Диссертация (1172986), страница 11
Текст из файла (страница 11)
Подобранный кислотный ГФС позволяет снижать обводненностьдобываемой продукции скважин, увеличивая Кпр по нефти;2. Максимальный эффект от инверсии смачиваемости порового коллекторадостигается после полугодового периода эксплуатации скважин (прирост более100%);3. Максимальный эффект от инверсии смачиваемости порового коллекторадостигнут в скважинах группах 1, 3;4. Достигнутый положительный эффект в группе 2 позволяет рекомендоватьданный состав для обработки основного «проблемного» фонда добывающихскважинпластаЮС2/1Восточно-Сургутскогоместорождения,таккакгеолого-физические характеристики данной группы наиболее распространены впластах залежей среднеюрских отложений;5.
Подтверждена эффективность воздействия катионоактивного ПАВ наскважинах не только с высокой нефтенасыщенностью и низкой обводненностьюдобываемой продукции, но и на слабонефтенасыщенных и маломощных пластахЮС2/1;6. Данная технология также имеет профилактический эффект длясдерживанияобразованияпромытыхканаловфильтрации,причиной преждевременного обводнения скважин (прорыв воды).являющимися123ОБЩИЕ ВЫВОДЫ1.Анализгеологическогостроенияисостояниеразработкинизкопроницаемых среднеюрских пластов-коллекторов показал, что существуетсерьезная проблема по выработке запасов нефти: неравномерная и низкая скоростьфильтрациифлюидоввпоровомпространстветерригенного,сильнозаглинизированного, неоднородного по разрезу и простиранию пласта ЮС2/1Восточно-Сургутского месторождения, что требует проведения мероприятий поинтенсификации притока в скважины использованием ГРП.
В результате этогообразуется смешанный тип пустотного пространства коллектора, имеющеговысокопроницаемую трещину, через которую осуществляется основной приток кзабою добывающей скважины. Сложившаяся картина фильтрационных потоковвнутри пласта способствует прорывному характеру обводнения добывающихскважин, неравномерному вытеснению нефти, образованию зон недокомпенсациии перекомпенсации закачкой, сложности моделирования процессов разработки.2. Проведен анализ существующих технологий водоизоляции, которыйпоказал необходимость применения метода, учитывающего все особенностигеологическогостроенияиразработкинизкопроницаемыхнеоднородныхколлекторов. Основные задачи, которые должна решить технология водоизоляции:- не кольматировать поровое пространство коллектора;- обеспечить очистку пор коллектора от привнесенных в процессе бурения иосвоения скважин различных кольматирующих сред;- обеспечить условия фильтрации нефти в пласте, исключая образованияводопромытых каналов фильтрации.С учетом этих требований в данной работе рассмотрен способ водоизоляциина основе эффекта гидрофобизации порового пространства в комплексе сочистными способностями раствора кислоты от кольматанта.3.Проведенанализсуществующихматериаловисоставовгидрофобизирующих композиций.
Подобран рациональный состав химическойкомпозиции, состоящий из катионоактивного ПАВ и раствора соляной кислоты.Данныйсоставпосвоимфизико-химическимсвойствамподходитк124геолого-физическим характеристикам пласта ЮС2/1 Восточно-Сургутскогоместорождения.4.Приведеноэкспериментальноеобоснованиеприменениягидрофобизирующего состава, которое подтвердило эффективность в частивосстановления проницаемости порового пространства и увеличения фильтрациинефти.5. По результатам работы скважин и геологического строения пласта ЮС2/1определены критерии подбора скважин-кандидатов для обработки ГФС и выбраныучастки проведения работ для испытания технологии в опытно-промышленноммасштабе с высокой технологической эффективностью.6.
Обоснована технология водоизоляционных работ с оценкой расчетанеобходимого объема закачки композиции в пласт и определена методологияоценки технологической эффективности от обработок скважин ГФС.7. Произведена оценка комплексных характеристик опорных скважин искважин-кандидатов, которая определила достоверность критерия подобияскважин при анализе эффективности ГФО.8.
Проведен анализ эффективности ГФО на скважинах-кандидатах, чтопозволило проранжировать и выделить условия применения данной технологии смаксимальным технологическим эффектом.Данная технология внедрена в производство и используется на конечномэтапе освоения из бурения, после проведения ГРП, а также при реализациигеолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Рекомендованопроводить данные обработки на месторождениях с коллекторами подобного типа.125СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙФЕС – фильтрационно-емкостные свойства;ГРП – гидравлический разрыв пласта;ОПР – опытно-промышленные работы;ОФП – относительная фазовая проницаемость;ПЗС – призабойная зона скважины;ПАВ – поверхностно-активное вещество;ЦА – цементировочный агрегат;ППУ – передвижная парогенерирующая установкаГФС – гидрофобизирующий состав;ГФО – гидрофобизирующая обработка;РИР – ремонтно-изоляционные работы;ВНК – водонефтяной контакт.126СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1.
Кос И.М. Закономерности формирования и размещения литологическихловушек в Средне-Верхнеюрских отложениях Сургутского свода в связи спрогнозом нефтегазоносности: дис. – Диссертация на соискание ученой степеникандидата технических наук, Санкт-Петербург: 2004.2. Востриков А.Ю. Дополнение в технологической схеме разработкиВосточно-Сургутского нефтяного месторождения: Отчет. – Т.: Тюменскоеотделение «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 2015.3. Ст.3 Закона Российской Федерации от 21.02.1192 №2395-1 «О недрах». М.:Дом Советов России, 1992.– 7 с.4.
Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах. – М.: Гостоптехиздат,1960. – 186 с.5. Стрижнев В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажныхматериалов при ремонтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов,В.Г. Уметбаев // Нефтепромысловое дело. – 2008. - № 4. – С. 28-34.6. Кондаков А.П. Применение потокоотклоняющих технологий дляограничения водопритока в добывающих скважинах / А.П. Кондаков, В.Р.Байрамов, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №8. – С.34-35.7.
Парасюк А.В.Гелеобразующие композиции для выравнивания профиляприѐмистости и селективной изоляции водопритока / А.В. Парасюк, И.Н. Галанцев,В.Н. Суханов // Нефтяное хозяйство. – 1994. – №2. – С. 64-68.8. Стрижнев К.В. Выбор тампонажного материала для обоснованиятехнологии ремонтно-изоляционных работ / К.В. Стрижнев, В.А.
Стрижнев //Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 9. – С. 108-111.9.СоркинА.Я.Особенностипроведенияработпоограничениюводопритоков в скважинах Самотлорского месторождения / А.Я. Соркин,В.Е. Ступоченко, Е.А. Горобец // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 60-62.10. Юдин В.М. Об опыте изоляции пластовых вод с применением гипана в127НГДУ Джалильнефть / В.М. Юдин, С.А. Султанов, А.Ш. Газизов // Нефтяноехозяйство. – 1975.
– №9. – С. 55–58.11. Перейма А.А. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающихпластов // Нефтепромысловое дело. – 2009. – №4. – С. 34–37.12. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины/ Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г.
Габдуллин и др. – М.: Недра, 1976. – 175 с.13. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы /В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. – Уфа: РИЦ АНК«Башнефть»,2000. – 424 с.14. Кондрашев А.О. Разработка гидрофобизированного полимерного составадлявнутрипластовойводоизоляциинизкопроницаемыхколлекторов/А.О. Кондрашев, М.К. Рогачев, О.Ф. Кондрашев, С.Я. Нелькенбаум //Инженер-нефтяник. – 2013. – №3. – С.
34-39.15. Свалов А.М. Влияние капиллярных сил на процесс обводнениядобывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 64-67.16.СваловА.М.Анализфакторов,определяющихэффективностьгидрофобизации призабойных зон добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. –2013. – № 3. – С. 74-77.17. Ахметшин М.А. Об искусственной гидрофобизации пород призабойнойзоны добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 01. – С.
73-77.18. Габсия Б.К. Характерные особенности методов, применяемых приопределениисмачиваемостипород-коллекторовнефтяныхигазовыхместорождений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 01. – С. 32-36.19.ГабсияБ.К.Оценкавлиянияначальнойводонасыщенностипород-коллекторов на характер кривых относительных фазовых проницаемостей итехнологические показатели месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 03.– С. 82-85.20. Минаков И.И. Лабораторные испытания по оценке гидрофобизирующихсвойствхимическихпродуктовиихкомпозиций/И.И.Минаков,Е.О. Серебрякова, В.Д. Москвин, A.T. Горбунов // Нефтепромысловое дело. – М:128ВНИИОЭНГ, 1996 – № 3-4.
– С. 34-38.21. Минаков И.И. Гидрофобизация прискважинной зоны пласта составами наоснове ПАВ с целью интенсификации добычи нефти: дис. – Диссертация насоискание ученой степени кандидата технических наук, Москва: 2001.22. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей влабораторныхусловияхприсовместнойстационарнойфильтрации.М.:Издательство стандартов, 1989.
– 35 с.23. Киселев К.В. Лабораторные испытания физико-химических методоввоздействия на пласты с целью разработки рекомендаций по повышениюэффективностиихприменениянаразрабатываемыхместорожденияхОАО «Сургутнефтегаз»: Отчет.– Т.: Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»ОАО «Сургутнефтегаз», 2017.24. Методика измерений 11-94-2015. Породы горные. Методика определенияанизотропии газопроницаемости и удельного электрического сопротивления наобразцах горных пород.– Т.: Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»ОАО «Сургутнефтегаз», 2015.25.
СТО-245-2014. Растворы буровые для бурения скважин в ЗападнойСибири.– С.: ОАО «Сургутнефтегаз», 2014.26. ТР 15-2016. Технологический регламент по применению кислотныхсоставов для обработки призабойной зоны пластов в условиях длительнойэксплуатации скважин.– С.: ОАО «Сургутнефтегаз», 2016.27. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений струдноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Т.
Кондратюк. – М.: Нефть и газ,1996.28. Кузнецов М.А. Технология ограничения притоков воды в добывающиескважины / М.А. Кузнецов, С.М. Ишкинов, Т.И. Кузнецова, Р.Н. Фахретдинов,Г.Х. Якименко, Р.В. Сидоров, О.А. Бобылев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 07. –С. 58-60.29. Стрижнев К.В.
Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория ипрактика.– СПб.: Недра, 2010. – 560 с.12930. Тяпов О.А. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционныхработ / О. А. Тяпов, В. А. Стрижнев, А.В. Корнилов // Бурение и нефть. – 2008. – № 9.– С. 44-47.31. Ионов В.И., Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
