Наша компания — молодая развивающаяся научно-производственная единица, нацелена на устойчивое развитие, внедрение новых прорывных технологий и реализацию совместных проектов с заказчиками в нефтедобывающей отрасли. Наличие сегмента научной деятельности и его основные результаты в 2015 г. позволяют утверждать, что компания правильно и грамотно формирует основные постоянно действующие производственные программы внедрения эффективных технологий ВПП с применением различных химических систем, основанных на реагентах собственного производства.
В прошедшем году зарегистрирован товарный знак ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», отражающий стратегию и перспективы развития компании.
В центральном журнале нефтяной отрасли опубликованы две статьи методического плана, аккумулирующие более чем пятилетний опыт внедрения технологий компании на объектах недропользователей. В течение 2015 г. поданы заявки на изобретения и получены положительные заключения экспертизы по существу.
В 2015 г. организовано масштабное производство нового реагента «АС-CSE-1313» марки А, который является основным компонентом при создании армированного гелеобразующего состава. Получаемый гель термически стабилен в диапазоне температур 20–300 °С. Первые опытные работы по применению технологии «АС-CSE-1313» были начаты в 2015 г. на Ачимовском месторождении ОАО «Славнефть-Мегионненфтегаз», на Приобском месторождении (ЮЛТ) ООО «Газпромнефть-Хантос». Полученные положительные результаты ОПР данной технологии позволили утвердить статус дальнейшего промышленного внедрения метода в 2016 г.
Также были проведены ОПР по технологии «АС-CSE-1313» на Сугмутском месторождении Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в декабре 2015 г.
На основании полученных положительных результатов лабораторного тестирования реагентов «Гипан α+», эмульгатор «СSE-1013» в 2015 г. были проведены ОПР по применению двух технологий ВПП с применением указанных реагентов на месторождениях Западной Сибири. ОПР по применению реагента «Гипан α+» признаны успешными: отмечается снижение обводненности и рост дебитов нефти или стабилизация показателей эксплуатации по 81% реагирующих скважин. В связи с поздними сроками проведения обработок эмульгатором «СSE-1013» проводится мониторинг технологической эффективности.
В ходе выполнения Программы ОПР по применению сухо-кислотного состава «CSE-0913» марки А (для карбонатных коллекторов) на скважинах Возейского, Пашнинского и Западно-Тэбукского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» установлен дополнительный эффект механизма данного реагента. Кроме традиционного результата по увеличению Кпрод. добывающих скважин наблюдается эффект постепенного снижения обводненности на 2–3 месяц после проведения работ.
В 2015 г. разработан инновационный реагент РБС-3, направленный на снижение скин-фактора в скважинах, пробуренных на баритовом буровом растворе. Состав реагента запатентован, проведены ОПР на Южно-Лыжском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». По результатам апробации отмечается рост коэффициента продуктивности скважин более, чем на 30%. Проведены лабораторные испытания по взаимодействию реагента РБС-3 с глинистым материалом Приобского месторождения, отмечается усадка (сокращение объема) глин на 13–15%. Полученный результат открывает перспективы применения реагента с целью повышения продуктивности низкопроницаемых заглинизированных коллекторов.
Лабораторное обоснование применения технологии «ТВ-3П-ЩР» позволило выбрать объекты и скважины-кандидаты для проведения ОПР на Вынгапуровском месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Разработанный гелеобразующий состав включает щелочную добавку, что способствует доотмыву остаточной нефти. Работы по промысловому применению технологии продолжаются.
Принимая во внимание ухудшение структуры запасов нефти месторождений отрасли и вследствие этого важность поддержания хороших коллекторских свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин, в компании начаты работы по применению системного воздействия на пласты (СВП) имеющимися технологиями. Системное воздействие на пласт проводится путем обработок призабойных зон пласта добывающих и нагнетательных скважин по заранее разработанным программам с учетом геолого-физических характеристик пласта и состояния разработки в целом.
Проектирование обработок скважин осуществляется с учетом их взаимодействия с окружающими скважинами и единой системой разработки продуктивного пласта в целом. Выбор добывающих скважин для воздействия определяется по линиям тока на картах ОИЗ. Разработаны принципы и варианты проведения СВП. Проект СВП начат в 2015 г. на Аригольском месторождении с охватом 7 нагнетательных и 3 добывающих скважин. Переход на системный подход при реализации технологий повышения нефтеотдачи позволит в значительной степени повысить уровни добываемой нефти на объектах воздействия.
Таким образом, научный опыт и полученные технические решения открывают новые перспективы и возможности расширения географической и геологической направленности работ ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» при решении проблем в нефтедобыче. В сложных экономических условиях важно вовремя увидеть новые возможности и быть готовыми ими воспользоваться. В этом нам помогает наша установка на эволюционное развитие, и такой подход позволяет компании стабильно развиваться и достигать поставленные цели и задачи.
См. также:
Технология «АС-CSE-1313»
Презентация «Новая технология ВПП и ОВП на основе реагента «АС-СSE-1313» — альтернатива ПАА»
Реагент «АС-CSE-1313»
Гелеобразующий состав «Гипан α+»
Эмульгатор «CSE-1013»
Сухо-кислотный состав «CSE-0913» марки А, Б