «Белоруснефть» в 2005 году,
по данным на август 2005 года
Кол-во
скв.
До РИР
Qн, т/с
После РИР (средние пок-ли за период эффекта)
Обв., %
Qн, т/с
Обв. за перв.
3 мес., %
Обв., %
Продолж.
эффекта
68,2
93
Накопл.
добыча, т.
Успешн., %
972
67
отсечение
3
0
95,8
+6,9
80,4
Всего добыто нефти
1949
переход на в/л или н/и интервал
3
1,49
91,8
+4,8
41,7
37,4
134
662
Всего добыто нефти
100
1985
ликвидация заколонных перетоков (с отсечением, переводом или дострелом)
4
1,67
68,2
+9,8
33,1
45,5
95
1153
Всего добыто нефти
100
4613
приобщение
1
0,00
0,0
+4,9
-
ИТОГО
-
91
451
Всего добыто нефти
451
Общий эффект по нефти
8998
100
91
Примечание: По 10 скважинам эффект продолжается
Общая успешность
Ликвидация заколонных перетоков
Низкое качество цементного камня со временем может привести к
тому, что водоносные пласты оказываются соединенными с
нефтяными. Сущность технологии заключается в отключении
тампонированием
источника
обводнения
и
восстановлении
целостности цементного камня за колонной.
В зависимости от геолого-физических характеристик изолируемого
объекта,
тампонирование
может
производиться
как
через
существующий интервал перфорации, так и через спецотверстия.
Для изоляционных работ мы применяем наиболее эффективную
композицию из разработанных нами составов на основе АКОР-БН.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация пропласткового обводнения
Широко
распространенной
проблемой
при
совместной
эксплуатации нескольких пластов (пропластков) является прорыв
воды по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу
водоупорами. В этом случае источником воды может явиться
активная законтурная вода, либо фронт нагнетаемых вод.
Ликвидацию пропласткового обводнения мы решаем применением
эффективных селективных составов на основе АКОР-БН.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Ликвидация притока подошвенных вод
Проблема притока подошвенных вод возникает, когда ВНК
находится рядом с нижними перфорационными отверстиями. В
пластах, с относительно высокой вертикальной проницаемостью это
явление носит характер конусообразования.
Мы решаем эту проблему чередующейся закачкой составов на
основе АКОР-БН с различными характеристиками гелеобразования.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”
Переход на нижележащий объект
Из проблем перевода на другой объект эксплуатации наиболее
сложной является переход на нижележащий объект. Проблема не
может быть решена обычной установкой цементного моста.
Мы решаем эту задачу применением высокопрочной изолирующей
композиции, обеспечивающей надежную изоляцию отключаемого
объекта.
ООО “Научно-производственная фирма “Нитпо”