АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В СКВАЖИНАХ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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: АВ_1-2, 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

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.