на Р-С залежи

VI Международная Конференция:
«Рынок нефтесервисных услуг:
тенденции, возможности, перспективы»
Доклад: «Повышение надежности эксплуатации скважин –
успех в разработке месторождений с высоковязкими
нефтями»
(на примере месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)
Авторы: И.Р. Василенко (ООО «РИНКО АЛЬЯНС), М.В. Чертенков,
В.С. Телегин (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)
1
Структура применяемых технологий в
ООО «ЛУКОЙЛ»
ТЕПЛОВЫЕ
МЕТОДЫ
1,9%
ИДН
29,7%
ГДМ
34,3%
ХИМИЧЕСКИЕ
МЕТОДЫ
9,4%
ПРОЧИЕ
ФИЗИЧЕСКИЕ
ТЕХНОЛОГИИ
2,9%
ГРП
19,0%
ВТОРЫЕ СТВОЛЫ
2,8%
2
Актуальность проведения работ по повышению
надежности эксплуатации
скважин на Р-С залежи ООО «ЛУКОЙЛ - Коми»
Проектный
фонд, скв.
Всего
пробурено, скв.
Остаток,
скв.
2534
1085
1449
55
74
238
низкая продуктивность (15 %)
960
Кол-во скважин
1200
1000
Рис.2. Состояние простаивающего фонда
скважин ( 367 скв.) Р-С залежи в
ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» за 2006 год
530
800
367
600
технические причины (20 %)
высокая обводненность (65 %)
400
63
200
25
0
Всего
Действующие
Простаивающие
Прочие
Рис.1. Состояние фонда скважин на
Р-С залежи Усинского месторождения в
ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» за 2006 год
49
в работе
в бездействии
Рис.3. Состояние нагнетательного фонда
скважин Р-С залежи в ООО «ЛУКОЙЛ Коми» за 2006 год
3
Удельные показатели по технологиям повышения
нефтеотдачи пластов в ООО «ЛУКОЙЛ» в 2006г.
Сквопер
Доп.добыча
нефти
тыс.тонн
Затраты,
млн.руб
Удельные
затраты на
провед. 1
скв.опер
Удельные
затраты на
1 тн.ДДН
Удельный
эффект тыс.
тн.на 1 скв
5274
24233,5
9787,8
1855,9
403,9
4,6
1300
14710,8
8101,9
6232,2
550,7
11,3
ГРП
1002
12198,1
5049,6
5039,5
413,9
12,2
Зарезка вторых стволов
146
1928,3
2941,6
20148,1
1525,5
13,2
По химическим технологиям
494
894,96
410,5
831,0
590,7
1,4
По гидродинамическим
технологиям
1810
4610,1
96,6
53,4
21,0
2,5
По тепловым технологиям
100
998,5
692,3
6923,2
693,4
9,9
По интенсификации добычи
1570
3219,1
486,5
309,9
151,1
2,1
Мероприятия
Всего по методам ПНП
в том числе
По физическим технологиям
в том числе
4
Освоенные виды РИР по ограничению водопритока в
добывающих скважинах на Р-С залежи
Отсечение нижних интервалов перфорации
Перевод, приобщение
Селективные
работы
Ликвидация
негерметичности
экс.колонн
Установка цементного
моста
Установка взрыв пакера
Устновка цементного
моста
Установка
взрыв-пакера
с дострелом и
ОПЗ
•Полимер –
дисперсные
системы
•Осадкообразую
щие технологии
•Установка цементного
стакана
•Установка ВП
•Установка цементного
стакана с дострелом и ОПЗ
•Установка ВП
•Гелеобразующие
технологии
•Установка двух
пакерных
систем
•Установка цементного
стакана с продавкой в пласт
•Установка ВП+
цементный раствор
•Установка цементного
стакана с продавкой в пласт
+ дострел и ОПЗ
•Установка ВП+
цементный
раствор
•Гелеобразующие
технологи с
подкреплением
цементом
•Фрезерование
эксплуатационн
о колонны
•Установка цементного
стакана с закачкой
гелеобразующих составов
•Установка ВП +
цементный раствор с
разбуриванием
•Установка цементного
стакана с закачкой
гелеобразующих составов с
подкреплением цементом +
дострел и ОПЗ
•Установка ВП +
применение
пеноцементной
технологии
с разбуриванием
•Установка ВП +
цементный
раствор
•Установка цементного
стакана с разбуриванием
•Обработка ПДС с
установкой цементного
моста
•Применение
пеноцементной
технологии
•Установка цементного
стакана с разбуриванием +
дострел и ОПЗ
•Обработка ПДС с
установкоц цементного моста
+ дострел и ОПЗ
•Установка ВП
+гелеобразующие
системы
подкреплением
цементом
•Применение
пеноцементной
технологии
•Применение
пеноцементной
технологии
5
Мероприятия по усовершенствованию технологии
термоциклического воздействия (ТЦВ) на Р-С залежи:
• Создание в залежи нестационарных фильтрационных потоков
за счет периодического ограничения объемов закачки пара в
нагнетательные скважины;
• Расширение зоны паротеплового воздействия за счет ввода
скважин
из
бездействия
на
которых
запланировано
предварительное проведение ремонтных работ при помощи
пеноцементной технологии с целью предотвращения заколонных
перетоков пара;
• Общий объем площадной закачки пара в 2007 г. составит 1428,4
тыс. т. Дополнительная добыча нефти – 273,6 тыс. т.
6
Повышение эффективности технологии ПЦО скважин,
планируемых в 2007 г.
Вид работ
Объем работ
- Использование термогелей
10 скважин
- Интенсификация притока за счет использования
азотсодержащих соединений
2 скважины
- Дополнительная перфорация новых интервалов и
селективная обработка призабойных зон HCl
25 скважин
- Паротепловое воздействие в системе горизонтальных
скважин
3 горизонтальные скважины с
длиной горизонтального участка
1000 м – 1 нагнетательную и 2
добывающие.
- Закачка пара через боковые стволы
2 добывающие скважины
- Использование пеноцементной технологии
4 нагнетательные и 5 добывающих
высокообводненных скважин
7
Закачка пара через боковые стволы – 2008 г.
УСЛОВНЫЕ
ОБОЗНАЧЕНИЯ
- боковые стволы
-
ввод
нагнетательных
- ввод
новыхновых
нагнетательные
скважины
скв.
Технология пароциклических обработок
радиальных стволов – 2008 г.
- радиальные отводы 2008 г.
- радиальные отводы 2006 г.
8
Внешний вид керна, отобранного в интервале продуктивных
отложений (1245 – 1355 м) при бурении разведочной скважины на
Р-С залежи Усинского месторождения.
Горизонтальные трещины
Вынос керна 100%
Вертикальные трещины
Рыхлые породы
(составляют 23 %)
9
Исследовательская база департамента качества строительства
и эксплуатации скважин
Рис.1. Изучение структурных дефектов при
формировании крепи скважин;
на переднем плане - сформированные модели крепи
скважин,
на заднем - вертикальная и наклонная скважины
глубиной 8-10 м
Рис.2. Проведение лабораторных работ ;
с тампонажными смесями и буферными
жидкостями
Изучение коррозионной стойкости
тампонажных материалов
10
Случаи разрушения образцов материалов крепи скважин
Биокоррозия
Фото 1: Портландцементного камня ПЦТ – 50 после извлечения из действующей скважины (справа), и контрольных,
хранившихся в лабораторных условиях (слева). Виден черный фронт коррозии. Размеры: 40×40×160 мм.
Термическое разрушение образцов
Фото 2: Образцы 1-4 цементного камня Ø18 мм после 10 циклов (с 20 оС до 320 оС) термического воздействия,
где: рецептуры 1-2 предлагаемые к внедрению и разрабатываемые, 3-4 проектные
11
Внешний вид образцов моделей крепи скважины
(экспл.колонна - цементное кольцо)
а).
б).
в).
г).
Состояние модели крепи:
а) проседание цементного раствора под муфтами колонны;
б) суффозионный канал по верхней образующей;
в) крепь скважины с пеноцементом. Дефектов нет;
г) эксцентричное положение трубы с пеноцементом. Дефектов нет.
12
Определение тампонирующей способности изолирующих
составов во время ОЗЦ
Изолирующий состав
В/Ц
ρ,
г/см 3
Портландцемент ПЦТ Д0
0,5
1,84
Ремонтная тампонирующая смесь «Карбон Био»
0,5
1,83
-
0,42
Пенная система на основе биополимера,
ηпл= 48 мПа*с
4,24
5
4
Кт
3
Коэффициент тампонирующей способности:
2
Кт = (h1-h)/ (h2-h).
0
2,07
1,48
1
Д0
Коэффициент аномальности:
Карбон Био
Пена
Ка = h1/ h2;
где h1 –высота воды в водяном бачке, при которой
начинается фильтрация воды, см;
h2 – высота конусного сосуда; h2 = 8,3 см;
h =1,6 см.
4
4
3
Ка 2
1,87
1,38
1
13
0
Д0
Карбон Био
Пена
Проблемы, решаемые с применением «пеноцементной
технологии» сервисной компанией ООО «РИНКО АЛЬЯНС»
1. Повышение надежности крепи скважин при бурении и КРС :
путем создания участков с гарантированным сцеплением «труба-цементный каменьпорода»;
- установкой протекторных колец;
- применением биоустойчивых и термоустойчивых тампонажных материалов на базе
ремонтной смеси «КАРБОН БИО».
2. Ликвидация зон поглощений при бурении и КРС.
3. Восстановление герметичности крепи скважин в условиях: поглощений и
прогретых зон пласта.
4. Ликвидация заколонных перетоков.
5. Выполнение изоляционных работ без подъема подземного оборудования.
6. Увеличение межремонтного периода подземного оборудования
технологических НКТ-73 на «коррозионном фонде» скважин Р-С залежи.
14
и
Спуск секции эксплуатационной колонны, оснащённой
протекторными кольцами
15
Скв.159 Макаръельского месторождения
Тампонажная смесь «Карбон Био» на
производстве и промысле
16
Оценка качества цементирования скважины
по данным ультразвукового сканера USIT
Сравнительный анализ данных, записанных до и после ремонта скважины.
ЗАКАЗЧИК:
OОО ''ЛУКОЙЛ-Коми''
СКВАЖИНА:
6168
МЕСТОРОЖДЕНИЕ:
Усинское
СТРАНА:
Россия
ДАТА КАРОТАЖА (ДО РЕМОНТА):
30 декабря 2005
ДАТА КАРОТАЖА (ПОСЛЕ РЕМОНТА):
13 января 2006
ДАТА ОБРАБОТКИ:
14 января 2006
ИНТЕРВАЛ ОБРАБОТКИ:
1050 - 1180 м
Подготовил: Артем Топорков
Дата:14 января 2005
Цель работы
Оценка качества ремонтных работ по восстановлению герметичности скважины на основе сравнительного анализа
данных ультразвукового метода (USIT), зарегистрированных до и после ремонта.
Краткий обзор результатов
Наличие большого количества каналов в цементном камне и низкое качество его сцепления с обсаднойколонной до
ремонта является неприемлемым для проведения дальнейших геолого-технических работ.
Ремонтные работы по восстановлению герметичности с применением пеноцементной технологии дали
положительные результаты, значительное улучшение сцепления наблюдается в интервале выше спецотверстий.
На основе данных, зарегистрированных USIT можно сделать следующие заключения:
В интервале 1050 – 1078 м качество цементного камня в целом хорошее, и видны значительные улучшения в качестве
изоляции после повторного цементажа, особенно стоит отметить интервал 1161 – 1167.5 м, интервал выше
технических отверстий. Однако выше 1161 м в интервале 1161 – 1150 м значительных изменений не наблюдается.
В интервале 1108 – 1151 м наблюдается значительное улучшение, отмечено пятнами темного цвета на карте цемента.
Из-за отсутствия данных ФКД в этом интервале сложно оценить характер заполнения заколонного пространства;
17
предположительно цемент поступил по микроканалам.
Схема обвязки спецтехники при гидрофобизации призабойной
зоны пласта пенными системами без подъема подземного
оборудования
1
Р1
Р2
Р3
2
4
3
1.
2.
3.
4.
Компрессор высокого давления (СД-9/101), ППУ
ЦА – 320 М – 2 ед.
АЦН 10 – 2-4 ед.; емкости с гидрофобной смесью, ШФЛУ с раствором сшивателя и
пенообразователя.
Смеситель-аэратор и устройство магнитной обработки жидкости; Р1, Р2 ,Р3 – манометры
высокого давления
18
Результаты водоизоляционных работ, выполненные с применением
гидрофобных составов без подъема насосного оборудования и
«пеноцементной технологии» при ОПР на Р-С залежи
Параметры работы скважины 3308 по МЭР
120,0
10,0
99,5
99,9
99,9
97,8
9,0
92,4
100,0
90,6
88,4
86,9
91,2
83,4
Дебит жидкости
79,5
7,0
80,0
6,0
6,6
60,0
50,9
50,6
40,0
4,5
3,2
35,8
49,5
40,0
4,6
3,8
42,3
8,0
5,0
4,0
3,1
Дебит нефти
99,6
3,0
33,6
2,7
31,3
20,0
0,2
0,2
0,0
0,0
1,1
фев 06
мар 06
апр 06
май 06
июн 06 июл 06
32,7
32,0
34,6
34,8
27,6
0,0
2,0
1,0
0,0
янв 06
ав г 06
сен 06
окт 06
ноя 06
дек 06
янв 07
период
обводненнос ть
Q жидкос ти
120,0
96,6
99,5
97,2
99,5
88,9
76,8
91,3
83,2
97,9
85,6
20,0
74,8
59,7
63,3
53,4
60,0
85,9
84,3
51,4
52,3
60,7
58,0
64,7
64,6
15,0
10,0
40,0
3,4
7,0
2,7
9,0
7,3
2,1
8,3
8,2
5,3
0,3
0,4
1,4
0,0
янв 06 фев 06
5,0
0,0
мар 06
апр 06
май 06 июн 06
июл 06
ав г 06
сен 06
окт 06
ноя 06
пе риод
обв одненность
Q жидкости
Q нефти
дек 06
янв 07
Дебит нефти
Дебит жидкости
83,8
80,0
20,0
Водоизоляционные работы с применением
пеноцементной
технологии (2 скв.)
- 4330 т.
25,0
96,0
№ скважины
Добыча, тонн
6185
417
3308
1112
2984
210
6136
1471
Итого от начала обработки:
3210 т.
Q нефти
Параметры работы скважины 6136 по МЭР
100,0
Дополнительная добыча нефти за 2006 г.
составила - водоизоляционные работы (без
подъема скважинного оборудования) с
применением гидрофобизирующих составов:
Всего:
7540 т.
Введено из бездействия и простоя 8
паронагнетательных и пароциклическмх
скважин при КРС в условиях
поглощений.
19
Разработана электрохимическая защита
подземного оборудования скважин от воздействия
высокоагрессивной пластовой среды
Образцы НКТ-73 из скважин коррозионного фонда Р-С залежи Усинского месторождения:
1. Скв. 1231 через 121 суток работы
3. Установка антикоррозионной вставки в муфтовое соединение НКТ -73
на скв. 7158 Р-С залежи Усинского месторождения.
Сквозное разрушение НКТ 73 Ø 4 – 6 мм.
2. Скв. 4266 через 46 суток работы
Разрушение по кристаллической структуре металла Ø 2 мм.
20
Некоторые экономические результаты применения
«пассивной» электрохимической защиты НКТ от
комплексной коррозии
Проведение ОПР с применением
пассивной защиты НКТ от коррозии на 6
скважинах позволило:
- сократить количество ремонтов в 2 раза (с 28
до 14 ремонтов);
- получить экономический эффект в размере 5,2
млн.руб. без учета НДС за счет снижения
прямых расходов на ремонт и транспортировку
НКТ;
- увеличить производительность скважин за
счет уменьшения ремонтного цикла;
- увеличить оборачиваемость денежных
средств, вкладываемых в бизнес.
21
Предложения:
1. Увеличить темпы работ на Усинском и др. месторождений с
применением «пеноцементной» и «безподходной технологий».
2. Расширить в г.Усинске парк специальной техники (более мощных и
производительных компрессоров высокого давления, смесительных
машин для ремонта скважин типа УРИР 40 и т.п. с целью интенсивного
ввода
скважин
из
бездействия
с
применением
«пеноцементной
технологии».
3. Продолжить внедрение коррозионностойких тампонажных материалов
при строительстве и ремонте скважин.
4.
Продолжить
работы
по
увеличению
межремонтного
периода
технологических НКТ.
5. Продолжить изучение причин выхода из строя крепи скважин в
рамках НИОКР в конкретных геологических условиях.
22