Телефон: +7 (383)-202-16-86

Статья опубликована в рамках: XLIV Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ» (Россия, г. Новосибирск, 07 мая 2018 г.)

Наука: Науки о Земле

Секция: Геология

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Сагидуллин В.И. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В СКВАЖИНАХ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ: сб. ст. по мат. XLIV междунар. студ. науч.-практ. конф. № 9(44). URL: https://sibac.info/archive/meghdis/9(44).pdf (дата обращения: 21.08.2019)
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В СКВАЖИНАХ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сагидуллин Вильдан Ильнурович

магистрант, кафедра РЭНГМ ТИУ,

РФ, г. Тюмень

Научный руководитель Апасов Тимергалей Кобирович

канд.  техн. наук, доц. ТИУ,

РФ, г. Тюмень

Основные проблемы негерметичности эксплуатационной колонны добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Самотлорского, Южно-Охтеурского, Кечимовского и других месторождений, постепенно получает все большую роль, поскольку нарушения герметичности ведут к увеличению обводненности продукции, вследствии которого эксплуатация скважин оказывается невыгодной  [1, 2]. По результатам на 01.01.2015г. фонд добывающих скважин составил 383 скважины, которые были оборудованы с ЭЦН - 353 скважины (92 %), установками ШГН – 30 (8 %). В разработке наблюдаются объекты: АВ1-2, БВ6, ЮВ0, ЮВ1 и ЮВ2.  Главным способом эксплуатации скважин значится  – УЭЦН, ими добыто 98.6 % нефти (жидкости – 99%), добыча нефти УШГН – 1.4% (1%).

За период (1999-2014) на Кечимовском месторождении приведено в исполнение 28 скв.-опер. по методу ОВП (ограничение водопритока закачкой водоизолирующих материалов в пласт) и РИР (борьба с источниками обводнения с размещением изоляционных материалов в колонне и заколонном пространстве). Процент успешности выполнения операции составил 57% – 16 успешных ремонтов из 28, дополнительная добыча нефти за оценочный период (год проведения ГТМ) – 59.0 тыс.т. За данный временной отрезок по ГТМ, выполненным за период 2011-2014 гг. среднее время эффективной продолжительности технологии по ограничению попутнодобываемой воды – 218 сут., по приросту (не снижению) дебита нефти - 101 сут. Средний прирост дебита нефти на добывающих скважинах составил – 4.6 т/сут. На рисунках 1 и 2 показаны водоизоляционные работы и ремонтноизоляционные работы

 

Рисунок 1. Распределение РИР на месторождении по годам

 

Рисунок 2. Распределение РИР по объектам на месторождении

 

На графике наблюдаем, что большее количество РИР выполнено в 2014 году (6 скв.-опер.), что в свою очередь связано с применением на месторождении технологии СНПХ-ПУС (4 скв.-опер.), в остальные периоды объем не превысил по 3-4 скв.-опер. в год. Наибольший объем дополнительной добычи нефти получен в 2001 году – 30.3 тыс.т., наименьший – в 2005 и 2014 годах – 0.5 и 0.7 тыс.т. По РИР, выполненным в 2003 и 2009 годах, намеченный технологический эффект не достигнут. Показатели эффективности РИР по видам КР представлены на рисунке 3.

 

Рисунок 3. Показатели эффективности РИР по видам КР

 

Отметим, что с 2011 г. на Кечимовском месторождении заметно увеличился объем применения нестандартных технологий РИР и ОВП без применения цементов а с применением других технологий и составов (таблица 1).

Таблица 1.

Технологии РИР (ВИР) на Кечимовском месторождении

       Год

Мероприятия

Кол-во скв.

     2011

РИР ЛНЭК (Пластик КС)

2

РИР ЛЗКЦ

1

     2012

ОВП (Alcoflood 254S)

1

РИР ЛНЭК (2-х пакерная компановка "Навигатор")

1

РИР ЛНЭК цементом

1

     2013

РИР Изоляция цементом нижнего и.п.

1

     2014

ОВП ЭСС Алдинол-10

2

ОВП СНПХ-ПУС

4

 

 

Использование нештатных технологий РИР (ВИР) за период 2011-2014 гг., обозначено снижением эффективности стандартных РИР с использованием цементов. Низкий показатель результатов работ связана  с тем, что показатели технологии являются весьма трудными и требуют высшей квалификации для отбора корректной стратегии взаимодействия на всех этапах (подстраивания составов в лабораторных условиях, отбор скважин-кандидатов, ведения технологической операции освоения и закачки). Для устранения уже определенных негерметичностей эксплуатационных колонн Кечимовского месторождения рекомендуется применение технологии тампонажной смеси (ТС) на основе карбамидоформальдегидной смолы из класса синтетических смол. Состав может быть применим в скважинах в качестве изоляционного материала с высоким показателем фильтруемости в пористой среде, это достигается за счет низкой вязкости, большим механическим показателем прочности и адгезией.

Смола карбонатная из синтетических смол является одной из самых дешевых и доступных [3, 4]. Предпринимается авторами использовать созданную технологию и быстросхватывающую тампонажную смесь (БСТС) на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС), для пластов с температурой от 20 до 120 °С, с регулированием сроком отверждения от 10 минут до 8 часов [4]. Отвердителем КФС является комплексный термостойкий кислотный состав. Для настройки плотности, вязкости и кольматирующей способности БСТС предлагается использовать различные типы наполнителей (барит, асбест, древесная мука, опилки, фосфогипс и др.). Технология по устранению негерметичностей и основные рецептуры БСТС защищены патентами (Патент РФ № 136485, № 2439119). Перед осуществлением промысловых испытаний разработанная тампонажная смесь БСТС прошла лабораторные исследования с установлением основных реологических свойств. Получены образцы БСТС в лабораторных условиях, рисунок  4.

 

      

Рисунок 4. Образец БСТС в лабораторных условиях

 

На основе практики, технология и тампонажный состав БСТС удачно внедрены на скважинах № 36, 39, 37 Южно - Охтеурского месторождения. После изоляционных мероприятий по скважинам было получено средний прирост 5 т/сут по нефти.

Выводы:

  1. Анализом определенно, что за рассматриваемый период (1999-2014) на Кечимовском месторождении выполнено 28 скв.-опер. по технологиям ОВП и РИР  и успешность не превышает 57%, остается проблемной.
  2. Для устранения проблемы по водогазоизоляции в нефтяных скважинах предлагаются технология и составы на базе быстросхватывающейся тампонажной смеси на основе карбамидоформальдегидной смолы, для пластов с температурой от 20 до 120 °С. вместо традиционного портландцемента. Предложенная технология, составы на основе практики проверенны  на скважинах № 36, 39 Южно-Охтеурского месторождения и рекомендованы для промышленного использования.

 

Список литературы:

  1. Апасов Т.К., Мухаметшин В.Г., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Исследования причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн c применением модуля irp rms (roxar) по Самотлорскому месторождению//Современные проблемы науки и образования. 2015. № 2-2. С. 64.
  2. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Технология и составы для проведения в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2014. № 6. С. 277-291.
  3. Завьялов В.В., Канзафаров Ф.Я., Мухаметшин В.Г., Компанченко В.Р., Козлов А.В. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин  Самотлорского  месторождения //  Нефтепромысловое дело №1 2013г.
  4. Абдурахимов Н.А., Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Патент 2439119 Российская Федерация, МПК С09К 8/44. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах / опубл. 10.01.2012 г. Бюл. № 1.
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий