НИТПО : Наука : Наши работы

Наши работы

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЗАХСТАНА С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

А.А. Энгельс, ТОО «ОТО-ПРОМ», Республика Казахстан

А.М. Строганов, ООО НПФ "Нитпо"

В.М. Строганов, ОАО "РосНИПИтермнефть"

Для ограничения водопритока на месторождениях Казахстана (Кумколь, Узень и ряде месторождений Прикаспийского региона) компанией «ОТО-ПРОМ» в период с 2000 по 2002 год были проведены ремонтно-изоляционные работы более чем на 100 скважинах. В качестве изоляционного материала, в основном, применялся низкомолекулярный полиакриламид. При многих достоинствах этого реагента, в процессе освоения скважин после РИР, все же были выявлены некоторые недостатки, особенно на месторождениях Прикаспийского региона:

Слабая адгезия с породой, что приводит к постепенному выносу геля из пласта.
Довольно большие объемы закачки для создания необходимой оторочки (в среднем 50 м3), что не всегда возможно закачать в скважины с низкой приемистостью (например, на некоторых месторождениях Прикаспийского региона).
На месторождениях с пескопроявлением после закачки полиакриламида интенсивность выноса песка, как правило, возрастает.

Для повышения эффективности работ, была предложена и испытана технология, предусматривающая последовательную закачку ВУС+АКОР БН 102, что позволило существенно уменьшать или же полностью устранить указанные выше недостатки.

Технология ВУС+АКОР БН 102 применялась для селективной изоляции на месторождении Узень в конце 2002 года. Все 5 обработанных скважин показали хороший результат, т.е. эффективность равна 100 % (табл. 1).

Таблица 1 - Результаты проведения РИР на месторождении Узень с применением технологии ВУС+АКОР

№ п/п

№ скв

дебиты

до мероприятия

после мероприятия

нефть т/с

вода м³/с

жидк м³/с

% обв

нефть т/с

вода м³/с

жидк м³/с

% обв

1

5218

0,5

19

20

95

1,6

4,2

6

68

2

2101

1,3

150

152

99

7

75

82

90

3

4087

0,4

24

25

98

0,5

2,4

3

80

4

3508

2,9

31

35

90

5,2

23

31

80

5

4108

3,4

65

70

90

13,7

23,4

40

60

Обработка проводилась в декабре 2002 года, и о продолжительности эффекта, поэтому судить рано, т.к. он еще продолжается. Однако после проведенных ремонтно-изоляционных работ за пол года дополнительно уже получено более 2 500 тонн нефти, что при существующем режиме работы скважин не является пределом.

На месторождениях Камышитовое и С. Балгимбаева (Прикаспийский регион) для селективной изоляции в настоящее время (июль-сентябрь 2003 года) была использована также технология ВУС+АКОР БН 102. О результатах проведенных работ в целом говорить еще рано, но уже сейчас можно сказать, что при запуске скважин не отмечалось пескопроявления, что, к сожалению, имело место при работе только с полиакриламидом. В продукции обработанных скважин наблюдается снижение обводненности в среднем на 15 %. При этом на месторождении С. Балгимбаева положительный результат получен на 7 скважинах из 8 скважино-операций а общий первоначальный прирост дебита нефти составил 32,7 тонн/сут. или в среднем 4,67 тонн/сутки на одну эффективную скважинно/операцию. На месторождении Камышитовое (конец сентября 2003 года) положительный результат получен на 4 скважинах из 5 скважино-операций а общий первоначальный прирост дебита нефти составил 17, 2 тонн/сут. или в среднем 4,3 тонн/сутки на одну эффективную скважинно/операцию.

На месторождениях Северный Жолдыбай, Орысказган и Восточный Молдабек из-за низкой приемистости пластов, было принято решение провести селективную изоляцию небольшим объемом АКОРа, примерно 6-9 м3. Примененная технологическая схема также принесла положительные результаты.

По месторождению Северный Жолдыбай при проведении ремонтно-изоляционных работ больших проблем с закачкой водонаполненного раствора АКОР БН не было, т.е. согласно планов выполнения РИР закачано от 6 до 9 м3 композиции. Причем закачка в трех скважинах производилась без подъема подземного оборудования, т.е. через затрубное пространство. При этом на всех пяти обработанных скважинах получены положительные результаты (обводненность снижена на 4-7%, дебит по нефти вырос на 0,5-1,7 тонн/сут.). За два с половиной месяца дополнительная добыча составилила 252 тонны нефти. Ежесуточная дополнительная добыча составляет 5,0 т/сут. или в среднем 1,0 т/сут. на одну скважинно/операцию. Здесь следует отметить, что сравнительно низкие показатели дополнительно добытой нефти обусловлены тем, что РИР проводились на низко дебитных скважинах. Поэтому если абсолютный прирост дополнительно добытой нефти не очень велик, то относительно первоначального дебита увеличение произошло в среднем на 47%.

На месторождениях Б. Жоломанов и Восточный Молдабек в процессе закачки мы столкнулись с очень низкой приемистостью скважин. В некоторых случаях удалось закачать в пласт только 3 м³ водонаполненного раствора АКОР БН 102. При этом закачка проводилась с минимально возможной скоростью. И, тем не менее, именно по этим месторождениям получен наиболее ощутимый эффект. Например, на месторождении Б. Жоломанов по скважине № 79 были получены следующие результаты: до обработки дебит по жидкости составлял 28,4 м³/сут, по нефти 5,5 т/сут., обводненность в среднем составляла 70 %. После обработки эти же показатели изменились соответственно 21,6 м³/сут., 10,5 т/сут., обводненность снизилась до 44 %.

Аналогичные результаты получены по скважинам № 78 и № 2 (см. табл. 2).

Таблица 2 – Режим работы скважин на месторождениях Б. Жоломанова и Восточный Молдабек до и после РИР

Месторождение Б. Жоламанова

№ п.п.

№№ скв.

Дата РИР

Параметры до РИР

Параметры после РИР

Первоначальный прирост добычи, т/сут

Qн, т/сут

Qж,

м³/сут

Обв.,%

Qн, т/сут

Qж,

м³/ сут

Обв.,%

1.

79

31.08

5,5

28,4

75

10,5

21,6

44

+5,0

2.

78

18.09

4,1

27,3

83

7,7

15,2

47

+3,6

3.

2

19.09

6,3

13,5

52

9,3

14,0

25

+3,0

Месторождение Восточный Молдабек

1.

427

26.09.

5.8

13.8

52

8.4

14.3

35

+2.6

2.

215

27.09

3.6

11.3

64

6.6

8,0

8,0

+3.0

На месторождении Восточный Молдабек выполнены 2 скважино/обработки. В каждую скважину было закачено по 6 м³ водонаполненного раствора АКОР БН 102. Первые результаты анализа продукции этих скважин показали снижение обводненности на 20 и 25 % соответственно.

Сведения о режиме работы скважин на этих месторождениях до и после РИР приведены в таблице 2.

Таким образом, за период декабрь 2002 года по сентябрь 2003 года на месторождениях республики Казахстан с применением кремнийорганического тампонажного материала АКОР БН 102 выполнено 23 скважино-операции при этом на 21 скважине получен положительный результат (технологическая успешность составила 91%).

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод о перспективности применения изоляционного материала на основе кремнийорганических соединений при проведении ремонтно-изоляционных работ на добывающих скважинах нефтяных месторождений Прикаспийской впадины. В тех случаях, когда работы проводятся на месторождениях с продуктивными горизонтами большой мощности и хорошей приемистостью пластов, рекомендуется применять технологию ВУС+ АКОР БН 102. В случаях плохой приемистости пластов хорошие результаты показывает закачка малых объемов водонаполненных растворов АКОР БН 102.

Статья опубликована в: Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сборник докладов 4-й Международной конференции. г. Анапа, Краснодарский край, 2004 г. / ОАО НК "Роснефть", ОАО "НК Роснефть-Термнефть", ОАО "РосНИПИтермнефть". – Краснодар: Изд-во «Эдви» 2004. – С. 371-374.

Версия для печати Послать коллеге Добавить в избранное