презентацию компании GLMS

Опыт предоставления услуг
по методу ударно-волновой обработки
в комплексе с химическими
композициями
ТОО «Global Munay Service»
Июль 2014 г.
Общая информация
Текущая ситуация
 Подавляющая часть нефтяных месторождений в Мангистауской области
находятся на поздней стадии разработки и эксплуатируются более 30 - 50
лет
 Закачиваемые в пласт воды зачастую не подвергаются должной подготовке
и закачиваются в пласт с большим содержанием мех. Примесей, АСПО и
сульфида железа. Вследствие чего нагнетательные скважины имеют
тенденцию к снижению приемистости, при этом зачастую необходимо
проведение многозатратного внепланового капитального ремонта.
 В настоящее время для восстановления приемистости на месторождениях
широко применяются лишь такие виды ГТМ как ГРП, СКО.
Вытекающие проблемы
 Кольматация перфорационных отверстий и призабойной зоны пласта
 Снижение или полное отсутствие приемистости
 Негативное влияние на состояние пластового давления месторождения
Наши инновации
Мы предлагаем использовать бесподходный метод УВО призабойной зоны
скважины, как терригенных так и трещиноватых коллекторов в комплексе с
применением химических композиций для восстановления и/или увеличения
приемистости нагнетательных скважин.
 Мы модернизировали и адаптировали устройство и компоненты УВО к
месторождениям Мангистауской области
 Мы запатентовали нашу технологию «Скважинная задвижка с
пневмоприводом»,
являющаяся
квинтэссенцией
технологии
УВО
призабойной зоны пласта
 При оказании услуг мы подбираем состав хим. реагентов индивидуально в
зависимости от свойств коллектора
Глоссарий
 ГТМ
–
геолого-технические
мероприятия
 ГРП – гидравлический разрыв
пласта
 СКО
–
соляно-кислотная
обработка
 ПРС – подземный ремонт скважин
 КРС – капитальный ремонт
скважин
 УВО – ударно-волновая обработка
 АСПО
–асфальтено-смолистые
парафиновые отложения
Патент
ТОО «Global Munay Service»
«Скважинная задвижка с
пневмоприводом»
Июль 2014 г.
2
Наш опыт
Наша команда
 Наш инженерно-технологический состав имеет положительный
опыт в технологиях повышения нефтеотдачи пластов, ввода в
эксплуатацию после бурения и капитального ремонта скважин на
месторождениях России и Казахстана.
 Мы обладаем мощным научно-методическим блоком
 Мы постоянно сотрудничаем и обмениваемся опытом с ведущими
научно-исследовательскими,
проектными
институтами
и
проектно-конструкторскими бюро.
Июль 2014 г.
3
Последовательность предоставлению услуг
Нагнетательные скважины имеют тенденцию к снижению приемистости и зачастую проведение
внепланового капитального ремонта экономически нецелесообразно. Главная причина ухудшения
приемистости нагнетательных скважин хорошо известна – это кольматация, накопление в призабойной
зоне механических примесей, связанных твердыми углеводородами. По данным исследований
месторождений отложения в забое нагнетательной скважины представляют собой черную массу, в
составе которой определены мех.примеси - 22,6%, твердые углеводороды - 42,4%, эмульгированная вода
- 35%.
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРИЕМИСТОСТЬ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
При оказания наших услуг,
мы используем подход,
состоящий из двух этапов:
Факторы, связанные с
процессом фильтрации
Технологические
Степень совершенства
Этап - 1
Подбор скважины
Этап – 2
Обработка скважины
Кольматации из-за
разбухания глин, развития
бактерии и гелеобразных
ингибиторов, сопротивления
пористой среды при
фронтальной кольматации
пор, тип реализуемой
фильтрации и температура
пласта, ухуд. Пористости и
проницаемости дальних зон
пласта
Качество закачиваемых вод
Содержание ТВЧ и их
размеры
Геологические
Размеры поровых каналов
Пористость и ее виды
Удельная поверхность и
размер частиц
Конструкция скважины и
забоя
Плотность, температура,
вязкость
Степень согласованности
отбора и закачки
Содержание капли нефти,
АСПО, фракционный состав
ТВЧ
Режим нагнетания,
скорость закачки и
давление нагнетания
Совместимость с пластовой
водой – (содержание
O2?CO2,,H2S и т.д.)
Наличие глин и реальная
площадь фильтрации
Ремонтные работы в ПЗП и
ремонтные работы в
водоводах и т.д.
Наличие ПАВ и их виды
Наличие связи между
блоками и наличие
непроницаемых
пропластков
Характер распределения
пор по размерам
Количество связанной воды
Наличие остаточной нефти
Июль 2014 г.
4
Последовательность предоставлению услуг
Этап – 1. Подбор скважины
Этап - 1
Подбор скважины
Этап - 2
Обработка скважины
Основные критерии подбора скважины-кондидата:
 Наличие технической документации скважины ППД
 Наличие
материалов
о
проведенных
геофизических
исследованиях (РГД, ВЧТ, АКЦ, СГДТ)
 Наличие материалов и технической документации о ранее
проведенных
геолого-технических
мероприятиях
(ГРП,
хим.обработках и т.д.)
 Размеры фланца, соответствующие размерам задвижки ЗМС
65*210 для установки устройства УВО с пневмоприводом
 Герметичность и техническая исправность нагнетательной
арматуры.
 Герметичность эксплуатационной колонны
 Герметичность НКТ и пакера
 Наличие зумпфа на скважинах, сложенными терригенными
коллекторами
 Отсутствие заколонных перетоков
 Определение состава закачиваемых в пласт вод.
Июль 2014 г.
5
Последовательность предоставлению услуг
Этап – 2. Обработка скважины (1/3)
Этап - 1
Подбор скважины
Этап - 2
Обработка скважины
Технология проведения УВО с применением хим. композиций:
1. Установка устройства УВО с пневмоприводом на фланец устьевой арматуры
2. Опрессовка линий
3. Включение блока управления устройства УВО и ее закрытие. Закачка тех. жидкости от линии
БКНС (либо ЦА-320) до давления, определяемого параметрами скважины и технологическим
режимом проведения ее обработки. Давление определяется по манометру, установленному на устье
скважины (см. Приложение №1).
4. При открывании шибера устройства УВО с
пневматическим приводом скважинная
жидкость через манифольдный рукав
изливается в сливную емкость. При
достижении необходимой скорости излива
скважинной жидкости реле времени-блока
управления
закрывает
задвижку.
Возникает гидравлический удар, который
создает импульс-ударную волну. Импульс
распространяется по полости скважины к
зумпфу, отражается от него и действует на
призабойную зону пласта. При достижении
импульса зумпфа, блок управления открывает задвижку для осуществления очередного излива [1]
Июль 2014 г.
6
Последовательность предоставлению услуг
Этап – 2. Обработка скважины (2/3)
Этап - 1
Подбор скважины
Этап - 2
Обработка скважины
Продолжение
 При достижении устья скважины, фронт ударной волны значительно
увеличивает скорость излива. Реле времени-блока управления закрывает
задвижку с пневматическим приводом, происходит суммирование амплитуд
ударной волны, возникающей от гидроудара при закрытии задвижки, и ударной
волны, отраженной от зумпфа. Мощность следующей ударной волны,
распространяющейся по полости скважины, увеличивается. Возникает резонанс
частоты создаваемых гидроударов и частоты возвратно-поступательного
движения стоячей упругой волны, перемещающейся по полости скважины.
Периодичность гидроударов – 2-6 сек, в зависимости от глубины скважины и
давления, создаваемого при ударе. При отражении от зумпфа ударная волна
передает часть энергии породе. Вибрация от удара передается по скелету пласта
и вызывает перераспределение напряжений в его массиве, что способствует
увеличению проницаемости.
 Скорость ударной волны при ее прохождении по колонне трубы составляет
величину порядка 1350-1550м/сек, но не успевает деформировать и разрушать ее
даже при высоких величинах импульсного давления.
 При движении ударной волны от зумпфа к устью, разрежение в призабойной
зоне может привести к разрыву столба жидкости, что способствует вакуумной
откачке загрязнений и мех.примесей в полость скважины, а также к
дополнительному гидроудару при последующем заполнении разрыва.
1
2
Июль 2014 г.
7
Последовательность предоставлению услуг
Этап – 2. Обработка скважины (3/3)
Этап - 1
Подбор скважины
Этап - 2
Обработка скважины
Продолжение
5.
5.
6.
7.
 При воздействии высокого давления на прискважинную зону пласта происходит
расширение существующих трещин и образование новых. При снижении
давления трещины смыкаются. Регулярное изменение давления способствует
чередованию эффектов торпедирования и имплозии в полости скважины.
Перепады давления от 7,0мПа и выше способствуют не только срыву
адсорбционных отложений со стенок поровых каналов, но также расшатывают и
выкрашивают частицы скелета пласта, имеющего низкую проницаемость,
которые выносятся в полость скважины в виде мех.примесей.
 Поскольку для создания очередного гидроудара необходимо истечение
скважинной жидкости из устья с необходимой скоростью, излив после каждого
удара способствует выносу частиц кольматантов и выкрошенных частиц пласта в
полость скважины, исключая закупорку поровых каналов. Продолжительность
обработки скважины, не включая подготовительные операции, составляет от 10
до 24 часов. Эффективность обработки определяется увеличением проницаемости
прискважинной зоны пласта на величину, регламентированную наряд-заданием
(планом работ).
Закачка химической композиции в объёме согласно технологическому плану [2]
(см. Приложение №2)
Время реагирования, затем раскачка столба жидкости [3]
Вымыв продуктов реакции на дневную поверхность [4]
Демонтаж
3
4
Июль 2014 г.
8
Приложение – №1. Схема устьевой обвязки при проведении УВО призабойной
зоны и пласта, Схема расположения специальной техники
 Схема устьевой обвязки при проведении
УВО призабойной зоны и пласта
1. Спец.устройство с пневмоприводом
2. Блок управления устройством
3. Манометр
4. Арматурная задвижка
5. Выкидной рукав
6. Сливная емкость
7. Насосно-компрессорная труба
8. Эксплуатационная колонна
9. Ресивер
 Схема расположения специальной техники
Для работы на скважине необходимы:
1. Устройство УВО – 1 комплект
2. Агрегат цементировочный – 1 ед.
3. Автоцистерна гуммированная с насосом
СИН-32 – 1 ед.
4. Автоцистерна наливная – 3 ед.
5. Растворитель солеотложений «РС-8МПС»
Устье скважины с
установленной на нем
устройством УВО
АЦН17
АЦН10
СИН32
ЦА320
АЦН10
Июль 2014 г.
9
Приложение – №2. Реагенты, применяемые при ударно-волновой
обработке скважин
 Реагенты, применяемые при ударно-волновой обработке скважин
1. Растворитель АСПО для коллекторов с высоким содержанием смол,
асфальтенов, парафинов.
2. Растворитель солеотложений «РС-8МПС» – существуют две
модификации реагента - для карбонатных и терригенных
коллекторов. При этом в отличие от соляной и плавиковой кислот,
при использовании ингибированного «РС-8МПС» отсутствует
проблема возможного выпадения кольматирующих осадков при
контакте реагент/нефть.
3. Неионогенный ПАВ.
 Практическое применение (на рисунках справа отображен результаты
процесс исследований при различных дозировках, гр./тонну)
 На
базе
лаборатории
АО
«КазНИПИмунайгаз»
проведено
независимое тестирование химических композиций «РС-8МПС» и
«МС-20МПС» на предмет совместимости с деэмульгаторами,
пластовыми водами и нефтяной эмульсией месторождений
Мангыстауской обоасти.
 Результаты тестирования «РС-8МПС» и «МС-20МПС» показали, что
они полностью совместимы с нефтепромысловыми водами, нефтяной
эмульсией и используемым деэмульгатором, а именно, при
смешивании отсутствует выпадение гудронов, кольматирующих
поровое пространство, не увеличивается содержание солей, нет
негативного влияния на свойства деэмульгатора и т.д.
 Копия
отчета
о
независимом
лаб.тестировании
реагентов
предоставляется по запросу.
Пластовая вода
Морская вода
Сточная вода
Июль 2014 г.
10
Приложение – №3. Сравнительный анализ экономической
эффективности УВО отностительно ГРП (1/2)
Из множества применяемых
методов
для
повышения
приемистости нагнетательных
скважин
с
целью
поддержания
пластового
давления только ГРП и УВО
обеспечивают
реальный
результат. Поэтому, говоря об
экономической эффективности
УВО, было бы правильным
сравнивать эти два метода по
результатам
проведенного
геолого-технического
мероприятия
(ГТМ)
и
затратам на его проведение, а
также остановиться на оценке
их экологичности.
Па ра ме тры с кв а жи н до и п о с л е п ро в е де н и е ме ро п ри яти я
Б
№
п/п
У ВО
до
К
С
п о сл е
до
п о сл е
Q
Р
Q
Р да в
Q
Р да в
Q
Р да в
( в м3 )
( в а тм)
( в м3 )
( в а тм)
( в м3 )
( в а тм)
( в м3 )
( в а тм)
v
- № скважины
1
381
12
3-28н
10
115
96
115
0
125
176
110

- Горизонт
2
2776
9
3-10
0
130
96
125
0
125
160
125
Q
- Приемистость
3
2577
9
3-7
0
130
298
105
55
125
181
115
2598
9
3-19а
24
100
72
100
50
100
182
115
P
- Давление
4
5
2632
9
4-26
-
-
280
145
0
145
107
145
6
1295
8
3-3н
-
-
268
115
24
115
420
115
увеличение приемистости
в тыс. тенге
З а тра ты н а п ро в е де н и е ме ро п ри яти я
Б
№
 По данным, приведенными
специалистами
ПУ
«Жетыбаймунайгаз» в таблице
видно, что результаты, т.е.
увеличение приемистости при
ГРП и УВО практически
одинаковы.
v
Г РП
Н

п/п
v

Эко н о м.
Г и дро ра зры в п л а с та
Н
По дго то в ка к
К
Г Р П б ри га до й
в ре мя
с у мма
( в с у т. )
С
Не п о с ре дс тв е н н о
Г РП
в ре мя
( в с у т. )
с у мма
У ВО
И то го
с у мма
в ре мя
( в с у т. )
с у мма
э ф - ть
с у мма
У ВО ( в
э ко н о м.
ра за х )
1
381
12
3-28н
43
32,439
5
18,255
50,694
3
8,260
5,1
42,434
2
2776
9
3-10
18
12,102
5
18,255
30,357
3
8,260
2,7
22,097
3
2577
9
3-7
14
13,932
5
18,255
32,187
3
8,260
2,9
23,927
4
2598
9
3-19а
8
10,448
5
18,255
28,703
3
8,260
2,5
20,443
5
2632
9
4-26
17
17,414
5
18,255
35,669
3
8,260
3,3
27,409
6
1295
8
3-3н
20
18,865
5
18,255
37,120
3
8,260
3,5
28,860
И ТОГ О:
120
105,199
30
109,530
214,729
18
49,558
3,3
165,171
Экономия расходов в 4.33 раза
Июль 2014 г.
11
Приложение – №3. Сравнительный анализ затраченных ресурсов (2/2)
 Денежные затраты при УВО в среднем в три и более раз меньше, чем
при ГРП. Это объясняется тем, что для ГРП обязательным является
подготовка
скважины к проведению мероприятия - привлечение
бригады КРС, что само по себе является сложной и дорогостоящей
процедурой, и в среднем занимает 15-20 дней. Налицо упущение
выгоды для Заказчика, потому как бригада КРС могла быть привлечена
к восстановлению аварийных скважин, также находящихся в
вынужденном простое или бездействии, что не учитывается при расчете
затрат. Следует отметить, что УВО является бесподходным, т.е. не
требуется привлечения бригады КРС и длительность процедуры
обработки призабойной зоны составляет максимум 3 дня.
 Важным аспектом является то, что посредством метода УВО мы
восстанавливаем приёмистость скважин ППД, ранее подвергшихся
первичному ГРП и в последующем снизивших приёмистость, очищая
проппант от кольматантов (схематичное изображение кольматации ПЗП
рис.3, рис.4). Воздействие УВО на такие пласты не только, а зачастую и
превосходит по результативности вторичному ГРП, это дает возможность
недропользователю отказаться от вторичных и последующих подобных
ГТМ, что существенно экономит средства Заказчика.
 Особенно необходимо отметить экологичность метода УВО, т.к. он
является бесподходным, в сравнении с гидроразрывом, ведь при ГРП,
как известно, нарушается структура недр, а во время подготовительных
работ бригады КРС как минимум происходит загрязнение грунта. По
отчетам экологов ГРП приводит к значительному загрязнению
грунтовых вод.
 В местах, где используется ГРП вода постепенно становится непригодна
для питья, вследствие чего люди чаще болеют, у животных выпадает
шерсть, наблюдается тенденция ухудшения качества воздуха.
Схема кольматации трещины нагнетательной
скважины, заполненной пропаном
Схематичное изображение трещины
нагнетательной скважины
Июль 2014 г.
12
Наши контакты
ТОО «Global Munay Service»
Буров Кирилл, Генеральный директор
 email: burov@glms.kz
 тел: +7 7292 33 66 61
Урбисинов Бекайдар, Технический директор
 тел: +7 7292 33 66 16
Абилов Самиголла, Главный технолог
 тел: +7 7292 33 66 15
Республика Казахстан, Мангистауская область, г. Актау, 4 мкр., ТЦ «Парус», зд. 75 офис № 3,7
Июль 2014 г.
13