ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Тампонажные кремнийорганические материалы группы АКОР-БН

ООО «Научно-производственная
фирма «Нитпо»
Тампонажные кремнийорганические
материалы группы АКОР-БН®
Свойства материалов АКОР-БН®:
Динамическая вязкость:
1-30 мПа·с
Плотность:
980-1100 кг/м3
Температура замерзания:
ниже минус 60 С
Используются:
в товарном виде, в виде
водонаполненных составов, совместно с полимерами и др. реагентами
Упаковка:
в
стальных
литровых полиэтиленовых бочках по 200 кг в каждой
Поставка осуществляется:
мобильным транспортом
или
227
железнодорожным и авто-
Хранение:
гарантийный
срок
хранения материалов 1,5 года: фактический срок применения 3 года и
более. Нет необходимости тестировать материал непосредственно перед
проведением работ на скважинах. Достаточно входного контроля при
закупке материала. Это связано со стабильностью свойств АКОР БН во
времени.
АКОР-БН® в различной форме
Материалы АКОР БН® – базовые реагенты. Их можно использовать в
товарном виде (заводской готовности) или на их основе готовить различные
изоляционные составы и композиции, имеющие регулируемые сроки
гелеобразования.
АКОР-БН в товарном
виде
АКОР-БН смешивается с
Состав гелирует с
водой
образованием прочного геля
Изменение проницаемости естественных кернов
до и после обработки водоизолирующим
составом АКОР-БН®
№
образца
Компонентный
состав реагента,
объемные доли
Проницаемость Градиент Время Сниж-е
по воде, мкм2 давления воздейс проница
,
твия, емости,
МПа/м
мин.
%
АКОР-БН
Вода
До
После
102
обработк обработки
и
Естественный керн Харампурского месторождения (скважина № 346)
насыщенный водой
0
25,7
45
100
1
1
3
0,018 0,0000023
80
99,99
28,6
0,0000160
150
99,91
Из приведенных данных видно, что составы АКОР имеют высокую
изолирующую способность. Проницаемость водонасыщенного керна
снижается на 99-100 % и не восстанавливается при обратной фильтрации.
Материалы АКОР-БН® и составы на их
основе селективны
Технология с
использованием
материалов АКОРБН® селективна
Химическая селективность
товарного АКОР-БН®,
обусловлена избирательным
отверждением состава только в
водонасыщенных интервалах
пласта. В нефтенасыщенных
АКОР-БН не отверждается
(образуется эмульсия)
Технологическая селективность
водонаполненных составов обусловлена
преимущественной фильтрацией состава
в водяные пласты, т.к. водонасыщенные
интервалы чаще всего обладают лучшими
коллекторскими свойствами, чем
нефтенасыщенные
Фильтрация составов АКОР-БН® через
естественные керны с различным насыщением
На рисунке видно, что при прочих равных условиях в водонасыщенный керн закачано в
12,7 раза больше состава АКОР, чем в нефтенасыщенный. Это подтверждает высокую
селективность распределения состава, т.е. состав фильтруется преимущественно в
водонасыщенный пласт и изолирует его.
Уникальный комплекс свойств
материалов АКОР БН®
Высокая степень заводской готовности материалов группы
АКОР-БН®
Простота приготовления составов на основе АКОР-БН®
Температура окружающей среды не оказывает
существенного влияния на вязкость материалов АКОР БН®
Способность составов отверждаться в воде любого типа и
минерализации
Стабильность свойств материалов АКОР-БН® и составов на
их основе
Материалы селективны и легко адаптируются для каждого
вида водоизоляционных работ
Работы могут проводиться с использованием
колтюбинговых установок
Область применения:
Вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные скважины ( в том
числе после проведения ГРП). Нефтяные, газовые, газоконденсатные
скважины, скважины ПХГ.
Пластовая температура:
до 300 0С
Толщина пласта:
не ограничена
Температура окружающей среды:
от +40 0С и до -60 0С
Тип коллектора:
любой
Обводненность продукции:
до 100 %
Минерализация пластовой воды:
любая
Тип обводнения:
любой
Назначение материалов АКОР БН®
В процессе ремонта скважин:
Ликвидация пропласткового обводнения
Ликвидация притока подошвеных вод
Ликвидация заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных
скважинах
Отключение пластов при переходе на выше- и нижележащие горизонты
Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны
Ограничение притока воды после проведения ГРП в нефтяных
скважинах
Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах
В процессе строительства скважин:
Ликвидация проявлений и поглощений, в том числе рапопроявлений
Превентивное отключение водонасыщенных интервалов пласта перед
вторичным вскрытием продуктивного горизонта
.
Технология ТВИКОР
Технология ТВИКОР основывается на использовании
кремнийорганических тампонажных материалов
группы АКОР-БН®.
(Дополнительная информация о составах АКОР-БН® и данные об их сертификации
находится в приложении к презентации)
Технические средства
и материалы
Для производства работ используется стандартное оборудование:
Цементировочные агрегаты ЦА-320 или аналогичные;
Автоцистерны;
Ёмкости для приготовления изоляционных составов и хранения
жидкости глушения объемом 10-25 м3;
Работы осуществляются бригадой КРС;
Квалификация персонала: технолог, мастер;
Минимальное количество технических средств:
2 насосных агрегата;.
2-3 автоцистерны с емкостью 8-10 м3.
Пример схемы обвязки устья скважины при
водоизоляционных работах кремнийорганическими
соединениями
1
10 м
1 - ось расположения батареи скважин на
кусте;
2
2 – фонтанная арматура скважины;
3 - подъемный агрегат с мостком и стеллажом;
4 - нагнетательная линия;
6
5 – тройник;
6 - АКОР БН в евробочках;
4
3
7,8 - насосный агрегат (ЦА-320);
7
9 - доливная емкость с водой для затворения
АКОРа;
10 – автоцистерна с жидкостью продавки.
8
5
9
10
10м
.
Технология ТВИКОР: стандартные
схемы проведения работ
Базовый состав АКОР-БН ® - вода = 1:3
применяется при ликвидации широко
распространённых видов обводнения по
приведенным ниже технологическим схемам
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.
Технология ТВИКОР предполагает 2 варианта решения этих проблем:
Закачка расчётного объёма водоизоляционного состава в пласт и
последующая его перепродавка без докрепления или с докреплением
цементом
Предварительная блокировка интервала перфорации с последующим
вскрытием пласта-обводнителя, закачка туда водоизоляционного состава, при
необходимости – докрепление цементным раствором, и затем вскрытие
нефтяного пласта. При величине перемычек, достаточной для использования
пакерных систем рекомендуется использовать направленную закачку
водоизоляционного состава в пласт-обводнитель, без предварительной
блокировки.
Ликвидация пропласткового обводнения
До обработки:
После обработки:
Ликвидация заколонных перетоков
Распространенным осложнением
в нефтяных, нагнетательных и
газовых скважинах являются заколонные перетоки.
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, как с применением
пакерующих устройств, так и без них.
Ликвидация заколонных перетоков
До обработки:
После обработки:
Ликвидация притока подошвенных вод
Проблема притока подошвенных вод возникает, когда водонефтяной
контакт находится рядом с нижними перфорационными отверстиями. В
пластах, с относительно высокой вертикальной проницаемостью это
явление носит характер конусообразования.
Данная проблема решается чередующейся закачкой составов на
основе АКОР БН с различными характеристиками гелеобразования, через
существующие технологические отверстия. Первая порция - с минимальной
скоростью закачки и максимальной скоростью перепродавки, количество
порций и их объём зависит от геолого-технических свойств пласта. Такая
порционная закачка позволяет создать достаточно протяжённый, надёжный
водоизоляционный экран с наименьшим расходом материала АКОР БН.
Ликвидация притока подошвенных вод
До обработки:
После обработки:
Переход на нижележащий объект
При переходе на другой объект эксплуатации наиболее сложной
является операция перехода на нижележащий объект, так как в этом случае
нельзя ограничиться обычной установкой цементного моста.
Данная проблема решается закачкой в отключаемый пласт
водонаполненной композиции АКОР БН, с последующим докреплением
цементным раствором. При изоляции мощных высокопроницаемых пластов
для загущения и увеличения объёма закачиваемой композиции, в её состав
дополнительно вводятся полимеры. В этом случае с целью улучшения
охвата пласта рекомендуется использовать порционную закачку композиции.
Переход на нижележащий объект
До обработки:
После обработки:
Ликвидация негерметичности
эксплуатационной колонны
Во избежание попадания состава АКОР БН в продуктивный пласт в
процессе ликвидации негерметичности обсадной колонны, необходимо
разобщить место негерметичности колонны и интервал перфорации, путём
отсыпки песком, установки висячего цементного моста, пакер-пробки или
использования двухпакерной системы; определить приёмистость интервала
негерметичности, и в случае её отсутствия провести кислотную обработку.
После чего закачивается композиция АКОР БН, с последующим
докреплением цементным раствором. В случае работы с массивными
неоднородными пластами с целью улучшения изоляционного эффекта,
рекомендуется использовать порционную закачку композиции.
Ликвидация негерметичности
эксплуатационной колонны
1
2
1
2
1 – Оторочка изоляционной композиции на основе АКОР-БН®
2 – Докрепляющий цементный раствор
Распределение изоляционного
состава в неоднородном пласте
При объемной однопорционной закачке:
При многопорционной закачке:
.
Технология ТВИКОР: схемы
проведения работ
Изоляция нестандартных объектов составом
АКОР-БН ® требует разработки специальных
схем проведения работ.
Некоторые из них рассмотрены далее
Ликвидация водопроявления после
гидроразрыва пластов
В последние годы после проведения ГРП часто происходит резкое
обводнение продукции. Данная проблема решается закачкой через
существующий интервал перфорации АКОР-БН в товарной форме или в
виде водонаполненной композиции, с последующей перепродавкой в пласт
жидкостью глушения или другой технологической жидкостью, в объёме,
равном расчетному поровому пространству между частицами проппанта. С
целью доставки состава в глубь трещины может использоваться
дополнительный буферный реагент.
Ликвидация водопритоков в
горизонтальных скважинах
Ликвидация прорывов газа в нефтяных
скважинах установкой газоизоляционного экрана
Ликвидация газоперетоков на СеверноКомсомольском месторождении
Опыт отражен в сборнике работ ОАО «НК «Роснефть»
«К вопросу о ликвидации водо-газоперетоков в
скважинах Северо-Комсомольского месторождения»
Г. Г. Гилаев, А. Т. Кошелев
ОАО НПО «Роснефть-Термнефть
В. М. Строганов, А. Р. Гарушев, В. М. Мочульский, А. В. Сахань
ОАО «РосНИПИтермнефть»
А. М. Строганов, С. Н. Лузин
ООО «НПФ «Нитпо»
Опыт применения
С 2000 года материалы АКОР-БН 102 нашли успешное применение на различных
месторождениях России (Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Поволжье, республика
Коми, Северный Кавказ, о.Сахалин, о. Колгуев), Казахстана, Беларуси, Грузии, Украины,
Туркменистана и др.
С 2000 года составами АКОР-БН проведено более 1500 скважино-операций.
Эффективность работ
Дополнительная добыча нефти в среднем составляет
от 800 до 3000 тонн на скважино-операцию
Дополнительная добыча газа в среднем составляет
более 120000 тыс. м3 на одну скважино-операцию
Применение
технологии
ТВИКОР
позволяет
значительно снизить содержание воды в добываемой
продукции
Успешность работ составляет 65-95 %
Длительность эффекта до 7 лет и более
Медаль за разработку
и внедрение АКОР БН
Результаты работ с применением
технологии ремонтно-изоляционных
работ ТВИКОР (пояснения находятся в
заметках к слайдам):
Результаты водоизоляционных работ с применением
составов АКОР-Б на 68 скважинах месторождений
ПО «Лангепас» в 1987-1989 гг.
Обработано скв. 16
Успешность 87 %
Обработано скв. 19
Успешность 78 %
↓ обв. 19,8 (24,8) %
↑ Qн 8,1 (10,3) раз
.
Обработано скв. 7
Успешность 43 %
↓ обв. 5,1 (11,6) %
↑ Qн 2,8 (4,8) раз
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
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 33 %
Доп. добыча 669 т.
Успешность 55 %
Доп. добыча 225280 т.
Успешность 50 %
Доп. добыча 29662 т.
Успешность 52 %
Доп. добыча 169460 т.
Успешность 40 %
Доп. добыча 78272 т.
Успешность 50 %
Доп. добыча 30780 т.
Успешность 56 %
Доп. добыча 76520 т.
Всего обработано 392 скважины, доп. добыча на 1скв/опер. 2622 т
Дополнительная добыча составила 1 028 200 тонн нефти
Результаты РИР составами АКОР с 1990 по 1992 годы
на 34 скважинах пермокарбоновой залежи Усинского
месторождения
↓ обв. 14,0 %
↑ Qн + 2,83 т/сут.
↓ 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
0
2,0
50
3
1144*
36
01.10.00
0
2,0
98
35
После
изоляции
зарезка второго
ствола
9,6
—
0
11698*
Примечание: * – Данные на 01.12.2002. Эффект продолжается 20.05.2008 г.
РИР составом АКОР Б100 на скважинах
Песчаноозерского месторождения ЗАО
«Арктикнефть»
.
Дебит газа, м3/сут
№
скв
Дата проведения обработки
До
РИР
После
РИР
Примечание
Ликвидация притока газа
580
12.04.2002
29
20.12.2006
3400
Газопроявление
в интервале
1476-1479м
0
На май 2008 года
Приток газа
отсутствует
0
На май 2008 года
Приток газа
отсутствует
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.
Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах
материалами АКОР-БН 102® на месторождениях ООО
"Кубаньгазпром" за 2005 год
№ скв./
месторож
дение
Дебит по газу, тыс м3
до
РИР
1-й
месяц
сред. за
эфф.
период
Продолж.
эффекта,
сут.
Доп. и
восстановл.
добыча газа,
тыс. м3
Стоимос
ть РИР,
тыс. руб.
Доп.
работы
6 - ЗапКрасноар
м.
1,1
10,6
22
245
4625/4894
720,3
7 - ЗапКрасноар
м.
1,3
10
18
240
3894/4206
725,2
Промывка
песчаной
пробки
1 СГривенск
ая
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.
Результаты РИР по ограничению водопритока в скважинах
материалами АКОР-БН 102® на месторождениях
ООО "Кубаньгазпром" за 2006-2008 гг.
№
скв
.
Месторождение
Объём
закачанного
состава, м3
6
З-Красноарм.
5,8
0,1
15
18,7
0
1427
26542,2
7
З-Красноарм.
6,5
0,1
12
10,3
0
610
6222
8
З-Красноарм.
4,2
0,1
0
12,5
0
666
8258,4
47
Староминская
3
Роговская
21
Марковское
2
Мечетское
27
Марковское
29
Марковское
32
Марковское
31
Марковское
17
В.-Крыловское
34
Марковское
41
Гривенское
6,0
6,0
5,5
4,0
6,0
6,0
6,0
6,0
8,0
12,0
6,0
88
7
0
0
0
1
5
2
0
0,5
1,3
4
28
14
11
7
9
14
16
22
18
34
21
47
21
17
35
12
16
12
17
17
32
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
536
428
558
182
751
689
433
897
993
974
967
21440
8988
9486
6370
8261
7579
4330
15249
16384,5
29901,8
10637
179649
ИТОГО:
До ремонта:
Дебит
Дебит
газа, тыс.
воды,
м3
тн./сут.
После ремонта:
Дебит
Дебит
газа,
воды,
тыс. м3
тн./сут.
Продолжите
Доп. и
льность
восстановл
эффекта, сут. . добыча
газа, тыс.
м3
Дополнительная добыча газа за 2006-2008 гг. составила 179649 тыс.м3
Результаты водоизоляционных работ составами АКОР-БН®
на месторождениях Казахстана в 2002-2007 гг.
Месторождения
Технология
воздействия
Количество
обработок
Успешность
%
Доп. добыча
нефти, т
Удельная
эффек-ть, т/скв.
Узень
ВУС+АКОР
35
77,15
22806
651,6
Узень
АКОР
1
100
15
15
Ю-З
Камышитовое
ВУС+АКОР
2
100
1454
727
Ю-З
Камышитовое
АКОР
16
87,5
3174
198,4
С.Балгимбаева
ВУС+АКОР
2
100
701
350,5
С.Балгимбаева
АКОР
1
100
484
484
Кырыкмылтык
ВУС+АКОР
2
100
1804
902
Кырыкмылтык
АКОР
1
100
549
549
Акинген
АКОР
7
71,5
2510
358,6
Алтыкуль
АКОР
5
100
311
62,2
Вост.Макат
АКОР
4
50
29
7,25
Сев.Жолдыбай
АКОР
8
100
1711
213,9
Вост.Молдабек
АКОР
2
100
622
311
Б.Жоломанова
АКОР
3
100
3112
1037,3
39282
441,4
Всего
89
РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН-102 на
контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум» проведены
ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г.
№ скв.
Дата
проведения
ремонта
Показатели до ремонта
Показатели после
ремонта
Доп. добыча нефти
за 6 месяцев 2007
года, тонн
состояние
по фонду
Qж
%
Qн
Qж
%
Qн
0
100
0
58
56
21
4362
2120
Июль 07г.
б/д
прошлых
лет
2184
Июль 07г.
действ.
62
83
9
49
78
9
-124
3201
Июль 07г.
действ.
111
95
5
89
87
9
2918
2214
Август 07г.
действ.
199
86
23
175
18
142
17276
1070
Август 07г.
б/д
прошлых
лет
0
0
0
20
16
14
1526
1081
Август 07г.
действ.
97
98
2
33
55
15
1430
2180
Август 07г.
действ.
217
92
14
130
20
104
5488
2202
Сент. 07г.
действ.
85
93
5
45
40
27
-139
РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН-102 на
контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум» проведены
ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г. (продолжение таблицы)
№
скв.
Показатели до ремонта
Дата
проведения
состояние по
ремонта
Qж
%
Qн
фонду
Показатели после
ремонта
Qж
%
Qн
Доп. добыча
нефти за 6
месяцев 2007
года, тонн
27
Сент. 07г.
действ.
90
90
7
6
33
4
-221
2227
Сент. 07г.
действ.
220
95
9
91
54
34
2875
2169
Сент. 07г.
консерв.
0
100
0
54
91
4
307
3078
Окт. 07г.
действ.
200
96
7
86
93
5
-362
3077
Окт. 07г.
действ.
110
91
8
75
74
16
868
2198
Нояб. 07г.
действ.
155
86
18
90
92
6
-744
2292
Нояб. 07г.
действ.
200
95
8
195
28
138
8370
2112
Нояб. 07г.
консерв.
0
100
0
105
92
7
403
3037
Нояб. 07г.
консерв.
0
100
0
130
15
107
4743
1089
Декаб. 07г.
действ.
105
95
4
40
45
18
558
1094
Декаб. 07г.
действ.
310
94
15
60
26
36
651
РЕЗУЛЬТАТЫ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ АКОР БН-102 на
контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролиум» проведены
ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» в 2007 г.
С июля по декабрь 2007 года на контрактной территории АО «ТУРГАЙПетролеум» силами ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» были проведены капитальные
ремонты на 19 добывающих скважинах с применением АКОР БН-102.
Эффективность проведённых работ превысила 70%. Дополнительная
добыча нефти от проведённых работ (с июля по декабрь 2007 г) превысила
50000 тонн. Сокращение попутно добываемой воды по скважинам
составило свыше 300 т/сут. Из бездействия прошлых лет выведены 2
скважины, из консервации (предельное обводнение) – 3 скважины.
Сравнительная характеристика эффективности технологий ВИР с
применением реагента АКОР-БН 102 в 2003-2008 гг. на нефтяных
месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» (на 01.03.2009 г.)
36,9 5,3
71
25
77,3
80
72
4,3
50
18
42,7 3,6
57
44
12
2,7
34,9
7
1,4
18,8
7
5,7
5
2003
2004
2005
2006
2007
Кол-во ГТМ, шт
Успешность, %
Дополнительная добыча нефти, тыс.т
Дополнительная добыча нефти на 1 скв.-операцию, тыс.т
2008
1,1
Сравнительная характеристика эффективности технологий ВИР с
применением реагента АКОР-БН 102 в 2003-2008 гг. на нефтяных
месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» (на 01.03.2009 г.)
26
62 50
24
6,49
68
4,21
22
63,3
4,87
2
Кол-во ГТМ, шт
0
Успешность, %
3,8
82,6
43,1
2,4
0
1,8
0
0
Средний прирост
Дополнительная
Дополнительная
дебита нефти, т/сут добыча нефти, тыс.т добыча нефти на 1
скв.-операцию, тыс.т
отсечение обводненных интервалов
ликвидация заколонных перетоков
перевод на другие объекты
селективная изоляция
Карта текущих отборов Западно-Морозовского
месторождения на 1.05.2008 г.
Западно-Морозовское месторождение
входит в состав Сладковско-Морозовского
нефтегазоносного региона, открытым
в конце 1996 г. Особенностью
геологического строения
месторождения является анамально
высокие давления продуктивного
и расположенного ниже
водоносного пластов.
Продуктивный пласт скважины №1
Западно-Морозовского месторождения
расположен на глубине 3000 м и
имеет среднее пластовое давление
41,0-46,0 МПа, он отделен от нижележащего
водоносного пласта глинистой перемычкой
мощностью 20 м. При этом водоносный горизонт
Имеет пластовое давление порядка 58,0 МПа.
Пласты обладающие емкостно-фильтрационными свойствами имеют алевропесчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта 95,33 мД,
коэффициент пористости 25,6 %, пластовая температура 124 0С.
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 «РоснефтьКраснодарнефтегаз» 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.
.
Сертификация
.
Сертификация
Сертификация
Материалы группы АКОР сертифицированы и производятся Новочебоксарским ОАО
«Химпром», по лицензии ООО «НПФ «Нитпо», которой принадлежит исключительное право
.
его реализации. ООО «НПФ «Нитпо» владеет товарными знаками АКОР® и АКОР-БН®.
ООО «НПФ «Нитпо»
Предприятиям,
заинтересовавшимся
проведением
работ
по
ограничению водопритоков составами АКОР БН ®, НПФ «Нитпо» предлагает
поставку материала, предусматривающую передачу информации по
приготовлению на его основе водонаполненных изоляционных составов.
При проведении инжиниринга наши специалисты определяют
оптимальные составы АКОР БН®, необходимое количество реагентов,
технологические режимы ведения работ, разрабатывают стандартные
типовые планы проведения водоизоляционных работ для определенных
групп скважин и обучают этому специалистов сервисной компании.
ООО «НПФ «Нитпо»
ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо»
Адрес: 350049, г. Краснодар, ул. Котовского, д. 42
Почтовый адрес: 350000, г. Краснодар, а/я 106
Телефон/факс:(861) 216-83-63; 216-83-64; 216-83-65
Телефон: (861) 248-94-51; 248-94-54
Сайт: www.nitpo.ru
E-mail: [email protected], [email protected]
Благодарим за внимание!
«Черноморские Нефтегазовые Конференции»
Одним из приоритетных направлений деятельности ООО "НПФ "Нитпо"
является продвижение новых перспективных идей, направленных на решение
существующих в нефтегазовой промышленности проблем, содействие
продуктивному обмену опытом между наукой, недропользователями, сервисными
компаниями, производителями оборудования, материалов и химреагентов.
В рамках проекта «Черноморские нефтегазовые конференции» ООО «НПФ
«Нитпо» уже более девяти лет успешно проводит ежегодные международные
научно-практические конференции по наиболее актуальным тематикам.
«Черноморские Нефтегазовые Конференции»
.
Номограмма для расчета времени гелеобразования в
зависимости от объемного соотношения АКОР-БН® – вода
Зависимость критического радиуса изолирующего экрана
(обработки) от пластической прочности состава АКОР-БН®
(АКОР-БН®: вода = 1 : 3)
С увеличением кол-ва воды в итоговой композиции и как следствие
уменьшением её прочности, растет радиус изоляции, необходимый для
обеспечения конечных прочностных характеристик изоляционного экрана.
Расход состава так же увеличивается с увеличением радиуса
проводящих каналов.