Технологии повышения производительности скважин

Технологии реализуются путем обработки призабойной зоны кислотными композициями на основе соляной кислоты, КСОК-ОС, ПАВ и таким образом обработки могут реализованы в пенном режиме с использованием саморазрушающихся отклоняемых систем на основе УГ-10.

1. Технология пеноэмульсионной обработки (ПЭКО).

2. Спиртопенокислотные обработки (СПКО).

3. Направленные (селективные) обработки с использованием гель-кислотных композиций.

4. Кислотные обработки на основе смеси органических кислот (КСОК-ОС).

5. Мультифазные кислотные обработки с использованием органических растворителей и кислот (обработка проводится в пенном режиме).

6. Бикислотные обработки (обработки с использованием композиционной смеси кислот (соляная кислота + КСОК).

Технологии глушения скважин и ликвидации зон поглощения при КРС и бурении

1. Для глушения скважины (ликвидации поглощений) используются гелевые системы на основе полисахаридных жидкостей повышенной вязкости (УГ-10 и другие).

Динамическая вязкость в диапазоне 2000-4000 сПз

Плотность от 1,0 до 1,6 г/см³

Диапазон пластовых температур 20-80°С

Необходимое количество жидкости глушения (тампонирующий объем) может быть приготовлено в мерниках агрегата типа ЦА-320 с использованием полезной модели «Передвижная нефтепромысловая смесительная установка», патент № 103128.

2. Для ликвидации зон поглощений могут быть использованы пеноцементные композиции, в т.ч. на основе кислоторастворимого цементного состава.

Область применения пеноцементных растворов.

Пластовая температура 30-60°С

Пластовое давление до 100 атм.

Плотность пеноцементной массы получаемой в пластовых условиях в зависимости от пластового давления и производительности азотного компрессора (азотной установки) 1000-1400 кг/м³

3. Смола-гель – отверждаемая композиция, полученная в результате смешения смолы «С-пласт» и гелевой системы на основе «УГ-10». В результате получается «псевдотвердое тело». Работает в диапазоне пластовых температур 30-90°С. Технология реализуется с использованием двух агрегатов типа ЦА-320 и полезной модели «Многосекционное внутритрубное смесительное устройство», патент № 110405.

Ликвидация заколонных перетоков

В целях блокирования каналов фильтрации и восстановления герметичности цементного камня за колонной разработана и предлагается к реализации следующая технология.

В качестве основного изоляционного материала используется синтетическая смола «С-пласт», производимая ООО «НТЦ «Газтехнология» по ТУ 2458-002-81241607-2010.

Закачка герметизирующего материала осуществляется в негерметичности эксплуатационной колонны или через специальные перфорационные отверстия в ней. Закачка осуществляется с помощью технологического пакера (одного или двух) в целях возможности создания максимального давления при закачке смолы.

До отверждения смола обладает повышенной фильтруемостью в пористой среде за счет низкого значения вязкости и поверхностного натяжения.

После отверждения прочность полимерного экрана составляет 150-170 кг/см².

Технология изоляции водопритоков с использованием смолы «С-пласт» и селективного состава

В данной технологии используются изоляционные составы двух типов – селективный и самоотверждаемый.

В результате, после закачки селективного (образующего при контакте с пластовой водой изоляционный материал) и самоотверждаемого на основе синтетической смолы «С-пласт» происходит надежное блокирование каналов поступления пластовой воды в скважину.

Время отверждения состава на основе синтетических смол 2–8 часов, при закачке селективного состава используется буферная жидкость, предотвращающая преждевременный контакт с пластовой водой.

Селективный состав связывает пластовую воду и за счет поршневого вытеснения предотвращает (уменьшает) взаимодействие пластовой воды с синтетической смолой, уменьшая ее разбавление до отверждения.

Синтетическая смола после отверждения и пуска скважины в эксплуатацию препятствует поступлению части неотвержденного селективного состава из пласта в скважину, и в процессе эксплуатации скважины по мере подтягивания пластовой воды к скважине будет происходить дополнительное  блокирование за счет связывания ее неотработанным селективным составом.  

В качестве селективного состава предлагается использовать модифицированное жидкое стекло или другие аналогичные составы.

Анализ показал, что аналогов данной технологии изоляции пластовой воды нет. Данная технология может быть успешно использована для восстановления дебитов обводненных скважин нефтяных и газовых месторождений.

Предложенная технология изоляции пластовой воды может  реализована при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) с помощью койлтюбинговой установки в горизонтальных скважинах.

Технология ликвидации заколонных перетоков на основе смолы «С-пласт»

Цель: Повышение качества работ по ликвидации заколонных перетоков

Основной причиной возникновения заколонных перетоков пластовых флюидов является некачественный цементаж на эксплуатационной колонне, в результате которого в цементном кольце со временем формируются каналы фильтрации пластовых флюидов.

С целью блокирования каналов фильтрации и восстановления герметичности цементного камня за колонной предлагается следующая технология.

В качестве основного изоляционного материала предлагается использование синтетической смолы «С-пласт», закачку которой необходимо осуществлять в негерметичности эксплуатационной колонны или специальных перфорационных отверстий в ней. Закачку смолы необходимо производить с помощью технологических пакеров (одного или двух) для создания максимального давления при закачке смолы через специальные отверстия.

До отверждения смола обладает повышенной фильтруемостью в пористую среду (низкое значение вязкости и поверхностного натяжения), после отверждения прочность полимерного экрана составляет 150-170 кг/см³ (см. приложение). Объем смолы необходимый для проведения РИР 1-3 м³. Время полимеризации смолы 2-8 часов, время набора прочности 36 часов.

При необходимости возможно докрепление изолируемого интервала цементным экраном на основе расширяющегося цемента или моста на основе смолы «С-пласт».

Технология предназначена для проведения опытных работ по восстановлению цементного камня и герметичности колонн на 1-2 скважинах ОНГКМ.

Технология ликвидации поглощений технологических жидкостей при бурении и капитальном ремонте скважин

Назначение.

Ликвидация поглощений (в т. числе и катастрофических) в максимально короткие сроки.

Реагенты для реализации технологии.

В качестве основных рабочих агентов используется самоотверждающаяся смола «С-пласт», гелевые системы на основе универсального гелеобразователя «УГ-10» и их композиции.

Гелиевый раствор может быть приготовлен как на пресной, так и на минерализованной воде различной плотности. Вязкость и плотность раствора, приготовленного на растворе «УГ-10» и смолы типа «С-пласт» в зависимости от технических условий соответственно изменяется от 100 до 500 сПз и от 1,0 до 1,2 г/см³. Сроки загустевания смолы в пласте зависят от вводимых в нее объемов так называемого отвердителя и определяются продолжительностью проведения продавки и текущей температурой пласта.

В зависимости от принятых условий фазовое состояние смолы в порах, кавернах и трещинах пласта может быть представлена в виде вымываемого геля, резиноподобной массы и твердого плотного неразрушаемого под действием кислот тела.

Отверждаемая композиция «Смола-гель»

Приведенные ниже параметры в зависимости от фактических геолого-технических параметров скважины и пласта могут быть заданы в различных диапазонах.

Отличительной особенностью от других ВУС (вязкоупругие смеси) гелиево-смоляные растворы не содержат механических примесей. Эта особенность позволяет растворам заполнять открытую пористость, трещины и мелкие каверны, и также продавливать раствор на значительные расстояния от призабойной зоны.

Реализация технологии

Технология реализуется следующим образом – в зону поглощения закачивается последовательно гель на основе «УГ-10» в объеме 6-8 м³, смоло-гелевая система в объеме 3-4 м³, смола «УГ-10» – 3-5 м³, смоло-гель в 3-4 м³ продавочная жидкость в объеме лифтовых труб. Через заданное время, 4-5 часов, в зоне поглощения формируется прочный кольматационный экран, блокирующий каналы фильтрации флюидов.

При необходимости операцию повторяют до получения результата.

С целью повышения эффективности работ в скважинах оборудованных ФА технология предусматривает закачку всех вышеперечисленных компонентов в виде пенной системы.

Количество подаваемого газа в пенную систему рассчитывается так, чтобы газовая фаза в пластовых условиях составляла не менее 50%, при этом достигается максимальный блокирующий эффект.

Параметры реагентов

Плотность рабочих компонентов составляет 0,5-0,7 г/см³

Технология ликвидации межколонных давлений (МКД) с использованием композиционного реагента «Ф-пласт»

Эксплуатация скважин с межколонными давлениями (МКД) согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (п. 5.9.7) запрещается.

В настоящее время межколонные перетоки, возникающие из-за негерметичности сальниковых уплотнений  трубной и колонной головок фонтанной арматуры ликвидируют в основном проведением КРС для ревизии и смены уплотнений.

Проведение КРС требует больших трудозатрат и времени, что приводит к потерям в добыче  продукции из скважин.

В качестве основного герметизирующего материала используются композиционный материал «Ф-пласт», обеспечивающий необходимую герметичность сальниковых уплотнений фонтанной арматуры за счет вязко-упругих и реологических свойств, изменяемых во времени.

Эффективность технологии обеспечивается закачкой маловязкой жидкости через фиттинговые отверстия в сальниковые уплотнения трубной и колонной головок ФА с дальнейшей ее полимеризацией до резиноподобной непрокачиваемой массы.

Свойства реагента «Ф-пласт»

1. Возможность полимеризации герметизирующего состава в широком диапазоне вязкостей: изначально маловязкий состав с вязкостью в пределах 20-50 сПз полимеризуется в заданное время до резиноподобной непрокачиваемой субстанции.

2. Возможность полной полимеризации при отрицательных температурах в течение 18-24 часов.

3. Адгезия к металлу и антикоррозийные свойства получаемых герметиков.

4. Сохранение вязко-упругих свойств (исключение «охрупчивания» набравшего вязкость герметика) для обеспечения герметичности состава при перепадах температур в цикле «зима – лето».