Пути увеличения эффективности изоляционных работ по ограничению водопритоков в нефтегазодобывающих скважинах месторождений острова Сахалин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Сахалинский государственный университет»

Политехнический колледж КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Тема: «Пути увеличения эффективности изоляционных работ по ограничению водопритоков в нефтегазодобывающих скважинах месторождений острова Сахалин»

Специальность: 210 201 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Выполнил: студент группы РЭНГМ 411

Черненко М. С

Руководитель: Полищук С.Н.

ВВЕДЕНИЕ

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин, добыча осложняется поступлением воды в призабойную зону пласта. Поступление воды в скважины снижает их дебит вплодь до полной остановки (самоглушение скважины). Вода способствует разрушению призабойной зоны пласта, выносу песка и образованию песчанных пробок в скажине. Обводнение скважин значительно снижает эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений и приводит к потере углеводородного сырья.

Основыными причинами поступления воды в призабойную зону и ствол скважины являются: заколоненые межпластовые перетоки (следствие не правильного цементирования скважин), неравномерное продвижение газоводонефтяного контакта. Значительные объемы нефти и газа в стране, добываются из месторождений Сахалинской области. Разработка запасов области, в основном, осложняется наличием активных подстилающих вод. Коллектора состоят из плохозацементированного заглинизарованного гидрофильного песчанника, что является причиной обрушения ПЗП и приводит к образованию песчанных пробок после подтягивания ГВК к забою скважин. Все это затрудняет бурение и крепление скважин, требует применение облегченных тампонажных составов для креплений верхних интервалов разреза. Настоящая работа посвящена исследованиям применений типов водоизоляционных работ в нефтяных и газовых пластах.

Цель работы:

Основная цель данного исследования заключалась в борьбе с обводнением нефтяных и газовых месторождений Сахалинской области.

Основные задачи исследований:

1. Анализ существующих методов водоизоляции в газовых скважинах.

2. Исследование и разработка составов для селективной водоизоляции в нефтяных и газовых пластах

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ В геологическом строении Сахалина принимают участие стратифицированные осадочные и вулканогенно-осадочныс образования мезозойского и кайнозойского возраста. Последние пользуются наибольшим развитием, слагая мощные толщи по всей территории острова. Верхнемеловые породы (алевролиты, аргиллиты, песчаники, гравелиты, конгломераты) более полно представлены в Западно-Сахалинских горах и в меньшей степени — на п-овах Шмидта, Терпения, Тониио-Анивском и в Восточно-Сахалинских горах. Выходы доверхнемеловых (триаснижний мел) вулканогенно-осадочных и осадочных отложений приурочены к Восточно-Сахалинским горам, а также занимают сравнительно небольшие участки в Хаповском, Краснотымском, Камышовом хребтах, Восточном хребте п-ова Шмидта и на Тонино-Анивском п-ове. Рыхлые четвертичные отложения образуют морские террасы и заполняют долины рек.

Метаморфические сланцы участвуют в строении нестратифицированных комплексов, метаморфизованных в фации зеленых сланцев в мел-палеогеновое время, развитых в Сусунайском хребте и на западных склонах восточно-сахалинских гор. В строении прилегающих акваторий — Татарского пролива, залива Терпения и восточно-сахалинского шельфа принимают участие мощные (до 9 км), слабо дислоцированные кайнозойские, преимущественно терригенные, толщи. Магматическая деятельность на Сахалине проявилась как в эффузивной, так и интрузивной форме. Эффузивные породы, представленные всеми типами — от базальтов до риодацитов, слагают покровные фации преимущественно кайнозойских вулканических комплексов и участвуют в строении мезозойских вулканогенно-осадочных толщ. Территория Сахалина и Курильских островов и прилегающей акватории Японского и Охотского морей является частью переходной зоны от континента к океану, входя в северо-западный сегмент Тихоокеанского подвижного пояса. Западная часть этого региона относится к Хоккайдско-Сахалинской геосинклинально-складчатой системе, а восточная принадлежит к Курило-Камчатской геосинклинально-островодужной системе складчато-блокового строения.

Основное различие между этими системами заключается в кайнозойской истории развития: в ХоккайдскоСахалинской системе в кайнозое преобладали процессы осадконакопления, а вулканизм происходил спорадически и локальных структурах: Курило-Камчатская система в это время развивалась в режиме активной вулканической дуги, что наложило отпечаток на состав сформировавшихся здесь структурно-вещественных комплексов. Кайнозойские отложения первыми сложены в складки, образования этого возраста в Курило-Камчатской системе подверглись блоковым дислокациям, а складчатые структуры для них не характерны. Существенные различия отмечаются и в докайнозойских образованиях двух тектонических систем.

Структурами первого порядка для обеих систем являются прогибы и поднятия, развивавшиеся в течение всего кайнозоя. Становление структурного плана региона в значительной степени определяли разломы.

Общие особенности развития процессов рудообразования во времени и пространстве являются основой экономической оценки территории Сахалина и Курильских островов. Особое значение имеет разделение этого региона на послегеосинклинальном этапе развития на два резко различных в металл огеническом отношении типа. К первому (охотоморскому) типу относится примыкающий к Охотскому морю Сахалин, ко второму (притихоокеанскому) типу— Курильские острова. Метадлогенические области охотоморского типа отличаются высоким топливно-энергетическим потенциалом. В частности, на Сахалине, где известно более 250 месторождений различных полезных ископаемых и около 50 вовлечено в разработку, более 90% продукции горнодобывающей промышленности составляют уголь и нефть.

1.2 Литолого-стратиграфический разрез вскрытых отложений

Месторождение им. Р. С. Мирзоева расположено в Ногликском районе Сахалинской области на побережье Дагинского залива Охотского моря в 160 км к югу от г. Оха и в 55 км к северу районного центра поселка Ноглики. Связь с г. Охой и поселком Ноглики осуществляется по железной и грунтовой дорогам, проходящим вдоль западной части месторождения, и вертолетами

1.3 Тектоническое строение островной части Сахалина Сахалин рассматривается как крупное антиклинальное поднятие — мегантиклинорий внутри кайнозойской складчатой области, состоящий из двух антиклинориев и одного расположенного между ними синклинория. Сахалинский мегантиклинорий находится между крупными синклинальными прогибами — мегасинклинориями.

Дальневосточный регион относится к северо-западной части Тихоокеанского подвижного пояса и охватывает мезозоиды Северо-Востока, риамурья, Сихотэ-Алиня, значительную часть Восточно-Азиатского вулканогенного пояса и мезозойско-кайназойский складчатые системы Сахалина, Камчатки, Корякского нагорья и Курильских островов. Характерной особенностью этой горно-складчатой области является развитие по восточной периферии Тихоокеанского подвижного пояса современной геосинклинали и зоны молодой кайнозойской складчатости с активным проявлением молодого вулканизма. Таким образом, для Дальнего Востока тектонический фактор играет доминирующую роль в развитии многообразия типов и форм осадконакопления, магматизма, метаморфизма и создания складчатых структур различных порядков.

В формировании рельефа региона участвуют отпрепарированные денудацией древние тектонические разрывы, контролирующие простирание отдельных горных гряд, межгорных и предгорных впадин, определяющие направление речных долин и конфигурацию береговой линии окраинных морей и островов. Весьма значительна рельефообразующая роль молодых разрывных дислокаций.

Во всех горных странах Дальнего Востока наблюдаются также сравнительно небольшие внутригорные впадины. Некоторые из них с полным основанием могут быть отнесены к денудационным.

Комплекс современных геологических процессов и явлений Дальнего Востока отмечается большим разнообразием. Ландшафтно-климатическая зональность обусловливает общую зональность современных процессов и их различную интенсивность. На Курильских островах развиты процессы, связанные с современным вулканизмом, повышенной сейсмичностью и воздействием цунами.

Расположение региона в пределах Тихоокеанского тектонического пояса обусловливает высокую сейсмичность территории. Наиболее активной в этом отношении является область «живущей» геосинклинали — Камчатка и Курильские острова, которые отличаются высокой энергией и частотой происходящих здесь землетрясений. Основная масса эпицентров протягивается полосой вдоль Тихоокеанского побережья. Гипоцентры землетрясений Курило-Камчатской зоны располагаются по некоторой фокальной зоне, погружающейся под континент. В пределах зоны выделяются чередующиеся области большего и меньшего выделения сейсмической энергии. Установлено, что почти все очаги глубокофокусных землетрясений сопряжены с глубоководными впадинами окраинных морей, а островным дугам свойственны мелкофокусные землетрясения. На Сахалине, где сейсмичность ниже, периодически происходят землетрясения, приуроченные к двум зонам повышенной активности.

Наиболее активна провинция Курило-Камчатской сейсмофокальной зоны, протянувшаяся вдоль восточного побережья Камчатки от мыса Лопатка до мыса Камчатского. Очаги землетрясений расположены в пределах достаточно тонкого слоя, подходящего к полуострову от западного склона Курило-Камчатского глубоководного желоба и погружающегося под Камчатский полуостров под углом 45° до глубин 300−600 км. Для этой провинции характерна высокая повторяемость сильных землетрясений, устойчивая фоновая сейсмичность вдоль всей сейсмофокальной зоны. Максимальное по силе землетрясение этого века имело М=8,5. Вблизи полуострова преобладают сбросовые подвижки в очагах землетрясений, далее на восток соотношение сбросовых и взбросовых подвижек примерно равное. Группирование землетрясений проявляется главным образом в виде последовательностей главный толчок — афтершоки, а также в виде роевых последовательностей.

Для Дальнего Востока тектонический фактор является определяющим в развитии многообразия типов и форм, осадконакопления, магматизма, метаморфизма, создания складчатых структур, то есть важнейших элементов инженерно-геологической и сейсмологической обстановки. Однако нельзя не учитывать фактор интенсивного освоения Дальневосточных районов, во многом влияющий, на изменение природных условий региона и способствующий развитию подтопления и деградации вечной мерзлоты. В связи с этим к главным особенностям Сахалина можно отнести:

· большую тектоническую подвижность в мезокайнозое;

· развитие по восточной периферии Тихоокеанского подвижного пояса современной геосинклинали и зоны молодой кайнозойской складчатости с активным проявлением молодого вулканизма;

· развитие на северо-востоке региона многолетнемерзлых грунтов

1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных отложений Сахалинский район богат поверхностными нефт егазопроявлениями, поэтому он издавна привлекал внимание исследователей. Поверхностные проявления в виде выходов нефти, газа и закированных пород и «асфальтовых» озер установлены в широком стратиграфическом диапазоне от нижнемиоценовых до позднемиоценовых образований, но, в основном, приурочены к отложениям Дагинской и Окобыкайской свит.

Наиболее распространены поверхностные нефтегазопроявления в южной части района, где образования Дагинской свиты, приближены к дневной поверхности и частично эродированы.

Впервые промышленные притоки нефти в районе получены в 1922 году японскими предпринимателями на Катанглийской площади. Разведка и эксплуатация нефтяных залежей Катанглийского месторождения советскими специалистами начата в 1932 году. После Охинского, Катанглийское месторождение является одним из старейших на Сахалине.

До конца 60-х годов в результате разведочных работ, проводившихся в районе в незначительных объемах, были вскрыты еще два месторождения — Уйглекутское и Лысая Сопка. Впоследствии эти три площади объединены в единое Катанглийское месторождение.

С увеличением объемов геологопоисковых и разведочных работ в районе открыт ряд месторождений.

В настоящее время их в районе 14, включая Монгинское месторождение. Причем 13 из них расположены на суше и одно, Чайвинское на шельфе Охотского моря.

Месторождения имеют сложное боковое строение, за исключением, Чайвинского морского, в пределах которого разрывных нарушений не выявлено. Они содержат различное количество продуктивных горизонтов и блоков.

Самое крупное в районе газоконденсатонефтяное месторождение Монги. Оно самое крупное не только в районе, но и на территории суши Сахалина.

Непосредственно на площади Монги поверхностных нефтегазопроявлений не обнаружено. Материалами бурения установлена нефтегазоносность отложений Дагинской свиты. В ее разрезе выявлено 17 продуктивных горизонтов — II, III, IV, V, VIб, VII, VIII, IX, X, XII, XIII, XVI, XIX, XX, XXI, XXII.

По генетическим и морфологическим характеристикам ловушки, согласно классификации А. А. Бакирова, относятся к классу структурных. К группе, приуроченных к антиклинальной структуре, к подгруппе сводовых, к виду сложенных разрывными нарушениями, с характерными типами залежей тектонически-экранированных (блоковых).

Залежи нефти и газа на месторождении весьма разнообразны по форме и генетическим особенностям. По сложности геологического строения относятся ко II группе. По степени заполнения ловушек углеводородами выделяются:

а) полнопластовые б) неполнопластовые в) массивно-пластовые По характеру и фазовому состоянию углеводородов залежи разделяются на: нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные (с газовой шапкой) и нефтегазоконденсатные (с нефтяной оторочкой).

Таким образом, на месторождении 78 залежей.

Из 78 залежей — 25 нефтяных, 22 газоконденсатных (с газовой шапкой), 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Все три залежи с нефтяной оторочкой содержатся во II горизонте.

Основными продуктивными горизонтами являются II, III, IV, VI. Характерная их особенность — приуроченность залежей к массивно-просторным резервуарам X, IX, VIII, VII, V блоках. Объясняется это тем, что по сбросам контактируют песчаные горизонты и сбросы не являются экранами. В тех частях разреза, где контактируют насыщенные горизонты, в соседнем блоке они также насыщены.

Границы раздела продуктивных отложений по характеру насыщения моделируются как поверхности контактов нефти, газа, воды.

Мощность переходной зоны очень мала и практически отсутствует. Контактные поверхности газа и нефти, нефти и воды, газа и воды, в основном, горизонтальные. Исключением является массивно-пластовый резервуар (II-VI горизонты в блоках X, IX, VIII, VII), поверхности газонефтяного и водонефтяного контактов имеют сложную, необычайную форму. Они вогнутые, приподнятые с крыльев и более низкие в повышенной части. Такие контакты называют «чашеобразные». Эта форма контакта впервые на Сахалине выявлена на месторождении Монги.

Продуктивные горизонты приурочены к Дагинской свите, отложения которой обладают лучшими емкостно-фильтрационными свойствами в сравнении с отложениями Окобыкайской свиты Толщины горизонтов на месторождении Монги изменяется в широких пределах. Как уже отмечалось толщина Дагинской свиты в целом увеличивается с юга на север от 1100 до 1900 м. Это происходит за счёт наращивания толщин всех слагающих её песчаных горизонтов и глинистых разделов. Достигнув максимальных значений в VI блоке, толщины постепенно уменьшаются в направлении к своду. Далее на север наблюдается сокращение толщин горизонтов. Наращивание толщин чётко прослеживается и в направлении с северо-востока на юго-запад. Ниже приводится характеристика изменения толщин глинистых разделов в основной продуктивной толще разреза.

нефтеносный обводнение скважина геологический

2. Расчетно-технологическая часть

2.1 Геологические и технические факторы, влияющие на обводнение скважин

1. Коллекторские свойства горных пород Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. В отличие от терригенных они характеризуются большим разнообразием структуры пустотного пространства, меньшей глинистостью и более низкими граничными значениями пористости.

2. Вещественный состав нефтеносных пластов Вещественный состав нефтеносных пластов определяется структурой и минералогическим составом.

Нефтеносные пласты, как правило, содержат песок с размером зерен 0,1 — 1 мм, алеврит (0,1 — 0,01 мкм) и пелит или глину (0,01 мм). В природе редко встречаются пласты с хорошо отсортированной, выдержанной по размерам зернистостью. Как правило, нефтегазоносные отложения характеризуются широким фракционным составом — породы чаще мелкозернистые, реже — среднезернистые, содержащие различное количество примесей алевролитовой и пелитовой фракций.

3. Неоднородность порового пространства Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше может изменяться «живое» сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает неоднородность порового пространства.

По своему происхождению поры и пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относятся поры, возникшие вместе с образованием самой породы. Ко вторичным относятся поры и пустоты возникшие после образования пород. К ним относятся различного происхождения трещины, пустоты растворения и т. п.

4. Неоднородность нефтеносных пластов Вещественный состав и физические свойства осадочных пород изменяются в зависимости от условий их отложений как по площади, так и по разрезу. Литолого-физические свойства пород могут меняться постепенно или резко — на расстояниях, соизмеримых с расстояниями между скважинами. Резкую изменчивость свойств пород называют геологической неоднородностью.

В настоящее время общепризнанно, что реальные нефтеносные пласты характеризуются неоднородностью по крайней мере трех основных видов — расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по простиранию.

Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вызывают неравномерность потоков жидкости, создают помехи для извлечения нефти, приводят к преждевременному обводнению добывающих скважин и затрудняют обработку пластов химическими реагентами.

5. Свойства нефти Групповой углеводородный состав нефти отражает содержание трех основных классов углеводородов: парафиновых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены).

Особую роль играет содержание в нефти твердого углеводорода — парафина, который растворен в жидких углеводородах.

Важной составной частью нефтей являются смолы и асфальтены. Они содержат в своем составе сложные высокомолекулярные соединения.

Химический элементный состав нефтей характеризуется наличием пяти базовых элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком преобладании первых двух. Содержание углерода колеблется в пределах 82 — 87%, водорода 12 — 14%.

Анализируя свойства нефти применительно к технологиям ограничения водопритока укажем, что критичными здесь являются вязкостные параметры. Дело в том, что соотношение вязкостей нефти и воды относятся к числу основных факторов, определяющих процесс и показатели заводнения пластов. Вязкость жидкости между контуром питания и зоной отбора определяет величину фильтрационного сопротивления. Чем больше вязкость нефти, тем больше фильтрационное сопротивление потоку изменяется при внедрении воды и отличается, соответственно, для обводненных и нефтенасыщенных зон пласта. Чем выше вязкость нефти, при фиксированном коэффициенте охвата, тем большее содержание воды содержится в добываемой продукции.

Разница в обводненности добываемой продукции залежей в зависимости от значений их вязкости может достигать 20 — 50%. В отдельных случаях, при большой вязкости нефти нефтеотдача может мало отличаться от нефтеотдачи залежи с малой вязкостью нефти, но достигается она при более высокой обводненности и, главным образом, при значительно большем объеме закачанной жидкости-вытеснителе.

6. Давление и температура Давление является весьма существенным фактором, имеющим большое значение для разработки месторождений.

В процессе эксплуатации скважины происходит нарушение естественного распределения давления в пласте. Вдоль ствола скважины происходит падение давления и образуется депрессионная воронка. Следствием этого является образование градиентов давления близких к вертикальным. Это приводит к изменению потоков жидкости: поднятию водонефтяного контакта или опусканию газонефтяного контакта, т. е. образованию водяных или газовых конусов.

От температуры сильно зависит вязкость нефти и, следовательно, интенсивность процессов обводнения и возможности применения методов увеличения нефтедобычи. От температурного режима нефтяных пластов зависит выбор реагентов для ограничения водопритока. При слишком высоких температурах пласта возможна деструкция полимерных композиций, при слишком низких в пласте могут выпадать асфальтосмолистые вещества, снижающие проницаемость призабойной зоны. Температурный фон в призабойной зоне и на забое скважины позволяет выявить заколонные перетоки жидкости и опережающее поступление в скважину закачиваемых и законтурных вод.

7. Техническое состояние скважины Важнейшей составной частью основных фондов нефтедобывающей промышленности являются скважины.

Конструкция низа скважины оказывает большое влияние на пути поступления воды в скважину и это необходимо учитывать при планировании работ по изоляции водопритока.

Установление интервала вскрытия пласта для его эксплуатации имеет большое практическое значение. В ряде случаев необходимо ограничивать мощность пласта, через которую нефть фильтруется из пласта в скважину.

8. Состояние призабойной зоны пласта В результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта (ПЗП), в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы.

Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

9. Характер и режим заводнения Заводнение, направленное на восполнение ресурсов пластовой энергии и улучшение соотношения вязкостей вытесняемой (нефти) и вытесняющей (воды) жидкостей является высокопотенциальным методом.

Применяемые системы разработки включают законтурное, линейное, очаговое, избирательное заводнение или их комбинации. Систему заводнения выбирают с учетом многочисленных геолого-промысловых факторов. Большую роль при этом играют такие факторы, как размеры залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллектора, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление, разница в значениях начального пластового давления и давления насыщения.

2.2 Причины обводнения скважин В процессе эксплуатации скважин рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под воздействием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.

Помимо этого возможен переток вод из одного пласта в другой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь эксплуатационной колонны, но контакт ее с наружной поверхностью труб может привести к коррозии и нарушению впоследствии герметичности колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов необходима для охраны недр. Наличие межпластовых перетоков недопустимо всегда, поскольку возникают следующие нежелательные последствия:

— искажается дебит скважины, а также характер насыщения продуктивного пласта, что приводит к снижению как добывных возможностей скважины, так и коэффициента извлечения нефти из пласта;

— нарушается естественная минерализация пластовых вод по разрезу скважины, что искажает оценку характера насыщения пластов по геофизическим исследованиям;

— снижается достоверность значения газового фактора при добыче нефти, что нарушает проектную технологию разработки пласта;

— образуются вторичные залежи нефти и газа, которые могут осложнить бурение последующих скважин на площади;

— при наличии в посторонней воде сероводорода и углекислого газа возникает интенсивная коррозия подземного и наземного оборудования и цементного камня.

При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних и нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, а также подошвенных вод отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину Таким образом, причиной прорыва посторонних вод является недоброкачественное цементирование колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных; Нарушение цементного кольца в затрубном пространстве или разрушение цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне вследствие наличия трещин и раковин в теле колонны; нарушения колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при капитальном и текущем ремонтах скважины

2.3 Методы определения источника обводнения Высокие темпы добычи нефти заводнением на нефтяных месторождениях и геолого-геофизические особенности строения продуктивных пластов приводят к интенсивному и быстрому обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения потенциально возможного уровня добычи нефти.

При этом наряду с закономерным обводнением значительная часть скважин обводняется преждевременно из-за прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства в интервале продуктивных пластов, подтягивании конусов подошвенной воды (рис. 4).

Рис. 4. Основные причины, приводящие к обводнению добываемой из скважины продукции Технические методы определения источника обводнения скважины:

Наипростейший способ определения места притока воды, поступающей в скважину через дефекты в колонне, это спуск конуса. Для этого в скважине предварительно снижают уровень жидкости значительно ниже места притока. Затем на канате спускают в скважину конус-ведро и, опуская его на различные глубины, определяют место притока по появлению воды в конусе. Данный способ применяют при небольших глубинах места слома колонны.

Продавливание пробки, как и спуск конуса, применяют для определения места притока воды, поступающей в скважину через слом колонны, причем к этому способу прибегают только в том случае, когда жидкость свободно циркулирует (т.е. при наличии выхода воды, закачиваемой в обсадную колонну, через пространство за колонной) и фильтр скважины закрыт цементом. Данный способ заключается в следующем. Верхняя пробка продавливается как при сплошной заливке. Выше слома пробка беспрепятственно движется вниз вместе с закачиваемой водой, так как вода уходит через повреждение колонны в затрубное пространство. При достижении поврежденного метода пробка перекрывает его и перестает двигаться вниз. Вследствие этого давление резко возрастает, что и указывает на достижение пробкой места повреждения в колонне.

Для определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны на промыслах также применяется метод поинтервальной опрессовки с использованием пакера, высоковязкой жидкости и газообразного агента.

Пакер применяют в тех случаях, когда интервал негерметичности поглощает закачиваемую жидкость при испытании на приемистость. В зависимости от конкретных условий скважины (глубины, высоты подъема цемента, предполагаемого интервала негерметичности и т. д.) при спуске НКТ пакер устанавливают через определенную глубину (до 500 м) и затем колонну опрессовывают (при этом интервал перфорации временно перекрыт цементным мостом).

Если при очередной опрессовке поглощение жидкости не наблюдается, то это указывает на негерметичность колонны в интервале между последними двумя глубинами установки пакера.

Более точное местонахождение негерметичности колонны устанавливают, увеличивая частоту установки пакера (например, при подъеме НКТ с пакером).

При использовании высоковязкой жидкости (например, КМЦ, ПАА, и т. д.) вначале колонну опресовывают, закачивая обычную промывочную жидкость и фиксируя величину падения давления. Затем в НКТ закачивают высоковязкую и продавочную (промывочную) жидкости из расчета вытеснения высоковязкой жидкости из НКТ.

Далее, при закрытом затрубном пространстве продолжают закачивать промывочную жидкость до создания давления, допускаемого для данной эксплуатационной колонны.

Вновь фиксируют величину падения давления. Сравнивают величины падения давления при закачивании промывочной и высоковязкой жидкостей. При отсутствии изменений в величинах падения давления открывается затрубное пространство, высоковязкая жидкость продавливается выше и опрессовывается следующий интервал.

Продавливания и опрессовки продолжаются до резкого снижения величины падения давления, что характеризует достижение высоковязкой жидкостью интервала негерметичности колонны.

Рекомендуется, чтобы объем высоковязкой жидкости был не менее 1 м³, а количество продавочной жидкости для перемещения высоковязкой жидкости не превышало 80% от ее объема.

При использовании газообразного агента на скважине необходимо иметь или автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом, или паропроизводительную установку (ППУ), или компрессор УКП-80.

Газообразный агент подают в затрубное пространство. При этом замеряют количество жидкости, вытесняемой из НКТ, для определения уровня жидкости в колонне. После снижения уровня в колонне на 50 — 100 м закрывают кран на НКТ. Подача газообразного агента продолжается до тех пор, пока давление в затрубном пространстве не достигнет величены давления в затрубном пространстве на устье работающей скважины. После этого подачу газообразного агента прекращают, кран на НКТ закрывают. Скважина остается под давлением на время восстановления давления в межколонном пространстве на устье.

Если давление в межколонном пространстве не увеличивается, то подачу газообразного агента в затрубное пространство продолжают из расчета снижения уровня в нем еще на 50 -100 м, и повторяется вышеописанный цикл.

Опрессовки колонны продолжают до тех пор, пока не будет обнаружено повышение давления в межколонном пространстве, указывающее на негерметичность колонны в последнем интервале снижения уровня жидкости в затрубном пространстве (50 — 100 м).

2.4 Методы ограничения водопритока Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.

Неселективные методы изоляции (НСМИ) — это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ — точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств.

Селективные методы изоляции (СМИ) — это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора.

С учетом механизма образования водоизолирующих масс и физико-химических принципов воздействия на вмещающую среду можно выделить пять групп селективных химических реагентов и, соответственно, основанных на них методов:

1. Отверждающиеся — химические реагенты образующие после попадания в пласт водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в водной среде. Основные материалы, использующиеся при этом перечислены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 Отверждающиеся химические реагенты

2. Гелеобразующие — химические реагенты, приводящие к образованию пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой.

Основные химические реагенты для образования гелевых структур приведены в табл. 4.2.

В зависимости от характера образующейся пространственной структуры геля и типа химических связей различают три типа гелей :

классические — чаще всего обладают структурой коагуляционого типа из первичных частиц или агрегатов (доменов, агломератов), связи между которыми обладают низкой энергией, легко разрушаются при механическом воздействии и восстанавливаются в покое; их изоляционные свойства основаны на высокой проникающей способности (создание протяженных экранов в тонкопористых средах) и устойчивости пространственной структуры к влиянию внешних агрессивных сред;

Таблица 4.2 Гелеобразующие химические реагенты

частично отверждаемые — получающиеся в результате взаимодействия первичного геля с флюидами, породой, химическими реагентами, температурного превращения, введения химически активного наполнителя, в котором частично, взамен коагуляционных связей, возникли химические, причем возможно взаимопроникновение коагуляционной и конденсационно-кристаллизационной структур с широким спектром энергии связи;

ксерогели — отверждаемые вследствие образования химических связей гели, утратившие дисперсионную среду (растворитель).

По характеру образования различают гели: образующиеся в результате взаимодействия с поверхностью породы покрытой нефтью; основанные на свойствах высаливания полимеров при взаимодействии с солями пластовых вод.

При первом типе гелеобразования используются частично гидролизованный полиакриламид (ПАА), мономеры акриламида, гипаноформальдегидная смесь, полиоксиэтилен, темпоскрин. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании геля в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, свойств реагента и проницаемости пористой среды. В нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости. Для улучшения качества образующегося геля совместно или раздельно с ПАА закачивают катионы поливалентных металлов. В качестве наполнителей при получении полимерно-дисперсных и полимерно-гелевых систем используют бентонитовую глину, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид и другие материалы.

Другая группа химреагентов образует гель при взаимодействии с солями пластовой воды. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Ca+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой (гипан) и метакриловой (метас, комета и т. д.) кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенный пласт.

3. Осадкообразующие — химические реагенты, в пластовых условиях приводящие к выпадению нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах. Преимущественно при этом используются три механизма образования осадка.

Неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (М — одновалентный щелочной металл) реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель.

Для изоляции водопритоков с образованием осадков в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочноземельных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот.

Третий тип образования осадков происходит в результате гидролиза при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые применяются для образования осадка в водонасыщенных зонах при реакции гидролиза относятся соли некоторых металлов, сложные эфиры, органические силикаты, канифолевое мыло, изоциануровая кислота.

4. Гидрофобизаторы — реагенты, применение которых основано на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны, что приводит к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения. В этом случае применяются ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты.

5. Пенные системы — образуются в результате взаимодействия химических реагентов, что позволяет блокировать пути продвижения воды как следствие прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений.

Помимо базовых химических реагентов, в композициях для ограничения водопритока применяют разнообразные вспомогательные реагенты — наполнители, стабилизаторы, модификаторы и катализаторы: бентонитовую глину, древесную муку, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид, хромо-калиевые квасцы, катионы поливалентных металлов, серную кислоту и многие другие.

Подобное подразделение химических реагентов достаточно условно, поскольку многие вещества способны образовывать разные типы водоизолирующих масс в зависимости от конкретных условий, кроме того, большинство из них применяются сейчас не в чистом виде, а в составе разнообразных композиций.

Необходимо также учитывать область применимости различных реагентов в зависимости от источника поступления воды в скважину, конкретных геолого-литологических и технических параметров месторождения. В случае конусного обводнения необходимо создание экранов в области водо-нефтяного контакта. Для этого, например, возможно применение разнообразных полимерных систем. Однако при поступлении воды в скважину вследствие преждевременного прорыва по высокопроницаемым интервалам более эффективна гидрофобизация порового пространства призабойной зоны. Наличие же заколонного перетока требует применения отверждающихся реагентов, типа АКОР или синтетических смол. Блокирование высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки реагентов в нагнетательные скважины приводящее к перераспределению фильтрационных потоков возможно на основе применения широкого круга реагентов: осадкообразующих, полимерных и пенных систем, гидрофобизаторов, резиновой крошки.

Несмотря на такое значительное количество химических реагентов, применяемых для ограничения водопритоков, реальное применение на практике получили лишь некоторые.

2.5 Механизм селективной изоляции водонасыщенных интервалов продуктивных горизонтов Если все возможности ремонта обсадных колонн будут использованы, в спущенную эксплуатационную колонну (даже диаметром 168 мм, которые при толщине стенки 9 мм будут иметь внутренний диаметр 150 мм) можно будет спустить на резьбе, только трубы диаметром 114 мм с диаметром муфты 132 мм, которые при толщине стенки 7 мм имеют проходной диаметр 100 мм и в них можно будет работать только с НКТ 73 мм, кот по муфте имеют диаметр 89 мм. Наиболее ходовая эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, при толщине стенки 8 мм имеет внутренний диаметр 130 мм, в нее можно спустить только трубы диаметром 102 мм с диаметром муфты 121 мм. Они будут иметь при толщине стенки 6,5 мм диаметр 89 мм, что позволит спускать НКТ диаметром 60 мм. Поэтому, чтобы немного увеличить зазор между спущенной колонной и дополнительной, дополнительную колонну спускают на сварке. Тогда в колонну 146 мм можно спустить трубы 114 мм, в которых можно будет работать НКТ- 73 мм с муфтами 89 мм.

Вместо дополнительной колонны может быть спущена для перекрытия дефектных мест потайная колонна (т.е. не до устья) или «хвостовик» не до устья и не до забоя. Колонну оснащают возможными средствами оснастки, спускают в один прием или на бурильных трубах с разъединителями, цементируют и оставляют на ОЗЦ. Далее проверяют герметичность, проводя повторный прострел, теперь уже как основной колонны, так и дополнительной и осваивают обычным способом. Операция эта дорогая.

Для селективной (избирательной) изоляции выбирают тампонирующий состав, который образует экран в каналах перетока и нейтрален при контакте с участками продуктивного горизонта, насыщенных нефтью. В качестве тампонирующего состава могут быть применены смолы или цемент, затворенный на нефти (керосине или дизтопливе) с добавками, увеличивающими вязкость (глина, парафин) либо плотность смеси (глина, утяжелитель) или без добавок.

Заливочные трубы спускаются на 10−15 м ниже зоны перетока. Цементный раствор на нефтяной основе (ЦРНО) закачивается в трубы по расчету в зависимости от приемистости скважины. Закачивают ЦРНО до равенства столбов в трубах и затрубье. Поднимают НКТ над предполагаемым уровнем ЦРНО на 10−20 и в затрубье (или в трубы) закачивают продавочную жидкость, стараясь продавить ЦРНО в каналы перетока. Экран из ЦРНО проникает как в водоносные каналы, так и в нефтеносные. Колонну оставляют под давлением. Через 8−10 часов давление в колонне начинают понемногу снижать. За время стоянки часть ЦРНО еще больше проникает в каналы, а часть, особенно при частичном сбросе давления, начинает замещаться жидкостью из пласта водой или нефтью. В водяных каналах цемент схватывается, в нефтяных — нет. Через 24 часа инструмент поднимают или доопускают с промывкой (желательно обратной), вымывая остатки цементного раствора или нащупывая цементный мост. Если моста нет, через 24 часа можно сделать пробную опрессовку. Если мост есть, то инструмент навертывают на долото и пускают на бурение. Проверяют герметичность опрессовкой или снижением уровня, проводят необходимые исследовательские работы. При неудаче делают повтор или выбирают другой метод.

2.6 Расчет основных показателей водоизоляционных работ с применением обратных эмульсий в условиях месторождения им. Р.С.Мирзоева

Обратные эмульсии.

Технология повышения нефтеотдачи пласта с применением эмульсионных композиций заключается в закачке через нагнетательные скважины эмульсионного состава на основе эмульгатора с целью создания в пласте оторочки. Инвертные эмульсии, стабилизированные нефтенолом НЗ и включающие пластовую воду, стабильный бензин и хлористый кальций, в качестве дисперсной фазы содержит воду, в качестве дисперсионной среды — углеводородный раствор Нефтенола НЗ [71 — 74]. Поскольку внешней фазой таких эмульсий является углеводород, то эти эмульсии легко солюбилизируют остаточную нефть, создавая на фронте вытеснения зону с повышенным содержанием нефти, и перемещают ее к добывающим скважинам. Помимо этого, частично закупоривая наиболее проницаемые прослои, они перераспределяют потоки нагнетаемой воды в прослои низкой проницаемости, вовлекая или повышая долю их участия в разработке. Кроме того, некоторые компоненты эмульсионного состава, адсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизируют ее, что снижает фазовую проницаемость воды в обводненых зонах коллектора, способствуя перераспределению нагнетаемого потока воды и соответственно ограничивая приток воды в добывающие скважины.

Кроме Нефтенола для создания обратных эмульсий используются и другие реагенты, например углеводородные растворители и ПАВ с использованием реагента СНПХ-9630. Метод основан на блокировании высокопроницаемых промытых зон пласта эмульсиями обратного типа, образующимися при контакте реагента с водами, обводняющими скважину. Успешность метода 60%, эффективность 20 т/т закачанного реагента, снижение обводненности в среднем на 30−50%.

На месторождениях Волгоградской области проводилось блокирование высокопроницаемых прослоев обратной водонефтяной эмульсией следующего состава: 38% нефти, 2% эмульгатора (эмультал — ТУ 6−14−1035−79), остальное вода.

Для предотвращения обратного выноса, закрепление проводили — либо гелеобразующим раствором полиакриламида, либо составом: 38% нефти, 2% эмульгатора, 0,5% соляной кислоты 12%-ой концентрации, 30% мочевиноформальдегидной смолы марки КФ-КВ (ТУ 6−05−211−1375−84), затвердевающей в кислой среде за 2−4 ч. и остальное — вода.

По 4 скважинам отмечено увеличение содержания нефти в продукции в 3−4 раза. Эффект проявлялся через 1−2 мес. эксплуатации.

Определенным развитием подхода явилась технология селективного ограничения водопритока в добывающие скважины путем формирования инвертной эмульсии на основе Полисила-ДФ. Дифильный модифицированный кремнезем обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ. Путем применения данного эмульгатора в системе нефть-вода создается водонефтяная эмульсия с регулируемой вязкостью. Попадая в промытые высокопроницаемые зоны пласта инвертная эмульсия смешивается с водой и структурируясь, приобретает консистенцию вазелина, снижая фазовую проницаемость для воды. Селективность действия обеспечивается вследствие разжижения эмульсии при контакте с нефтью. Выбираемое соотношение «вода:нефть» для приготовления эмульсии определяется вязкостью нефти и колеблется в пределах 2:1 — 3:1. Массовая концентрация Полисила-ДФ 0,5 — 1,2%. Объем закачиваемой эмульсии определяется состоянием скважины (дебитом по жидкости, обводненностью, толщиной пласта и др.) и изменяется в пределах от 5 до 36 м³. Авторы указывают на продолжительность действия эффекта обработки не менее 1 года и оценивают экономический эффект на скважино-операцию в 21 тыс. долларов.

Исходные данные к п. 2.6: таблица исходных геолого-физических характеристик объектов разработки месторождения им. Р. С. Мирзоева. Технологический режим работы добывающих скважин.

Диаметр эксплуатационной колонны — 146 мм;

Толщина стенки колонны — 9 мм;

Интервал пласта — 3270−3286 м;

Диаметр НКТ — 73 мм;

Толщина стенки НКТ — 4.5 мм.

Концентрация реагентов для получения инвертной эмульсии

— Нефть

— Эмульгатор (эмультал — ТУ 6−14−1035−79)

— Вода

— Соляная кислота 12%-ой концентрации,

— Мочевиноформальдегидная смола марки КФ-КВ (ТУ 6−05−211−1375−84)

— Пресная вода

1,5 — 3,0 масс. %

1,0 — 1,5 масс. %

0,05−0,1 масс. %

10 — 11 масс. %

Алгоритм расчета:

1) Рассчитаем необходимый объём состава АКОР для закачки в пласт, учитывая, что открытая пористость составляет 20%:

где, VАКОР — объем реагента, необходимого для изоляции вод; V0 — объем реагента на 1 м. перфорированной толщи пласта; h — интервал перфорации.

2) Рассчитаем объем продавочной жидкости:

Объем продавочной жидкости определяется из следующего расчета:

Объем НКТ плюс 4−10м3 (если объем закаченного реагента более 20м3)

Соответственно при наших условиях выбираем:

где, Vп. ж. — объем продавочной жидкости,

Vнкт — объем НКТ (м3)

где, Vнкт — объем одного метра НКТ,

L — глубина спуска, м где, R — внутренний радиус НКТ,

D-диаметр НКТ;? — толщина стенки.

Решение:

3) Определяем и число спецтехники, необходимой для проведения изоляционных работ, исходя из рассчитанного количества объёма рабочей жидкости:

= 48 + 22 = 70 м³

Компрессор 1ед.

Ёмкость для буферной жидкости 1ед.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Объемы и эффективность применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов являются важнейшими характеристиками существующего уровня разработки нефтяных месторождений, что в свою очередь позволяет планировать возможности использования сырьевой базы страны. Для России, в условиях постоянного роста доли трудно извлекаемых запасов, это особенно важно. Между тем, отсутствие объективной информации по технологиям и методам интенсификации нефтедобычи, реагентной базе для их реализации, не позволяет проводить быстрое внедрение новых эффективных подходов. Достаточно отметить, что Россия не участвует в подаче статистических данных о МУН в «Oil and Gas Journal». Именно поэтому в данном обзоре сделана попытка определенной систематизации сведений по применению химических реагентов для решения задач ограничения водопритока при процессах добычи нефти.

Характеризуя положение дел, в первую очередь отметим, что в 90-х годах резко сократились масштабы применения методов, повышающих вытесняющую способность закачиваемой воды (полимерное, щелочное, мицеллярное заводнение). Причинами явились, с одной стороны, прогрессирующая обводненность пластов, с другой, резкий рост стоимости химических реагентов. Фактически эти методы достаточно широко применяются только на месторождениях вовлекаемых в активную разработку, да и то в основном на низко проницаемых пластах. Изменяющиеся геолого-промысловые условия, приводящие к формированию протяженных и значительных по размерам промытых зон, потребовали применения более доступных и дешевых реагентов или их композиций (биополимеров, жидкого стекла, отходов производства капролактама, алюмохлорида, гидрофобизирующих веществ и т. п.). В полимердисперсных системах для замены дорогостоящего полиакриламида широко применяют древесную и органическую муку, силикатно-щелочные составы, часто в сочетании с глинистыми компонентами.

Кроме этого, все большее применение находят обработки призабойных зон скважин относительно небольшими оторочками, направленно влияющих на изменение свойств призабойной зоны пласта. Для этого применяются полимерные композиции, кремнийорганические реагенты, различные гидрофобизаторы.

Весьма желательной операцией, дополняющей процесс тампонажа крупных водных каналов и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, является введение в пласт нефтевытесняющих флюидов. Последние, снижая энергию взаимодействия нефти с породой и межфазное натяжение на границе нефть-вода, приводят к увеличению охвата пласта вытеснением. В качестве таких реагентов применяют растворы неионных ПАВ, причем максимальный эффект реализуется в щелочных буферных системах. Роль щелочной среды обусловлена участием гидроксил-ионов в механизмах вытеснения нефти из капиллярно-пористой среды пласта водными растворами ПАВ. К числу таких взаимодействий относятся реакции нейтрализации кислотных групп нефти, омыление сложноэфирных связей, депротонирование донорных гетероатомов гетероатомных соединений, влияние на структуру воды и, тем самым, на гидрофобное связывание, на конформационную подвижность гидрофобных фрагментов ПАВ.

В целом, оценивая существующие технологии и реагентную базу для обработки нагнетательных скважин, отметим, что они позволяют решать задачи по вытеснению нефти как в слабодренируемых коллекторах (полисил, применение виброволновых методов, обработки кислотами, растворителями и т. п.), так и в коллекторах с наличием промытых зон. Широкий набор реагентной базы позволяет гибко маневрировать процессом разработки технологических приемов обработки применительно к самым различным типам месторождений и коллекторов.

Менее однозначна ситуация с обработками добывающих скважин. Несмотря на широкий набор существующих технологических приемов их обработки и используемых реагентов, пока нельзя говорить о создании оптимального комплекса технологий, обеспечивающего уверенное решение задачи ограничения водопритока. Это связано и с многообразием причин обводнения скважин, требующих создания избирательных технологий в каждом конкретном случае, и со сложностями закрепления реагентов в пласте для предупреждения их вымывания, и необходимостью соблюдения принципа селективности воздействия, для исключения отрицательного воздействия на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта.

Указанные обстоятельства вызывают необходимость интенсификации научно-исследовательских работ в области ограничения водопритока и капитального ремонта скважин, создания более эффективных методов увеличения нефтедобычи.

Необходимым этапом при планировании проведения мероприятий по применению технологий ограничения водопритока является точное определение источника обводнения скважины. Только в этом случае возможен грамотный выбор технологии, обеспечивающей блокирование поступления воды в скважину. Существующий арсенал геофизических и гидродинамических методов дает возможность получения достаточно адекватной картины процессов, происходящих в призабойной зоне пласта.

Тенденцией последних лет является понимание роли полного научно-инженерного сопровождения работ в области повышения нефтеотдачи пластов, включающего анализ геолого-физических особенностей пластов, оценку текущего состояния разработки, анализ опыта применения МУН и прогноз динамики базовых показателей добычи нефти. Систематизация подобной информации позволяет привлекать методы математического моделирования для разработки месторождений, а также для обоснования и оптимизации объемов закачиваемых реагентов и периодичности проведения обработок скважин.

Для успешного применения методов увеличения нефтеотдачи не на отдельных скважинах, а на участках месторождения или на целом месторождении необходимо применение комплекса методов, объединенного на основе некоторых принципов. РМНТК «Нефтеотдача» и ОАО"ВНИИнефть" при активном участии М. Л. Сургучева разработали системную технологию воздействия, построенную на принципах комплексного воздействия на нефтяную залежь в целом. Соблюдение этих принципов позволяет усилить эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи.

Весь опыт работ в области доразработки малопродуктивных нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации свидетельствует об экономической целесообразности введения их в промышленную разработку, что может явиться существенным резервом для развития сырьевых отраслей промышленности России. И роль создаваемых методов и технологий селективной изоляции водопритока в реализации указанных проблем трудно переоценить.

1. Кудинов В. И. Основы нефтегазового дела. — М.: ИКТ, 2004.

2. Зейгман Ю. В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. — Уфа, 2000.

3. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. — М.: УМК, 2004.

4. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1989.

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — Санкт-Петербург, ООО БиС, 2007.

6. Бойко.В. С. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1990.

7. Россохин С. Г. Оператор по добыче нефти и газа. — М.: Академия, 2002.

8. Каплан Л. С. Оператор по добыче нефти и попутного газа. — Уфа, 2005.

9. Гиматудинов Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1983.

10. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003.

11. Андреев В. В. Справочник по добыче нефти. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

12. Нюняйкин В. Н. Справочник нефтяника. — Уфа, «Башкортостан» 2001.

13. Коршак А. А. Основы нефтегазового дела. — Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 2001.

.ur