Самогенерирующийся пенно-полимерный состав (СППС) с последующим закреплением гидрогелем NGT-Chem-3.

Выполнение полного цикла работ по созданию ПТД; Мониторинг нефтяных и газовых месторождений; Проектирование, разработка и внедрение программных продуктов; Физико-математические исследования; Комплексное решение проблем химизации процессов нефтедобычи, внедрение перспективных технологий и обеспечение единого подхода; Проектирование и сопровождение бурения скважин; Услуги по расчету оптимального количества и положения портов при МГРП на ГС; Оценка перспективности инвестиций в нефтегазодобывающие активы, в т.ч ТрИЗ; Несейсмические методы ГРР

На горизонтальных скважинах, разрабатывающих массивные залежи с газовой шапкой, возникают интенсивные прорывы газа из газовой шапки в добывающий ствол. Это приводит к резкому росту газового фактора, снижению дебита жидкости, осложнению эксплуатации и падению проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Проблема начинается с того, что горизонтальный ствол располагается в критической близости к газонефтяному контакту (ГНК), а при эксплуатации на забое создается депрессия. Из-за этого перепад давления через открытые клапаны-регуляторы притока «втягивает» высокоподвижный газ из шапки, который продавливает слабые зоны в пласте, формирует устойчивые магистральные каналы (особенно после кислотных обработок) и образует газовые конусы. В итоге газ прорывается в ствол, обходит локальные изоляционные экраны, резко увеличивает газовый фактор и снижает КИН.

Решение «СППС + гидрогель NGT-Chem-3» разрывает эту цепочку следующим образом: на устье в полимерный раствор вводятся газогенерирующие компоненты, при химическом взаимодействии которых выделяется азот — пузырьки газа формируют в стволе и призабойной зоне высокопрочную полутвердую пенно-гелевую структуру, перекрывающую магистральные каналы прорыва. Следом закачивается одноупаковочный реагент NGT-Chem-3 на основе полиакриламида и органического сшивателя, который при контакте с пластовой средой формирует прочный гидрогель с густой сшитой сетчатой структурой. Гидрогель выступает армирующим каркасом, закрепляющим пенно-полимерную систему в поровом пространстве и создающим монолитный селективный экран с высоким гидравлическим сопротивлением. Благодаря этому газовые каналы надежно блокируются, газ не может продавливаться или обходить экран, приток из газовой шапки прекращается, а дебит нефти восстанавливается.

Реагент NGT-Chem-3 — сухая одноупаковочная смесь ПАА и сшивателя, IV класс опасности, пожаровзрывобезопасен.
Регулируемое время гелеобразования — до 6 часов.
Высокая устойчивость к термосолевой деструкции; не зависит от химического состава воды затворения (устойчив к Ca²⁺, Cl⁻).
Разнообразие кольматантов; отсутствие необходимости докрепления цементом.
Приготовление — в блоке приготовления растворов типа БПР-20 с гидросмесительной воронкой на пресной воде.
Закачка — стандартным цементировочным агрегатом ЦА-320.
Расход: 520–600 кг реагента на 15 м³ состава.
Время приготовления 15 м³ — не более 4 часов.

На опытных скважинах №1 и №2 приток газа из газовой шапки полностью ликвидирован на срок более 16 и 6 месяцев соответственно. Полимер не возвращается на поверхность при выводе скважин на режим, что подтверждает его надежное физико-химическое закрепление в пласте. Восстановлен проектный дебит нефти и достигнут проектный КИН.

«После кислотной обработки на горизонтальной скважине резко пошел газ, дебит нефти упал, газовый фактор зашкаливает — обычные гели газ просто продавливает».
«Скважина пробурена в 5 метрах от газонефтяного контакта, при любой депрессии подтягивается газовый конус, нужна изоляция без цементирования».
«Проводили ГРП на горизонте с газовой шапкой — после выхода на режим пошел газ по трещине, нужно перекрыть канал прорыва селективно».
«Делали локальную изоляцию обычным полимером — газ через месяц обошел экран по пласту и ударил в соседнем интервале, нужно комплексное решение с армированием».
«После изоляционных работ полимер возвращается на поверхность вместе с нефтью — нужен состав, который химически сшивается с породой и не выносится обратно».
«Клапаны-регуляторы притока / фильтры-хвостовики работают на депрессии и постоянно втягивают газ из шапки, нужно решение, выдерживающее низкие забойные давления».
«Нужно увеличить межремонтный период на горизонтальной скважине с газовой шапкой, стандартные тампонажные материалы не держат прорывы газа дольше 2–3 месяцев».

СППС, самогенерирующийся пенно-полимерный состав, NGT-Chem-3, гидрогель, полиакриламид, органический сшиватель, изоляция газовых прорывов, прорыв газа из газовой шапки, газовая шапка, газонефтяной контакт, ГНК, горизонтальные скважины, депрессия на забое, клапаны-регуляторы притока, АСПИК, фильтр-хвостовик, конусообразование газа, газовый фактор, снижение КИН, коэффициент извлечения нефти, селективная изоляция притока, пенно-гелевый экран, армирование гидрогелем, сшитая сетчатая структура, гидравлическое сопротивление, кольматант, БПР-20, ЦА-320, термосолевая деструкция, ОПЗ, солянокислотная обработка, ГРП, газовые каналы, межинтервальная миграция газа, ликвидация прорыва газа, увеличение дебита нефти, ремонт горизонтальных скважин, КРС, изоляционные работы, тампонажные работы, без цементирования, одноупаковочный состав, регулируемое время гелеобразования, пресная вода затворения, газогенерирующие компоненты, азот, газовый конус, газопроявления, осложнение эксплуатации, полимер не возвращается на поверхность, физико-химическое закрепление в пласте.

СУБР

УФИМСКИЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Самогенерирующийся пенно-полимерный состав (СППС) с последующим закреплением гидрогелем NGT-Chem-3.