VI Международная Конференция: « Рынок нефтесервисных услуг:

1. 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»)

2. Структура применяемых технологий в ООО «ЛУКОЙЛ»

3. Актуальность проведения работ по повышению надежности эксплуатации скважин на Р-С залежи ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» Рис.1. Состояние фонда скважин наР-С залежи Усинского месторождения вООО «ЛУКОЙЛ - Коми» за 2006 год Рис.2. Состояние простаивающего фонда скважин ( 367 скв.) Р-С залежи в ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» за 2006 год Рис.3. Состояние нагнетательного фонда скважин Р-С залежи в ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» за 2006 год

4. Удельные показатели по технологиям повышения нефтеотдачи пластов в ООО «ЛУКОЙЛ» в 2006г.

5. Освоенные виды РИР по ограничению водопритока в добывающих скважинах на Р-С залежи

6. 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.

7. Повышение эффективности технологии ПЦО скважин, планируемых в 2007 г.

8. Закачка пара через боковые стволы – 2008 г. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ - боковые стволы - ввод новых нагнетательных скв. Технология пароциклических обработок радиальных стволов – 2008 г. - радиальные отводы 2008 г. - радиальные отводы 2006 г.

9. Внешний вид керна, отобранного в интервале продуктивных отложений (1245 – 1355 м) при бурении разведочной скважины на Р-С залежи Усинского месторождения. Рыхлые породы (составляют 23 %) Горизонтальные трещины Вертикальные трещины Вынос керна 100%

10. Исследовательская база департамента качества строительства и эксплуатации скважин Рис.2. Проведение лабораторных работ ; с тампонажными смесями и буферными жидкостями Изучение коррозионной стойкости тампонажных материалов 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

11. 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

12. 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.

13. Определение тампонирующей способностиизолирующих составов во время ОЗЦ Коэффициент тампонирующей способности: Кт = (h1-h)/ (h2-h). Коэффициент аномальности: 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.

14. 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 камень-порода»; • 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 и технологических НКТ-73 на «коррозионном фонде» скважин Р-С залежи.

15. Спуск секции эксплуатационной колонны, оснащённой протекторными кольцами Скв.159 Макаръельского месторождения

16. Тампонажная смесь «Карбон Био» на производстве и промысле

17. 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; предположительно цемент поступил по микроканалам.

18. Схема обвязки спецтехники при гидрофобизации призабойной зоны пласта пенными системами без подъема подземного оборудования 1 Р1 Р2 Р3 2 4 3 • 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

19. Результаты водоизоляционных работ, выполненные с применением гидрофобных составов без подъема насосного оборудования и «пеноцементной технологии» при ОПР на Р-С залежи Дополнительная добыча нефти за 2006 г. составила - водоизоляционные работы (без подъема скважинного оборудования) с применением гидрофобизирующих составов: № скважины Добыча, тонн 6185 417 3308 1112 2984 210 6136 1471 Итого от начала обработки: 3210 т. Водоизоляционные работы с применением пеноцементной технологии (2 скв.) - 4330 т. Всего:7540 т. Введено из бездействия и простоя 8 паронагнетательных и пароциклическмх скважин при КРС в условиях поглощений.

20. 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.

21. 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.

22. 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.