ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»

1.

ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Предлагаемые
технологические решения
www.ntcgtk.ru

2.

Наша Позиция
Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» реализует свой научно-технический потенциал в
направлении прироста запасов углеводородного сырья, увеличения и оптимизации
добычи нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Наш подход к работе – это
комплексное решение задач, от изучения истории скважины до проведения ГТМ.
КомпанияЗаказчик
Скважинакандидат
история работы,
информация о
проведенных ГТМ
ОТЧЕТ
Анализ
данных
Проведение
ГТМ
Составление
дизайна
Утверждение
дизайна
Подбор
технологии ,
составов
лабораторное тестирование
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
полевое тестирование,
контроль за параметрами

3.

Структура Компании
ГЕОТЕХНОКИН Север
ГЕОТЕХНОКИН Юг
ГЕОТЕХНОКИН Азия
ГЕОТЕХНОКИН Балканы
ВНИПИвзрывгеофизика
Тверьгеофизика
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

4.

Наши Заказчики
Delvina Gas Company
ООО
«ЛУКБЕЛОЙЛ»
NostrumOilGas Kazakhstan
– Tirana, Albania
Nafta Industria of
Serbia -NIS
KazMunaiGas Kazakhstan
ПАО «Татнефть»
ПАО «ЛУКОЙЛ»
ПАО «ГАЗПРОМ»
Molgroup - Hungary
ПАО
«ГАЗПРОМНЕФТЬ»
ПАО НК
«РУССНЕФТЬ»
ПАО НК
«РОСНЕФТЬ»
АО «НЕФТИСА»
ONGC
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

5.

Направления Деятельности
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН
РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНАХ
КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ОТ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ
ПРИМЕСЕЙ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ НА
СКВАЖИНАХ
ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНА
ПАКЕРНЫЙ СЕРВИС
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

6.

Производственные Мощности
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

7.

Диаграмма по Видам Работ, Выполненных ГЕОТЕХНОКИН в
Период 2003 – 2020г
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

8.

Ремонтно –
Восстановительные
работы
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

9.

Виды Выполняемых РИР
Отключение отдельных (обводнившихся) интервалов и пропластков
Отключение отдельных пластов при ПВЛГ, ПНЛГ
Изоляция (ликвидация) заколонной циркуляции (перетоков)
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
Ограничение водопритоков
Цементирование дополнительных колонн и «хвостовиков»
Ликвидация поглощений при бурении и КРС
Операции по РИР подразделяются на две подгруппы в зависимости от применяемых реагентов:
1. Химические композиции:
Композиции основанные на силикате натрия
Полимерные композиции
2. Цементы:
Цементные растворы на водной основе
Микроцементы
Все работы выполняются с применением собственной специализированной техники
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

10.

Критерии Применимости Составов для Ремонтно-Изоляционных Работ ГЕОТЕХНОКИН
Наличие ГИС
Состав
Область применения
Ликвидация
Составы на
поглощений при
основе силиката бурении и КРС.
натрия
Изоляция пластов
при ПНЛГ
Полимерные
ЛЗП, ОВП,
системы:
изоляция
DSGA;
обводнившихся
Сшитая система
пропластков,
на основе
ликвидация
высокомолекуляр
конусов
ного анионного
обводнения,
полимера;
подошвенного
MPS-REIS-H
обводнения
Селективные
составы:
ИТПС-010
Составы на
основе
синтетических
смол
ОВП
Непроницаемые перемычки
Мощность пласта или нарушения, м в интервале продуктивного
пласта
Ост. извлекаемые
запасы, тыс. т
Тип коллектора
t пласта,
°С
Приемистость,
м3/сут
Примечания
ИННК или
СО-каротаж
Профиль притока
Профиль приемистости
АКЦ
+
При изоляции
пластов
+
не более 5м - при
изоляции пластов
-
-
Карбонатный
до +90
Теригенный
до 900
+
не менее 8
(эффективная
мощность не менее
4-6
Наличие
не менее 10
Карбонатный
до +100
Теригенный
до 600
Предпочтитель
нее теригенный
коллектор
+
не менее 8
(эффективная
мощность не менее
4-6
до 600
Приемистость
при давлении
закачки не
менее 70атм.
+
+
+
+
Карбонатный
не менее 10
до +100
Теригенный
ЛНЭК, ЛЗП,
изоляция пластов
+
+
+
не более 5м (для
одного объекта)
Наличие, для
ЛЗКЦ
-
Карбонатный
до +100
Теригенный
до 100
Тампонажные
ЛНЭК, изоляция
составы на водной
пластов
основе
+
+
+
не более 5м (для
одного объекта)
-
-
Карбонатный
до +100
Теригенный
до 600
Наличие
Наличие, для
ЛЗКЦ
Тампонажные
составы на
углеводородной
основе
ОВП, ЛЗП
+
+
+
не менее 8
(эффективная
мощность не менее
4-6
Микроцемент
ЛНЭК, ЛЗП,
изоляция пластов
+
+
+
не более 5м (для
одного объекта)
Карбонатный
не менее 10
до +100
Теригенный
до 600
Карбонатный
до +100
Теригенный
до 150
-
Составв
применяется в
условиях
низкой
приемистости
Приемистость
при давлении
закачки не
менее 70атм.
Приемистость
при давлении
закачки не
менее 70атм.

11.

Технологические Решения - Полимерная Композиция EOR
Полимерная композиция представляет собой смесь синтетических
полимеров и предназначена для закачки в пласт с целью повышения
эффективности разработки нефтяных и газовых залежей. Композиция
обладает хорошей растворимостью в минерализованных водах и
термостабильность образованного геля.
Технология реализуется путем установки в призабойной зоне пласта
обводненной добывающей скважины гидроблока, объемом от 30 до 200 м3 в
зависимости от мощности и проницаемости пласта, наличия открытых
трещин.
Структура, образованная в результате реакции гелеобразования
(полимерный гель) в пласте обладает повышенными, по сравнению с другими
полимерными гелями, механические характеристиками и абсолютно
непроницаема для воды. Образованные гели обладают высокими
прочностными характеристиками геля и стабильностью в пластовых
условиях. Легко растворяется в водах любой минерализации.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

12.

Преимущества:
Исключительное сопротивление термальному гидролизу, поддерживает
растворимость при забойных условиях
Превосходная эксплуатационная гибкость
Применим в широком диапазоне температур
Сшивается с ионами металлов или органическими системами
Замедленное сшивание для глубоких обработок по модификации профиля
Высокая устойчивость к изменению в рН
Длительная стабильность геля при повышенных
температурах
Температура использования до +130°С
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

13.

Лабораторные исследования
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

14.

Технологические Решения - Кремнийорганическая
Композиция G-PLAST
G-PLAST
представляет
собой
низковязкий
композиционный
состав
на
основе
кремнийорганических
соединений.
Состав
предназначен для выполнения работ по ограничению
водопритока,
ремонтно-изоляционных
работ,
ликвидации заколонных перетоков.
Область применения:
предназначена для ограничения водопритока и
снижения обводненности добываемой продукции в
низкопроницаемых коллекторах, а также для
перераспределения направления фильтрационных
потоков в системах ППД с целью повышения
выработки запасов;
пластовая температура до 150 °С
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

15.

Особенности:
поставляется в виде жидкой одноупаковочной композиции, рабочая форма
готовится путём разбавлением технической водой непосредственно перед
проведением работ в соотношении 1/1 – 1/5;
отличная проницающая способность за счет малой вязкости (1-5 сПз);
устойчивость к депрессиям после отверждения в пласте;
устойчивость отвержденного состава к высоким температурам (температура
применения - до 150° С);
отвержденный гель не взаимодействует с кислотами, солевыми растворами,
углеводородами и агрессивными газами;
товарная форма реагента имеет низкую температуру замерзания (ниже минус 35
градусов), что облегчает хранение, транспортировку и работу в зимнее время;
состав отвердевает под
высокоминерализованной;
одноупаковочный продукт
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
действием
как
пресной
воды,
так
и

16.

Технологические решения - MONOBLOCK
MONOBLOCK марка В – водонабухающий
состав
для
ликвидации
интенсивных
поглощений при бурении, а также при
ремонтно-изоляционных
работах
в
трещинноватых
коллекторах.
Состав
применяется
в
виде
суспензии
в
углеводородной жидкости. При контакте с
водной фазой, состав «вбирает» ее в себя,
увеличиваясь в объеме, с образованием
сшитой резиноподобной пробки, держащей
структуру.
Область применения:
используется там, где требуется
максимальный блокирующий эффект;
продуктивный терригенный и
карбонатный коллектор;
пластовая температура до 95 °С.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

17.

Особенности:
максимальное блокирующее действие, состав выдерживает перепад
давления более 10 атм. на металлической пластинке с имитацией трещины 0,5 мм;
быстрое время набухания и сшивки при контакте с водой – 60-240 сек;
высокая кратность набухания – увеличение объема до 20 раз;
простота приготовления;
образуется сшитый тампон, а не разрозненные набухшие гранулы;
минимальное количество испытаний перед проведением работ;
технология доставки позволяет получить тампон в условиях,
когда доставка другим способом не возможна или несет высокий риск;
сухой одно-упаковочный продукт (из одного мешка).
При работе на модели трещины с раскрытием 1 мм, блокирующий
эффект может быть увеличен путем ввода волокнистого наполнителя.
Состав держит структуру, при этом остается эластичным, что способствует
сохранению блокирующего эффекта при раскрытии – сжатии трещин
в процессе роста гидродинамического давления при бурении,
спускоподъемных операциях и эксплуатации.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

18.

Системы заканчивания и мониторинга притока
1. Устройства поинтервального мониторинга притока (нефть, вода, газ).
Технология заключается в использовании специальных маркеров, по результатам анализа проб которых, определяется приток
флюида из одного или нескольких интервалов скважины.
Также технология эффективно применяется для мониторинга притока в многозабойных скважинах.
2. Фильтроэлементы:
2.1. Набивные фильтры для предотвращения выноса песка и механических примесей.
2.2. Фильтры с обратной фазовой проницаемостью и системой мониторинга притока. Применяются для предотвращения
выноса песка и уменьшения обводненности скважин.
2.3. Муфты ГРП с фильтроэлементом и трассерным мониторингом притока.
Применяются для предотвращения выноса пропанта после проведения ГРП и выявления интервалов поступления воды и
интервалов с низким притоком после проведения гидравлического разрыва пласта.
3. Клапаны расхода жидкости с автоматическим или принудительным срабатыванием для снижения добычи нецелевого
флюида (AICD/ICV/SSD).
Устройства контроля притока воды и газа позволяют значительно снижать дебит воды газа в скважинах с высоким газовым
фактором и обводненностью. Технология направлена на выравнивание профиля притока.
4. Набухающие пакеры с контролем герметичности.
Специальный эластомер, способный разбухать при взаимодействии с водой, нефтью или гибридной средой.
Маркеры размещенные на теле пакера или в составе эластомера позволяют определить его герметичность в процессе
эксплуатации. Эффективно зарекомендовала себя система мониторинга негерметичности двухпакерных компоновок.
5. Системы контроля заколонных перетоков.
Технология позволят отследить интервал негерметичности или межколонные перетоки в цементном камне.
Включение частиц набухающего эластомера в цементную смесь позволяет герметизировать и перекрывать трещины и поры в
цементном камне в случае нарушения его целостности и прорыва воды или газа. При этом, включение в цементную смесь
маркерных веществ позволяют отследить в каком интервале возникла негерметичность или межколонные перетоки, предпринять
меры
по ликвидации поступления воды или газа, дополнительной изоляции и ремонту. А при комплексном использовании эластомера и
маркеров по мере разбухания эластомера и герметизации трещины, по которым поступает вода, маркерные вещества перестают
вымываться и позволяют проследить процесс изоляции.
6. Контроль герметичности узлов при строительстве скважин.
Маркеры позволяют определить герметичность при посадке подвески хвостовика.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

19.

Мониторинг работы узлов скважин
Системы повышения эффективности
добычи
Программный комплекс
Мониторинг герметичности головы
хвостовика
Фильтр с набивным фильтроэлементом
Оптимизация заканчивания скважин для
увеличения эффективности добычи
Мониторинг качества цемента
Эжекторные системы интенсификации притока
Снижение добычи воды
Мониторинг заколонных перетоков
Адаптивные устройства контроля притока
Оптимизация параметров разработки
месторождений
Мониторинг притока из отдельных
интервалов
Пакерные мосты
Мониторинг герметичности пакеров
Пакер с контролем герметичности
Снижение некачественно
выполненных работ при строительстве
Устройство для создания вспомогательного дна
Муфты для гидроразрыва пласта
Снижения себестоимости добычи

20.

Мониторинг эффективности работы узлов скважины
Эффективность добычи нефти и газа напрямую зависит от правильности работы каждого из узлов скважины.
Возможность контроля работы всех узлов скважины позволяет своевременно принять необходимые меры по повышению
эффективности строительства скважин и снижению капитальных и операционных затрат.
1
2
Мониторинг узлов скважины:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Опыт применения:
Герметичность подвески
Целостность цементного камня, межколонные перетоки
Заколонных перетоков
Эффективность работы УКП (ICD, AICD ,ICV, AICV, SSD)
Герметичность заколонных пакеров
Приток через муфты МГРП
Поинтервальный приток и вынос песка
АО «Тюменнефтегаз»
АО «Варьеганнефтегаз»
АО «Самотлорнефтегаз»
ООО «РН-Ванкор»
ООО «Севкомнефтегаз»
ПАО АНК «Башнефть»
ООО «РН-Пурнефтегаз»
5
Проба
6
7
NIS, Serbia
Дебит жидкости, м3/сут.
4
Профиль притока, м3/сут.
Величина протечки, м3/сут.
3

21.

Поинтервальный мониторинг притока
Определение поинтервального мониторинга притока является первостепенной
задачей для правильного освоения и эксплуатации скважины. На основе
полученных данных можно вовремя спрогнозировать возможные прорывы и
своевременно принять меры для их предотвращения, скорректировать
технологию заканчивания, а так же обновить геологическую модель
месторождения, на базе которой принимаются решения об оптимизации
дальнейшей проводки новых скважин.
Среда реагирования
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Нефть, Вода, Газ Опыт применения:
от 60 до 320
АО «Тюменнефтегаз»
от 80 до 350
от 1410 до 10000 АО «Варьеганнефтегаз»
АО «Самотлорнефтегаз»
Боковой
ствол
ООО «Севкомнефтегаз»
Интервал 1
Интервал 2
Интервал 3
Основной
ствол
Применение трассерного поинтервального мониторинга притока
возможно в режиме реального времени, без остановки работы
скважины. При этом данные по притоку сходятся с данными
полученными после ПГИ.
Элементы заканчивания на разрезе геологической модели
Результаты
исследований

22.

Контроль герметичности при строительстве скважин
Эффективность добычи напрямую зависит от эффективности работ при
строительстве скважин, качества цементного камня, герметичности
изолирующих элементов в скважине, таких как заколонные и внутриколонные
пакера, подвески. Кроме этого, независимая оценка качества цементирования и
контроль заколонных перетоков, а так же контроль герметичности
двухпакерных компоновок при ликвидации негерметичности эксплуатационных
колонн, позволит иметь представление о том, насколько эффективно были
проведены работы, насколько эффективно работает оборудование и
эксплуатируется фонд и как эти показатели можно улучшить.
Нефть, Вода, Газ
от 60 до 320
от 80 до 350
от 1410 до 10000
Опыт применения:
ООО «РН-Пурнефтегаз»
ООО «Севкомнефтегаз»
ООО «РН-Ванкор»
АО «Самотлорнефтегаз»
По результатам проведенных ОПИ на скважинах ООО «РН-Ванкор», с целью
определения негерметичности с применением трассерных методов можно
отметить, что данную технологию можно применять как альтернативу
стандартным комплексам ГИС для определения негерметичности узлов
скважины, так и для поиска источников обводнения.
В ходе многоэтапных исследований отобранных проб выявлено, что в первом
отборе проб во всех скважинах наблюдалось наличие трассерного элемента, это
связано с наличием остаточных явлений. При последующих отборах проб на 3
скважинах из 5 наблюдалась динамика увеличения концентрации трассерных
элементов, что свидетельствовало о негерметичности. Для подтверждения и
сравнения полученных результатов на скважине были проведены ГИС с целью
определения источника обводнения, которые подтвердили результаты маркерных
исследований.
Величина протечки, м3/сут.
Среда реагирования
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Проба

23.

Пакерный мост для горизонтальных скважин
Пакерный мост предназначается для ликвидации негерметичности
эксплуатационных колон, ликвидации межколонных перетоков, изоляции
интервалов поступления нецелевого флюида в вертикальных и
горизонтальных участках скважины. В составе моста могут
использоваться CUP (чашечные), нефте-водонабухающие, механические,
гидромеханические и другие типы пакеров. Для определения
работоспособности технологии в состав компоновки включаются системы
мониторинга герметичности.
Среда реагирования
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Нефть, Вода, Газ Опыт применения:
ООО «РН-Пурнефтегаз»
от 60 до 320
ООО «Севкомнефтегаз»
от 80 до 350
от 1410 до 10000
На скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» был установлен пакерный мост с
контролем герметичности в горизонтальный участок скважины, с целью
изоляции интервала притока воды и ликвидации негерметичности
эксплуатационной колонны.
Установленное оборудование позволило изолировать обводнившийся
интервал скважины, снизить добычу нецелевого флюида и увеличить
добычу нефти из интервалов находящихся ниже обводненного интервала.
Камера мониторинга герметичности дает возможность определить
возможную величину протечки через пакерный мост. Для подтверждения
полученных результатов на скважине были проведены независимые
исследования с целью определения источника обводнения и
работоспособности оборудования.
Средняя величина притока воды до установки оборудования
Средняя величина притока воды после установки оборудования

24.

Технология заключается в использовании многоразового комплекса определения
профиля притока в действующих горизонтальных скважинах, выявления
интервалов поступления воды и системы поинтервальной изоляции этих
интервалов с целью снижения общей обводненности скважин. Комплекс
профилирования притока позволяет исследовать протяженные скважины без
применения дополнительных средств в виде скважинного трактора. Данный
комплекс спускался в горизонтальный участок в скважины протяженностью до
1850 метров. После отстыковки от транспортной колонны, комплекс
профилирования притока оставался на время замеров в скважине на протяжении
2-4 недель, после чего компоновка извлекалась и была использована повторно в
аналогичной скважине. Наличие выноса большого количества мех примесей и
песка из продуктивного участка скважины не привело к затруднениям при
извлечении. В результате проведенных работ были выявлены интервалы
поступления воды которые подтвердились проведенным комплексом работ ПГИ.
Среда реагирования
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Нефть, Вода, Газ
от 60 до 320
от 80 до 350
от 1410 до 10000
Профиль притока, м3/сут.
Профилирование притока в действующей скважине
Опыт применения:
ООО «Севкомнефтегаз»
Компоновка профилирования притока
в действующих скважинах
Устройства мониторинга притока
Система изоляции интервалов
поступления нецелевого флюида
в горизонтальных скважинах

25.

Эжекторная система интенсификации притока
При прорывах нецелевого флюида в скважины, скважина практически
перестает добывать нефть или газ. С помощью эжекторных устройств
ускорения потока, и поступлении большого объема газа, например,
участок поступления газа начинает работать как интенсификатор
добычи из последующего участка ниже по потоку и подтягивает
целевой флюид. Данный подход может значительно увеличить
эффективность добычи, а так же снизить обводненность добываемой
жидкости. Возможна настройка эжекторного устройства на
дополнительное ограничение притока нецелевого флюида за счет
изменения внутренних настроек эжекторной камеры.
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Эжекторное устройство интенсификации притока целевого флюида
позволяет:
• интенсифицировать приток целевого флюида из интервалов
блокируемых прорывами нецелевого
• локально увеличивать депрессию на интервал притока нефти за
счет поступающего газа
Опыт применения:
от 60 до 320 АО «Самотлорнефтегаз» • увеличивать вынос воды в газодобывающих скважинах
• не допускать прорыв газа или воды в другие интервалы из-за
от 80 до 350
сохранения депрессии на интервал прорыва
от 320 до 10000
• осуществлять внутрискважинную прокачку
Установка первичного заканчивания
1. Горизонтальные скважины
2. Наклононаправленные скважины
Поле давления внутри эжекторного устройства
Пример моделирования работы
АО «Самотлорнефтегаз»
Установка вторичного заканчивания
1. Горизонтальные скважины
2. Наклононаправленные скважины
Снижение объема добываемого
газа с 1440 до 30 м³/сут., Эффект
сохраняется более 15 месяцев
эксплуатации скважины

26.

Фильтр с обратной фазовой проницаемостью
Применение фильтра направлено на контроль пескопроявления и
предотвращение прорывов воды. Новая технология фильтрующего
материала позволяет создавать модификацию фазовой проницаемости
для получения дополнительного сопротивления на фильтре при
прохождении жидкости с большим содержанием воды и свободно
пропускать жидкость с незначительным содержанием воды. Высокая
проницаемость позволяет более эффективно осуществлять добычу.
Тонкость фильтрации набивного фильтроэлемента подбирается исходя
из гранулометрического состава выносимых на месторождении
примесей.
с покрытием
без покрытия
Опыт применения:
АО «Варьеганнефтегаз»
АО «Самотлорнефтегаз»
ООО «РН-Ванкор»
ПАО АНК «Башнефть»
Тонкость фильтрации, мкм
от 10 до 750 ООО «РН-Пурнефтегаз»
Базовая труба, мм
от 60 до 320 NIS, Serbia
Наружный диаметр, мм
от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм от 1600 до
10000
• Установка первичного заканчивания
1. Горизонтальные скважины
2. Вертикальные скважины в продуктиный интервал
3. Входной модуль для УЭЦН
Установка вторичного заканчивания
1. Горизонтальные скважины
2. Вертикальные скважины в интервал перфорации
3. Входной модуль для УЭЦН
1
2
3
АО «Самотлорнефтегаз»
ПАО «ННК-Варьеганнефтегаз»
Снижение выноса мех.
примесей с 1400 до 107 мг/л.
Снижение выноса мех. примесей
в 14,1 раз, увеличением дебита
нефти в 4,5 раза.
ООО «РН-Ванкор»
Компания NIS (Сербия)
Оборудование было установлено
в 5 скважин. Среднее снижение
выноса мех. примесей с 620 до
82 мг/л., дебит увеличился в
диапазоне от 4 до 24 м3/сут.
Снижение выноса мех. Примесей
с 326 до 122 мг/л., увеличение
дебита нефти с 38 до 76,8 т/сут.

27.

Пакеры с конролем герметичности
Пакеры используются для сегментации открытого ствола на интервалы, а
так же для изоляции интервалов в обсадной колонне. В составе пакера
могут использоваться чашечные, нефте-водонабухающие, механические,
гидромеханические и другие типы изолирующих элементов. Устройство
может устанавливаться в обсадной и эксплуатационной колоннах,
хвостовиках. Для определения работоспособности изолирующих
элементов в состав оборудования включаются системы мониторинга
герметичности.
Среда реагирования
Длина эластомера, мм
Базовая труба, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении,
мм
Нефть, Вода
от 250 до 6000
от 60 до 320
от 80 до 350
от 1600 до 10000
Опыт применения:
ООО «РН-Пурнефтегаз»
ООО «СевКомНефтегаз»
АО «Тюменнефтегаз»
Утечка м3/сут.
При контакте с жидкостью трассеры выделяются в окружающую
жидкость, которая с потоком выносится на поверхность. Отбор проб
на устье и анализ содержания трассеров позволяет определить
негерметичность пакеров.
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
23.07.2021
05.08.2021
Пакер №1
18.08.2021
31.08.2021
Пакер №2
Большая вероятность попадания пакера №1 в каверну. Анализ
выявил незначительную протечку пакера №1 в размере 0,3м3/сут.
на момент забора пробы №1. На момент отбора пробы №2
протечка не наблюдается. Протечка
пакера №1 может
определяться изменением режима работы скважины.

28.

Адаптивный клапан контроля притока
Устройства контроля притока позволяют увеличить эффективность
добычи нефти и газа за счет регулирования депрессии на продуктивный
интервал в зависимости от фазового состава добываемого флюида.
Поток жидкости по каждому интервалу автоматически штуцируется
специальными клапанами в зависимости от доли притока воды,
например. Возможно настроить клапана на полную автономную
изоляцию интервалов с притоком нежелательного флюида или на
снижение депрессии в соотвествии с заранее заложенными расходными
характеристиками. Применение оборудования с адаптивными
устройствами контроля притока дает возможность увеличить срок
эффективной работы скважин и снизить экологические последствия за
счет снижения добычи нецелевого флюида.
Расходные характеристики AICV
Прорыв до установки АУКП
Вода
Нефть
Прорыв после установки АУКП
Вода
Нефть
Расходные характеристики AICD
ООО «ЛУКОЙЛПри увеличении депрессии в 10 раз ГФ не
Нижневолжскнефть
увеличивается
»
Увеличение дебита нефти с 2,1 до 10 т/сут.,
ПАО АНК
снижение обводненности с 97 до 82 %
«Башнефть»
ПАО
Варьеганнефтегаз»
Увеличение дебита нефти с 80 до 109,8 т/сут.,
снижение обводненности с 94,2 до 81,5%.

29.

Вспомогательное дно с контролем герметичности
Установка цементных мостов при ремонтных операциях и бурении в
горизонтальных скважинах отличается низкой успешностью. Каждая
неуспешная установка моста приводит к экономическим и временным
потерям. Устройство для создания вспомогательного дна служит для
отделения цементного раствора от бурового, и правильного формирования
основания цементного моста на необходимой глубине.
Применение устройства позволяет создать цементный мост на необходимой
глубине с такой же эффективностью, что и установка цементного моста на
забое. Установка трассеров позволяет контролировать поступление воды
через цементный мост. Устройство доставляется путем прокачки бурового
раствора по инструменту до глубины установки моста.
Длина, мм
Диаметр при спуске по
инструменту, мм
Диаметр в открытом положении,
мм
от 1500 до 2000 Опыт применения:
ПАО «Башнефть»
от 43 до 55
АО «Тюменнефтегаз»
от 100 до 500

30.

Программный комплекс
Программный комплекс WORM позволяет осуществлять моделирование
и прогнозирование разработки нефтегазовых месторождений
для
эффективной добычи углеводородов, а так же оптимизировать
конструкцию заканчивания скважин, за счет этого снизить добычу
нецелевого флюида, рассчитать системы для поддержания пластового
давления и многое другое. Программный комплекс разработан для
моделирования работы нефтегазовых месторождений, с учетом
изменяющихся параметров в режиме реального времени по мере
разработки на основе высокотехнологичной гидродинамической
математической модели, которая полностью охватывает пласт,
призабойную зону, компоновку заканчивания и инструменты, всю
конструкцию скважины и сегменты транспортировки/переработки.
Программный модуль TAD ВОРМХОЛС дает возможность просчета
важных параметров спуска колонны в скважину с целью минимизации
осложнений в виде заклинивания, недохода до заданной глубины, TAD
позволяет:
•Рассчитывать нагрузку от глубины колонны во время спуска и
подъема оборудования
• Рассчитывать совокупность растягивающих и сжимающих нагрузок
• Определить интервалы потери устойчивости глубины спуска колонны,
при которых появляется риск недоспуска
• Рассчитывать нагрузку и момент вращения при спуске колонны с
вращением
• Расчеты в режиме реального времени позволит в случае
необходимости провести оперативную корректировку программы
спуска

31.

Интенсификаци
я добычи нефти
и газа
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

32.

Химические методы
Стандартные кислотные обработки (СКО, ГКО)
Загеленные кислоты
Кислотные эмульсии
Водно-солевые эмульсии
Комплексные кислотные составы
Растворители и ингибиторы АСПО
Селективный отклонитель кислотного состава (СОКС)
Бесполимерный самоотклоняющийся кислотный состав (БСКС)
Физические методы
Газодинамические методы
Ударно-волновые методы
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

33.

Существующая Проблематика
Факторы, ограничивающие проникновение кислоты в пласт:
наличие доминирующих утечек в призабойной зоне, как
наиболее разрушенной части пласта;
невозможность обработки критической зоны скважины при
применении стандартных ОПЗ из-за больших потерь
рабочей жидкости в призабойной зоне;
кратное увеличение реактивности кислоты, на основе
которой приготовлены составы, при высокой пластовой
температуре выше 70 °С.
Критическая
зона скважины
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

34.

Технологические Решения
Увеличение скорости закачки эффективно
только при первых нескольких обработках
пласта.
Последующие обработки с использованием
только «живой» кислоты
малоэффективны.
Применение «умных» кислотных составов
при проведении КГРП и ОПЗ
видится наиболее перспективным.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

35.

Технологические Решения. «Сшитая» Кислота
ОПЗ для карбонатного коллектора с применением полимерного загеливателя
для кислоты Liquid AGA
1. Обеспечивает большую степень вязкости при повышенных температурах
до 160 °С.
2. Сокращает потери кислоты на фильтрацию и замедляет скорость реакции.
3. Способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
4. Позволяет более эффективно и экономно использовать соляную кислоту.
5. Благодаря стабильной вязкости удерживает во взвешенном состоянии
продукты реакции кислоты с породой, вынося их на поверхность.
6. Великолепно снижает трение. В кислоте без полимера образовался не
растворимый осадок, который при обработке оседает в пласте и забивает
каналы, «проеденные» кислотой.
В загеленной кислоте осадок остается во взвешенном состоянии и
извлекается на поверхность при освоении.
В кислоте без полимера образовался не растворимый осадок,
который при обработке оседает в пласте и забивает каналы,
«проеденные» кислотой.
В загеленной кислоте осадок остается во взвешенном состоянии
и извлекается на поверхность при освоении.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

36.

OSC™ ADXL-1 - сшиватель для OSC™ Liquid AGA
1. OSC™ ADXL-1 является сшивателем на основе алюминия. Создан для применения в
самоотклоняющейся кислотной системе;
2. При реагировании кислоты до (pH=2.0-3.0), система сшивается с высокой кажущейся
вязкостью;
3. Отклоняет живую кислоту в другие участки;
4. Способствует образованию червоточин в ранее не обработанных зонах;
5. Кислота продолжает реагировать (pH=4.0-5.0) и система разрушается до первоначальной
вязкости.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

37.

Технологические Решения. ПАВ - Система
ОПЗ с применением комплексных систем на основе OSC™ AG + OSC™ AF-200
(терригенный и карбонатный коллекторы)
1. Высокая начальная вязкость.
2. Система на основе ПАВ не содержит твердых частиц и полимеров и не оставляет остаточного загрязнения;
3. Применима в широком диапазоне температур (до 150 °С);
4. Быстрый набор вязкости при реагировании кислоты;
5. Высокая вязкость и стабильность прореагировавшей системы;
6. Самоотклоняющаяся кислота - идеальное решение для охвата всего обрабатываемого интервала при матричной обработке;
7. Приготовленная система стабильна долгое время;
8. При проведении работ закачка односоставной рабочей жидкости значительно упрощает процесс.
9. Минимальные потери на трение.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

38.

ОПЗ с применением комплексной системы на основе ПАВ OSC™ AG + OSC™ AF-200
Реализация данной технологии заключается в использовании при проведении обработок
терригенного и карбонатный коллекторов самоотклоняющегося кислотного состава. Получаемый
кислотный состав имеет начальную вязкость от 30-60сР.
Данная технология рекомендуется для обработки объектов с проницаемостью от 0,01мД.
Возможно применение данной системы при приемистости 200-400м3/сут.
Технология направлена на создание загущенной вязкой системы в пластовых условиях для более
полного и глубокого проникновения охвата матрицы пласта. Кислотный состав загущается при
взаимодействии с породой, закачка последующей пачки кислотного состава отклоняется в ранее не
обрабатываемую зону, что способствует вовлечению в разработку ранее неработающих интервалов.
Преимущества:
● увеличивает вязкость базового кислотного состава при снижении концентрации кислоты.
● отклоняет «живую» кислоту в другие участки.
● способствует образованию червоточин в ранее не обработанных зонах.
● после снижения концентрации начинает терять вязкость и при достижении рН 3.0-4.0 система
разрушается до 1-5сР, что облегчает освоение.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

39.

Технологические Решения. Термопенокислотная Композиция
Современные технологии пенокислотной ОПЗ
подразделяются на два технологических вида в
зависимости от механизма генерирования пенокислоты:
устьевые схемы с использованием аэратора, бустера и
насосных агрегатов;
- забойное смешение химических компонентов с
генерацией пенокислоты на забое скважины с
последующей продавкой в пласт.
Технология термопенокислотного ОПЗ пласта включает
закачку и смешение двух составов: кислотного и
газогенерирующего.
В отличие от кислотных и пенокислотных обработок
скважин термопенокислотные обработки проводятся при
повышенной температуре вследствие экзотермической
реакции закачиваемых реагентов. Выделяемое тепло
способствует освобождению фильтрующей поверхности
пласта от асфальтово-смолистых отложений, увеличению
химической активности в отношении кабронатных пород
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

40.

Принцип действия:
реактивный
состав
кислотный
состав
горячая
кислотная
композиция
T=90-100℃
+
газ
Преимущество ТПКО:
-удаление отложения солей и неорганических кольматантов
-удаление парафинов
-растворение гидратных отложений
-облегчает освоение после ОПЗ благодаря выделению газа
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

41.

Технологические Решения. Пенокислотная Обработка
Кислотный состав:
-соляная или глинокислота;
-добавки SCA:
-присадки,
-пеностабилизаторы,
-ПАВ-пенообразователи
+
Пенокислота
Свойства:
- пенокислотный состав за счет
пенной структуры имеет низкие
скорости реагирования с породой
и высокую степень отклонения,
препятствует катастрофическому
поглощению кислотного состава
одним интервалом и увеличивает
охват обработки.
-повышает эффективность
освоения
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

42.

Технологические Решения. Вязкая Кислотная Эмульсия
на Базе Реагента SCA-104-B
Высокая
вязкость
системы
перераспределяет
фильтрационные потоки в процессе ОПЗ.
Внутренняя
фаза
кислота,
внешняя
фаза
углеводородный растворитель.
Низкая коррозионная активность.
Скорость
реакции
сравнению
с
в
несколько
раз ниже
по
обычной
кислотой,
проникает
в
удаленные участки ПЗП.
Внешний вид
Снижение обводненности за счет вовлечения в
разработку ранее не дренируемых интервалов пласта.
Распадается при смешении с нефтью и не создает
осадков.
Сравнение значений скоростей реагирования
соляной кислоты и ВКЭ с мрамором:
Концентрация кислоты, %
Соляная кислота, г/(м2*мин)
ВКЭ, г/(м2*мин)
10
946
82
15
1512
98
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
Контакт с водой

43.

Область применения:
Карбонатный и терригенный коллектор с пластовыми температурами до 100
℃ и выше.
Кислотная обработка скважин подверженных ГРП, выравнивает профиль
закачки и позволяет обработать кислотой все поровое пространство
трещины.
ОПЗ многопластовых скважин.
В качестве отклонителя кислоты при проведении многостадийной ОПЗ пласта.
Закачка ВКЭ в поглощающие интервалы
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

44.

Приложение. Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
ТЕХНОЛОГИИ ГАЗОДИНАМИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ДАЛЕЕ – ГДРП)
Технология газодинамического разрыва пласта с
применением ГОС (горюче-окислительные составы)
Комплексная технология обработки пластов
твердотопливными генераторами давления
совместно с кислотными композициями и другими
активными жидкостями
Технология двухстадийного
импульсного воздействия на
пласт твердотопливными
генераторами давления
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

45.

Приложение. Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГДРП) ПЕРЕД ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА (ГРП)
Методы ГДРП и ГРП основаны на мощном физическом воздействии на породу-коллектор с целью образования
дополнительных путей дренирования углеводородов к скважине. Отличие заключается в режимах
нагружения, обусловливающих образование преимущественно горизонтальных трещин при ГРП и сети
протяженных вертикальных трещин при ГДРП. В определенных геолого-технических условиях ГДРП может
служить альтернативой дорогостоящему ГРП, позволяющий получить сопоставимый результат по дебиту
скважины при снижении расходов в несколько раз и сокращение времени.
При проведении ГРП в высокопрочных породах-коллекторах или в условиях глубоких скважин, а также при
неопределенности прочностных характеристик объекта разрыва предварительное проведение ГДРП
значительно снижает риск так называемого «стопа», когда мощности оборудования для ГРП и прочностные
характеристики трубопроводов для подачи жидкости разрыва недостаточны и ГРП попросту невозможен.
Технологии АО «ВНИПИвзрывгеофизика» по применению ГДРП получили практическое применение в
компании ЛУКОЙЛ-АИК (более 150 скважино-операций), позволили исключить реальный «стоп» и выполнить
компанией Schlumberger полномасштабный ГРП в скважинах ОАО «Оренбургнефть» при разрыве
высокопрочных пород объектов Д3 и Д4.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

46.

Предлагаемые Решения. Фильтрационная Установка
Испытательная химическая лаборатория ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
выполняет все базовые работы по изучению пластовых флюидов и горных
пород. Проведение лабораторного тестирования с целью подбора наиболее
эффективных
материалов
для
ремонтно-изоляционных
работ
и
интенсификации добычи нефти и газа.
Оптимизация рецептур кислотных композиций, гелеобразующих составов,
смол, цементов и реагентов для временного блокирования продуктивного
пласта.
Испытания и подбор наиболее эффективных комплексных технологий
производится с привлечением натурных образцов керна и пластовых
флюидов, при необходимости возможно использование насыпных моделей и
моделей пластовых флюидов.
Конечная
цель
–
достижение
максимальной
эффективности
и
результативности
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

47.

Внешний вид фильтрационной
установки
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
Кернодержатели полноразмерных и
стандартных образцов

48.

Решаемые задачи
Измерение проницаемости по газообразным и жидким флюидам.
Исследование влияние напряженного состояния образца на фильтрационные
свойства (всесторонний обжим).
Исследование влияния кислотного воздействия на фильтрационные свойства
горной породы.
Исследование степени изменения фильтрационных свойств при воздействии
на горную породу жидкостей глушения, цементирующих составов и других
технологических жидкостей.
Изучение влияния смены вод и воздействия вытесняющих агентов на
фильтрационные свойства породы.
Исследование влияния фильтрата бурового раствора и формирования
«фильтрационной корки» на фильтрационные свойства образцов горной
породы.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

49.

Выполненные работы
- ООО «НКНП» - проведены исследования воздействия на керн пласта Д1
пашийского горизонта Воронцовского месторождения жидкостей
глушения, подбор оптимального состава жидкостей глушения,
минимизирующих ухудшение коллекторских свойств пласта и
уменьшение дебитов скважин. (Проведено ОПИ согласно исследованиям,
получены положительные результаты).
- АО «Преображенскнефть» - проведены исследования воздействия на
керн кислотным составом для проведения кислотной обработки пласта
Р5 Ашировского месторождения. В процессе работ получен
значительный рост проницаемости.
- АО «Преображенскнефть» - проведены исследования воздействия на
керн минерализованной водой для системы ППД пласта Д1-1, выявлено
снижение проницаемости ввиду большого содержания КВЧ в
закачиваемой жидкости.
- ООО «ДиаллАльянс» - произведен подбор полимерного материала с
целью ограничения водопритока Карпенского месторождения пласт К1.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

50.

Существующая Проблематика
Нейтрализатор сероводорода
При строительстве и эксплуатации скважин в сероводородсодержащих
пластах возникает ряд серьезных проблем, обусловленных специфическими
свойствами сероводорода. При поступлении сероводорода в скважину
возникают технологические осложнения вследствие коррозионных процессов,
что в целом приводит к существенному удорожанию стоимости строительства
скважин.
Особо критично данная проблема возникает при проведении кислотных
работ на скважине, когда на коррозионные процессы вследствие воздействия
H2S накладывается коррозия от воздействия кислоты.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

51.

Технологические решения. OSC™ MFA-400
Наиболее эффективным способом борьбы с сероводородной агрессией при стрительстве
и эксплуатации скважин является нейтрализация сероводорода непосредственно в
применяемых рабочих жидкостях и составах с помощью специальных реагентовнейтрализаторов.
Для решения проблемы коррозии, связанной с повышенным содержанием H₂S в
скважинной продукции был специально разработан нейтрализатор сероводорода OSC™
MFA-400. Многофункциональная добавка OSC™ MFA-400 предназначена для защиты
скважинного оборудования, наземного оборудования из сталей различных марок от
коррозии от влияния сероводорода.
Преимущества:
● эффективно нейтрализует сероводород.
● при нейтрализации сероводорода не дает выпадение осадка, как ряд других
нейтрализаторов.
● создает пленку на поверхности скважинного оборудования, что дополнительно снижает
общий уровень коррозии рабочих составов.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

52.

Технологические решения. SCA-116-A
SCA-116-A предназначен для нейтрализации сероводорода и/или метил-,
этилмеркаптанов в системах сбора и подготовки нефти, в товарной нефти, природном
газоконденсате
Преимущества SCA-116-A:
- высокая нейтрализующая способность;
- высокая скорость нейтрализации;
- Не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти, не содержит
хлорорганических соединений
Область применения:
• Добавка к жидкости глушения при проведения
сероводородом;
• Дозирование при транспортировке и подготовке нефти.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
ремонтов
скважин
осложнённых

53.

Геофизические
исследования
скважин

54.

Основные задачи, решаемые с помощью ЯФМ:
Количественное определение текущей нефтегазонасыщенности в интервале
продуктивного пласта;
Выявление пропущенных залежей углеводородов;
Оценка положений межфлюидальных контактов;
Выбор интервала перфорации объекта;
Уточнение постоянно действующей геолого-технологической модели
месторождения;
Площадной и 3D анализ результатов скважинных исследований с учетом данных
ЯФМ и дифференциация участков залежи по степени выработанности запасов.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

55.

Аппаратура спектрометрического импульсного
нейтронного-гамма каротажа
Производится 3 типа аппаратуры ЯФМ: АИНК-89С, АИНК-73С-2 и
АИНК-ПЛ (Литосканер) отличающиеся диаметром СП и информационными
возможностями:
- АИНК-89С - диаметром 89 мм (110 мм) предназначен для ГИС скважин с
проходным диаметром обсадной колонны от 127 мм, в этом комплексе реализована
однозондовая модификация ЯФМ и СГК естественной радиоактивности.
- АИНК-73С-2 - диаметром 73 мм (75 мм) предназначен для ГИС скважин с
проходным диаметром обсадной колонны от 89 мм, в комплексе реализована 2-х
зондовая модификация ЯФМ.
-АИНК-ПЛ (Литосканер) - диаметром 89 мм (110 мм) - применение современной
ядерно-физической спектрометрии для изучения вещественного состава,
емкостных свойств и насыщенности пород в нефтегазовых скважинах.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

56.

Геофизический прибор АИНК-89С - назначение,
решаемые задачи:
Оценка пористости и нефтегазонасыщенности;
Решаемые задачи:
Оценка вещественного состава, текущей
нефтенасыщенности коллекторов независимо от
минерализации пластовых вод, положение
межфлюидальных контактов;
Исследования в обсаженных скважинах с внутренним
диаметром не менее 110 мм, термостойкость до120С;
Используется импульсный нейтронный генератор
ИНГ-061, детектор BGO.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

57.

Результаты проведения исследований ЯФМ
(геофизический прибор АИНК-89С)
На ниже изложенных планшетах приведен геофизический материал по ряду
скважин, на основании которого был выбран интервал перфорации для
проведения ГТМ, а так же представлены результаты по приобщению пластов.
Площадная литологическая выдержанность отложений, достаточный набор
количественно-оцененных
литологических
компонентов
способствует
достижению точности определений текущих параметров и степени
выработанности коллекторов.
Следует отметить, что повторные исследования в закрытом стволе скважины
(после ранее проведенных ГИС в открытом стволе) позволяют не только уточнить
параметры уже известного горизонта, но и выявить пропущенные ранее залежи
углеводородов.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

58.

Скважина № Х Х месторождение.
Существующие интервалы перфорации
1738-1750. Дебит по нефти составляет
15т/сут. По данным ЯФМ было проведено
приобщение (дострел) пласта Т1 – интервал
перфорации 1757-1768.
Так же провели ПВР в интервале пласта Т2
– 1781-1786.
Дебит нефти составил – 57т/сут. Суммарный
прирост – 42тонны.
.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

59.

Скважина № Х Х месторождение.
Существующие интервалы
перфорации 1776,4-1789; 1865-1879;
1882-1911. Дебит по нефти
составляет 20т/сут. По данным ЯФМ
произвели дострел пласта Т1 в
интервале 1789-1797.
После проведения ПВР дебит нефти
составил 40т/сут.
Суммарный прирост - 20тонн.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

60.

Аппаратурный комплекс АИНК-ПЛ (Литосканер) состав, назначение, решаемые задачи
Определение объёмной плотности исследуемых пород;
Определение элементного состава пород и текущей
нефтегазонасыщенности коллекторов независимо от
минерализации
Решаемые задачи:
Определение объемной плотности исследуемых пород на
основе управляемого нейтронного генератора;
Определение элементного и минералогического состава
горных пород;
Определения водородного индекса (пористости) и сечения
захвата тепловых нейтронов;
Проведение исследований в обсаженных и не обсаженных
скважинах диаметром не менее 110мм. с температурой до
150 градусов;
Используется импульсный нейтронный генератор ИНГ062, детектор LaBr3.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

61.

Основные технические характеристики
аппаратурного комплекса АИНК-ПЛ:
Диапазон измерения объёмной плотности
1,7 - 3,0 г/см3
Основная погрешность
измерения плотности
не более 5%
Определяемые элементы породы
Погрешность определения
элементов породы
Fe, Si, Mg, Ca, Al, Cl, O, C, S, Gd, H, Na и
др.
не более 5% абс.
Диапазон определения массовых долей ЕРЭ:
для калия – К
для тория – Th и урана – U(Ra)
Более 0,3%
1 ÷ 200 ppm
Тип нейтронного генератора
ИНГ – 062
Выход нейтронного генератора
2∙108 нейтр./с
Длина
4300 мм
Диаметр
90/110 мм
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

62.

Отличительные особенности и новые возможности
аппаратуры АИНК-ПЛ (Литосканер)
- Двух зондовая система регистрации - позволяет разделять информацию о пласте и
скважине;
- Детекторы LaBr3 - применение быстродействующих кристаллов бромида лантана
по сравнению с BGO позволяет повысить загрузку спектрометрических трактов в 10
раз и улучшить энергетическое разрешение в 3 раза;
- Новый генератор нейтронов ИНГ-062 с потоком до 2×10 8 нейтр./с – по
отношению к генератору ИНГ-061 поток нейтронов выше 0,5×10 8 нейтр./с.
- Быстрая цифровая электроника с загрузками до 2×10 6 имп./с;
- Эффективная защита детекторов от тепловых нейтронов;
- Определения элементного и минерального состава;
- Определение пористости коллекторов с погрешностью менее 5 %;
- Определение величины сечения захвата с погрешностью менее 1 %.
Все это дает возможность повысить точность определения элементного (C, O, Si,
Ca, H, Cl, Mg, S, Al, Na, Gd, Fe и др.) и минералогического состава горных пород, а
также флюида за счёт уменьшения погрешностей измерения содержания элементов
более чем в 2 раза по сравнению с АИНК-89С и снизить погрешности определения
водородного индекса (пористости) и сечения захвата тепловых нейтронов.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

63.

Отличительные особенности и новые возможности
аппаратуры АИНК-ПЛ (Литосканер)
В блоках детектирования ближнего и дальнего зондов модуля ИНГКС
используются самые современные быстродействующие спектрометрические кристаллы
LaBr3 размерами Ø25х25 мм и Ø50х60 мм, обладающие высоким разрешением (более
чем в 3 раза меньшее чем BGO) и не требующие термостатирования до +150 0С, которые
также обеспечивают регистрацию гамма-излучения до уровня загрузок 2,5*10 6 имп./с,
что, в свою очередь, существенно уменьшает погрешность измерения.
Двухзондовая система регистрации спектров гамма-излучения позволяет учесть
влияние ближней зоны скважина - прибор для определения параметра
водородосодержания по отношению интенсивности излучения ГИРЗ на ближнем и
дальнем детекторе, а также дополнительно использовать спектрометрическую
информацию ближнего детектора для элементного анализа породы.
АИНК-ПЛ имеет меньшую погрешность измерения спектральных параметром
чем АИНК-89С.
Для АИНК-ПЛ разработана программа и методика определения массовых долей
элементов породы и проведено массовое опробование на скважинах ПАО «НК
«Роснефть». На планшете представлено сравнение элементов полученных АИНК-ПЛ и
Lithoscanner (Шлюмберже).
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

64.

Отличительные особенности и новые возможности
аппаратуры АИНК-ПЛ (Литосканер)
Примечание: представление результатов обработки АИНК-ПЛ в условиях терригенных пород Западной Сибири:
открытый ствол, диаметр долота 215,9 мм, минерализация пластовых вод до 50 г/л, глинистый буровой раствор;
черные кривые – ведущий зарубежный прибор, красные кривые – результаты обработки АИНК-ПЛ.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

65.

Отличительные особенности и новые возможности
аппаратуры АИНК-ПЛ (Литосканер)
На данном рисунке представлено сравнение результатов АИНК-ПЛ с керном.
Черные точки – результаты РФА исследований керна, красные кривые – результаты обработки АИНК-ПЛ.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

66.

Отличительные особенности и новые возможности
аппаратуры АИНК-ПЛ (Литосканер)
10 мая 2023 года состоялось
заседание ГКЗ, на котором
были одобрены
«Методические рекомендации
по определению элементного
состава горных пород на
основе импульсного
нейтронного гаммаспектрометрического
каротажа аппаратурного
комплекса АИНК-ПЛ».
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

67.

Отличительные особенности Таблицы результатов
оценки текущей нефтегазонасыщенности коллекторов
ЯФМ и Литосканирования.
Прогноз притока
H
Кнг- Кнг- КнКровля, Подошва,
Кровля Подошва
Кпоб, Кпсв, Кпэфф, Кгл, Кпр,
Нефть, Обв.,
Литологическая
№
H, м
абс., Объект
УЭС, ост., ЯФМ,
ХН-ЯФМ
м
м
абс., м абс., м
%
%
%
% мД
у.е.
%
характеристика
м
% %
%
Таблица результатов является не окончательно, АИНК-ПЛ дает возможность расширить
данный шаблон.
Объемные содержания минералов твердой части породы, %
Абс.
МонтКровля, Подошва,
Абс.
Hабс,
Кпоб, Кпотк. Кгл,
Пол.
Каоли- ГидроКарбо- Угли/ Пористость КнЛитологическая
№
H, м
подошва,
Объект
Кварц
Хлорит
морилХН-ЯФМ
м
м
кровля,м
м
% ,% %
шпаты
нит слюды
наты битум по водороду ЯФМ, %
характеристика
м
лонит
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

68.

Отличительные особенности отображения результатов
оценки текущей нефтегазонасыщенности коллекторов
Литосканирования (открытый ствол).
Скв.№ 82 П-Сорочинского м-я: сопоставили с
результатами стандартного комплекса ГИС.
Сравнение проводилось по следующим параметрам:
общая пористость, проницаемость, литологический и
минеральный составы, объемное содержание
углеводородов в поровом пространстве.
Приведены также характер насыщенности по данным ГИС,
керна и результаты испытаний.
Общая пористость по данным ЯФМ определялась с учетом
принятых подсчетных параметров на расположенных
рядом месторождениях.
Минеральный состав по данным стандартных ГИС
определить НЕВОЗМОЖНО.
Для пласта Т1 можно сделать следующие выводы.
1. Лит. состав по данным ЯФМ совпадает с данными керна.
2. Объем углеводородов по данным ЯФМ совпадает с
результатами испытаний (вода с нефтью).
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

69.

Малогабаритный автономный
комплекс для исследования
скважин (МАКИС)
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

70.

Характеристики МАКИС
Назначение:
Определение вещественного состава пород, массового
содержания
элементов
пористости,
глинистости,
проницаемости
и нефтегазоводонасыщения
пластов в
горизонтальных и наклонно-направленных скважинах
Решаемые задачи:
Оценка коэффициентов текущей
нефтегазоводонасыщенности
Определение интервалов обводнения;
Корреляция разрезов скважин и литологических изменений;
Детальное литологическое расчленение, оценка глинистости;
Стратиграфические исследования;
Определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств;
Определение/уточнение минерального состава пород
Прибор разработан при участии ФГУП ВНИИА им. Н.Л. Духова Госкорпорация «РОСАТОМ»
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

71.

Состав комплекса
МПП: Модуль памяти и питания
Технические характеристики
Передача данных
БК ИНГК-С: Модуль ИНГК-73С-2 предназначен для выделения
коллекторов, оценки характера
нефтегазонасыщенности
БК ГК-С: Модуль ГК-73С предназначен для определения
вещественного и минерального состава породы
Потребляемая мощность
~ 800 м/час
~ 72 м/час
Рабочая температура
120 °С
Длина
~9м
Диаметр
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены
25 Вт
Скорость каротажа:
Общая детальная
Определяемые элементы
породы
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Сохранение по времени
во флеш-память
Fe, Si, Mg, Ca, Al, Cl, O, C,
S, Gd, H, Na и др.
76 мм

72.

-
Комплекс программ для работы со станцией ГТИ.
-
Блок управления
Для привязки данных каротажа к глубине применяется наземный
глубиномер. Глубиномер состоит из блока контроллера, датчика углового
перемещения вала лебедки и датчика веса. Блок контроллера с датчиком углового
перемещения устанавливается в непосредственной близости от лебедки. Датчик
веса монтируется на тросе буровой лебедки вблизи закрепленного ("мертвого")
конца троса.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

73.

Особенности:
- каротаж выполняется путем перемещения автономного скважинного комплекса на
НКТ или БТ, без каротажного кабеля в открытом стволе или в обсаженной Э/К
скважине;
- опрос и запись данных с измерительных модулей в энергонезависимую память
объёмом не менее 4 Гб с временным интервалом, задаваемым оператором в
процессе подготовки комплекса перед каротажем;
- включение генератора нейтронов и начало опроса измерительных модулей в
заданное оператором время или по гидростатическому давлению;
- оценка качества работы генератора нейтронов по отношению интегральных счетов
ГИНР и ГИРЗ, рассчитываемому по временному спектру, получаемому от модуля
ИНГК в процессе проведения каротажа;
перезапуск генератора нейтронов в случае выхода отношения интегральных счетов
ГИНР и ГИРЗ за установленные рамки;
автоматическое выключение генератора нейтронов при подъеме прибора на
«дневную» поверхность.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

74.

Сравнение геофизических параметров ЯФМ до и
после проведения ГРП на месторождениях
ОАО «Самотлорнефтегаз»
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

75.

Сравнение геофизических параметров ЯФМ до и
после проведения ГРП на месторождениях
ОАО «Самотлорнефтегаз»
Эффект, закрашенный светло-зеленым
цветом, иллюстрирует вертикальное
распространение трещины от ГРП
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

76.

Основные задачи, решаемые с помощью ЯФМ:
- Количественное определение текущей нефтегазонасыщенности в интервале
продуктивного пласта;
- Выявление пропущенных залежей углеводородов;
- Оценка положений межфлюидальных контактов;
- Выбор интервала перфорации объекта;
- Уточнение постоянно действующей геолого-технологической модели
месторождения;
- Площадной и 3D анализ результатов скважинных исследований с учетом данных
ЯФМ и дифференциация участков залежи по степени выработанности запасов.
© 2023 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

77.

Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ СКВАЖИН И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ
Перфорационные системы
Корпусные ПС однократного
использования – 5 типоразмеров
Корпусная ПС многократного
использования
Бескорпусные ПС с извлекаемым
каркасом – 2 типоразмера
Генераторы давления
ГД Группа А – 6 типоразмеров
ГД Группа Б – 4 исполнения
ГД Группа В
Комплексные аппараты – совмещение операций вскрытия и интенсификации притока
Газогенератор перфораторный ГП105
Перфоратор-генератор комплексный
ПГК-102 – 5 типоразмеров
Аппарат малогабаритный
комплексного воздействия МКАВ150/100 – 2 модификации
77

78.

Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
КОРПУСНЫЕ ПЕРФОРАТОРЫ ОДНОКРАТНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ «СПАРКА»
Конструкция перфорационных систем «Спарка» предусматривает попарное расположение кумулятивных зарядов по заданной
спирали. Эффективность вскрытия достигается за счет создания дополнительных систем трещин между параллельными
перфорационными каналами, полученными при отстреле парных зарядов
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

79.

Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
КОРПУСНЫЕ ПЕРФОРАТОРЫ ОДНОКРАТНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
МОДУЛЬНЫЕ САМООРИЕНТИРУЕМЫЕ
Самоориентация кумулятивных зарядов относительно горизонта позволяет вскрывать продуктивные пласты вдоль плоскости
напластования, что создает благоприятные условия для развития трещин ГРП или МГРП, и в то же время минимизирует риски
нарушиния водонефтяных и газонефтяных контактов, особенно в маломощных пропластках.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

80.

Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
КОМПЛЕКС УПРАВЛЕНИЯ ПЕРФОРАЦИЕЙ «КУПЕР»
Головка интеллектуальная дистанционная ГИД-ГС
Назначение ГИД-ГС:
- дистанционное бесконтактное управление инициированием ПВА, спускаемой на НКТ или ГНКТ в вертикальных,
наклонных и горизонтальных скважинах;
- регистрация процессов, протекающих в скважине до, во время и после проведения инициирования ПВА.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

81.

Продукция, Разработки и Технологии
АО «ВНИПИвзрывгеофизика»
КОМПЛЕКС УПРАВЛЕНИЯ ПЕРФОРАЦИЕЙ «КУПЕР»
Комплекс селективной перфорации скважины перед МГРП.
Аналог Plug&Perf
Назначение комплекса:
- управление селективным инициированием ПВА, спускаемой на геофизическом кабеле;
- регистрация процессов, протекающих в скважине до, во время и после проведения инициирования ПВА.
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

82.

Сертификация ISO
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

83.

Разрешительная документация
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

84.

Наши достижения
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены

85.

Контактная информация
ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
г. Москва,
Дмитровский проезд, д.10, стр.3, офис 48
Телефон: 8 (499) 976-82-91
[email protected]
Филиал ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
г. Бузулук,
ул. Матросова, 14.
8 (35342)55-111
[email protected]
Филиал ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
г. Нижневартовск,
Район ГПЗ, территория столярного цеха № 1
8 (3466) 67-58-57
[email protected]
Филиал ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
г. Novi Sad. Srbija
Jovana Dordevica.11
+381 63 319 277
nebojsa/[email protected]
© 2021 Холдинг ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»
Подготовлено для презентации технологий
Все права защищены