WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.276                                                        На правах рукописи

Сафин Станислав Газизович

ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ИЗ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЬЮ
ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых  месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа  2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении
высшего профессионального образования
«Архангельский государственный технический университет»

Научный консультант

доктор технических наук

Гильманова Расима Хамбаловна

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Антипин Юрий Викторович

  доктор физ.-мат. наук, профессор

Хабибуллин Ильдус Лутфурахманович

доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

Ведущая организация

  ООО «РНУфаНИПИнефть»

               

       Защита диссертации состоится _______  2008 г. в __ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
(ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

       С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан _______ 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук                                Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

       

Актуальность проблемы. Разработка большинства разрабатываемых крупных залежей нефти Западной Сибири традиционными технологиями извлечения нефти осложнена пониженной начальной нефтенасыщенностью порового пространства продуктивных пластов, повышенной гидрофильностью пород-коллекторов и содержанием в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ (АСВ), а также геолого-физическими характеристиками, наличием высоких пластовых температур и высокой газонасыщенностью нефтей.

       Интенсивное физико-химическое воздействие на объекты разработки оказало существенное влияние на характеристики коллекторов, прежде всего на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) как в процессе вскрытия, так и эксплуатации скважины. Установлено снижение проницаемости ПЗП в результате кольматации порового пространства твердой фазой и фильтратом глинистого раствора при вскрытии бурением и перфорации. Ухудшение проницаемости ПЗП происходит за счет образования мехпримесей и продуктов коррозии скважинного оборудования при глушении и промывке скважин, выпадения асфальтосмолистых и солевых отложений из-за изменения термогидродинамических условий, образования водонефтяной эмульсии при контакте с пресной водой.

       Под влиянием пресной воды в ПЗП происходят набухание, диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

       Анализ промыслового материала, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований показывает, что продуктивность и дебит значительной части добывающих скважин в процессе эксплуатации снижаются несмотря на проведение большого объема геолого-технических мероприятий (ГТМ). Большая часть обработок призабойной зоны (ОПЗ) не дает ожидаемого эффекта, в том числе и кислотные обработки, считающиеся менее трудоемкими и более технологичными.

       Поэтому применяемые рабочие растворы, кроме стимулирования притоков, должны обладать свойствами защиты структуры глинистых пород и удержания в суспензии тонких частиц, отделившихся от породы пласта, а также способствовать предотвращению выпадения в осадок вторичных продуктов реакции кислотных составов с железом и алюминием.

В диссертационной работе представлены результаты исследований геолого-физических условий залегания продуктивных пластов, интенсификации притока продукции скважин, рекомендации по совершенствованию системы разработки недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов.

       Цель работы – обоснование и разработка геотехнологических принципов повышения эффективности интенсификации добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов, основанных на использовании новых составов и технологий воздействия на пласт.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение результатов исследований геолого-физических условий залегания продуктивных пластов  на примере Ноябрьской группы нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

2. Изучение особенностей разработки нефтяных залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами и возможности применения физико-химических методов воздействия на увеличение эффективности нефте-извлечения.

3. Исследование и установление механизма отложений, накапливающихся на забое скважин, в ПЗП и откладывающихся на внутрискважинном оборудовании, как следствия техногенного воздействия.

4. Разработка рецептур новых технологических жидкостей для промывки забоя и ствола скважин, а также внутрискважинного оборудования; глушения скважин; применения в качестве многоцелевых буферных жидкостей при работах в скважине.

5. Разработка новых рецептур кислотных композиций с регулируемой глубиной проникновения в пласт и извлечения продуктов реакции и фильтратов.

6. Обоснование и подбор высокотемпературных ингибиторов коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках.

7. Разработка и совершенствование технологий интенсификации притока продукции скважин для гидрофильных, заглинизированных пластов.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлялось путем исследований геолого-физических и технологических условий эксплуатации нефтегазовых залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами. Для изучения и анализа использовались данные геофизических и гидродинамических исследований; статистические данные, характеризующие объект; результаты экспериментальных исследований в скважинах, химических и спектральных анализов пород, продукции добывающих скважин; а также методы математического моделирования процессов разработки нефтяных залежей. Проводился анализ промысловых данных эксплуатации скважин и применения комплекса физико-химических воздействий на призабойную зону скважин, а также показателей разработки продуктивных пластов.

Научная новизна результатов работы

1. Установлены закономерности фильтрации пластовых флюидов в недонасыщенных нефтью коллекторах и определены критерии эффективности применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи для пластов с пониженным нефтесодержанием.

2. Разработана модель формирования механических примесей и загрязнителей на различных этапах технологического процесса добычи нефти на базе обобщения геолого-промысловой информации.

3. Обобщены и обоснованы направления научных и промысловых исследований и разработана научно-методологическая основа для новых методов интенсификации добычи нефтей, содержащих повышенное количество высокомолекулярных компонент - асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) - в слабонасыщенных нефтью высокотемпературных пластах.

4. Определены характер и составы мехпримесей, поднятых с забоя при различных операциях в скважине, и кернового материала продуктивных пластов. Установлено, что по минералогическому составу, по растворимости в кислотных растворах и содержанию фильтрата забойные отложения на 50…60 % и более имеют техногенный характер происхождения.

5. Исследованы и разработаны рецептуры новых технологических жидкостей для промывки и глушения скважин со свойствами, предотвращающими ухудшение фильтрационных характеристик пласта, а также составы рабочих композиций с регулируемой глубиной проникновения на базе кислотных композиций.

6. Установлено влияние различных поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в технологиях повышения нефтеотдачи и интенсификации притока, на межфазное натяжение кислотных составов и их фильтратов, исследованы их ингибирующие свойства.

7. Созданы новые технологии интенсификации добычи нефти из слабонасыщенных нефтью полимиктовых высокотемпературных пластов путем закачки растворов ингредиентов тампонирующего состава и раствора хлористого кальция, а также аминированного хлористого натрия (АХН).

Основные защищаемые положения

1. Методика определения оптимальных параметров применения технологий физико-химического воздействия на недонасыщенные нефтью коллекторы.

2. Модель формирования мехпримесей и загрязнителей в системе «пласт – скважина – наземные технологические узлы».

3. Рецептуры технологических жидкостей для промывки и глушения скважин с регулируемыми свойствами по воздействию на коллектор и продукцию скважин.

4. Рецептуры кислотных композиций и многоцелевых буферных жидкостей с регулируемой глубиной проникновения для ОПЗ недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов.

5. Результаты исследований влияния ПАВ на свойства кислотных составов и их фильтратов.

6. Новые составы и технологии интенсификации добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых коллекторов на основе аминированного хлористого натрия и ингредиентов тампонирующего состава.

Достоверность полученных результатов установлена путем анализа результатов обработки статистической информации высокой представительности. Экспериментальные исследования проводились в лабораториях институтов «НоябрьскНИПИнефтегаз», НИИ «Нефтеотдача» АН Республики Башкортостан и «СибНИИНП», на скважинах нефтегазовых месторождений Ноябрьского и других нефтегазовых регионов. Результаты экспериментов и испытаний проанализированы и сопоставлены с известными теоретическими и экспериментальными данными других исследователей.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработаны технологии, увеличивающие продуктивность скважин, основанные на применении технологических жидкостей с улучшенными промывочными свойствами, новых многоцелевых буферных жидкостей и составов для воздействия на призабойную зону недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов, которые широко используются  в ОАО «Ноябрьскнефтегаз».

2. Предложены новые низкотемпературные, не коррозионно-активные жидкости глушения, совместимые с применяемыми технологическими жидкостями, не образующие токсичные соединения с другими веществами, обладающие большей степенью защиты глинистых структур.

3. Предложена методика подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений для пород-коллекторов повышенной гидрофильности.

4. Разработаны регламенты проведения работ в скважинах. Технологии испытаны в скважинах и переданы производственным подразделениям по добыче нефти и газа ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ОАО «Газпромнефть». Результаты исследований использованы при составлении проектов пробной эксплуатации Восточно-Вынгаяхинского и Восточно-Пякутинского месторождений и других проектных документов по разработке месторождений. Выводы и предложения используются при совершенствовании систем разработки нефтяных месторождений в Западной Сибири и в ряде месторождений на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

5. Результаты исследований положены в основу опубликованных монографий, а также других учебных и учебно-методических пособий и применяются в учебном процессе.

       Апробация работы. Основные результаты исследований, вошедшие в диссертационную работу, докладывались и обсуждались на научно-технических семинарах ПО «Ноябрьскнефтегаз» (1986-1994 гг.), школах-семинарах «Системная технология воздействия на пласт» (г. Ноябрьск, 1987 г., 1989 г.), научно-технической конференции «Школа передового опыта по проблемам добычи нефти Ноябрьского региона» (г. Ноябрьск, 1988 г.), Всероссийской научной конференции «Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 1992 г.), XVII школе-семинаре «Проблемы механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа» (г. Уфа, 1995 г.), Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» (г. Москва, 1996 г.), Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1997 г.), научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 гг.» (г. Ноябрьск, 1997 г.), научной конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке» (г. Тюмень, 2000 г.), 3-ей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2000 г.), научно-практической конференции «Физика в Башкортостане», посвященной
30-летию ИФМК УНЦ РАН (г. Уфа, 2001 г.), научно-практической конференции «Сырьевая база России в XXI веке», посвященной 70-летию геологической службы на Европейском Севере России (г. Архангельск, 2001 г.), научно-практической конференции «Нефть и газ на старте XXI века» (г. Уфа, 2001 г.), Международной научно-практической конференции «Перспективы освоения минерально-сырьевой базы Архангельской области» (г. Архангельск, 2002 г.), Всероссийской научной конференции «Природные ресурсы северных территорий: проблемы оценки, использования и воспроизводства» (г. Архангельск, 2002 г.), Международной научно-практической конференции «Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, задачи, перспективы» (г. Архангельск, 2003 г.), Международной конференции «Моделирование стратегии и процессов освоения георесурсов», посвященной 15-летию Горного института УрО РАН (г. Пермь, 2003 г.), Международной научно-практической конференции, посвященной 75-летию Архангельского государственного технического университета (г. Архангельск, 2004 г.).

       Публикации и личный вклад автора

По теме диссертации опубликованы 64 печатные работы, в том числе 5 монографий, 48 статей (37 из них – в журналах из перечня ВАК), получены 9 патентов РФ, созданы 2 методические разработки и 1 стандарт предприятия.

Автору принадлежат постановка задач исследований, их решение, разработка технологий и методов исследований, непосредственное участие в экспериментальных работах, анализ и обобщение результатов исследований, в том числе опытно-промышленных испытаний, формирование научного направления.

       Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 195 наименований, 19 приложений на 22 страницах. Работа изложена на 322 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунков, 87 таблиц.

       Считаю своим долгом выразить уважение памяти академика РАЕН А.Т. Горбунова, академика РАЕН, члена-корреспондента АН РБ Ф.Л. Саяхова и к.т.н. Р.Р. Ганиева, оказавших всестороннюю поддержку и внимание к работе в течение многих лет.

       Выражаю глубокую благодарность научному консультанту д.т.н. Гильмановой Р.Х., чьи неоднократные консультации способствовали формированию диссертации.

Выражаю искреннюю признательность заслуженному геологу РФ к.г.-м.н. Р.Н. Мухаметзянову, к.г.-м.н. В.В. Калашневу, специалистам подразделений ПО ОАО «Ноябрьскнефтегаз» и других научных и производственных организаций за проведение совместных лабораторных и промысловых исследований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна и определены основные защищаемые положения, практическое значение и апробация работы.

В первой главе рассмотрены геолого-физические характеристики продуктивных пластов нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири.

Показано, что геологические условия залегания продуктивных пластов, недонасыщенных нефтью, рассматривались в работах Архипова С.В., Абрамова А.С., Андреева В.Е., Бродского А.А., Дворака С.В., Джемесюк А.В., Дроздова В.А., Забродина П.И., Ильина В.М., Касова А.С., Колмогорова В.Ф., Кольчицкой Т.Н., Корсунь В.В., Корчемкина В.Н., Котенева Ю.А., Кузнецова В.В., Курамшина Р.М., Кутырева Е.Ф., Петухова В.А., Питкевича В.Т., Малышевой Г.Н., Михайлова Н.Н., Мухаметзянова Р.Н., Назаренко Ю.С., Николаевой Е.В., Саунина В.И., Сонича В.П., Смышляевой М.Д., Турова В.А., Халимова Э.М., Шальных Г.С., Шараповой Н.В. и других.

Отмечается, что развитию и совершенствованию системы разработки посвящены также работы Базива В.Ф., Блинова С.А., Гавуры В.Е., Ганиева Р.Р., Газизова А.Ш., Горбунова А.Т., Жданова С.А., Калашнева В.В., Кучумова Р.Я., Лисовского Н.Н., Мулявина С.Ф., Овсюкова А.В., Федорова К.М., Хайрединова Н.Ш., Хисамутдинова Н.И. и других.

Методы интенсификации эксплуатации скважин рассматривались в работах Валиуллина А.В., Стрешинского И.А., Карнаухова М.Л., Крянева Д.Ю., Саяхова Ф.Л., Хлебникова В.Н., Яремейчук Р.С. и других.

Объекты исследования представлены в основном многопластовыми залежами нефти типов пластовых и сводовых, в большинстве случаев частично литологически экранированных. Продуктивные пласты сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых, иногда среднезернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород (рисунок 1).

1 – глины; 2 – алевролиты; 3, 4, 5 – песчаники соответственно глинистые
мелкозернистые, слабоглинистые мелкозернистые, среднезернистые;
6 – карбонатные стяжения; 7 – граница подвижной воды; 8 – зеркало воды

Рисунок 1 – Геологический разрез пласта БС210
Суторминского месторождения

Отмечено, что песчано-алевролитовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевритовых осадков в другую. На крыльях поднятий в отдельных зонах наблюдается наличие клиноформенного строения пластов. Обломки песчано-алевритовых пород на 75…85 % представлены зернами кварца и полевого шпата, а глинистый материал цемента коллекторов – каолинитом и хлоритом. С уменьшением размера зерен повышается содержание хлорита, гидрослюды и смешанослойных образований ряда «гидрослюда – монтмориллонит». Емкостные свойства пород коллекторов изменяются в пределах 15…23 %. Фильтрационные свойства колеблются в пределах
0,05…0,25 мкм2, в отдельных пропластках достигают 0,4 мкм2.

Выполненный анализ показал, что для большинства залежей характерно наличие обширных зон, в пределах которых резко снижена гидродинамическая связь между отдельными участками продуктивного пласта. Это, в основном, обусловлено понижением эффективной толщины пласта, частым переслаиванием и замещением по простиранию песчаных тел низкопроницаемыми породами. В крыльевых зонах структурных поднятий наблюдается развитие косой слоистости.

Особенности строения залежей позволяют по сложности освоения и степени нефтеизвлечения выделить чисто нефтяную зону с относительно высокой однородностью коллекторов по степени нефтенасыщения; водонефтяную зону в краевых частях залежей, не подвергшихся процессам переформирования или находящихся на поздней ее стадии; зону с высокой неоднородностью коллекторов в разрезе пласта по нефтенасыщенности.

Отличительной особенностью залежей является более низкое, на 5…15 %, нефтенасыщение порового пространства относительно синхронных с близкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов месторождений других регионов Западной Сибири. Коллекторы залежей имеют пониженную начальную нефтенасыщенность – 50…80 % от их возможного предельного нефтенасыщения - и содержат подвижную воду.

       На фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая неоднородность содержания нефти в разрезе пласта. Прослои с низким содержанием нефти выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже в кровельной частях разреза пласта. Обширные участки неоднородного нефтенасыщения приурочены и к однородному по строению пласту с повышенной проницаемостью коллекторов, что является отличительной чертой залежей нефти региона от других месторождений Широтного Приобья.

Одним из основных параметров коллекторов, характеризующих их потенциальные возможности, является их водоудерживающая способность. Для коллекторов продуктивных пластов содержание остаточной воды изменяется от 17 до 82 %. Параметр характеризует нижнюю границу предельного нефтенасыщения песчано-алевритовых полимиктовых коллекторов Западной Сибири. При таком содержании воды в породе нефть является практически неподвижной при существующих режимах эксплуатации залежей.

       Исследования состояния поверхности минерального скелета коллекторов, степени подвижности поровой воды и нефти, по результатам исследований института СибНИИНП, выявили средний показатель фильности – 0,964. Для коллекторов месторождений Широтного Приобья этот показатель равен 0,723. Шальным Г.С. установлено, что остаточная поровая вода практически при всех перепадах давления является подвижной. Чем выше показатель смачиваемости скелета, тем выше подвижность остаточной поровой воды.

В НИИ «Нефтеотдача» АН РБ при участии автора проведены исследования смачиваемости пород-коллекторов Суторминского и Западно-Суторминского месторождений (Хайрединов Н.Ш., Овсюков А.В., г. Уфа, 1996 г.), результаты которых показали, что состояние поверхности порового пространства либо гидрофильное, либо гидрофобное, то есть характеризуется четко выраженной полярностью смачиваемости. Породы, имеющие гидрофобный характер смачивания, обладают проницаемостью более 0,1 мкм2, проницаемость менее 0,1 мкм2 характеризует выраженное гидрофильное состояние поверхности. При вытеснении нефти водой впереди основного фронта вытеснения наблюдаются скопления воды, и происходит чередующееся движение практически безводной нефти и нефти с высоким содержанием воды. Это указывает на ускоренное продвижение воды по отдельным поровым каналам и накопление ее перед зоной с повышенным нефтенасыщением или повышенной гидрофобностью минерального скелета коллектора.

Пластовые температуры достигают 90 С и выше. При температуре выше 60 С ускоряются процессы коррозии скважинного оборудования, в том числе и за счет потери своих свойств заводскими ингибиторами.

       Дан анализ физико-химическим характеристикам нефтей.

       Нефти легкие  (810…860 кг/м3) и средние (860…890 кг/м3) относятся к группе смешанных – метано-нафтено-ароматических. Вязкость пластовых нефтей в пределах 1,02…2,02 мПа·с, газосодержание – от 40 до 257 м3/м3, давление насыщения нефти газом – до 9,8 МПа.

       Нефти парафинистые (до 6 %) и высокопарафинистые (более 6 %), малосмолистые (0…8 %), в основном малосернистые (до 0,5 %), характеризуются высокой температурой застывания, что зачастую приводит к потере их текучести.

Эксплуатация скважин сопровождается асфальтосмолопарафиновым содержанием (АСПО) во внутрискважинном оборудовании. На выпадение АСВ в призабойной зоне указывает высокая эффективность ОПЗ скважин различными растворителями и термогазохимическими методами. Причиной выпадения АСВ в ПЗП является снижение забойных давлений ниже давления насыщения (Баренблатт Г.И., Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М., Мартос В.Н. и др.).

       С самого начала эксплуатации большинства скважин наблюдается высокая обводненность продукции. Многие скважины обводняются до критической величины при отборе 0,1…10,0 тыс. т нефти на скважину. Такая ускоренная обводненность продукции скважин связана с наличием в разрезе пласта подвижной пластовой воды, с прорывом нагнетаемой воды по недонасыщенным прослоям, а также с перераспределением нефти по разрезу пласта при нарушении существующего до закачки воды равновесия в пластовой системе.

       Неоднородное геологическое строение продуктивных пластов, пониженное и неоднородное нефтенасыщение значительно осложняют разработку залежей традиционным заводнением, резко снижая при этом конечную нефтеотдачу пластов и динамику добычи нефти.

Согласно фактическому промысловому материалу, результатам гидродинамических исследований (ГДИ), продуктивность значительного числа скважин ниже их потенциальных возможностей как в начале работы, так и в режиме устойчивой работы; наблюдается ее снижение и в период их длительной эксплуатации, несмотря на проведение большого объема геолого-технических мероприятий.

Анализ причин подземного и капитального ремонтов скважин на месторождениях Ноябрьского региона показал, что наибольшее количество ремонтов связано с загрязнением призабойной зоны пласта и ствола скважины, некачественным глушением скважин в условиях высокотемпературных режимов пласта. Учитывая постоянное появление АСПО и кольматацию в ПЗП, необходимо расширить объем исследований по этой проблеме с целью создания новых, более эффективных технологий предотвращения негативных характеристик ПЗП и ствола скважины.

В результате обобщения изучены особенности геологического строения месторождений, физико-химические свойства пластовых флюидов, состояние и характеристика запасов, состояние и проблемы разработки недонасыщенных нефтью полимиктовых коллекторов. Выявлена низкая эффективность методов и технологий повышения продуктивности скважин. На основании обобщения состояния разработки нефтяных месторождений определены постановка задачи исследования и выбор объектов.

Во второй главе приведены результаты исследования процессов нефтеизвлечения из недонасыщенных нефтью коллекторов. На основе обработки нефтепромысловых данных установлена статистически значимая зависимость начальной обводненности скважин со средней нефтенасыщенностью коллектора. Для залежей нефти пласта БС210 Суторминского месторождения данная зависимость приведена на рисунке 2. Для построения выбирались данные скважин, эксплуатирующих чисто нефтяные зоны пласта или неконтактные водонефтяные зоны с разделяющим непроницаемым слоем не менее 4 метров. Сопоставление данных начальной нефтенасыщенности с данными обводненности, с которой начали работать скважины, показывает хорошую корреляцию: чем выше начальная нефтенасыщенность, тем ниже начальная обводненность.

Рисунок 2 - Зависимость начальной обводненности добываемой
продукции скважин от средней по разрезу
перфорированного интервала начальной
нефтенасыщенности, определенной по данным ГИС

       На основе математической модели процессов фильтрации в недонасыщенных нефтью коллекторах изучены основные особенности разработки слабо нефтенасыщенных пластов. Предложена модель, описывающая физико-химическое воздействие на такие пласты.

       Проведены численные эксперименты на математической модели послойно и зонально неоднородного недонасыщенного нефтью пласта.

       Показано, что для такой модели пласта безводный период разработки отсутствует, т.к. коллектор пласта содержит подвижную воду. Начальная обводненность продукции скважины зависит как от средней по разрезу пласта начальной нефтенасыщенности, так и от соотношения вязкости нефти и воды. Характерным является наличие немонотонной зависимости в дебите нефти от времени, что связано как с неоднородным распределением нефтенасыщенности в пласте, так и с увеличением градиента давления в призабойной зоне при приближении фронта вытеснения. На рисунке 3 приведены зависимости текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) от текущей обводненности. Согласно полученным данным для исследуемой модели пласта 10 % от начальных геологических запасов нефти добываются при постоянной начальной обводненности. Следующие 10 % геологических запасов нефти извлекаются до прорыва нагнетаемой воды к забою добывающей скважины. При этом за счет фильтрации только пластовой воды обводненность продукции скважины возрастает с 6 до 35 %. Высокая послойная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора и наличие подвижной воды обусловили невысокое значение конечного (при 95 % обводненности) КИН. Он составляет для данной модели 0,529 д.ед. Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых зонах пласта, а также в гидрофобных областях.

Рисунок 3 - Зависимость КИН от текущей обводненности
добываемой продукции для послойно и зонально
неоднородного, недонасыщенного нефтью коллектора

На основе линейной профильной модели неоднородного по фильтрационно-емкостным характеристикам коллектора была проведена серия численных экспериментов с целью выяснения роли неоднородности нефтенасыщения и проницаемости в динамике обводнения продукции скважины. Всего было проведено 27 численных экспериментов. На рисунке 4 приведена зависимость, отражающая корреляционную связь между неравномерностью нарастания обводненности продукции скважины и показателем неоднородности поля начальной водонасыщенности пласта. Коэффициент корреляции составляет 0,875, что говорит о существенной тесноте связи между исследуемыми величинами. Зависимость неравномерности нарастания обводненности от неоднородности поля начальной водонасыщенности пласта имеет линейный характер с коэффициентом достоверности аппроксимации R2 = 0,766.

Таким образом, по характеру нарастания обводненности добываемой продукции в начальный (условно-безводный) период эксплуатации скважины, вскрывшей продуктивный коллектор с неоднородным и пониженным нефтенасыщением, можно судить о степени неоднородности поля начальной нефтенасыщенности.

Рисунок 4 - Зависимость неравномерности нарастания
обводненности добываемой продукции
от неоднородности поля начальной
водонасыщенности коллектора

Представленные в разделе результаты указывают на особенности разработки недонасыщенных нефтью залежей нефти: отсутствие безводного периода эксплуатации, быстрое нарастание обводненности и значительная доля воды в накопленных отборах жидкости, более низкий КИН. Показатели разработки таких залежей соответствуют показателям разработки контактных водонефтяных зон (ВНЗ), которые традиционно относятся к залежам с трудно извлекаемыми запасами нефти. Для повышения эффективности разработки залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами необходимо применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

       В главе изложены модельные подходы для определения эффективности физико-химического воздействия на недонасыщеные нефтью коллекторы. Рассматриваются два вида технологий. Один из них предусматривает изменение фазовых проницаемостей пластовых флюидов (например закачка поверхностно-активных агентов). Второй вид технологий приводит к избирательному увеличению фильтрационного сопротивления движению жидкости в областях коллектора с повышенной водонасыщенностью.

       Рассмотрим особенности применения активных агентов, изменяющих относительные фазовые проницаемости (ОФП) пластовых флюидов, на недонасыщенные нефтью коллекторы. Предположим, что разработка пласта начинается при закачке в пласт воды как вытесняющего агента. Пусть по достижению некоторого «стартового» значения обводненности начинается закачка активного агента с концентрацией C0. В области коллектора, где концентрация активного агента превышает предельное значение, происходит изменение фазовых проницаемостей. Закачка агента продолжается в течение некоторого времени в объеме, измеряемом объемом порового пространства коллектора, затем прекращается, и дальше закачивается только вода. На рисунке 5 представлены поля давления и водонасыщенности к моменту начала закачки активного агента. Хорошо видно неравномерное продвижение фронта вытеснения нефти водой. При достижении обводненности 80 % начинается закачка активного агента, снижающего долю остаточной нефти в коллекторе.

Рисунок 5  - Поля давления (изолинии) и водонасыщенности (цвет) к моменту начала закачки активного агента
(обводненность продукции скважины – 80 %)

На рисунке 6 приведена динамика полей давления и насыщенности, а также поля концентрации активного агента.

Рисунок 6 -  Динамика полей давления и насыщенности
после воздействия на коллектор активного агента

       Как видно на рисунке 6, применение ПАВ в качестве активного агента приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности в области повышенных значений концентрации ПАВ. При этом перед фронтом воды, закачиваемой после закачки ПАВ, формируются области повышенной нефтенасыщенности (своего рода аналог вторичного нефтенасыщения). При этом неоднородность распределения нефтенасыщенности существенно возрастает. Несмотря на то, что применение активного агента увеличивает конечный КИН, о чем будет сказано ниже, тем не менее, повышение эффективности нефтевытеснения наблюдается только в высокопроницаемой области коллектора, т.к. активный агент не попадает в достаточном количестве в низкопроницаемые области коллектора.

       Изменение показателей разработки в результате физико-химического воздействия представлено на рисунке 7.

Рисунок 7  - Динамика текущих показателей разработки
для варианта с применением ПАВ (0,01 общего объема пор модели, стартовая обводненность – 0,8 д.ед.)

       Исследования зависимости КИН от условий применения физико-химических МУН, направленных на изменение ОФП пластовых флюидов, показало следующее. Эффективность данного вида МУН ограничивается областью высокопроницаемых зон коллектора, и она тем выше, чем больше закачивается активного агента. При этом выявлено, что чем менее выработан пласт до применения МУН (ниже «стартовая обводненность»), тем выше конечный КИН, достигаемый при закачке активного агента (рисунок 8).

Рисунок 8 - Зависимость КИН от объемов закачиваемого
активного агента и «стартовой» обводненности
добываемой продукции

Согласно полученным результатам, максимальный эффект (КИН) достигается при закачке наибольших объемов активного агента. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем меньше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки активного агента, является экономический критерий, определяемый стоимостью реагентов и сопутствующих работ.

Ниже приводится порядок определения оптимальных (с точки зрения экономических показателей) объемов закачиваемого активного агента.

Рассмотрим послойно неоднородный пласт, состоящий из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков. Согласно полученным результатам, технологии с изменением фазовых проницаемостей пластовых флюидов воздействуют в основном на высокопроницаемые пропластки. Очевидно, что объем закачиваемого агента определяется как требуемой технологической эффективностью проводимого геолого-технического мероприятия, так и экономическими показателями, характеризующими рентабельность данного мероприятия.

Объем дополнительно добытой нефти есть функция от объема закачиваемого агента. Кроме того, применение технологии приводит к изменению объемов попутно добываемой воды. При определении оптимальных параметров технологии (с точки зрения экономических показателей) необходимо учесть как увеличение объемов реализации продукции, изменение затрат на добычу попутной воды, так и увеличение расходов на реализацию технологии (закачиваемого агента).

Таким образом, экономический показатель – накопленный чистый дисконтированный доход предприятия (– НЧДД) за рассматриваемый период времени – является функцией от закачиваемых объемов агента. Максимум этой величины соответствует оптимальным параметрам реализуемой технологии.

Рассмотрим порядок расчетов оптимальных параметров применения технологии на примере модельного пласта. Согласно приведенным в работе расчетам, применение активного агента в различных объемах приводит к увеличению КИН, а значит и извлекаемых запасов нефти. Перейдем от безразмерных величин к размерным. Для модели пласта прирост извлекаемых запасов нефти в абсолютных единицах в зависимости от объема нагнетаемого активного агента представлен на рисунке 9.

Рисунок 9 - Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов и НЧДД от объемов закачиваемого активного агента

По рассчитанным динамикам добычи нефти и воды определяются технико-экономические показатели разработки и НЧДД за период эффективности мероприятия. Для условий хозяйственной деятельности НГДУ «Суторминскнефть» в 2007 г. была построена зависимость НЧДД от параметров технологии – объемов закачки активного агента (рисунок 9) и определены оптимальные значения.

В третьей главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований материала, загрязняющего забой и ПЗП. Для восстановления и повышения продуктивности скважин проводятся ОПЗ пласта, 60 % которых осуществляются с применением кислот.

Увязка результатов обработок с прямыми данными геологической характеристики коллекторов оказалась безуспешной, так как для каждой конкретной скважины объем необходимой информации недостаточен.

Используя статистические данные обработок ПЗП, рассматривалась связь между эффективной перфорированной толщиной обрабатываемого объекта и относительной амплитудой  αПС. Практически по большинству месторождений при αПС менее 0,6 обработки были неэффективны. Эффективность их по объектам возрастает с увеличением амплитуды до 1,0. Влияние эффективной толщины на результаты обработок менее характерно, хотя в целом отмечается рост числа успешных обработок при ее увеличении, особенно выше 1,5…2,0 м. Для скважин с αПС от 0,75 до 1,00 эффективность обработок снижается с ростом начальных дебитов. Такая же зависимость наблюдается и в нагнетательных скважинах.

Указано, что большую эффективность кислотных обработок следовало бы ожидать при повышенном содержании глин и карбонатности, то есть при αПС равном 0,63…0,65. В результате кислотных обработок происходит в основном восстановление проницаемости ПЗП до естественного значения, то есть очистка призабойной зоны от загрязняющих ее продуктов.

Согласно многочисленным исследованиям, результаты ОПЗ зависят от литологоминералогического состава пород, слагающих продуктивные пласты, технического состояния скважин, правильности выбора и проведения технологических операций и ряда других факторов.

Для выявления причин низкой эффективности ОПЗ и установления причин уменьшения дебитов добывающих скважин проанализированы большой объем промыслового материала и результаты исследований.

       При анализе результатов поинтервальных исследований состава и плотности жидкости по стволу работающих скважин, кроме воды, обнаружено значительное количество механических примесей. Это свидетельствует о наличии на забое и в стволе скважины застойной воды и взвешенных частиц, высота столба которых достигает 500…600 м и более. При проведении ОПЗ без предварительной тщательной промывки данная пульпа закачивается в призабойную зону, продавливается в глубь пласта обрабатываемым составом и снижает продуктивность скважины. Описаны приемы исследования наличия мехпримесей путем отбора проб на устьях скважин, добывающих безводную и обводненную нефть, по результатам которых устанавливались механизм загрязнения, его количественные и качественные характеристики.

Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин, показал, что при промывке отмечено наличие на забое скважин столба глинисто-песчаных пробок высотой 25…30 м, часто перекрывающих интервал перфорации. Недоход труб при промывке скважин до искусственного забоя наблюдается в 40…50 % скважин.

В пробах забойных отложений определялся гранулометрический состав, производился минералогический анализ фракций от 2,0 до 0,1 мм, определялись содержание углеводородов, растворимость в кислотных составах. В отработанных кислотных растворах определялось содержание суммы оксидов железа и алюминия, ионов кальция, магния, сульфатов.

Пробы, отобранные при промывке, содержат меньшее количество крупных фракций, однако проба, отобранная непосредственно с забоя, содержит свыше 60 % мелких (размером менее 0,1 мм) частиц, способных к самоуплотнению.

Сравнение минералогического состава крупных фракций отложений и керна позволяет сделать следующий вывод. Кварцевые зерна песчаника из продуктивного пласта и силикаты отложений существенно различны: кварцевые зерна пласта (фракция 0,25…0,50 мм) представляют собой главным образом обломки мелких агрегатов и щеток. Отложения кварца представлены частично материалом пласта – 40…50 %, остальное – привнесенный материал: окатанные зерна кварца с матовой поверхностью и остроугольные обломки кварца, аналогичные обнаруженным в бентонитовой глине, цементе, барите, нерастворимом осадке растворов хлористого натрия, применяемых в качестве жидкости глушения. Результаты исследований свидетельствуют о значительном содержании углеводородов в исследуемых пробах отложений.

Дальнейший анализ экспериментов показал, что по растворимости и составу фильтрата керн продуктивного горизонта не может являться основной составляющей частью отложений на забое скважин.

       Исследование растворимости забойных отложений в кислотных составах. Растворимость породы пласта как в солянокислотном растворе, так и в глинокислоте в несколько раз ниже растворимости отложений, поднятых с забоя скважины. Содержание оксидов, Са2+, Mg2+ и SO42- в фильтрате после взаимодействия забойных отложений с кислотами намного превышает их содержание в фильтрате взаимодействия кислот с породой пласта. По результатам исследований растворимость отложений в растворе 12 %-ной соляной кислоты достаточно высокая – от 31,67 до 37,26 %, в глинокислоте – от 51,94 до 58,67 %.

Отложения, в основном, имеют техногенный характер, состоят в большинстве своем из глин и окислов железа, причем более 50 % - железо-магнитные (окалина). Часть отложений, растворяющаяся в соляной кислоте, включает до 70 % соединения железа, в глинокислоте – до 90 % соединения железа и алюминия. Соединения алюминия появляются в растворе в результате взаимодействия плавиковой кислоты с алюмосиликатами.

Промывки технической водой, иногда с добавками ПАВ, не обеспечивают полноты выноса отложений, в результате продукты солянокислотных ванн (СКВ) представляют собой концентрированные растворы солей железа и алюминия. Подобные растворы крайне нежелательны при попадании в пласт из-за возможности выпадения железа и алюминия в виде гидрооксидов.

При промывке происходит своеобразная сепарация взвеси: более легкие частицы (глина, карбонаты) уносятся с потоком воды, более тяжелые (соединения железа, плотность которых составляет 5,1…5,4 г/см3) извлекаются не полностью, в дальнейшем накапливаясь на забое скважины.

       Исследования продуктов реакции после кислотного воздействия на пласт. Анализ проб, отобранных при извлечении продуктов реакции после СКВ и солянокислотной обработки (СКО), подтверждает выводы, сделанные при анализе отложений, отобранных с забоя скважин. Описана методика комплексного разделения мехпримесей на фракции.

Результаты исследований отложений с рабочих секций погружных насосов. На экстрагированных пробах проверялось действие магнита, проводились исследования под микроскопом, качественный анализ на содержание CaCO3, соединений железа и сульфидов. Определялись наличие и состав водорастворимых солей, содержание кислоторастворимой части и анализировался фильтрат. Проводились другие исследования, направленные на уточнение характера отложений. Выявленные в процессе исследований результаты указали на необходимость разработки рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя и глушения скважин, перфорационных и других работ (в частности гидроразрыва пласта (ГРП)) с целью повышения эффективности проводимых геолого-технических мероприятий.

       В четвертой главе приведены результаты исследований по разработке рецептуры технологических жидкостей, используемых для работы в скважине и при воздействии на ПЗП применительно к нефтяным месторождения Западной Сибири. Отличие исследований автора от ранее известных, выполненных в основном для условий месторождений Урало-Поволжья, заключается в том, что рассматриваемый автором объект отличается резко температурным режимом пласта и физико-химическими свойствами пластовых флюидов.

       Для промывки ствола и глушения применяются техническая вода, растворы хлористого натрия и хлористого кальция, а также растворы различных ПАВ. Однако установлено, что качественной очистки ствола забоя при этом не происходит.

       Под влиянием пресной воды в ПЗП происходят набухание, диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

       Кроме невысокой плотности, растворы соли содержат до 2,5 % нерастворимого осадка. Растворы хлористого кальция плотностью до 1,24 г/см3 дают осадок при взаимодействии с некоторыми ПАВ, используемыми на производстве.

       Вода, фильтрат как промывочной, так и жидкости глушения удерживаются молекулярно-поверхностными и капиллярными силами в поровых каналах. Объем удерживаемой воды тем больше, чем ниже проницаемость коллектора. На основе проведенных расчетов установлено, что в условиях месторождений Западной Сибири повышение водонасыщенности на 10…15 % снижает фазовую проницаемость для нефти в 2…3 раза.

       При исследованиях промывочных жидкостей определялись вязкость и пескоудерживающие свойства, их стабильность во времени при разных температурах и концентрациях применяемых реагентов, а также влияние контакта с металлом и замораживания на деструкцию полимерных растворов. Определялась степень набухаемости глинистых пород. Предлагаемые составы при сравнительно низкой вязкости – 7,25…7,27 мПас – обладают хорошими пескоудерживающими свойствами. Замедление скорости оседания песчинок в исследуемых составах растворов изменялось в 8,8…22,9 раза (таблица 1).

Таблица 1 – Определение параметров жидкостей для промывки скважин

Состав раствора

Плотность

при 20 оС, г/см3

Динамическая

вязкость
при 20 оС,

мПаС

Скорость падения песчинок,
d = 0,63…1,0 мм

см/с

замедление скорости падения, раз

Вода дистиллированная

0,998

1,002

1,50

-

5 %-ный раствор NaCl

1,034

-

11,00

1,4

10 %-ный раствор NaCl

1,071

-

10,60

1,5

15 %-ный раствор NaCl

1,109

-

10,30

1,5

0,5 %-ный раствор КМЦ-700

1,000

5,204

8,40

1,9

0,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 5 % NaCl

1,035

3,305

4,90

3,2

1 %-ный раствор КМЦ-700

1,003

13,189

5,00

3,1

1 %-ный раствор КМЦ-700 + 10 % NaCl

1,076

8,653

3,60

4,3

1,5 %-ный раствор КМЦ-700

1,006

29,804

2,60

6,0

1,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 15 % NaCl

1,113

23,154

1,80

8,5

2 %-ный раствор КМЦ-700

1,007

61,150

0,80

19,9

0,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix

0,999

2,236

8,70

1,8

1 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix

1,003

5,338

6,40

2,4

1,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix

1,005

11,459

3,40

4,6

0,1 %-ный раствор ПАА-DK Drill

0,999

18,821

0,44

36,9

0,25 %-ный раствор ПАА-DK Drill

1,000

90,630

0,10

148,5

0,05 %-ный раствор ПАА-DK Drill

0,999

7,250

1,80

8,8

0,1 %-ный раствор ПАА Accotrol

0,999

35,864

0,10

148,5

0,05 %-ный раствор ПАА Accotrol

0,997

7,270

0,70

22,9

       

       Рассмотрены свойства и эффективность жидкостей глушения, в частности результаты испытания гидрофобноэмульсионных растворов (ГЭР). При испытании ГЭР на промыслах установлено, что рекомендованная ранее электростабильность 80…200 В не всегда обеспечивает термостабильность раствора в пластовых условиях при температурах 80…90 С.

       Проведены исследования и рекомендован к использованию в качестве жидкости глушения фильтрат технического пентаэритрита (ФТП). ФТП не реакционноспособен, не образует токсичных соединений с другими веществами, хорошо совместим с растворами хлористого натрия, с пластовой водой, с растворами CaCl2, MgСl2 и Cа(NО3)2, а также с коррекситом, гипаном и нитрилтриметилфосфоновой кислотой (НТФ), добавляемых в различные технологические составы.

Коррозия в присутствии ФТП идет только в первые часы контакта, затем на поверхности металла образуется коричневая, несмываемая водой и спиртобензольной смесью, пленка, и процесс коррозии резко затормаживается. ФТП проявляет более низкие поверхностно-активные свойства, чем известные жидкости глушения, такие как раствор CaCl2, NaCl, аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК).

       Результаты исследований набухаемости глинистого материала в ФТП (таблица 2) позволяют расширить целевые технологические функции раствора и применять его как среду при вторичных вскрытиях пласта, а также при промывке и бурении скважин.

Таблица 2 – Результаты исследования набухаемости образцов
из глинопорошка в жидкостях глушения при 10 С

Среда

Плотность раствора, г/см3

Увлажнение образца,
%

Вода техническая

1,00

56,75

Раствор CaCl2

1,21

19,20

Раствор АРНК

1,21

21,22

Раствор NaCl + 10 % КС1

1,18

3,25

Раствор ФТП

1,21

2,95

       На жидкость глушения для ремонта скважин получен патент РФ № 2042798, БИ № 24 от 27.08.95 г.

Приведены результаты исследований влияния ПАВ в растворителях для понижения поверхностного натяжения растворов и диспергирования кристаллов парафина. Изучалась растворяемость отложений в зависимости от изменения температуры (рисунок 10) и времени контакта с композициями (рисунок 11).

На рисунках 10, 11 приведены результаты исследований, где в качестве растворителя использована широкая фракция углеводородов (ШФУ) Подобраны ПАВ, добавление которых ускоряет растворение отложений и способствует удержанию АСПВ в растворе. Состав с добавками двух повышающих эффективность ШФУ реагентов обладает аддитивными свойствами и максимально растворяет отложения.

                               а)                                        б)

а - Вынгаяхинское месторождение, скв. 674:

1 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 2 – ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 – ШФУ;

б - Вынгапуровское месторождение, скв. 1104:

1 – ШФУ; 2 – ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 4 – ШФУ + ЭБФ (3:1) + СПНХ-6012 (1,5 %)

Рисунок 10 – Зависимость растворимости АСПО от температуры
в различных композициях

 

                       а)                                        б)

Рисунок 11 – Зависимость растворимости АСПО от времени контакта:
а) - с растворителем. Температура опытов 12 С:

1, 2 – Карамовское месторождение, скв. 631;
3, 4 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 674;
1, 3 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 2, 4 – ШФУ;

б) - с композицией ШФУ + ЭБФ (3:1). Температура среды 30 С: 1 – Суторминское месторождение, скв. 3432;
2 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 674;
3 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 774;
4 – Вынгапуровское месторождение, скв. 1104;
5 – Новогоднее месторождение, скв. 1126;
6 – Карамовское месторождение, скв. 631

Растворяющая и диспергирующая способность ШФУ увеличивается при добавлении 0,05…0,06 % одного из следующих реагентов: превоцел НG-12, неонол СНО-ЗБ, эмультал, СНПХ-7214. Предложено использовать коррексит-7798 и дипроксамин-5765М, но эффект при этом ниже. Дипроксамин-5765М одновременно используется и как ингибитор коррозии.

       В пятой главе обобщены результаты исследований по разработке рецептуры составов и технологий интенсификации работы скважин при кольматации ее в процессе эксплуатации, а также результаты моделирования обработки призабойной зоны с применением новых активных рабочих и буферных композиций.

       Установлено, что основная растворимая часть кернового материала – соединения железа и алюминия. При температурах выше 60 С эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия воздействия на удаленную зону пласта. Значительно увеличивается коррозия подземного оборудования из-за того, что вводимые заводами в кислоту ингибиторы снижают или вообще утрачивают свои защитные свойства. Значительное количество соединений железа в ПЗП вносится за счет кислотной коррозии оборудования.

       Разработаны рецептуры кислотных композиций для воздействия на породы продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих ПЗП. Подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования в условиях высоких пластовых температур. Наиболее эффективным показал себя реагент – кубовые остатки аминов (КОА).

Проводилось изучение покрытия НКТ КОА на изменение поверхностно-активных свойств кислотных растворов. Ингибиторный эффект при растворении КОА на абсорбенте С-1 достигает 22,15 раз.

Установлено увеличение межфазного натяжения отработанных кислотных растворов (рисунок 12), что затрудняет извлечение продуктов реакции из порового пространства. Ввод в кислотные композиции неионогенных ПАВ (рисунок 13) уменьшает межфазное натяжение и отработанных составов.

       

Рисунок 12 – Межфазное натяжение отработанных растворов
соляной кислоты на границе с керосином

1 – 12 % HCl;  2 – 12 % HCl + 0,2 % ГИПХ-3;
3 – 12 % HCl + 0,05 % превоцел NG-12;
4 – 12 % HСl + 0,2 % ГИПХ-3 + 0,05 % превоцел NG-12

Рисунок 13 – Межфазное натяжение 12 %-ных растворов соляной
кислоты с добавками ПАВ

Добавление в кислотный раствор, ингибированный ПБ-5, 0,2 % ГИПХ-3 и 0,05 % превоцела NG-12 показало, что тройная композиция ПАВ в кислоте обладает аддитивными свойствами и максимально снижает межфазное натяжение.

Описаны результаты гидрофобизирующих свойств добавок. Опыты проводились с кварцевым песком фракции 0,315…0,630 мм. При этом замечено значительное замедление скорости фильтрации воды.

Разработаны, изучены свойства и поведение буферной жидкости при контакте с пластовой нефтью и водой. Температура, минерализация воды в пределах, типичных для месторождений Западной Сибири, и состав углеводородной фазы не оказывают большого влияния на фазовое поведение в системах. Результаты применимы для широкого круга месторождений с разными по составу и свойствам нефтью и при использовании различных углеводородных растворителей.

       Буферные жидкости, обладая высокой дегидратирующей способностью, удаляют защемленную и связанную воду, а также воду, попавшую в пласт при работах в скважине. Рекомендовано применение буферной жидкости для удаления из ПЗП асфальтосмолистых веществ. Исследования на моделях показали, что фильтрационные характеристики зависят от ее состава и технологии закачки.

       Изучались спиртокислотные составы, содержащие соляную и глинокислоту, ИПС, спиртовые составы ЭРА и КОР-1, растворимость кернового материала и отложений с забоя в зависимости от времени, температуры и соотношения спирт/кислота.

       Теоретическая основа выбора растворителя (основы раствора) базируется на его способности растворяться в воде и в нефти при высокой совместимости с кислотами. Показано что, ИПС, составы ЭРА и КОР-1 являются диэлектриками. Согласно теоретическим представлениям, в растворителях с низкой диэлектрической проницаемостью кислоты слабо диссоциированы, вследствие чего имеют низкую активность по отношению к металлу, цементу и горной породе. В пласте раствор смешивается с имеющейся водой, и по мере удаления от ствола скважины диссоциация кислоты и, следовательно, ее активность растут. В результате, в удаленных зонах пласта раствор спиртокислоты достигает в реакционноспособном состоянии.

       Использование спиртовых растворов кислот способствует дегидратации призабойной зоны.

       Исследована растворимость породы, которая является функцией времени в зависимости от соотношения объема кислоты к объему спиртов (рисунок 14).

Рисунок 14 – Растворимость кернового материала скважин 4038
(кривые 1, 3) и 8443 (кривые 2,4) Муравленковского
месторождения при 40 С в составах: 1, 2 – глинокислота; 3, 4 – глинокислота + ЭРА в соотношении 1:2

       С уменьшением содержания кислоты в композиции зависимость растворимости от времени возрастает. В исследованных образцах породы скважины 4038 установлено больше песчаной фракции, а в скважине 8443 – глинистой.

       Растворимость породы в спиртокислотном составе от температуры показана на рисунке 15.

1 – глинокислота; 2 – глинокислота + КОР

Рисунок 15 – Растворимость породы пласта скважины 4038
Муравленковского месторождения от температуры в составах

       Межфазное натяжение спиртокислотных составов и их фильтратов значительно ниже (таблица 3). Общая растворимость кернового и глинистого материалов при использовании спиртокислотного раствора не ниже, чем при применении кислоты той же концентрации.

Таблица 3 – Растворимость кернового материала в спиртовых
растворах кислот

Состав

раствора

Растворимость кернового материала, %

Межфазное натяжение на границе с керосином,*10 –3 Н/м

раствора

до опыта

фильтрата

после опыта

1

2

3

4

Карамовское месторождение, скв. 611, интервал 2692…2708 м

НСl

1,90

7,50

7,40

ГК

14,00

7,60

7,80

ГК + ИПС

10,30

1,05

1,70

ГК + ЭРА

9,04

2,80

3,30

Окончание таблицы 3

1

2

3

4

Пограничное месторождение, скв. 469, интервал 2615…2622 м

НСl

6,88

7,30

7,60

ГК

17,23

7,60

7,80

ГК + ИПС

17,32

1,05

1,70

ГК + ЭРА

16,80

2,80

3,30

Вынгапуровское месторождение, скв. 725, глубина 2765 м

НСl

11,10

7,30

7,50

НСl + ЭРА

6,50

2,61

3,13

ГК

21,88

7,60

7,85

ГК + ИПС

21,05

1,05

1,60

ГК + ЭРА

21,61

2,80

3,28

Суторминское месторождение, скв. 5286, интервал 2504…2512 м

НСl

7,62

7,30

7,50

ГК

10,08

7,80

7,75

ГК + ИПС

11,35

1,05

1,72

ГК + ЭРА

11,75

2,80

3,31

       Результаты моделирования обработки ПЗП спиртокислотными составами позволяют рекомендовать их для промыслового применения.

В шестой главе предложены технологии интенсификации работы скважин при повышенных пластовых температурах в недонасыщенных нефтью коллекторах.

Описаны результаты выполненных лабораторных исследований по подбору новых реагентов с созданными новыми композициями, которые позволяют установить новые, отличные от ранее принятых на промыслах, последовательности технологических операций.

Подобранные в результате исследований реагенты могут добавляться как в буферные, так и в активные кислотные составы. Адсорбционный слой реагентов СНПХ-6012, КОА, ГИПХ-3 на поверхности металла и породы устойчив при повышенных температурах и препятствует их контактированию с кислотным раствором. Снижается активность кислотных составов, увеличивается период их нейтрализации, что способствует увеличению радиуса воздействия. Закачка буфера способствует гидрофобизации породы и значительному снижению межфазного натяжения на границе рабочих и пластовых жидкостей. Реагенты являются деэмульгаторами нефтяных эмульсий, ингибиторами водной коррозии и при обратном выносе их из пласта способствуют разрушению эмульсий, образующихся в призабойной зоне, и предохранению от коррозии наземного оборудования.

Для предотвращения вторичного осадкообразования на скважинах с механизированным фондом рекомендовано продавливать продукты реакции вглубь пласта большими объемами низкоконцентрированного кислотного раствора.

       Показано, что при испытании технологий обрабатывались скважины с различным сроком их эксплуатации как безводных, так и с обводнением добываемой продукции. Нагнетательные скважины обрабатывались при низкой приемистости или при снижении приемистости в период эксплуатации.

       Таблица 4 демонстрирует, из каких операций состояла ОПЗ пласта скважины при испытаниях технологии с применением СНПХ-6012.

Таблица 4 – Результаты испытания технологии кислотных обработок
с использованием ингибитора СНПХ-6012

Скважина

Выполнение комплекса работ по технологии

Дебит нефти, т/сут

Дополнительная

добыча нефти, т

Продолжительность эффекта,

мес

промывка раствором с повышенными пескоудерживающими свойствами

закачка буфера

СНПХ-6012

СКВ

закачка буфера
СНПХ-6012

СКО

продавка большим

объемом HCl+ПАВ

до обработки

после обработки



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


Муравленковское месторождение



935

+

+

+

+

+

+

26,0

74,0

7140

7,5



Окончание таблицы 4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2134

+

+

+

+

+

50,0

55,0

1436

3,3

499

+

+

+

+

+

12,9

45,0

6573

8,5

729

+

+

+

+

+

48,0

74,2

446

3,5

2181

+

+

+

+

52,0

84,0

2219

3,2

621

+

+

+

+

12,0

26,0

769

5,4

938

+

+

+

+

+

8,8

31,0

2442

4,7

917

+

+

+

+

+

9,7

47,5

3025

4,4

843

+

+

+

+

+

9,0

32,0

4760

6,9

584

+

+

+

+

+

21,0

43,3

2623

5,8

Вынгаяхинское месторождение

617

+

+

+

+

+

+

5,5

23,3

4381

8,0

870

+

+

+

+

+

+

10,0

26,5

4105

7,0

929

+

+

+

+

+

+

6,0

23,0

3315

7,8

452

+

+

+

+

+

0,0

16,7

2460

7,5

594

+

+

+

6,9

19,0

2190

9,0

603

+

+

+

8,3

21,5

2715

8,5

Суторминское месторождение

4567

+

+

+

+

+

22,7

45,1

1029

5,0

Крайнее месторождение

3153

+

+

+

+

+

12,0

36,0

371

3,7

3015

+

+

+

+

4,0

17,0

1780

4,5

60р

+


+

12,0

38,0

2440

6,5

Холмогорское месторождение

2122

+

+

+

ГКО

4,0

15,0

594

2,4

Пограничное месторождение

324

+

+

0

9,0

2086

4,4

Суммарная дополнительная добыча нефти при опытных испытаниях технологии с применением реагента СНПХ-6012 составила 44330 т, в том числе по НГДУ «Суторминскнефть» - 5294 т, НГДУ «Муравленковскнефть» - 36462 т, НГДУ «Холмогорнефть» - 2574 т. На способ кислотной ОПЗ пласта получен патент РФ № 2077667, БИ № 11 от 20.04.97.

       Эффективность использования промывочного раствора с повышенными пескоудерживающими свойствами показана в таблице 5. При промывке солевым раствором размер выносимых из скважины частиц не превышал 2 мм, при промывке раствором с КМЦ содержание таких частиц составило 3 %. Добавление в солевой раствор 2 % КМЦ позволило на 21 % повысить общий объем выносимых частиц размером более 0,1 мм и почти в 15 раз больше вымыть соединений железа.

Таблица 5 – Результаты применения промывочной жидкости
с повышенными пескоудерживающими свойствами
на скважине 104Р Карамовского месторождения

Промывка ствола

скважины

Гранулометрический состав отложений, %

Содержание
в пробе железа, %

более  2 мм

2,00…0,50 мм

0,50…0,25 мм

0,25…0,10 мм

менее 0,1 мм

солевым раствором

1,8

3,4

2,0

92,8

1,92

солевым раствором с добавкой 2 % КМЦ

3,0

3,6

17,6

4,0

71,8

28,40

Примечание: Содержание железа в вымытых отложениях определяется в пересчете на Fe2O3.

       В таблице 6 приведены результаты испытания комплексной технологии ОПЗ в высокотемпературных пластах. Технология включает промывку забоя и ствола скважины жидкостями с повышенными пескоудерживающими свойствами, СКВ и воздействие на ПЗП кислотными композициями ПАВ. В технологии используются многоцелевые буферные составы. Дебиты большинства скважин, выбранных для испытания технологии ОПЗ, за период эксплуатации уменьшились до 0. Эксплуатация скважин отличается нестабильностью работы промыслового оборудования, что приводит к преждевременному прекращению эффекта от проведенных геолого-технических мероприятий.

Таблица 6 – Результаты испытаний  комплексной технологии кислотных обработок высокотемпературных полимиктовых коллекторов

Скважина

Пласт

Дебит нефти, т/сут

Дополнительная добыча нефти, т

Продолжительность

эффекта, мес

Причина  окончания эффекта

до обработки

после

обработки

1

2

3

4

5

6

7

Суторминское месторождение

1721

БВ-8

18,9

25,4

1109

7

снижение дебита

5797

БС-7

0

13,2

1046

2.5

ремонт СКН

8039

БС-7

0

20,7

927

3

по технолог. причинам

8040

БС-7

6,2

13,3

1884

12

снижение дебита

3853

1БС-9

0

20,7

4644

7

смена ЭЦН

4226

1БС-9

0

9,5

3448

12

прекратили наблюдение

4914

1БС-9

0

39,8

11865

17

ремонт системы сбора

8679

1БС-9

2

20,2

500

2

обводнение

2070

1БС-10

0

4,5

1473

6

ремонт СКН

2192

1БС10

0

9,9

3520

14

прекратили наблюдение

2200

1БС10

0

4,8

877

8

прекратили наблюдение

2234

1БС10

0

16,0

1210

5

ремонт системы сбора

8693

1БС10

0

11,1

4081

12

прекратили наблюдение

1892

2БС10

7,9

14,1

85312

12

ремонт системы

7250

2БС10

0

8,8

1295

11

снижение дебита

Муравленковское месторождение

234

БС11

0

27,7

3939

8

изменение технологии

532

БС-11

0

6,2

744

6

снижение дебита

Окончание таблицы 6

1

2

3

4

5

6

7

754

БС-11

0

24,5

2735

6

ремонт системы сбора

4103

БС-11

14,8

44,6

3768

8

обводнение

4409

БС-11

0

8,4

2352

7

снижение дебита

8498

БС-11

0

8,9

890

6

смена ШГН

Пограничное месторождение

350

БС-11

0

9,1

314

4

ремонт оборудования

353

БС-11

30,0

45,9

416

4.5

обводнение

456

БС-11

52,1

70,4

2196

7

обводнение

1075

БС-11

0

35,5

4615

8

смена ЭЦН

1106

БС-11

27,2

32,8

101

4

снижение дебита

1284

БС-11

0,7

7,3

1120

5

смена ШГН

1068

БС-11

0

44,5

4590

8

ремонт обвязки

Западно-Ноябрьское месторождение

664

БВ-8

0

12,4

1116

8

смена ШГН

Вынгапуровское месторождение

753

БВ-8

2,9

4,3

153

3

снижение дебита

1711

БВ-8

1,5

5,6

380

5

снижение дебита

По результатам гидродинамических исследований (таблица 7), увеличились проницаемость и гидропроводность ПЗП, выросла в 2…10 раз продуктивность скважин. Расчетная дополнительная добыча при ОПЗ
33 скважин кислотными композициями с ПАВ составила 72846 т нефти.

Приведены результаты исследований по разработке и совершенствованию методов интенсификации добычи нефти с применением технологий, использующих комплексные спиртосодержащие кислотные составы и многоцелевые буферные жидкости, новизна которых защищена патентами РФ №№ 2065950 (БИ 24 от 27.08.96), 2077666, 2077667 (БИ 11 от 20.04.97).

В седьмой главе рассмотрены технологии ОПЗ недонасыщенных нефтью терригенных пластов комплексными спиртосодержащими кислотными композициями совместно с многоцелевыми буферными составами (патенты РФ: № 2042807, БИ № 24 от 27.08.95; № 2177542,
БИ № 36 от 27.12.01; № 2204708, БИ № 14 от 20.05.03). Технологии предусматривают улучшение качества подготовки скважин к ОПЗ, предварительную очистку ПЗП от АСВ и ее дегидратацию, увеличение радиуса воздействия активных рабочих составов и облегченное вымывание отработанного раствора.

Таблица 7 – Результаты гидродинамических исследований скважин
на Суторминском месторождении

Скважина

До обработки

После обработки

Коэффициент продуктивности,

м3/МПа*сут

Гидропровод-

ность,

мкм2см/МПа*с

Проницаеость,

мкм2

Коэффициент продуктивности, м3/МПа*сут

Гидропровод-

ность,

мкм2см/мПа*с

Проницаемость,

мкм2

2189

4,400

5,538

0,03129

12,000

57,247

0,16360

2353

5,198

9,271

0,03477

16,648

32,274

0,12103

7324

1,856

3,599

0,00647

19,040

28623

0,05152

8040

7,100

12,527

0,5011

15,100

29,338

0,88010

8679

0,364

0,690

0,0022

4,542

7,757

0,02482

Исследования показали возможность использования для удаления АСПО и дегидратации призабойной зоны композиций ШФУ и ИПС при кислотных обработках. Предлагаемые технологии предусматривают наличие в композициях катионоактивных ПАВ: СНПХ-6012, коррексит-7798, ГИПХ-3, кубовых остатков аминов и др.

Показано, что предварительная закачка перед кислотным раствором буферного раствора позволяет удалять асфальтосмолистые отложения из призабойной зоны, производить дегидратацию порового пространства и гидрофобизацию породы и, замедляя при этом скорость реакции ее с кислотой, увеличивать глубину обработки пласта, и тем самым повышать эффективность всего процесса.

Приведены новые технологии регулирования и ограничения водопритоков, увеличения охвата пласта воздействием и повышения его нефтеотдачи. Разработанные технологии являются основой совершенствования и оптимизации разработки недонасыщенных нефтью залежей. Суть данных технологий состоит в первоначальном выравнивании профиля приемистости и отдачи высокопроницаемых прослоев и в последующем в интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых прослоев. Приведены результаты испытания технологий в промысловых условиях.

       Технология регулирования профилей приемистости и ограничения водопритоков с использованием аминированного хлористого натрия (патент РФ № 2071547, БИ № 1 от 10.01.97) предусматривает закачку в пласт композиции, компоненты которой образуют гелеобразный осадок с частицами размерами 40…100 мкм, закупоривающий промытые зоны пласта.

       В предлагаемом тампонирующем составе нитрилтриметилфосфоновая кислота (НТФ) выступает в качестве образователя малорастворимых полиядерных комплексонатов. Ингредиенты, входящие в состав АХН, образуют осадок с раствором хлористого кальция, а добавка НТФ значительно увеличивает его объем (таблица 8). Проницаемость пористой среды снижается в 10 раз.

В результате испытания состава на нагнетательных скважинах 5373 и 5395 Суторминского месторождения за шесть месяцев дополнительно добыто более 6 тыс. т нефти.

Разработана и передана производственным подразделениям ОАО «Ноябрьскнефтегаз» технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин составами на основе кремнефтористого аммония и натриевого жидкого стекла.

Предложен диэлькометрический метод прогнозирования совместимости реагентов между собой, пластовых и технологических жидкостей, а также эффективности предотвращения АСПО и борьбы с ней.

Диэлектрические свойства вещества характеризуются следующими показателями: ε – диэлектрическая проницаемость, εо – диэлектрическая проницаемость вакуума, ε′ = ε / εо – относительная диэлектрическая проницаемость, tgδ – тангенс угла диэлектрических потерь. Параметр tgδ является для диэлектриков экспериментально измеряемой характеристикой, которая учитывает реально имеющуюся в диэлектрике малую электропроводность.

Условием совместимости реагента и нефти является нахождение частоты fmр в области ширины резонансной кривой для нефти: fmр∈ [f1н,  f2н]. Значения f1н,  f2н определяются из условия (рисунок 16):

tgδ(f1н, f2н)= tgδmн ,

согласно теории ориентационной поляризации Дебая. 

Таблица 8 – Параметры разработанного тампонирующего состава

Плотность раствора АХН, г/см3

Добавка НТФ, %

рН раствора

АХН+НТФ

Объем раствора

СаСI2,  мл

Плотность состава

при 20 оС,  г/см3

Вязкость состава

при 20 оС, мПа*с

рН фильтрата

Объем осадка, см3

Объемное содержание осадка, %

Масса сухого остатка,

г

1,10

0,5

5,5

5

1,122

3,051

6,0

9

30,0

0,5

5,5

10

1,137

3,147

6,0

10

28,0

1,0

4,0

5

1,125

2,931

5,5

11

36,7

1,0

4,0

10

1,139

3,478

5,5

11

31,4

10,0

10

1,155

1,760

7,5

2

6,3

1,15

0,5

5

1,166

3,178

5,0

8

26,7

0,17

0,5

10

1,172

3,579

5,0

8

22,9

0,13

1,0

5

1,165

4,927

3,5

11

36,7

0,14

1,0

10

1,171

4,587

3,5

11

31,4

0,23

10

1,191

1,992

8,5

2

6,3

0,02

1,18

0,5

5

1,192

4,771

5,5

10

31,7

0,11

0,5

10

1,196

5,002

5,5

14

38,6

0,19

1,0

5

1,196

6,051

4,0

12

38,4

0,25

1,0

10

1,200

6,027

4,0

13

37,1

0,28

10

1,213

2,217

8,5

2

6,3

0,06

Примечание: Объем раствора в опытах – 25 мл, плотность хлористого кальция – 1270 кг/м3.

Например, для нефти Вынгапуровского месторождения и реагента СНПХ-7214 максимумы тангенса угла диэлектрических потерь совпадают (рисунок 17). Это предполагает, что реагент эффективен для месторождения с этой нефтью. Правильность предположения подтверждена лабораторными исследованиями и опытно-промысловыми работами.

       Метод является комплексным экспресс-методом,  позволяет подбирать потенциально эффективные ингибиторы.

Рисунок 16 – Резонансная кривая диэлектрических свойств нефти

1– нефть; 2 – реагент СНПХ-7214; T = 273 К, Р = 0,41 МПа

Рисунок 17 – Зависимость tgδ(f) для нефти
Вынгапуровского месторождения

Основные выводы и рекомендации

1. На примере нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири изучены и уточнены геолого-физические характеристики продуктивных пластов и установлено, что они характеризуются пониженным неоднородным нефтенасыщением порового пространства как по разрезу, так и по простиранию пластов. Пониженная нефтенасыщенность коллекторов обусловила повышенную подвижность пластовой и закачиваемой воды, которые явились основным источником переноса загрязнителей в призабойной зоне и скважине.

2. В результате обобщения, систематизации и статистической обработки результатов ПГИ и ГДИ установлено, что продуктивность значительного числа скважин ниже их потенциально возможной в начале работы, также наблюдается ее снижение в период эксплуатации, несмотря на проведение планового объема геологотехнологических мероприятий.

Анализ применения методов воздействия на ПЗП показывает, что применяемые технологии недостаточно эффективны и имеется возможность их повышения как за счет выбора метода воздействия с учетом геолого-физических условий конкретных объектов, так и за счет совершенствования технологических приемов.

3. На основе обобщения значительного объема экспериментальных исследований установлено, что одной из причин низкой эффективности проводимых мероприятий является наличие на забое скважин различных мехпримесей органического и неорганического происхождений, и значительное количество примесей находится во взвешенном состоянии в скважинной жидкости.

Результаты проведенных исследований свидетельствуют о том, что материал продуктивных горизонтов не является основной составляющей частью отложений. Ствол и призабойная зоны загрязнены, главным образом, осадками техногенного происхождения.

4. Проведены исследования и разработаны новые составы фильтрата технического пентаэритрита и хлористого натрия, технологических жидкостей с более высокими качественными показателями в сравнении с применяемыми аналогами. Разработаны рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя скважин с высокими пескоудерживающими способностями. Предложена новая жидкость глушения для скважин, эксплуатирующих высотемпературные заглинизированные пласты. На основе фильтрата технического пентаэритрита и хлористого натрия разработаны рецептуры кислотных композиций с регулируемой глубиной проникновения в пласт и облегченным извлечением их фильтратов. Предложены новые технологии регулирования и ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта воздействием.

5. Обоснован комплекс мероприятий, позволяющий интенсифицировать эксплуатацию скважин. Разработаны и внедрены технологии ОПЗ высокогидрофильных полимиктовых коллекторов при высоких пластовых температурах. Экспериментально подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках в условиях высоких пластовых температур. Их добавление в кислотные составы снижает скорость коррозии до 22,5 раз.

6. Предложен метод диэлькометрической спектрометрии для прогнозирования эффективности применяемых химических реагентов и совместимости технологических жидкостей между собой и с пластовыми флюидами. Предложена комплексная методика подбора эффективных ингибиторов АСПО на основе сопоставления измерений диэлектрических параметров систем.

7. Рекомендации автора испытаны в промысловых условиях и выполнено обобщение их результатов на примере нефтяных месторождений (Вынгапурского, Вынгаяхинского, Суторминского, Западно-Суторминского, Новогоднего, Карамовского, Пограничного), уточнены научно-методические основы внедрения технологий для интенсификации притока нефти к забою скважин, разрушения и выноса АСПО, продуктов коррозии, мехпримесей с общим экономическим эффектом 75,361 млн руб. применительно к разработке недонасыщенных нефтью высокотемпературных глинизированных гидрофильных коллекторов.

Основные публикации по теме диссертации

МОНОГРАФИИ

1. Сафин С.Г., Мухаметзянов Р.Н. Исследования по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина в АО «Ноябрьскнефтегаз». – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 96 с.

       2. Сафин С.Г., Сафин С.С. Разработка составов для интенсификации нефтедобычи. – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005. – 120 с.

3. Саяхов Ф.Л. и др. Электрофизические методы контроля и управления свойствами технологических жидкостей в нефтедобыче / Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 68 с.

4. Диэлектрическая спектрометрия в нефтедобыче / А.В. Баринов, Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, Г.М. Тарасова, Р.Р. Зиннатуллин. – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2003. – 113 с.

5. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Н.А. Петров, Д.Н. Идиятуллин, С.Г. Сафин, А.В. Валиуллин. – М.: Химия, 2005. – 172 с.

СТАТЬИ В ЖУРНАЛАХ В СООТВЕТСТВИИ

С ПЕРЕЧНЕМ ВАК РФ

1. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Калашнев В.В., Есипенко А.И., Каюмов Л.Х. Исследования по подбору рецептур кислотных растворов для пород продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. 1993. – № 11-12. – С. 21-24.

2. Сафин С.Г., Калашнев В.В., Каюмов Л.Х., Есипенко А.И., Петров Н.А., Кучма М.А. Технология регулирования и ограничения водопритоков с использованием нового состава // Нефтепромысловое дело. 1994. – № 1. С. 40-42.

3. Сафин С.Г., Петров Н.А., Есипенко А.И. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных горизонтов // Нефтепромысловое дело. – 1994. – № 1. С. 43-45.

4. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.С. Исследование взаимодействия глинокислотных и спиртоглинокислотных растворов с породой пласта БС210 Суторминского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1994.– № 1. – С. 43-45.

5. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Высокочастотный диэлькометрический метод определения выноса реагентов // Нефтепромысловое дело. 1994. – № 2. С. 18-21.

6. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Ганиев Р.Р., Гафиуллин М.Г., Кучма М.А. Технология применения осадкообразующей композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных полимиктовых неоднородных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 7. С. 21-22.

7. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Кошелев Б.Г., Гафиуллин М.Г. Методика определения содержания реагента в нефти // Нефтепромысловое дело. 1994. – № 6. С. 12-13.

8. Сафин С.Г., Сафин С.С. Исследования по разработке технологии комплексной обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью пластов // Нефтепромысловое дело. 1994. – № 2. С. 13-14.

9. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Электрофизические методы исследований в нефтедобыче // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1995. – № 11-12. С. 2-4.

10. Сафин С.Г. Исследования влияния спиртокислотных растворов и буферной жидкости на фильтрационные свойства Суторминского керна // Нефтепромысловое дело. 1995. – № 11-12. С. 24-26.

11. Кутырев Е.Ф., Сафин С.Г. О некоторых проблемах оценки состояния призабойной зоны пласта в условиях недонасыщенных нефтью коллекторов месторождений Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. – № 7. С. 38-41.

12. Сафин С.Г. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 4. С. 47-50.

13. Сафин С.Г. Основы комплексной технологии интенсификации эксплуатации недонасыщенных нефтью залежей // Нефтепромысловое дело. 1996. – № 3-4. – С. 28-30.

14. Калашнев В.В., Сафин С.Г. Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами // Нефтепромысловое дело. – 1996. – № 5. – С. 29-32.

15. Макеев Г.А., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Эффективность геолого-технических мероприятий на Суторминском нефтяном месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. – № 5. С. 32-34.

16. Сафин С.Г., Кутырев Е.Ф. Условия и методы повышения эффективности обработок призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство. 1996. – № 10. С. 32-34.

17. Сафин С.Г., Белоногов В.Г. Некоторые особенности геологического строения продуктивного пласта БС102 Крайнего месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1996. – № 12. С. 2-5.

18. Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г., Макеев Г.А. Особенности разработки Крайнего месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1997. – № 2. С. 39-41.

19. Сафин С.Г., Макеев Г.А. Особенности геологического строения и разработки Западно-Суторминского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 1998. – № 3. С. 13-17.

20. Сафин С.Г., Овсюков А.В., Блинов С.А., Даниленко В.Н. Экспериментальные исследования элементного состава поверхности нефтяных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1998. – № 3. С. 49-50.

21. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и проблемы разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2000. – № 10. С. 7-13.

22. Сафин С.Г., Шилов А.В. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. – № 11. С. 11-14.

23. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 2. С. 39-43.

24. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Фролов А.Г., Тарасова Г.М. Некоторые проблемы тестирования и контроля применения химических продуктов в нефтедобыче // Нефтепромысловое дело. – 2001. –
№ 4. С. 12-14.

25. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Тарасова Г.М., Шутов С.С. Физико-химические основы применения высокочастотной диэлектрической спектрометрии в нефтедобыче // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 4. С. 20-23.

26. Сафин С.Г., Баринов А.В., Губайдуллин М.Г. Состояние запасов и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 6. – С. 4-7.

27. Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б., Сафин С.Г. Анализ характера возможного воздействия на окружающую среду при освоении нефтяных месторождений в северной части Тимано-Печорской провинции // Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 2. – С. 11-19.

28. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Вахаев В.Г. Высокочастотная диэлектрическая спектрометрия для подбора и оценки эффективности применения ингибиторов АСПО на месторождениях ОАО «Архангельскгеолдобыча» // Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 2. – С. 27-30.

29. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В. Метод высокочастотной диэлектрической спектрометрии для тестирования и контроля применения химреагентов в нефтедобыче // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2002. – № 12. С. 24-30.

30. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Вахаев В.Г. Применение высокочастотной диэлектрической спектроскопии для исследования сложных химреагентов // Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 2. С. 31-34.

31. Сафин С.Г. Физико-химические исследования для качественного управления воздействием на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство. 2003. – № 2. С. 28-32.

32. Сафин С.Г. Разработка рецептуры технологических жидкостей для промывки скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. – № 6. С. 72-74.

33. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 7. С. 106-107.

34. Сафин С.Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин // Нефтепромысловое дело. 2004. – № 11. С. 38-41.

35. Сафин С.Г., Черепанов А.Н., Зиннатуллин Р.Р., Масягутов Р.К. Развитие метода высокочастотной диэлектрической спектроскопии для физико-химических методов обработки системы скважина-пласт // Нефтепромысловое дело. 2005. – № 6. С. 47-52.

36. Сафин С.Г., Сафин С.С. Разработка кислотных составов для ОПЗ высокотемпературных нефтегазовых пластов // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 9. – С. 24-29.

37. Сафин С.Г. Исследование механизма вторичного нефтенасыщения в технологиях МУН // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 3. – С. 29-32.

ПАТЕНТЫ

1. Пат.  2042798 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Жидкость глушения для ремонта скважин / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, А.Н. Петров, А.В. Кореняко (РФ). – БИ 24 от 27.08.95. – С. 195.

2. Пат. 2042807 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, А.Н. Петров (РФ). – БИ 24 от 27.08.95. – С. 197.

3. Пат. 2065950 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки продуктивного пласта / А.Н. Петров, С.Г. Сафин, А.И. Есипенко (РФ). – БИ 24 от 27.08.96. – С. 186.

4. Пат. 2071547 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощения и способ его получения / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, Л.Х. Каюмов, А.Н.Петров (РФ). – БИ 1 от 10.01.97. – С. 195.

5. Пат. 2077666 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Петров, А.И. Есипенко, С.Г. Сафин (РФ). – БИ 11 от 20.04.97. – С. 184.

6. Пат. 2077667 РФ, МКИ Е 21 В 43/47. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Петров, А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, В.П. Богатырева (РФ). – БИ 11 от 20.04.97. – С. 184.

7. Пат. 2186202 РФ, МКИ Е 21 В 37/06. Способ подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений / Ф.Л. Саяхов, А.В. Баринов, С.Г. Сафин, Г.М. Тарасова, А.Н. Черепанов, Р.Р. Суфьянов, Р.Р. Зиннатуллин (РФ). – БИ 21 от 27.07.2002. – С. 371.

8. Пат. 2204708 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Состав для обработки высокотемпературных нефтяных скважин / С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин, А.И. Есипенко (РФ). БИ 14 от 20.05.2003.

9. Пат. 2177542 РФ, МКИ E21 B 43/27. Способ обработки призабойной зоны / С.Г. Сафин, С.С. Сафин (РФ). БИ 36 от 27.12.2001.
С. 188-189.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СТАТЬИ В ЖУРНАЛАХ,
СБОРНИКАХ НАУЧНЫХ ТРУДОВ  И НА КОНФЕРЕНЦИЯХ

1. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Каюмов Л.Х. К изучению проблемы асфальтосмолопарафиновых отложений во внутрискважинном оборудовании // НТИС «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып.1. С. 13-15.

2. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.C. Изучение фильтрационных характеристик буферной жидкости и влияние ее состава на проницаемость пористых сред // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 1994. – С. 176-187.

3. Сафин С.Г. Физико-химические исследования в системах, содержащих нефть, широкую фракцию углеводородов, изопропиловый спирт и воду // Физико-химическая гидродинамика. – Уфа: БашГУ, 1995. С. 77-85.

4. Сафин С.Г. Проектирование кислотного воздействия на призабойную зону пласта с учетом коррозионной активности среды // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. –
№ 8-9. С. 13-15.

5. Сафин С.Г. Исследования с целью подбора технологических жидкостей с оптимальными параметрами // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 1996. С. 140-144.

6. Сафин С.Г. Технология кислотных обработок высокотемпературных пластов // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 1996. С. 145-149.

7. Сафин С.Г. Результаты исследований характера отложений на рабочих деталях погружных насосов // Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. Докл. научн.-практ. конф., посвящ. 25-летию СибНИИНП. Ч. IV. 16-17 февраля 2000 г. Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 81-87.

8. Кутырев Е.Ф., Сафин С.Г. Особенности геологического строения горизонта БВ8 Вынгапуровского месторождения нефти и перспективы освоения запасов его западных залежей // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Матер. Третьей научн.-практ. конф. 30 ноября – 3 декабря 1999 г. Ханты-Мансийск: Изд-во Путиведь, 2000. С. 275-277.

9. Сафин С.Г. Изучение геологического строения и подсчет запасов Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 18-25.

10. Сафин С.Г. Экспериментальные исследования характера материала, загрязняющего скважину // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 2000. С. 135-149.

11. Сафин С.Г. Результаты моделирования фильтрации буферной жидкости и влияния ее состава на проницаемость пористых сред // Моделирование стратегии и процессов освоения георесурсов: Сб. докл. – Пермь: Горный институт УрО РАН, 2003. С. 74-76.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОСОБИЯ

1. Стандарт предприятия «Технология обработки скважин побочными продуктами газового конденсата и его композициями с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из подземного оборудования и призабойной зоны пласта»: СТП 5778425-009-90 / В.В. Калашнев, С.Г. Сафин, А.И. Есипенко. Ноябрьск: ПО Ноябрьскнефтегаз, 1990. – 35 с.

2. Руководство по методике исследований и расчетов «Методика проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин составами на основе кремнефтористого аммония и натриевого жидкого стекла» / С.Г. Сафин. Архангельск: Изд-во АГТУ, 2007. – 18 с.

3. Руководство по методике технологических операций. Проведение спиртокислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин с предварительной очисткой ее от АСПО и последующей ее дегидратацией / С.Г. Сафин. Архангельск:  Изд-во АГТУ, 2007. – 24 с.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.