1 / 102

СНПХ

СНПХ. НИИНЕФТЕПРОМХИМ. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД, РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН. ПРОИЗВОДСТВО ХИМПРОДУКТОВ ДЛЯ ПНП марки СНПХ. По механизму воздействия разрабатываемые технологии объединены в следующие группы:.

ilya
Download Presentation

СНПХ

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. СНПХ НИИНЕФТЕПРОМХИМ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД, РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН

  2. ПРОИЗВОДСТВО ХИМПРОДУКТОВ ДЛЯ ПНП марки СНПХ ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  3. По механизму воздействия разрабатываемые технологии объединены в следующие группы: Выравнивание профиля приемистости нагнетаемой в пласт воды и повышение охвата воздействием (ВДС, СНПХ-8310, СНПХ-8335, СНПХ-9633) Ограничение водопритока (СНПХ-9633, СНПХ-8320, СНПХ-ПУС) Интенсификация добычи нефти (СНПХ-9010, СНПХ-9030,СНПХ-9021, СНПХ-9350, СНПХ-8903) Технологии, имеющие в своей основе комбинированное воздействие различных факторов (СНПХ-95М, СНПХ- 9900, СНПХ-ВМС) Составы для ремонтно-изоляционных работ ( СНПХ-9800, СНПХ-8345, СНПХ-3002 и др.) ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  4. Применение углеводородных композиций ПАВ (СНПХ-9633) с целью ограничения водопритоков, увеличения продуктивности скважин и/или повышения нефтеотдачи пластов ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  5. Технологии на основе углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9633 • технология ограничения водопритоков добывающих скважин углеводородной композицией ПАВ; • технология обработки обводнённых (более 80%) добывающих скважин совместно с кислотой с целью увеличения их продуктивности (направленные кислотные высокообводнённых пластов); • технология воздействия на нефтяной пласт углеводородной композицией ПАВ через нагнетательные скважины; • технология обработки нагнетательных скважин путем закачки полимер-глинистой и углеводородной нефтеотмывающей системы (ПГ-УВС) с целью повышения нефтеотдачи пластов (увеличение коэффициентов охвата и нефтевытеснения) ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  6. Свойства углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9633

  7. Эмульсионные системы, формирующиеся при контакте реагента СНПХ-9633 с водой(марки А и В) • имеют внешнюю углеводородную фазу; • устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти; • стабильны в течение длительного времени (2 года и более); • отличаются высокой вязкостью и прочностью при невысоких скоростях сдвига; • способствуют диспергированию АСПО; • снижают водопроницаемость и увеличивают нефтепроницаемость. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  8. Динамика применения технологии СНПХ-9633 в добывающих скважинах в ОАО “Татнефть”

  9. В зависимости от геолого-физических условий применения: • среднесуточный прирост дебита нефти составляет 2,0-5,0 т; • дополнительная добыча нефти – в среднем более 1000 т на 1 скважино-обработку; • сокращение объёмов попутно-извлекаемой воды – более 2000 т на 1 скважино-обработку; • длительность эффекта – 1-2 года и более; • успешность обработки – в среднем более 70%. Предназначена для ограничения водопритока и увеличения дебита нефти добывающих скважин как в карбонатных, так и терригенных коллекторах с различной минерализацией попутно-добываемых вод при высокой обводнённости извлекаемой продукции (вплоть до 100%) Технология ограничения водопритоков добывающих скважин углеводородными композициями ПАВ СНПХ-9633 ПОКАЗАТЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИНА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ РОССИИ

  10. Изменение вязкости эмульсий на основе реагента СНПХ-9633 при введении в него наполнителя и (или) модификатора ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  11. Изменение водопроницаемости модели пласта при введении в состав реагента СНПХ-9633 наполнителя и (или) модификатора ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  12. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВУГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9633) С МОДИФИКАТОРОМ (И НАПОЛНИТЕЛЕМ) Технология предназначена для ограничения водопритоков добывающих скважин в карбонатных и терригенных залежах с высокой обводненностью продукции (60-99%), с различной минерализацией попутно-добываемых вод. Введение в состав углеводородной композиционной системы ПАВ (реагента СНПХ-9633) модификатора и/или наполнителя позволяет повысить скорость формирования эмульсионных систем, их стабильность и прочность, способствует усилению блокирующих свойств, снижению чувствительности к депрессиям и уменьшению возможности выноса из пласта. • В зависимости от геолого-физических условий применения • среднесуточный прирост дебита нефти составляет 2,0 – 6,0 т; • дополнительная добыча нефти – в среднем более 1340 т на 1 скважино-обработку; • сокращение объёмов попутно-извлекаемой воды – более 3000 т на 1 скважино-обработку; • средняя длительность эффекта более 1 года; • успешность обработки – 88%.

  13. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9640) ПРИ ПОВЫШЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ Технология на основереагента СНПХ-9640 предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти в карбонатных и терригенных залежах с высокой обводнённостью продукции (60 – 99%), при пластовых температурах 60 – 100С и различной минерализацией вод, обводняющих скважину. Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке углеводородной композиции ПАВ (СНПХ-9640). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Кроме того, разработанные реагенты обладают гидрофобизирующим действием, способны растворять и диспергировать АСПО и понижать вязкость нефти. Реагент выпускается в двух вариантах: товарный продукт и концентрат, который перед применением разбавляется углеводородным растворителем до необходимой концентрации в нефтегазодобывающих предприятиях. Реагент однороден и стабилен в диапазоне температур от минус 50°С до +35°С в течение длительного времени, имеет невысокую вязкость (1,5 – 5 мПа·с) и низкую температуру застывания (ниже минус 50°С). Получена разрешительная документация на применение реагента СНПХ-9640 в нефтяной промышленности: паспорт безопасности, санитарно –эпидемиологическое заключение, сертификат соответствия и сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти. В 2013 году запланированы испытания в Западной Сибири. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  14. Свойства углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9640

  15. Изменение водопроницаемости модели пласта после обработки углеводородной композицией ПАВ при 850С ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  16. Технология на основе углеводородных растворов и композиций ПАВ (реагента СНПХ-9633) предназначена для улучшения показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных пластов с различной минерализацией пластовых и закачиваемых вод и высокой обводнённостью продукции скважин. Удельная технологическая эффективность в зависимости от типа коллектора от 0,9 до 3,5 тыс. тонн (в среднем более 2,1 тыс. т) на одну скважино-обработку при средней продолжительности эффекта 2 – 2,5 года. ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ ЧЕРЕЗ НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ Эффект достигается вовлечением в разработку зон пласта, ранее неохваченных воздействием, при одновременном ограничении работы высокообводнённых пропластков после обработки нагнетательных скважин углеводородными композициями ПАВ

  17. ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП) Как правило, кислотные обработки при обводнённости продукции выше 40-60% неэффективны. В отличии от других кислотных методов, технология НКОВП предназначена для повышения эффективности кислотных обработок в условиях неоднородных карбонатных или терригенных коллекторов с различной минерализацией попутно-добываемых вод при высокой обводненности продукции (более 80%). Метод основан на увеличении эффективности кислотных обработок путём блокировки зон с повышенной проницаемостью. Блокировка проницаемых зон осуществляется с помощью вязких гелеобразных эмульсионных систем обратного типа, образующихся при контакте реагента СНПХ-9633 с минерализованными водами, обводняющими скважину. Закачиваемая следом кислота направляется не в зоны с высокой проницаемостью, а в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны, ранее не охваченные воздействием. Технология предусматривает закачку раствора композиции ПАВ и кислотного состава в объёме 10 – 26 м3 и 1 – 7 м3 на одну скважино-обработку. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  18. ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП) Дебит жидкости после обработки увеличивается в 1,2 –1,5 раза, а дебит нефти – в 1,5 – 2 раза; Обводненностьпродукции снижается в среднем на 20 %; Успешность – 70%; Средняя длительность эффекта – 16,5 месяцев. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  19. ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВКОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ С ПОМОЩЬЮ ПОЛИМЕР-ГЛИНИСТОЙ И УГЛЕВОДОРОДНОЙ НЕФТЕОТМЫВАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ (ПГ-УВС) • Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пласта заводнением с последующим повышением нефтевытесняющей способности закачиваемой воды. Область ее применения – неоднородные по проницаемости терригенные пласты с температурой 20-450С, обводненные закачиваемой водой различной минерализации (от пресной до высокоминерализованной) с высокой обводненностью добываемой продукции (свыше 60%) при неполной выработанности запасов нефти. • Технология ПГ-УВС заключается в последовательной закачке в нагнетательные скважины полимер-глинистой композиции (ПГК) и углеводородной композиции ПАВ (УК ПАВ) • ПГК используется для снижения проводимости высокопроницаемых промытых пропластков и представляет собой водные дисперсии бентонитового глинопорошка в растворе полимера (например, полиакриламида). Увеличение нефтеизвлечения из зон ранее неохваченных воздействием осуществляется благодаря УК ПАВ – реагента СНПХ-9633 (марки С) с повышенными нефтевытесняющими свойствами. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  20. Результаты применения технологии ПГ-УВС на месторождениях ОАО «Татнефть» По технологии ПГ-УВС в 2009-2013 г.г. в ОАО «Татнефть» (по состоянию на 01.08.2013 г.) обработано 28 участков (38 нагнетательных скважин) различных терригенных площадей и залежей (девон, бобрик). Увеличение добычи нефти по 28 участкам достигает 64 тыс.т, причём по большинству участков эффект продолжается. По 20 участкам, обработанным в 2009-2012 г.г., дополнительная добыча нефти составляет в среднем 2600 т/уч. (2476 т/скв.-обр.) при длительности эффекта 18 мес., причём на 13 (65%) участках эффект не закончился. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  21. Технология СНПХ-ПУС для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах Технология СНПХ-ПУС предназначается для изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов с целью изоляции водопритока на добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технология эффективно применяется для изоляции притока как закачиваемой (прорыв по высокопроницаемым пропласткам), так и подстилающей (конус обводненности) воды. Состав обладает селективностью, т.е. при взаимодействии с водой он образует гелеобразную систему и, соответственно, блокирует водонасыщенные гидрофильные коллектора, а с нефтью не взаимодействуют и выносится из гидрофобных нефтенасыщенных коллекторов при освоении добывающих скважин. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  22. Результаты опытно-промышленных работ СНПХ-ПУС в 2011 году на скв. №228 в ОАО «Татнефть» ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  23. Методы РИР

  24. Способы восстановления целостности обсадных колонн Тампонажные составы Технические средства На основе минеральных вяжущих (цементы, гипс, силикаты и т.д.) Съемная «летучка» Протяженный участок На основе элементорганических соединений (кремнийорганические соединения) Дополнительная колонна Пакерующие устройства На основе полимеров, смол (полимеры акрилового ряда, эфиры целлюлозы, полисахариды, смолы) Цемент. «летучка» и др.

  25. ГЕРМЕТИЗИРУЮЗИЙ СОСТАВ СНПХ-3002 НА ОСНОВЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  26. ПРЕИМУЩЕСТВА СМОЛЫ СНПХ-3002 • Высокая успешность герметизации нарушений обсадных колонн с малой приемистостью. • Возможность герметизации нарушений обсадных колонн в любом интервале, так как допустимый диапазон температуры в зоне обработки составляет от –100С до +900С. • Не ограничивается способ эксплуатации скважины, так как диаметр ствола скважины не уменьшается. • Возможность герметизации нарушений обсадных колонн в скважинах, где из-за особенностей конструкции невозможно применение технических средств. • Объем получаемого полимерного камня равен объему тампонажного раствора. • Меньшая стоимость скв/операции по сравнению с Пластиком КС. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  27. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ В ОАО «ТАТНЕФТЬ» ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  28. ТЕХНОЛОГИЯ СНПХ — 8335 ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ – ЛИКВИДАЦИЯ ПРОРЫВОВ ВОДЫ • Технологияосновананаспособностиизолирующегосостава СНПХ — 8335 образовывать в высокопроницаемыхзонахмалопроницаемого, протяженного, водоизолирующегоэкрана. • Эффектдостигаетсязасчетмногократногосниженияпроницаемостиводонасыщенныхзон (принеобходимости - вплотьдопрекращенияфильтрации) и перераспределенияфильтрационныхпотоков. • Обработканагнетательныхскважинпроизводится с использованиемстандартногонефтепромысловогооборудования. Составготовится в промысловыхусловиях. • Поставкареагентапроизводитсяавтотранспортом. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  29. КРИТЕРИИ, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8335 • Коллектор – терригенный и карбонатный, неоднородный по разрезу. Минимальная пористость 10÷15%. Допускается наличие нескольких неоднородных пластов, вскрытых одним фильтром. • История предыдущих обработок (вид воздействия, эффективность). Нежелательно применение составов, приведших к ухудшению фильтрационно-емкостных характеристикпризабойной зоны (осадкообразующие и гелеобразующие составы, полимеры и др.)‏ Обводненности продукции по участку – до 98%. • Минерализация попутно-добываемой водыне регламентируется. • Мощность перфорированная – не менее 2 м. • Стабильность композиции от-18 до 70°С. • Наличие остаточных извлекаемых запасов нефти – не менее 30%. • Приемистость скважины до обработки не менее 150 м3/сут при давлении не выше 8,0 МПа. При закачке состава происходит рост давления закачки. Максимальное давление закачки ограничивается техническим состоянием колонны скважины. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  30. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА СНПХ-8335 Изменениепрофиляприемистости скважины 638, обработаннойпотехнологии СНПХ-8335. До обработки После обработки В 2007 г. в НГДУ «Игра» поэтойтехнологииобработаны3 нагнетательныескважины (638, 32 р, 640). Успешностьсоставила 100% 1356 1356 1360 1360 35% 1364 1364 51% 1368 1368 1372 1372 100% 14% 1376 1376 1380 1380 ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  31. ТЕХНОЛОГИЯ СНПХ — 8345 ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРОРЫВА ГАЗА И ВОДЫ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ Технологияосновананаспособностисостава СНПХ — 8345 призаполнениипустотногопространствазаобсаднойколоннойскважиныобразовыватьобъемный, монолитный, водогазонепроницаемыйизолирующийэкран Эффектдостигаетсязасчет: • изоляции зонвысокойпроницаемости и трещин; • высокой адгезии состава к колонне, цементномукамню и породе; • низкойвязкостисоставапризакачке, чтообеспечиваетполноезаполнениепредназначенного к изоляции объемапласта и заколонногопространства; • регулируемоговременисхватывания. • Изоляциязоннарушенияпроизводится с использованиемстандартногонефтепромысловоготампонажногооборудования (агрегаттипа ЦА-320, автоцистерна, емкостьдлясмешенияреагентов). • Поставкареагентаавтотранспортом. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  32. КРИТЕРИИ, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8345 • Коллектор – терригенный и карбонатныйпоровый. • Наличиезаколоннойциркуляции. • Наличиетехническойвозможностидоставкисостава в зонунарушения. • Историяпредыдущихобработок (видвоздействия, эффективность). • Минерализацияпопутно-добываемойводынерегламентируется. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8345 • Выбираетсяинтервалперфорациипредназначенный к изоляции; • Принеобходимости в обсаднойколоннеперфорируютсяспецотверстия; • ИП выделяетсяустановкойцементногомоста и пакера; • Производитсязаливкаизолирующегосостава СНПХ-8345; • Продавкасостава в объеме НКТ производитсябезводнойнефтью (в некоторыхслучаяхцементнымраствором)‏; • Выдержкасоставана ОЗЦ дополимеризациисостава; • Разбуриваниесостава в скважине и пускскважины в работу. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  33. Приреализациитехнологии в соответствии с настоящимитребованиямиизолирующийсоставдоставляется в селективновыделенныйпропласток, заполняетнеобходимыйобъемпустотногопространстваприскважиннойзоны и полностьюизолируетеё. • Послеожиданияполногоструктурированиясоставанеобходимопровестимеханическуюочисткуобсаднойколонныотостатковструктурированногореагента ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  34. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА СНПХ-8345 В 2007 г. по этой технологии в НГДУ «ИГРА» обработаны 3 добывающие скважины (2471, 2434, 2428). Характерным примером применения СНПХ-8345 для РИР газа является ремонт скважины 2471 Красногорского месторождения, проведённый в декабре 2007 года. Скважина находилась в простое с 06.2004г. Исследования показали наличие нарушений в колонне протяжённостью порядка 300 метров, связанные с сероводородной коррозией. Ремонт осуществлялся по технологии СНПХ-8345, с заполнением пустотного пространства за колонной специальным герметизирующим составом и заполнением колонны этим же составом по всему интервалу нарушений. После выдержки состава в течение 72 часов скважина была стандартными операциями подготовлена и сдана в эксплуатацию. Дебит по нефти составил 4.1 тн/сут, обводненность 23%. Эффективность обработок по технологии СНПХ-8345за 2007 г. составила порядка 67%. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  35. ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИИ СНПХ-9800 ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  36. Физико-химические характеристики СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  37. Область применения композиции СНПХ-9800 • устранение заколонныхперетоков; • отключение обводненных (выработанных) интервалов пласта или всего пласта; • изоляция водопритока; • ВУС на основе композиции СНПХ-9800 применяется для изоляции подошвенной воды; • ликвидация поглощений при ТКРС. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  38. Основные свойства композиции СНПХ-9800 • композиция СНПХ-9800 эффективна при РИР скважин в тех случаях, когда цементные растворы не дают должного результата; • композиция полимеризуется в широком температурном интервале под действием инициатора и модифицирующих добавок; • высокая адгезивная способность к породе, металлу и цементному камню; • полимеризованный состав (тампонажный камень) является гидрофобным, эластичным и стойким к ударным воздействиям; • динамика повышения структурно-механических свойств композиции (полимеризация) регулируются во времени; • обладает повышенной механической прочностью, это позволяет проводить дальнейшие работы по вторичному вскрытию без разрушения тампонажного камня; • изоляционная композиция готовится на скважине. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  39. Преимущества композиции СНПХ-9800 • полученный тампонажный камень стоек к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочным растворам; • может применяться при любой минерализации пластовых вод и температурах до 100 С; • при изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью может быть модифицирован твердыми наполнителями: цементом, глинопорошком, армирующими волокнами, резиновой крошкой и т. д.; • возможность хранения при низкой температуре, без потери свойств; • срок хранения композиции 12 месяцев и более; • экологическая безопасность и технологичность; • композиция поставляется в 200 л бочках, что значительно упрощает его транспортировку и хранение. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  40. Лабораторные исследования композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  41. Лабораторные исследования композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  42. Способ применения композиции СНПХ-9800 • Установка отсекающего моста (пакера) в обсадной колонне или отсыпка песка 3-5 м ниже уровня интервала нарушения; • Подготовка рецептуры композиции СНПХ-9800 на требуемое время полимеризации в зависимости от конкретных пластовых условий; • Приготовление композиции на скважине, заполнение НКТ и подача необходимого количество изоляционной композиции в интервал нарушения обсадной колонны; • Продавка изоляционной композиции в интервал нарушения; • Время реагирования (полимеризации) изоляционной композиции (1-3 суток); • Опрессовка обсадной колонны; • Отбивка (нащупывание) полимерного (полимерцементного) стакана и разбуривание моста или пакера. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  43. Ликвидация заколонных сообщений Нефтенасыщенный пласт 1. Спуск пакера 2. Закачка изоляционного материала • Образование тампонажного камня и ликвидация заколонных сообщений • Подъем пакера Вода Тампонажный камень

  44. Ликвидация газопроявления • Спуск пакера • Закачка изоляционного материала • Образование тампонажного камня и ликвидация газопроявления • Подъем пакера Тампонажный камень Газ Нефтенасыщенный пласт

  45. Ликвидация газопроявления • Спуск пакера • Закачка изоляционного материала • Образование тампонажного камня и ликвидация газопроявления • Подъем пакера Тампонажныйкамень Спецотверстия для закачки рабочего состава Газ Нефтенасыщенныйпласт

  46. Схема изоляции водонасыщенной части пласта для предотвращения вертикальной фильтрации воды при эксплуатации скважины ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

  47. Отсечение прорыва подошвенных вод • Спуск пакера • Закачка буферного состава • Закачка изоляционного материала • Закачка цементного состава • Подъем посадочного устройства Нефтенасыщенный пласт Водонефтяной контакт Буферный состав Спецотверстия для закачки рабочих составов Вода Тампонажная композиция Цементный состав

  48. Отсечение прорыва подошвенных вод • Спуск НКТ • Закачка изоляционной композиции • Закачка цементного состава • Подъем НКТ • Разбуривание • Перестрел интервала перфорации Нефтенасыщенный пласт Водонефтяной контакт Спецотверстия для закачки рабочих составов Вода Изоляционная композиция Цементный состав

  49. Результаты технологической эффективности применения технологии СНПХ-9800 Технология применяется на объектах Малых Нефтяных Компаний (МНК) Татарстана с 2007 г.  Проведено около 50 скважино-операций Дополнительная добыча нефти более 8 тыс. тонн Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил более 2,5 т/сут Средняя продолжительность эффекта составляет более 7 месяцев Успешность проведения РИР добывающих скважин составляет более 70 %. ОАО «НИИнефтепромхим» www.neftpx.ru

More Related