Объединённая группа компаний «ЗапСибГаз»

Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ
ПРОДУКТИВНОСТИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
ПОРОШКООБРАЗНЫМИ
РЕАГЕНТАМИ
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Представляемая технология с использованием
порошкообразных реагентов, предназначена для
высокоэффективной химической обработки нефтяных,
газовых, газоконденсатных, нагнетательных и
водозаборных скважин.
Порошкообразные реагенты используются для
приготовления технологических растворов, удаляющих
из прискважинных зон скважин следующие виды
твёрдых осадков: глинистые и полимерглинистые
образования, карбонатные осадки, железистые
соединения и осадки органического происхождения
нагнетательных скважин. Выбор реагентов и
последовательность их применения производится в
зависимости от минералогического состава
кольматирующих образований.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
При разработке рецептур технологических растворов
использовали метод электронной спектрофотометрии,
рентгенофазовый, хромотографический,
фотоколометрический анализы и исследования на
опытно-фильтрационных моделях.
По нашему мнению, есть несколько совершенно
очевидных моментов, показывающих преимущество
применения порошкообразных реагентов для
обработки скважин перед традиционными
глинокислотными и соляно-кислотными обработками:
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
экологически безопасны и разрешены в добыче и
транспорте углеводородоы;
 простота и удобство транспортировки, позволяющая
доставить реагент на удаленные промысла без особых
затрат;
 приготовление технологических растворов
непосредственно у скважины не требует специальных
мер безопасности;

Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
при взаимодействии с кольматирующими
образованиями не происходит вторичного выпадения
твёрдой фазы и образования коллоидальных систем;
 одновремённо с воздействием на кольматирующие
образования могут выполнять функции
самогенерирующих систем;
 коррозионное воздействие на металлические
конструкции скважин и оборудования на порядок
меньше, чем у традиционных кислотных растворов, что
продлевает срок эксплуатации обсадных труб, НКТ и
другого оборудования спущенного в скважину.

Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Основные технологические операции технологии
реализуются при помощи стандартного оборудования,
используемого при капитальном и подземном ремонте
скважин. Необходимые порошкообразные реагенты
выпускаются отечественной промышленностью и
реализуются по вполне доступным ценам.
Обработки нефтяных, газовых и нагнетательных
скважин по разработанной технологии производились
на месторождениях Российской Федерации, Украины,
Узбекистана и шельфе Вьетнама. По опыту обработок
скважин макимальные термобарические условия плата
составляли: температура 140 0 C, давление 36 МПа
По результатам обработок 159 скважин среднее
приращение дебита составило 12,1 т/сутки и дебит
скважин увеличился на 152 %. Дополнительная добыча
нефти за счет обработки одной скважины изменяется
от 1198 до 2849 тонн.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Юганская группа месторождений. Эта группа
месторождений расположена в южной части Сургутского
свода и является районом производственной деятельности
нефтяной компании ”Юганскнефтегаз”. Обработка скважин
производилась на Асомкинском, Усть-Балыкском, ЮжноСургутском, Средне-Асомкинском месторождениях.
Геолого-физические характеристики пластов и
флюидов месторождений: мощность нефтенасыщенных
песчаников 2,4-8,8 м ; коэффициент проницаемости 9-148
mD; пластовая температура 69-99 0 С, глубина залегания
2400-3200 м ; вязкость нефти в пластовых условиях 1,163,47 спз, плотность нефти в пластовых условиях 821-840 кг/
м3 , газовый фактор 46 -85 м3 / м3 .
В результате реагентной разглинизации 46-ти скважин
суммарный дебит нефти по скважинам был увеличен с 364,4
до 998,2 т/ сутки , т.е. в 2,7 раза.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Сургутская и Нижневартовская группа
месторождений. Месторождения этой группы
приурочены к Сургутскому и Нижневартовскому
сводам, территория которых является районом
производственной деятельности нефтяных компаний
Сургутнефтегаз и Мегионнефтегаз. Обработки скважин
производили на Ватинском, Аганском, СевероПокурском, Конитлорском, Западно-Сургутском,
Лянторском, Имилорском, Мохтиковском, Яунлорском,
Ермаковском, Ново-Молодежном месторождениях.
В этой группе месторождений продуктивные
пласты приурочены к терригенным породам,
залегающим на глубинах от 1800 до 2900 м.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Коэффициент проницаемости песчаников изменяется
от 8 до 160 mD. Пластовая температура изменяется от
70 до 100 0 С. Плотность пластовой нефти находится в
пределах 637-906 кг/ м3 , вязкость нефти изменяется
от 0,63 до 1,73 спз. В результате реагентных обработок
55 скважин суммарный дебит нефти 43 скважин был
увеличен с 335,4 до 774 т/сутки, т.е. в 2.3 раза при
успешности обработок 78%. Средняя дополнительная
добыча нефти на скважину составила 1198 тонн.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Когалымская группа месторождений.
Месторождения этой группы расположены на
территории производственной деятельности нефтяной
компании Когалымнефтегаз. Обработки скважин
производились на Вать-Еганском, Повховском, ЮжноЯгунском и Тевлинско-Русскинском месторождениях.
В этой группе месторождений продуктивные
пласты приурочены к отложениям тюменской свиты и
нижнего мела, представленные переслаивающимися
песчаниками, алевролитами и
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Коэффициет проницаемости песчаников изменяется
от 10 до 160 mD. Пластовое давление находится в
пределах 19,5-25 МПа, температура 34-640С.
Плотность нефти составляет 754-846 кг/м 3, вязкость
0.71-2,56 спз. Содержание парафинов и смолистых
веществ незначительно. Газосодержание находится в
пределах 33-100 м3/ м3.
В результате реагентной обработки 28 скважин
суммарный дебит нефти был увеличен с 268,8 до 652,4
т/сутки, т.е. в 2,4 раза . По 10 скважинам ТевлинскоРусскинского месторождения средняя дополнительная
добыча нефти на скважину составила 1311 тонн.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Муравленковское месторождение. Месторождение
расположено в 120 км к северу от г.Ноябрьск в зоне
Средне -Обской и Надым - Пургской нефтеносных
областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной
складке простирания с более крутым восточным
крылом. На месторождении открыты одна газовая
залеж в сеноманских отложениях и три нефтяные
залежи в валанжинских отложениях.
Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на
глубинах 2450-2660 м и приурочены к верхней части
мегионской свиты, представленные
переслаивающимся пачкам агриллитов и песчаников с
преобладанием песчаников.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Среднее значение коэффициента проницаемости
песчаников составляет 36 mD , коэффициент
расчлененности - 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа,
температура 81- 840С. Нефти малосернистые (0,39-0,
56 % ), малопарфинистые ( 2,93-3,68 %) .Плотность
нефти 847-893 кг/м 3, вязкость 1.25 спз. Среднее
газосодержание составляет 62 м 3/м3.
В результате реагентных обработок 17 -ти
скважин суммарный дебит нефти был увеличен с 95.4
до 428.8 т/сутки, т.е. в 4.5 раза и средняя
дополнительная добыча нефти на скважину составила
2849 тонн.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Пермская группа месторождений. В этой группе
месторождений производили обработку добывающих
скважин, вскрывающих до трех пластов-коллекторов,
приуроченных к терригенным породам нижнего
карбона. Месторождения находятся в поздней стадии
обработок, обводненность скважин изменяется от 14 до
96 % при среднем значении 60 %.
В результате реагентной обработки 13-ти
скважин суммарный дебит был увеличен с 42,9 до 85,8
т/сутки , т.е. в 2 раза.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Долинское месторождение (Украина). Долинское
месторождение приурочено к Предкарпатскому
прогибу. Здесь основным объектом разработки на
глубине 1900 - 2940 м являются породы
нижнеменилитовой подсвиты , представленной
чередующимися пачками песчано- алевролитовых и
глинистых пород. Коэффициент проницаемости пород
изменяется в широких пределах. Пластовая
температура находится в пределах 72 - 78 0С.
Месторождение находится в поздней стадии
разработки.
В результате реагентных обработок 9- ти
скважин Долинского месторождения суммарный дебит
был увеличен с 58,5 до 83,7 т/сутки, т.е в 1,4 раза.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Месторождение Белый Тигр (шельф юга Вьетнама).
На этом месторождении в песчаниках нижнего
олигоцена была произведена обработка 3 скважин.
Усредненные геолого-технические показатели объекта
разработки: глубина до 4200 м, коэффициент
проницаемости 30 mD, пластовая температура 1400С,
пластовое давление 32,4 МПа, плотность нефти в
пластовых условиях 720 кг/м3 .
В результате обработок трех скважин суммарные
дебит нефти был увеличен с 107,1 до 170,7 т/сутки, т.е
в 1.6 раза , а величина дополнительно отобранной
нефти по этим скважинам составила 7824 тонн.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Месторождение Шуртепе (Узбекистан). На месторождении
Шуртепе, находившемся в поздней стадии разработки ,
после бурения 3-х скважин обычными гидродинамическими
методами не удалось обеспечить притока нефти и было
произведено реагентное освоение скважин.
Нефтяная залежь приурочена к песчаникам неокомаптской свиты мощностью 15-35 м. Продуктивный горизонт
вскрывался глинистым раствором плотностью 1120 кг/ м 3.
Кольматация продуктивного пласта была обусловлена
значительными репрессиями на пласт. После реагентного
освоения 3-х скважин был получен суммарный приток
нефти равный 25,9 т/ сутки.
Обобщенные данные по эффективности
реагентной обработки 159 добывающих скважин
приведены в табл.1
Эффективность реагентных обработок нефтяных скважин
№
Группа
месторождений
Количеств
о
Скважин
Средний дебит
скважины,
т/cутки
до
После
обработки, обработки,
q0
q1
q1
q0
Средняя
дополнительн
ая
добыча нефти
на 1
скважину,
Qнак, тн
1
Юганская
46
7,9
21,7
2,7
Нет данных
2
Сургутская и
Ниженвартовская
43
7,8
18,0
2,3
1198
3
Когалымская
28
9,6
23,3
2,4
1311
4
Муравленковское
17
5,6
25,2
4.5
2849
5
Пермская
13
3,3
6,6
2,0
Нет данных
6
Долинское
9
6,5
9,3
1,4
Нет данных
7
Белый Тигр
3
35,7
56,9
1,6
2608
159
10,9
23,0
2,1
1991
Итого:
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Ямбургское газоконденсатное месторождение.
Месторождение расположено в заполярной части Западной
Сибири на Тазовском полуострове. Промышленная
продуктивность месторождения связана с сеноманскими и
валанжин-барремскими отложениями. Обработки скважин
производились на скважинах, вскрывших сеноманскую
залежь.
Резервуар представлен переслаивающимися
песками, песчаниками и алевролитами с глинами. Глубина
залежи 1000-1300 м. Породы коллектора имеют пористость
19 - 35 % при среднем значении 30% , коэффициент
проницаемости изменяется от 2 mD до 2,7 D при среднем
значении 58 mD. Коэффициент газоназыщенности 0,74.
Термобарические условия : пластовая температура 30 - 40
0С, давление 7,5-8 МПа.
Результаты экспериментальных обработок скважин
представлены в табл.2.
Эффективность экспериментальных реагентных обработок
газовых скважин Ямбургского месторождения
№
скв.
Дебит,
тыс.м3/сутки
До
обработ
ки
после
обработки
7043
Отс.
7071
Депрессия, атм
Температура,0С
до
после
обработки
Приращени
е
дебита,
тыс.м3/сутк
и
До
обработк
и
после
обработк
и
1438
-
8.63
-
11.2
1438
Отс.
476
-
3.83
-
10.2
476
7113
470
782
4.09
3.83
12.5
14.1
312
7121
798
953
5.27
5.24
12.7
13.4
155
7104
345
525
28.19
17.72
3
7
180
6068
280
374
5.75
4.96
7.5
10.8
94
7126
468
732
9.13
8.45
12.5
14.1
264
5087
Отс.
890
-
12.58
-
9
890
7021
812
871
20.55
9.22
9.2
11.3
59
обработк
и
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Необходимо отметить, что в результате
экспериментальных обработок температура на устье
скважины увеличилась в среднем на 17 %, а
каэффициент А, характеризующий потери давления на
трение и при фильтрации газа в пористой среде,
уменьшился в среднем на 67,6%.
Всего на Ямбургском и Уренгойском
месторождениях была произведена реагентная
обработка 39 скважин с успешностью 87 %. В
результате обработок среднее увеличение дебита
скважин составило 40 % и дополнительная добыча,
усреднённая по всему массиву проведённых
обработок, составила 84 тыс.м3/сутки на каждую
скважину.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
По сложившейся промысловой практике для
поддержания пластового давления в продуктивные
пласты закачивают подземные, поверхностные воды,
попутные сточные воды или их различные смеси. Как
правило, на промыслах отсутствует
высокопроизводительное фильтровальное
оборудование для очистки закачиваемых вод от
взвеси, что предопределяет кольматацию
прискважинной зоны и снижение приемистости
нагнетательной скважины . Кроме того, во многих
случаях коэффициент приемистости нагнетательных
скважин не соответствует гидродинамическим
параметрам пласта из-за кольматации порового
пространства продуктивного пласта глинистыми
коллоидно-дисперсными частицами бурового
раствора.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Как установлено практикой, в общем случае состав
кольматирующих образований нагнетательных скважин
представлен веществами органического и
минерального происхождения. В зависимости от их
состава и соотношения производится выбор
технологических растворов и послдовательность их
применения.
Результаты обработок нагнетательных скважин
представлены в табл.3.
Обобщенные данные по эффективности реагентных
обработок нагнетательных скважин
Группа
Количество
Месторождений
Скважин
До обработки
после обработки
м3/сутки
Мегионская
24
2175
6120
3945
Муравленковско
е
5
720
1230
510
Луквинское
4
172
396
224
Белый Тигр
3
355
996
641
36
3422
8742
5320
Итого :
Суммарный расход нагнетания, м3/сутки
Приращение
дебита,
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Как видно из предсталенных данных, расход
нагнетания воды в продуктивные пласты в результате
обработок скважин увеличился на 155 %.
Для скважин, в которых проведен гидроразрыв,
щелевая разгрузка пласта, процесс вывода на режим
является трудным и медленным. Быстрое очищение
продуктивного интервала и возобновление притока
может быть получено путем создания как в
прискважинной зоне продуктивного пласта, так и в
интервале воздействия самогенерирующейся пенной
системы, уменьшающей гидростатическое давление и
ликвидирующие пробковые эффекты в интервале
воздействия.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Успешны были обработки водозаборных скважин на
промыслах и водозаборах подземных вод городов
Новый Уренгой, Нефтеюганск. На промыслах
Уренгойского газоконденсатного месторождения после
обработок 22 скважин подача воды потребителю
увеличилась на 65 %, а на 2-х водозаборных скважинах
на платформе месторождения Белый Тигр – на 79 %.
На водозаборах подземных вод городов Новый
Уренгой, Сургут и Нефтеюганск в результате обработок
38 скважин подача воды потребителю была увеличена
в среднем на 79 %.
Объединённая группа компаний
«ЗапСибГаз»
Доказана эффективность применения
порошкообразных реагентов для увеличения
приёмистости скважин на подземных хранилищах
России и Польше: в результате проведённых
реагентных обработок 10-ти скважин приёмистость
скважин была увеличена в среднем до 115 %
относительно значений, зафиксированных до глушения
скважин, что может быть объяснено как удалением из
прискважинных зон газовых скважин твердой фазы
жидкости глушения, так и твердой фазы бурового
раствора.
Разработчик: д.т.н. В.Т.Гребенников