Разработка и опыт применения модифицированных аморфных кремнезёмов (от ранних версий до торговой марки RX-380) на ГКМ. 1
Модифицированный аморфный Капля воды на гидрофобной твердой поверхности кремнезем (МАК) Капля воды на ткани, обработанной гидрофобным составом Модифицированный аморфный кремнезем «RX-380» - сыпучий порошок от белого до розового цвета Размер частиц – 5 – 20 нм Изменение смачиваемости поверхности порового пространства Удельная поверхность – от 380 м 2/г Увеличение седиментационной устойчивости жидкостейносителей различных суспензионных систем. Гидрофобность до 99, 9 % Образование стойких обратных эмульсий с различными реологическими характеристиками 2
Капиллярное впитывание различных жидкостей на колонках с кварцевым песком Без обработки Обработанный 1% МАК Выводы : • Присутствие в поровом пространстве МАК резко уменьшает степень смачивания породы (кварцевого песчаника и известняка) водой и водными растворами реагентов. • Для углеводородных жидкостей (керосина и дизельного топлива) смачиваемость породы и скорость капиллярного впитывания изменяется не существенно. 3
Седиментационная устойчивость различных суспензий Зависимость высоты осадка в суспензиях от концентрации МАК «RX-380» во времени 100 Высота осадка, % 80 60 40 20 0. 1 1 10 1000 Время, мин ДТ без наполнителя ДТ + 1% "RX-380" ДТ + 4 % "RX-380" 10000 4
Эмульгирующие свойства модифицированных аморфных кремнезёмов Исследование фазового поведения композиций на основе нефти, эмульгатора и воды Содержание эмульгатора в нефти, % 0 1 2 Соотношение нефтяной и водной фазы 10: 90 30: 70 50: 50 60: 40 1 н : 9 в 1, 5 : 8, 5 в 3 н : 7 в 4 н : 6 в 5 н : 5 в 5, 5 н : 4, 5 в 6, 5 н : 3, 5 в 6 н : 4 в 6, 5 н : 3, 5 в 7, 5 н : 2, 5 в 3, 5 5, 0 7, 0 1, 6 н : 8, 4 в 2 н : 8 в 4, 4 н : 5, 6 в 5 н : 5 в 6 н : 4 в 70: 30 80: 20 90: 10 7 н : 3 в 8 н : 2 в 9 н : 1 в Эмульсия во всем объеме Стойкие эмульсии во всем объеме Исследование фазового поведения композиций на основе нефти, эмульгатора и воды с добавлением 1% МАК Содержание эмульгатора в нефти, % 0 1 2 3, 5 5, 0 7, 0 Соотношение нефтяной и водной фазы 10: 90 30: 70 2 н : 8 в 3 н : 7 в 50: 50 60: 40 70: 30 80: 20 90: 10 6 н : 4 в 8 н : 2 в Эмульсия во всем объеме Стойкие эмульсии во всем объеме 5
Результаты фильтрационных исследований на двухслойной модели Показатели №п/п 1. Номер модели 1 Проницаемость модели по воде при параллельном 2 15, 3 соединении - Кв, мкм 2 2. Проницаемость модели по керосину при параллельном 2, 97 соединении - Кк, мкм 2 3. Проницаемость модели по воде после обработки водной 0 суспензией RX-380 – Кв 1, мкм 2 4. Проницаемость модели по керосину после обработки 3, 33 водной суспензией RX-380 – Кк 1, мкм 2 5. Проницаемость модели по воде после обработки 0 углеводородной суспензией RX-380 Н – Кв 2, мкм 2 6. Проницаемость модели по керосину после обработки углеводородной суспензией RX-380 Н – Кк 2, мкм 2 4, 13 6
Результаты фильтрационных исследований на двухслойной модели Проницаемость модели водопроявляющего пласта более чем в 5 раз отличается от проницаемости углеводородонасыщенного пласта. При их совместной работе обводненность продукции составила 85%. После обработки модели водной суспензией МАК марки L проницаемость по керосину углеводородонасыщенной модели не уменьшилась, а даже немного увеличилась и составила 3, 33 мкм 2. Проницаемость же водопроявляющего • пласта упала практически до 0. При совместной работе моделей пластов была ь. получена практически чистая углеводородная жидкость. После обработки модели углеводородной суспензией МАК марки H при фильтрации керосина через углеводородонасыщенную модель было вытеснено около 10 мл воды, хотя через нее всегда фильтровался керосин. Это может быть объяснено только тем, что обработка пласта 1 % суспензией МАК марки H в керосине привела к переводу связанной воды в подвижное состояние за счет гидрофобизации поверхности порового пространства. Проницаемость углеводородонасыщенной модели пласта возросла и составила 4, 127 мкм 2. Проницаемость водонасыщенной модели так и осталась близкой к 0. 7
Опыт работы ведущего персонала c МАК в газовой промышленности на примере ООО «Газпром добыча Астрахань» Договор о НИР № 878 по теме: Договор о НИР № 291 по теме: «Технология изоляции водонасыщенных пластов и заколонных перетоков при эксплуатации скважин с применением модифицированного дисперсного кремнезема» - 2005 г. «Разработка Р АСТРАХАНЬГАЗПРОМ» «Технология обработки призабойной зоны пласта с применением модифицированного дисперсного кремнезема» -2007 г. Технологический регламент: «Технология изоляции водонасыщенных пластов и заколонных перетоков при эксплуатации скважин с применением модифицированного дисперсного кремнезема» - 2006 г. Проведение ОПР – 9 скв, 2007 -2013 г. г. Технологический регламент: «Рекомендации для проведения технологии обработки призабойной зоны с применением модифицированного дисперсного кремнезема» - 2008 г. Патент № 2008116114/03(018188) Проведение ОПР – 15 скв, 2008 -2013 г. г. С 2011 года перешли на использование комбинированного реагента серии ТРИПЗ Генеральные подрядчики: ООО «Газпром Бурение » ООО «Газпром подземремонт Оренбург» 8
Скважина № 253 Для «Технологии изоляции водонасыщенных пластов и заколонных перетоков с применением модифицированного дисперсного кремнезема для условий АГКМ » выбрана скважина № 253 , которая вследствие высокого значения ВГФ (не менее 105 см 3 /м 3 ) и по ряду технических причин готовилась к ликвидации Исходные данные по скважине: С начала монтажа буровой установки в скважине были проведены неоднократные работы по ликвидации поглощения бурового раствора с затратой значительного количества реагентов и технологических жидкостей более 1300 м 3 бурового раствора, 100 м 3 кольматирующего тампона (целотон, мраморная крошка, шелуха, древесные опилки), 50 м 3 соляро-бентонитовой смеси, состав ВУС - 50 м 3, тех. вода - 500 м 3 и т. д. ). «Технология изоляции водонасыщенных пластов и заколонных перетоков при эксплуатации скважин с применением модифицирован ного аморфного кремнезема» В результате проведенных работ по разработанному регламенту удалось в 5 раз снизить значение ВГФ (со 105 см 3 /м 3 до 21 см 3 /м 3 ) увеличить длительность эффекта на несколько лет (в т. ч. после проведения СКО), на порядок снизить коэффициент приемистости скважины сохранить скважину в эксплуатационном фонде. Подобная эффективность в истории разработки АГКМ была достигнута впервые. 9
Взаимодействие с ООО «Газпром добыча Уренгой» Презентация технологий в ноябре 2008 г. Подтверждены заявленные гидрофобизирующие, водоизолирующие и селективные свойства ЭСС на основе МAК. При обработке керна ЭСС МAК на основе конденсата (д/т) отмечается снижение проницаемости по воде на 70 -78%. Лабораторное тестирование МАК Учесть положительные результаты ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» и рекомендации к проведению ОПР Протокол ООО «Газпром добыча Уренгой» рекомендовать ООО «Газпром подземремонт Уренгой» провести конкурс по виду выполнения сервисных работ по водоизоляции газоконденсатных скважин УКПГ- 8 В УНГКМ 10
Взаимодействие с ООО «Газпром добыча Уренгой» Лабораторное тестирование МАК в НТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» Работа выполнена согласно письму Главного геолога ООО «Газпром добыча Уренгой» В. И. Маринина от 11. 2008 г. • Результаты экспериментов подтверждают заявленные разработчиками гидрофобизирующие и водоизоляционные свойства эмульсионносуспензионного состава, приготовленного на основе МАК. При обработке керна данными составами наблюдается снижение проницаемости по воде от 70 до 78 %. Начальные градиенты давления фильтрации воды после обработки керна выросли в несколько раз. • После проведения разблокировки керна, обработанного эмульсионносуспензионным составом, приготовленным на основе МАК, стабильным конденсатом наблюдается восстановление проницаемости по воздуху. Данный факт свидетельствует в пользу сохранения ФЕС продуктивных пластов в случае попадания в них при закачке реагента. • Для приготовления эмульсионно-суспензионных составов с добавлением МАК рекомендуется применять стабильный конденсат или дизтопливо, во избежание технологических осложнений при их использовании в промысловых условиях с целью водоизоляции в газоконденсатных и нефтяных скважинах. 11
Взаимодействие с ООО «Газпром подземремонт Уренгой» Презентация технологий в августе 2011 г. Протокол Запрос предложений по теме: «Оказание услуг при водоизоляции газовых скважин» ООО «Газпром добыча Надым» 2012 г. Филиалам ООО «Газпром подземремонт Уренгой» проработать с недропользователями возможность проведения испытания предложенных технологий Организовать испытание технологий и, при получении положительных результатов, включить в план договоров на следующий год с учётом мнения недропользователей и ООО «Газпром центрремонт» обработаны и признанны 100% эффективными скважины: № 117 – Медвежье месторождение № 446 – Медвежье месторождение 12
Технология водоизоляции модифицированными кремнеземами с бригадой КРС Цель: Повышение эффективности крепления ПЗП и ВИР Традиционный порядок операций при Реализуемый порядок операций при производстве ВИР 1. Глушение скважины 2. Намыв песчано-глинистой подушки и формирование текущего забоя 3. Закачка блокирующего раствора 3. Закачка суспензии RX-380 (H) 4. Крепление ПЗП облегченным цементом и создание ЦМ 5. Разбуривание ЦМ и песчаной пробки 6. Проведение ВИР (блокирующий раствор+цемент) и формирование искусственного забоя 6. Проведение ВИР (суспензия RX-380 (L)+цемент) и формирование искусственного забоя 7. Реперфорация 13
Технология водоизоляции модифицированными кремнеземами с бригадой КРС Цель: Повышение эффективности крепления ПЗП и ВИР Закачка суспензии RX 380 (H) Проведение ВИР (суспензия RX-380 (L) + цемент) и формирование искусственного забоя Гидрофобизация газонасыщенной части пласта с целью профилактики подъема ГВК или снижения его скорости Защита коллектора от проникновения фильтратов, создание условий для качественного крепления ПЗП Создание водоизоляционного экрана в прискважинной зоне за счет снижения подвижности воды Создание условий для успешного формирования искусственного забоя под давлением 14
Технология водоизоляции модифицированными кремнеземами (с колтюбинговой установкой) Цель: кратное снижение подвижности воды без уменьшения притока газа в скважину, снижение пескопроявления, предупреждение преждевременного обводнения за счет капиллярной пропитки и образования депрессионной воронки Инверсия капиллярных сил Гидрофобная модификация Закачка суспензионных систем Гидрофильная модификация Уменьшение количества адсорбированной воды Создание дополнительных гидродинамических сопротивлений движению воды 15
Технология водоизоляции модифицированными кремнеземами (с колтюбинговой установкой) Цель: Профилактика быстрого обводнения скважин Реализуемый порядок операций при проведении технологии 1. Закачка буферной оторочки 2. Закачка суспензии RX-380 (L) для связывания подвижной пластовой воды 3. Закачка буферной оторочки 4. Закачка суспензии МАК RX-380 (H) для снижения скорости подъема ГВК 5. Закачка буферной оторочки 6. Продавка 16
Технология водоизоляции модифицированными кремнеземами (с колтюбинговой установкой) Цель: Профилактика преждевременного обводнения скважин Рекомендации по подбору скважин для проведения технологии 1. Отсутствие заколонных перетоков; 2. ГИС до обработки (текущее тех. состояние, ГВК, насышение) 3. Пластовое давление не ниже 30% от начального 4. Мощность пласта не менее 10 м. 5. Коллектор – порово-трещиноватый. 6. Причина обводнения – депрессионная воронка 7. ГВК ниже интервала перфорации 8. Предпочтительно установка башмака НКТ в кровле перфорированной части пласта без опасности прихвата 9. Профиль скважины вертикальный либо наклонный с зенитным углом не более 45 о 17
Проблемы и решения 1. Одним из главных условий эффективности обработки скважин является подбор скважин-кандидатов, обладающих достаточным потенциалом и соответствующих критериям применимости , с возможностью обеспечения адресности закачки реагентов. Игнорирование этого условия приводит к неэффективным затратам на скважину, дискредитации любой технологии с последующими многочисленными трехсторонними совещаниям по определению виновной стороны 2. Доступность полноценной информации «до» и «после» обработки скважин безусловно будет способствовать проведению необходимой адаптации технологий с целью повышения их эффективности 18
Опыт реализации технологии водоизоляции модифицированными кремнеземами с бригадой КРС (скв. № 1262 Комсомольское м-е) июль 2013 г. Предложенный порядок операций ООО «Ин. Тех. Сервис» при проведении ВИР Реализованный порядок операций ООО «Газпром добыча Ноябрьск» при проведении ВИР Отключение эксплуатируемого инт. пласта (10051019 м. ) цементом с предварительной закачкой суспензии RX-380(H) Отключение эксплуатируемого инт. пласта (10051019 м. ) цементом Перфорация спец. отверстий в инт. 1013 -1019 м. Отключение инт. 1013 -1019 м. с предварительной закачкой суспензии RX-380(H) Перфорация спец. отверстий в инт. 1021 -1024 м. ВИР в инт. с. о. с формированием искусственного забоя на глубине 1013 м. ВИР в инт. с. о. с формированием искусственного забоя на глубине 1021 м. Перфорация э/колонны в инт. 1005 -1012 м. Перфорация э/колонны в инт. 1005 -1019 м. Работы проведены без предоставления ГИС (определение положения ГВК и насыщения). Планируемая цель по водоизоляции не достигнута. Ранее проведенные РИР: 06. 2009 г. Изоляция притока подошвенной воды в инт. 1021 -1051 м. 05. 2013 г. Изоляция притока подошвенной воды: установка хвостовика в инт. 998 -1021 м. , закачка композита (жидкое стекло + лимонная кислота) и докрепление цементом в инт. спец. отверстий 1022 -1025 м. 19
Результаты проведения работ по ликвидации заколонной циркуляции на скв. № 305 Западно – Таркосалинском ГКМ Пласт Перфорир. интервалы БП-5 2566. 6 – 2568. 6 БП 6 -2 2614. 8 – 2619. 8 БП 7 -1 2646. 6 – 2652. 1 Результаты интерпретации данных Результаты интерпретации ГИС (от 28 -29. 03. 2013 г. ) до РИР данных ГИС (от 09. 10. 2013 г. ) после РИР По данным термометрии и данным состава притока работа пласта не отмечается интенсивно работает в кровельной части пласта интервале фильтра перфорации 2561. 0 -2563. 0 м В составе притока-газ Отмечается работа пласта в интервалах фильтра перфорации 2570. 0 - 2573. 0; 2576. 0 -2578. 0 м. В составе притока газ. По данным термометрии и данным состава притока отмечается слабая работа пласта водой Отмечается заколонный переток воды снизу с глубины 2634. 0 м По данным термометрии и данным состава притока отмечается слабая работа пласта газом работает в интервале фильтра перфорации 2615. 0 -2619. 0 м. В составе притока газ+вода (вода техническая). работает в интервале фильтра перфорации 2647. 0 -2653. 0 м. В составе притока газ+вода (вода техническая). Работы по ликвидации заколонной циркуляции признаны эффективными. 20
СЕРТИФИКАЦИЯ ВЫПУСКАЕМЫХ МАК и РЕАГЕНТОВ на их основе ООО НПФ «Ин. Тех. Сервис» Модифицированный аморфный кремнезем «RX-380» ТРИПЗ-M Сертификат соответствия РФ ТЭК RU. XП 25. Н 04538 от 19. 11. 2012. Сертификат соответствия ТЭК RU. XП 25. Н 02820 от 16. 11. 2012. Сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти РФ № 153. 39. RU 245800. 04938. 11. 12 от 19. 11. 2012. Сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти № 153. 39. RU. 245800. 04938. 11. 12 от 16. 11. 2012. Санитарно-эпидемиологическое заключение РФ Т-390 от 26. 10. 2012, выданный ФБУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии» Санитарно-эпидемиологическое заключение РФ Т-402 от 26. 10. 2012, выданный ФБУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии» 21
Выводы и рекомендации 1. На основании собранных данных предлагается к реализации два принципиальные схемы водоизоляции : - «с колтюбинговой установкой» ; - «с подъемной установкой» 2. Проведенные исследования позволяют сделать предположение, что ОПЗ суспензиями МAК «RX-380» в органических носителях (конденсат, д/т) за счет инверсии смачиваемости можно эффективно снизить обводненность добываемой продукции в газовых и газоконденсатных скважинах, особенно на ранней стадии обводнения эксплуатируемого объекта. Дополнительным основанием для этого утверждения явились результаты ОПИ с модификаторами фазовой проницаемости в ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и модифицированными кремнеземами в ООО «Газпром добыча Надым» 3. Для подтверждения этого рекомендуется провести ОПИ в различных геолого-промысловых условия и на различных объектах работ ООО «Газпром подземремонт Уренгой» 22
• Перспективные направления внедрения новых химических сертифицированных реагентов на объектах работы ООО «Газпром подземремонт Уренгой» 23
Технология водоизоляции с применением реагента «БФАН-1» Механизм действия Реагент «БФАН-1» Пластовая или буферная вода Самопроизвольное эмульгирование Стойкая эмульсия с увеличением объема до 5 раз 24
Технология водоизоляции с применением реагента «БФАН-1» Преимущества • Малые объемы закачки • Селективность воздействия. • Возможность комплексирования с другими ВИР • Простота использования • Использование стандартного нефтепромыслового оборудования 25
Технология водоизоляции с применением реагента «АСС-1» Механизм действия Рабочий раствор реагента «АСС-1» Осадкообразователь: Растворы солей двухвалентных металлов Закачка оторочками Большеобъемный осадок Осадкогелеобразователь: Реагент «РВ-3 П-1» , Реагент «Карфас» Гелеобразователь: Растворы кислот, Растворы солей Закачка оторочками Совместная закачка раствора «АСС-1» и гелеобразователя Осадок + гель практически во всем объеме Гель во всем объеме с регулированным временем гелеобразования 26
Технология водоизоляции с применением реагента «АСС-1» Преимущества • Возможность получения водоизоляционных экранов различной природы и качества • Возможность комплексирования (комбинирования) изоляционных экранов различной природы • Широкий спектр осадко- и гелеобразователей • Простота использования • Использование стандартного нефтепромыслового оборудования 27
Технология водоизоляции с применением реагента «Геопан-М» Механизм действия Рабочий раствор реагента «ГЕОПАН-М» Осадкогелеобразователь: Реагент «РВ-3 П-1» , реагент «Карфас» , растворы солей двухвалентных металлов Закачка оторочками Осадок + гель практически во всем объеме Гелеобразователь: Растворы кислот. Совместная закачка раствора «Геопан-М» и гелеобразователя Гель во всем объеме с регулированным временем гелеобразования 28
Технология водоизоляции с применением реагента «Геопан-М» Преимущества • Возможность получения водоизоляционных экранов различной природы и качества • Возможность комплексирования изоляционных экранов различной природы • Широкий спектр осадко- и гелеобразователей • Простота использования • Использование стандартного нефтепромыслового оборудования 29
СЕРТИФИКАЦИЯ РЕАГЕНТОВ «БФАН-1» , «АСС-1» , «Геопан-М» «БФАН-1» «АСС-1» «Геопан-М» Сертификат соответствия РФ ТЭК RU. ХП 25. Н 04245 от 31. 05. 2012 Сертификат соответствия РФ ТЭК RU. ХП 25. Н 04027 от 13. 02. 2012 Сертификат соответствия РФ ТЭК RU. ХП 25. Н 04012 от 31. 01. 2012. Сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти РФ № 153. 39. RU 245810. 04644. 05. 12 от 31. 05. 2012 Сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти РФ № 153. 39. RU 245810. 04427. 02. 12 от 13. 02. 2012 Сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти РФ № 153. 39. RU 245810. 04412. 02. 12 От 31. 01. 2012 Санитарноэпидемиологическое заключение РФ 02. БЦ. 01. 245. П. 000468. 10. 09, выданное ФБУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии» Санитарноэпидемиологическое заключение РФ 02. БЦ. 01. 245. П. 000540. 08, выданный ФБУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии» Санитарноэпидемиологическое заключение РФ 02. БЦ. 01. 245. П. 000538. 08, выданный ФБУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии» 30
Спасибо за внимание ООО НПФ «Ин. Тех. Сервис» РБ, г. Уфа, пр-кт Октября, 119/2 тел. /факс (347) 2358040 31
Скачать презентацию Разработка и опыт применения модифицированных аморфных кремнезёмов от
ИТС презентация Уренгой дек.2013.pptx