Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей"
На правах рукописи УДК 622 276.2
003052063
РОГОВА ТАТЬЯНА СЕРГЕЕВНА
ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОМПОЗИЦИЯМИ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ СИЛИ-КАТНО-ПОЛИМЕРНЫХ ГЕЛЕЙ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва, 2007
003052063
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.ПЛСрылова (ОАО «ВНИИнефть»).
Научный руководитель - доктор технических наук, профессор С.А. Жданов Официальные оппоненты — доктор технических наук Г.С. Малютина
Ведущее предприятие - ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Защита диссертации состоится «6» апреля 2007 г. в 10 часов на заседании Диссертационного Совета Д.222.006.01 ВАК России при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 125422, г. Москва, Дмитровский проезд, д.Ю.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть». Автореферат разослан «3» марта 2007 г.
Ученый секретарь диссертационного Совета,
кандидат технических наук В.Д. Булавин
минералогических наук
Кандидат геолого-
Максимов М.М.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Развитие добычи нефти на месторождениях России связано с необходимостью дальнейшего ускоренного вовлечения в дораз-работку трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней стадии эксплуатации. Основным способом разработки нефтяных месторождений в стране является заводнение, при этом способе эффективность извлечения нефти зависит от полноты охвата пласта воздействием закачиваемой воды. Высокая неоднородность продуктивных пластов, связанная с наличием в них высокопроницаемых пропласт-ков, приводит к быстрому прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, ухудшению технико-экономических показателей разработки месторождений и снижению нефтеотдачи пластов.
Дальнейшее совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением заводнения связано с перераспределением потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади. Этой цели можно достичь следующими способами:
- выравниванием профиля приемистости (ВПГТ) нагнетательных скважин за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и уменьшения потока воды через них, при этом закачиваемая вода относительно равномерно поступает как в изолированные высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки;
- увеличением охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высокопроницаемых зон пласта путем создания потоко-отклоняющего барьера на пути фильтрации воды.
В мировой практике водоизоляционных работ широко применяются составы на полимерной основе, образующие водоизоляционный материал во всем объеме с регулируемым сроком схватывания. К ним относятся гипано-формалиновая смесь, вязкоупругие составы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобразующие составы на основе трехвалентных солей и другие. Хотя результаты их использования положительны, но имеется ряд недостатков - высокая стоимость и токсичность некоторых компонентов (например, хром-ксантановые и хром-полиакриламидные гели) недостаточная селективность и невысокая эффективность изоляции из-за кратковременности их действия, и, в случае необходимости, отсутствуют способы восстановления первоначальной проницаемости пластов.
Одним из наиболее экологичных и прогрессивных методов увеличения охвата пластов воздействием является применение гелеобразующих составов на основе силиката натрия.
Однако до последнего времени недостаточно изучены следующие вопросы:
- влияние на механизм гелеобразования и свойства получаемого изолирующего материала различных факторов, а именно силикатного модуля, природы и концентрации компонентов гелеобразующей композиции, температуры, пластового давления, минерализации пластовой воды и т.д.;
- изменение фильтрационных характеристик пористой среды после закачки гелеобразующего состава в пласт и образования в пласте силикатно-полимерного геля;
- адаптация состава гелеобразующей композиции к конкретным геолого-промысловым условиям нефтяных месторождений;
- способы приготовления и закачки композиции в пласт.
Дель диссертационной работы - исследование механизма образования силикатных гелей, их физико-химических и фильтрационных свойств и разработка технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями для повышения эффективности разработки месторождений на поздней стадии эксплуатации.
Основные задачи исследований.
1. Обобщение современных представлений о процессе гелеобразования различных реагентов, возможности их применения для ВПП нагнетательных скважин с целью увеличения нефтеотдачи пластов.
2. Обоснование основных критериев, определяющих возможность и эффективность применения щелочных силикатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости.
3. Исследование механизма образования и формирования силикатно-полимерного геля и изучение влияния различных факторов на его физико-химические свойства.
4. Фильтрационные исследования пористой среды до и после закачки си-ликатно-полимерного геля.
5. Разработка, испытание и внедрение технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями в различных геолого-промысловых условиях.
Методы решения поставленных задач.
1. Анализ современной научно-технической литературы, проведение аналитических исследований по сравнению различных методов и реагентов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
2. Физико-химические исследования по обоснованию состава силикатно-
полимерных гелей в зависимости от природы силиката натрия, различных кислых агентов, полимеров и инертных наполнителей для различных условий применения композиции.
3. Фильтрационные исследования на насыпных моделях пористой среды и натурных кернах.
4. Проведение промысловых испытаний технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и отработка оптимальных параметров технологического процесса по приготовлению и закачке гелеобразующего состава на основе силиката натрия в пласт.
5. Оценка технологической эффективности проведенных геолого-технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
Научная новизна.
1. Разработана методика исследования физико-химических свойств гелеоб-разующих составов на основе силиката натрия.
2. Установлено влияние природы, концентрации и соотношения компонентов гелеобразующей композиции, температуры пласта и минерализации воды на физико-химические свойства щелочного силикатно-полимерного геля и эффективность его применения.
3. Изучены изолирующие свойства силикатных гелей на насыпных моделях пористой среды и на керновом материале.
4. Изучен механизм поведения силикатно-полимерного геля в водо- и неф-тенасыщенной пористой среде.
5. Разработан способ приготовления гелеобразующего состава с регулируемыми временем начала гелеобразования и прочностью образующегося силикатно-полимерного геля в лабораторных и в промысловых условиях.
6. Разработан способ изоляции водопритока и зоны поглощения. (Пат. РФ № 1774689, Пат. РФ № 2076203).
Основные защищаемые положения:
1. Методика исследования физико-химических и реологических свойств ге-леобразующих композиций и результаты влияния свойств силиката натрия, природы и концентрации различных компонентов композиции, температуры и минерализации воды на механизм гелеобразования.
2. Механизм поведения силикатно-полимерных гелей в пористой среде.
3. Способ приготовления гелеобразующего состава с регулируемым временем начала гелеобразования и прочностью непосредственно перед закачкой в пласт.
4. Технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением силикатных гелей и ее модификации в различных геолого-физических условиях.
Практическая ценность работы.
1. Разработана и обоснована технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей в карбонатных и терригенных коллекторах с различной проницаемостью, пластовой температурой до 90°С и минерализацией воды до 300 г/л.
2. Разработан метод приготовления гелеобразующей композиции на основе силиката натрия непосредственно перед закачкой в пласт.
3. Обоснованы условия наиболее эффективного применения щелочных си-ликатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
4. Для практической реализации предложенных технологических решений разработана и утверждена «Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах» (РД 153-39Н-020-97).
5. Технология реализована на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области и Республики Коми с различными геолого-физическими условиями при непосредственном участии автора во внедрении и промысловых испытаниях. В результате обработок, проведенных на 189 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто более 460 тыс.т нефти, удельный технологический эффект составил более 2,4 тыс.т нефти на 1 скважино-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Белозернефть» и «Нижневартовскнефть» (г. Нижневартовск), XIV Губкинских чтениях «Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела», научно-практической конференции «Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНК «Нефтеотдача» (пос. Новоспасское, г. Самара), 1-ой международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане» (г. Алма-ты), 1-ой международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов. Нефтеотдача-2003.» (Россия, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), научных семинарах лаборатории и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 2 патента, 7 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 154 страницы, в том числе 28 таблиц, 37 рисунков. Список литературы включает 114 источника.
Автор выражает свою благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С.А.; д.т.н., профессору [Горбунову А.Т.|; к.т.н. Кряневу Д.Ю.; к.х.н. Старковскому A.B.; к.т.н. Петракову A.M.; к.т.н. Зискину Е.А.; Дзюбенко Е.М. за научные консультации и ряд ценных идей, использованных в работе. Автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность проблемы, цель, основные задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность диссертации, а также указана реализация результатов исследований в нефтедобывающей промышленности.
В первой главе рассмотрено состояние проблемы разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию их разработки и характеризующихся снижением добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции, что связано в основном с опережающей выработкой наиболее высокопроницаемых пластов. Для решения данной задачи первостепенное значение приобретает применение методов по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
Важный вклад в развитие и изучение различных аспектов этой проблемы внесли Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Амиян В.А., Баишев А.Б., Блажевич В.А., Боксерман A.A., Бученков JI.H., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Девятов В.В., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Ибрагимов JI.X., Крянев Д.Ю., Маля-ренко A.B., Мищенко И.Т, Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Сургучев М.Л., Ум-рихина E.H., Хлебников В.Н. и многие другие.
Создание водоизолирующего экрана решается с помощью химических реагентов, которые в течение определенного времени формируют в поровом (или трещинном) пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую
массу, которая образуется селективно лишь в пространстве, занятом водной или преимущественно водной фазой. Основными факторами, определяющими выбор реагента для получения в пласте водоизолирующих материалов, эффективно ограничивающих фильтрацию воды, являются:
- химический состав и свойства пластовых вод,
- пластовая температура,
- состав и свойства нефти,
- минералогический состав пород,
- химическая активность закачиваемого реагента относительно состава и компонентов продуктивного пласта.
Для образования изолирующего материала необходимо как минимум наличие двух компонентов: основного компонента, называемого водоизолирующим реагентом, и вспомогательного. Рассмотрено значительное число химических реагентов, для каждого из которых уточнена область наиболее эффективного применения, а также их преимущества и недостатки. В зависимости от химической природы реагента и способа приготовления процесс образования изолирующей массы может идти по следующим механизмам:
- осадкообразование,
- гелеобразование,
- затвердевание,
- коагуляция и т.д.
Наиболее распространенными методами для выравнивания профиля приемистости скважин и увеличения охвата пластов заводнением являются способы с использованием композиций, обладающих повышенной вязкостью, в основном, растворов полимеров. Достаточно широко в качестве полимера используют различные полиакриламиды (ПАА), а также различные модификации полимерных растворов: вязко-упругие составы (ВУС), полимер дисперсные системы (ПДС), сшитые полимерные системы (СПС) и др.
Основным недостатком применения растворов на основе ПАА является механическая и термическая деструкция полимера при повышенной температуре, а также незначительное время действия водоизоляции (2-3 месяца). Этих недостатков лишены биополимеры. В НПО «ИТИН» разработана технология обработок нагнетательных скважин композицией на основе биополимера - продукта БП-92.
В настоящее время для ВПП нагнетательных скважин широко применяется закачка обратных эмульсий (ОЭ). Перспективность и эффективность их использования обусловлена способностью фильтроваться в высокопроницаемые каналы пласта и трещины, структурироваться при перемешивании с пластовой
водой, гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти. Основным недостатком ОЭ является их термодинамическая нестабильность.
Силикатный гель применяется в нефтяной промышленности с 1935 года как добавка к цементным растворам, связывающим веществам, защитным покрытиям и др. Силикат натрия является дешевым и экологически безопасным реагентом, поэтому идея его использования для изоляции пластов высказывалась давно. В 1949-54 гг. на Туймазинском месторождении были проведены опытные испытания технологии с применением силикатных гелей для изоляции подошвенной воды. Однако из-за низкой эффективности и недостаточной изученности метод не получил широкого практического применения.
В США на основе силиката натрия разработана и применяется система «гопе1оск» фирмы ЭоууеН, представляющая собой кислый силикатный гель. Система успешно используется в песчаных, известковых и доломитовых пластах при температуре до 80°С. Основным недостатком ее является повышенная кислотность, поэтому в состав композиции необходимо вводить ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования.
Была также предложена технология, основанная на последовательной закачке двух оторочек растворов (силиката натрия и кислого агента), которые при смешении в пласте образуют гель. Но эта технология имеет существенный недостаток: в пористой среде растворы плохо перемешиваются, в результате гель не образуется или образуется не во всем объеме.
В результате анализа данных (опубликованных в литературе) по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин было установлено, что в сильно расчлененных песчаных и карбонатных коллекторах с развитой трещино-ватостью в призабойной зоне применение гелеобразующих материалов дало отрицательные результаты. В коллекторах, где отсутствовали открытые трещины в призабойной зоне пласта, гелеобразующие составы были эффективны.
Анализ литературного материала показал, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях применялось много различных технологий, отличающихся механизмом воздействия, свойствами получаемого изолирующего продукта, сроком действия и т.д. На основании литературного обзора были сформулированы следующие основные требования, определяющие возможность и эффективность применения сипикатно-полимерных гелей:
- селективность изоляционных работ;
- прочность и стабильность во времени изоляционного материала;
- способность разрушаться после выполнения задачи;
- технологичность приготовления и закачки состава в пласт;
- низкая стоимость и экологичность используемых реагентов;
- технологическая эффективность применения технологии.
Однако проведенные ранее немногочисленные промысловые испытания технологии на основе силиката натрия показали невысокую технологическую эффективность выполненных работ. Недостаточная информативность по этим работам не позволила выявить все причины низкой технологической эффективности проведенных работ.
Наиболее вероятно, что основными причинами низкой технологической эффективности являются недостаточная изученность физико-химических и реологических свойств гелеобразующих составов, механизма образования и разрушения силикатного геля в пористой среде, влияния различных природных факторов на процесс приготовления, закачки и механизм гелеобразования. На основании вышеизложенного были сформулированы основные задачи исследований.
Во второй главе приведены результаты исследований состава и свойств композиций на основе силиката натрия, влияния различных факторов на физико-химические характеристики силикатного геля, механизм процесса гелеобразования, поведения и разрушения. Исследования проводились по стандартным и разработанным автором методикам.
При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легко текучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в петлях которой находится дисперсионная среда, и практически полным отсутствием текучести. Наибольший практический интерес представляет щелочной гелеобразующий состав с рН больше 7, поскольку он обладает низкой коррозионной активностью.
Основная задача исследований состояла в разработке оптимального состава силикатно-полимерного геля, обладающего длительным временем начала гелеобразования и достаточно высокой прочностью, чтобы выдерживать значительные градиенты давления. Длительное сохранение низкой исходной вязкости гелеобра-зующей композиции способствует закачке без осложнений больших объемов состава.
На рис.1 представлены кривые изменения вязкости гелеобразующих составов во времени. Как видно, исходная вязкость растворов составляет 1,2 мПа*с,
т.е. существенно не отличается от вязкости воды; затем по прошествии определенного времени она резко возрастает, что связано с образованием геля. Это время называется временем начала гелеобразования.
0 12 3 4 5 6
Время, час
Рис. 1 Изменение вязкости гелеобразующего раствора (6% силиката натрия, 0,9 (№1) и 0,8% (№2) соляной кислоты) во времени при температуре 20°С
С увеличением времени выдержки наблюдается увеличение прочности геля, и только при времени выдержки больше трехкратного времени начала гелеобразования прочность геля практически не меняется (рис.2). Максимальная величина напряжения сдвига характеризует прочность образовавшегося силикатного геля.
Время выдержки, ш
Рис.2 Зависимость прочности силикатного геля (6% силиката натрия, 0,7% соляной кислоты) от времени выдержки при различной температуре
На физико-химические свойства гелеобразующего состава и силикатного
11
геля влияют следующие факторы:
1. концентрация исходных компонентов,
2. силикатный модуль,
3. температура,
4. минерализация воды,
5. природа кислого агента (разные кислоты, соли и т.д.),
6. добавка различных наполнителей (полимер и твердые наполнители).
В качестве основных компонентов гелеобразующего состава использовались водные растворы силиката натрия и соляной кислоты. На рис.3 представлена зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации соляной кислоты в 6% растворе силиката натрия. Как видно, при увеличении содержания кислоты в растворе прочность геля увеличивается, но при этом время начала гелеобразования уменьшается. Для получения достаточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необходимо выбирать оптимальную концентрацию кислоты.
180 150 120 90 60 30 0
/
......\ 1рочн )СТЬ /■
1—— к- -4 --
0,4 0,6 0,8 1 1,2
Концентрация НС], % масс.
2000 1600 1200 800 400
1,4
Рис.3 Зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации соляной кислоты в 6% растворе силиката натрия при 20°С
На рис.4 представлена зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации силиката натрия в гелеобразующем растворе, содержащем 0,6% соляной кислоты. Максимальное время гелеобразования и высокая прочность геля наблюдаются при концентрации силиката натрия 3%. На основании результатов экспериментов по изучению сорбционных характеристик силиката натрия на размолотом керне из полимиктового песчаника и кварцевом
песке, а также фильтрационные исследования, чтобы обеспечить данную концентрацию силиката натрия в гелеобразующем составе, необходимо использовать 6% раствор силиката натрия.
70 60 50 40 30 20
Прочность
---<а--
/ Время
- - --
175 150 125 100
2 3 4 5 6
Концентрация силиката натрия, % масс.
Рис.4 Зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации силиката натрия в 0,6% растворе соляной кислоты при 20°С
В настоящее время отечественная промышленность в основном производит силикат натрия с модулем от 2,0 до 35,0. Силикатным модулем называется коэффициент, показывающий отношение числа грамм-молекул двуокиси кремния к числу грамм-молекул окиси натрия. Были проведены исследования влияния силикатного модуля на физико-химические свойства силикатного раствора и образующегося из него геля.
Обнаружено, что высокомодульный силикат натрия обладает фазовой нестабильностью, т.е. наблюдается увеличение вязкости во времени, что затрудняет с ним работу, силикат натрия с модулем менее 5,0 сохраняет вязкость в течение 1 года и более и образует стабильные гели. При этом с уменьшением модуля время начала гелеобразования увеличивается, а прочность геля уменьшается, и при модуле менее 2,5 силикатный гель образуется в течение месяца и прочность его невелика. Таким образом, наиболее предпочтительным для получения гелеобра-зующей композиции является силикат натрия с модулем 2,5-4,5.
Существенное влияние, как на скорость гелеобразования, так и на свойства получаемого геля оказывает температура.
На рис.5 представлена зависимость времени начала гелеобразования 6% раствора силиката натрия от концентрации соляной кислоты при различной температуре. Установлено, что с повышением температуры скорость процесса геле-
образования возрастает. При этом прочность образующегося силикатного геля увеличивается. Для получения геля с длительным временем начгша гелеобразова-ния и высокой прочностью при высокой пластовой температуре необходимо уменьшить концентрацию соляной кислоты в гелеобразующем растворе.
Концентрация соляной кнслоил, % масс.
Рис.5 Зависимость времени начала гелеобразования 6% раствора силиката натрия от концентрации соляной кислоты при различной температуре
Влияние минерализации воды на процесс гелеобразования аналогично температуре: с увеличением минерализации воды время начала гелеобразования уменьшается, а прочность возрастает. При минерализации воды более 14 г/л наблюдается резкое повышение прочности геля за счет образования нерастворимых солей кремниевой кислоты (кальция, магния, стронция и др.), которые укрепляют структуру образующегося геля. Для приготовления гелеобразующего раствора необходимо применять пресную или слабоминерализованную воду.
С целью расширения диапазона применяемых кислых агентов проводились исследования по замене соляной кислоты на другие кислые агенты - «сшиватели». Для исследования были использованы адипиновая (СН2)4(СООН)2, щавелевая (СООН)2, уксусная (СН3СООН), лимонная (С6Н807), серная (Н28 04), борная (Н3ВО3) кислоты, гидрохинон (С6Н4(ОН)2), кислый углекислый натрий (ЫаНСОз), однозамещенный фосфат калия (КН2Р04), а также моносульфитный щелок (МСЩ), в состав которого входят лигносульфонаты аммония, летучие кислоты, азото- и серосодержащие соединения, фурфурол и целлюлоза. Установлено, что со всеми вышеперечисленными реагентами образуется прочный силикатный гель.
Для модифицирования или армирования структуры силикатного геля и создания геля повышенной прочности были изучены следующие водорастворимые полимеры: гидролизованный поли- полиакрилонитрил (гипан),
14
полиакриламид (ПАА) марки СБ-Ш, С8-151, Цепан и ОК8-ОЯР-Р40ЫТ, биополимер БП-92. Результаты исследования процесса гелеобразования силикатных растворов с добавкой в них полимера показали, что с увеличением концентрации полимера в растворе время начала гелеобразования уменьшается незначительно, в то же время прочность образовавшегося геля увеличивается в 1,5-2 раза для ги-пана и ПАА, и остается постоянной для БП. Оптимальная концентрация полимера в растворе лимитируется исходной вязкостью гелеобразующего раствора, которая влияет на объем закачки раствора в пласт.
Для повышения прочности силикатно-полимерных гелей в гелеобразую-щий раствор вводились добавки твердых наполнителей: бентонитовый глинопо-рошок (БГ) и опилочная мука (ОМ). Экспериментальным путем установлена оптимальная концентрация твердых наполнителей в растворе. Проведенные исследования показали, что бентонитовый глинопорошок и опилочная мука в гелеоб-разующем растворе со временем набухают, их объем увеличивается в несколько раз. Введение твердых наполнителей не влияет на время начала гелеобразования, однако прочность образующихся гелей в несколько раз выше, чем у гелей без наполнителей.
Проведенный комплекс физико-химических исследований позволил сделать следующие выводы:
1. С увеличением концентрации кислого агента в растворе, температуры и минерализации воды время начала гелеобразования силикатно-полимерного раствора уменьшается, а прочность силикатного геля увеличивается.
2. Максимальная прочность силикатно-полимерного геля достигается после выдержки его более трехкратного времени начала гелеобразования.
3. Физико-химические свойства силикатно-полимерного геля зависят от значения силикатного модуля. Наиболее предпочтительным для получения геле-образующей композиции является силикат натрия с модулем 2,5-4,5.
4. Для приготовления гелеобразующего раствора необходимо применять пресную или слабоминерализованную воду.
5. Силикатно-полимерные гели с добавкой твердых наполнителей могут быть рекомендованы для изоляции суперколлекторов с проницаемостью более 10 мкм2 и трещин в трещиновато-поровых коллекторах.
В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований фильтрационных характеристик пористой среды до и после закачки щелочного силикатно-полимерного геля, проведено исследование механизма образования, формирования и разрушения силикатного геля в пористой среде.
Основная цель исследований сводилась к решению следующих задач:
- изоляция водо- и нефтенасыщенных пластов силикатно-полимерными гелями при различной температуре и градиентах давления;
- изучение влияния физико-химических свойств гелеобразующих составов на механизм образования и свойства геля в пористой среде;
- изучение возможности разрушения геля в пористой среде и восстановление проницаемости пористой среды как гидродинамическим (путем повышения давления нагнетания), так и химическим (закачка раствора щелочного реагента) методами;
- выравнивание фронта вытеснения нефти в неоднородном пласте путем закачки оторочки силикатно-полимерного раствора на примере двухслойной модели пласта различной проницаемости.
В ходе решения поставленных задач изменялся состав силикатно-полимерного раствора и объем его закачки в пористую среду для обеспечения необходимого снижения проницаемости пористой среды.
Для проведения фильтрационных исследований использовалась лабораторная установка фирмы «Core Laboratories». Данная установка предназначена для изучения нефтевытесняющих и фильтрационных свойств композиций различных химреагентов в условиях, близких к пластовым. Эксперименты проводились на насыпных моделях пласта и на образцах керна. В ходе проведения исследований моделировались как однослойные, так и двухслойные пласты различной проницаемости. Подготовка образцов керна, пористой среды и моделей пласта осуществлялась на основании стандартных методик.
В ходе выполнения исследований определялись следующие основные параметры, отражающие эффективность применения гелеобразующих составов на основе силиката натрия:
- степень снижения проницаемости пористой среды после закачки гелеоб-разующего состава и образования геля (т. н. коэффициент изоляции),
- максимальная величина давления (градиент давления), при котором гель еще сохраняет свою структуру.
Порядок проведения опытов по изучению фильтрационных характеристик пористых сред был предусмотрен следующий:
- определение проницаемости водонасыщенной пористой среды;
- закачка гелеобразующего состава;
- технологическая выдержка в течение 72-240 часов для образования геля;
- фильтрация воды через пористую среду, заполненную гелем.
После выдержки системы в модель пласта закачивалась пресная вода при ступенчатом увеличении давления нагнетания. Регистрировались объемный рас-
ход <2 и соответствующий ему перепад давления ДР, на основании которых по формуле Дарси определяли проницаемость при фильтрации гомогенной фазы через образец или подвижность (}/ДР при фильтрации воды через образец и гель, сформировавшийся в пористой среде. Степень изоляции определялась как отношение проницаемостей или подвижностей при фильтрации воды через образец, заполненный гелем, и водонасыщенный образец. Давление нагнетания увеличивалось до момента прорыва геля водой, то есть резкого увеличения скорости фильтрации жидкости через образец, или предельно возможных значений в условиях проведения опытов.
Объем закачки гелеобразующего раствора в опытах менялся от долей единицы до одного порового объема образца. В опытах с двуслойными моделями задавался объем оторочки раствора, закачиваемый в высокопроницаемый образец. Предполагалось, что количество раствора, поступающего в низкопроницаемый образец, будет пропорционально соотношению проницаемостей образцов, образующих модель пласта.
В опытах с нефтенасыщенными однослойными моделями пласта порядок проведения эксперимента был аналогичен опытам с водонасыщенными моделями, за исключением начальной стадии, когда через водонасыщенный образец прокачивается несколько поровых объемов нефти и определяются начальная нефтенасыщенность и количество связанной воды.
При проведении исследований с нефтенасыщенными двухслойными моделями пласта гелеобразующий раствор закачивался в образец после полного вытеснения нефти из высокопроницаемого пласта. Таким методом моделировались условия изоляции хорошо промытых высокопроницаемых зон пласта.
В результате опытов на однослойных водонасыщенных моделях пласта с проницаемостью от 0,141 до 10,1 мкм2 было получено, что применение силикатных гелей позволяет снизить подвижность жидкости в пористой среде от 1000 до 10000 раз. Поскольку состав гелеобразующего раствора во всех случаях был одинаков, а коэффициенты изоляции значительно отличались, то можно сделать вывод, что изолирующая способность геля зависит от проницаемости порового пространства. Тем не менее, можно однозначно сказать, что градиент давления прорыва геля водой снижается с увеличением проницаемости образца и с уменьшением объема оторочки.
В следующей серии опытов определялось давление разрушения геля различной прочности. Объем прокачанного через образец гелеобразующего раствора был больше порового объема на 25-35%, что обеспечивало распределение его по длине образца во всем объеме. Результаты опытов показали, что гель, прочность
которого составляла 5 Па, был разрушен при давлении нагнетания 0,08 МПа, а гель с прочностью 7 и 15 Па при достижении давления 2,3-2,4 МПа разрушить не удалось.
Для изучения поведения силикатного геля в пористой среде были проведены эксперименты на модели пласта длиной 1 м, по длине которой сделано 6 отводов для отбора жидкости и замера давления. Эта модель позволяет определить местонахождение оторочки геля по длине модели и давление прорыва оторочки. Оторочка силикатного геля создавалась путем закачки расчетного количества объема гелеобразующего раствора и передвигалась водой по модели пласта. Эксперименты проводились на водонасыщенньгх моделях проницаемостью 0,115 и 1,2 мкм2. Исследовался характер распределения давления в пористой среде при различных ступенях действующего на модель постоянного градиента давления (от 1,5 до 5,0 МПа/м). Обнаружено, что область образования геля значительно больше теоретического объема, занимаемого раствором, то есть в процессе фильтрации происходит размывание оторочки на переднем и заднем фронтах. В ходе проведения опытов подтвердился ранее сделанный вывод о том, что через гель фильтруется жидкость, при этом с увеличением проницаемости количество протекающей жидкости повышается.
Эксперименты по закачке гелеобразующего раствора в двухслойные водо-насыщенные модели пласта, имеющие значительно отличающиеся по проницаемости пласты (3,0 и 0,56 мкм2) не дал ожидаемого результата. В низкопроницаемый образец поступило в 2 раза больше объема гелеобразующего раствора по сравнению с расчетным. С увеличением давления фильтрации воды через оторочку геля прорыв геля произошел в высокопроницаемом образце, а не в низкопроницаемом.
Исследования, проведенные на двухслойных нефтенасыщенных моделях пласта, показали, что закачка гелеобразующего раствора должна осуществляться в момент, когда нефтенасыщенность низкопроницаемого пласта достаточно высока, а высокопроницаемый пласт выработан достаточно полно. В этом случае силикатный раствор в высокопроницаемом пласте имеет более высокую подвижность и образовавшийся гель занимает больший объем пласта по сравнению с низкопроницаемым пластом одинаковой проницаемости.
Было установлено, что в экспериментах на двухслойных нефтенасыщенных моделях пласта прорыв оторочки геля вначале произошел в низкопроницаемом пропластке, причем при достаточно низких давлениях, и затем в высокопроницаемом пропластке. Проницаемость после прорыва геля в высокопроницаемой модели пласта стала меньше, чем в низкопроницаемой, то есть произошло пере-
распределение потоков фильтрации воды.
Для исследования влияния структуры порового пространства на процесс гелеобразования и изменение фильтрационных свойств реальной пористой среды, были проведены эксперименты на натурных кернах, отобранных из пласта Д] Ромашкинского месторождения. Из представленных результатов видно, что наиболее высокая степень изоляции достигается на образце керна, имеющем большую проницаемость, что подтверждает результаты, полученные на насыпных моделях пористых сред о более высокой степени изоляции высокопроницаемых пропластков. При этом необходимо отметить, что даже при депрессии 10 МПа/м (максимально возможное значение депрессии, достигаемое в экспериментах) не происходило полного разрушения геля и восстановление проницаемости пористой среды, однако при этом степень изоляции уменьшилась.
На рис. 6 представлены результаты экспериментальных исследований, проведенных на керне с проницаемостью 0,079 мкм2. Изучение процесса фильтрации воды через гель осуществлялось при ступенчатом изменении расхода рабочего агента, в результате которого был выявлен ряд особенностей, которые характерны для сформировавшейся гелевой структуры.
290 390
Объм прокачки, V пор
Рис.6 Зависимость проницаемости керна (начальная проницаемость 0,079 мкм2), заполненного гелем, от объема прокачки пресной воды при различной депрессии
После образования прочного геля в пористой среде он представляет собой не жесткий водоупорный экран, а систему, способную фильтровать через себя жидкость без нарушения однородности структуры. При увеличении расхода жидкости (перепада давления) до некоторой граничной величины проницаемость практически не изменяет своего значения, т. е. процесс носит стационарный ха-
19
рактер {зона стабильного геля).
После увеличения давления выше некоторой критической величины происходит частичное разрушение геля в породе и проницаемость гелевой оторочки резко увеличивается, а степень изоляции пористой среды соответственно снижается (зона нестабильного геля).
С дальнейшим ростом градиента давления гель начинает разрушаться, а проницаемость соответственно увеличивается, но первоначальная проницаемость пористой среды не достигается даже при градиентах давления порядка 8-10 МПа/м.
1. В водонасыщенных образцах гель распределяется по всей толщине модели, что приводит к более значительному снижению их проницаемости, чем в нефтеводонасыщенных, где распределение и образование геля происходит только в зонах, промытых водой.
2. Степень снижения проницаемости пористой среды зависит от прочности геля и объема закачиваемого раствора.
3. При применении силикатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости в неоднородных по проницаемости коллекторах закачка силикатного раствора должна осуществляться на стадии высокой нефтенасыщенно-сти низкопроницаемой части коллектора и достаточно высокой выработки высокопроницаемой.
4. Пористая среда, занятая гелем, обладает некоторой проницаемостью для
воды.
5. В случае срыва геля в пористой среде он начинает фильтроваться по наиболее крупным порам, снижая проницаемость коллектора в отдельных случаях до полного прекращения фильтрации.
6. При разрушении геля водой в пористой среде удавалось лишь частично восстановить ее проницаемость. Значительно восстановить фильтрационные свойства коллектора можно было только путем разрушения геля 10% раствором щелочи. Однако достигнуть начальной проницаемости пористой среды после закачки гелеобразующего раствора ни в том, ни в другом случае не удалось.
В четвертой главе изложены результаты промысловых испытаний технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей, представлены разные способы приготовления и закачки гелеобразующих растворов в скважину, приведены результаты технологической эффективности от промысловых работ.
Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пластов за счет перераспределения потока нагнетаемой воды по мощности и вытеснения нефти
из низкопроницаемых зон пласта, не охваченных ранее процессом фильтрации.
Последовательность осуществления технологии сводится к закачке предо-торочки пресной воды, приготовлению гелеобразующей композиции определенного состава и объема непосредственно перед закачкой в пласт и закачке его в пласт, последующей продавке пресной водой и необходимой выдержке для геле-образования.
Объект для проведения промысловых работ выбирался на основании следующих данных: неоднородность пласта, высокая обводненность окружающих добывающих скважин и наличие остаточных запасов нефти.
Основными критериями подбора нагнетательной скважины для применения технологии являлись следующие:
- приемистость скважины более 200 м3/сут;
- слоистая неоднородность пласта (количество пропластков не менее 2);
- высокопроницаемый пропласток принимает более 80% воды от объема закачки;
- наличие глинистых перемычек толщиной более 0,5 м.
Одним из важнейших элементов технологии является приготовление геле-образующей композиции при достаточно точной дозировке каждого из компонентов гелеобразующего состава.
В процессе проведения промысловых работ были рассмотрены различные схемы приготовления гелеобразующего состава и дозировки компонентов.
Промысловые испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочного силикатно-полимерного геля выполнялись на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области и Республики Коми. Работы проводились в следующих объединениях: ОАО «Красноленинскнефтегаз» (Талинское месторождение), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (Ершовское, Самотлорское, Мыхпайское месторождения), ТПП «Урайнефтегаз» (Даниловское, Мортымья-Тетеревское месторождения), ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (Западно-Ноябрьское, Муравленковское, Пограничное месторождения), ТПП «Лангепаснефтегаз» (Урьевское, Лас-Еганское, Юж-но-Покачевское и др.), ОАО «Мегионнефтегаз» (Аригольское, Мегионское месторождения), ОАО «Татнефть» (Ромашкинское месторождение) и др.
Количество скважино-операций и результаты технологической эффективности промысловых работ в различных объединениях приведены в таблице 2.
Анализ технологической эффективности технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерного геля проводился по методическому руководству (РД-153-39.1-004-96).
Для оценки технологической эффективности была использована программа «Эффект», в основе которой лежит программа «STATIC». Поскольку обводненность реагирующих добывающих скважин составляла более 60%, то оценка эффективности осуществлялась по характеристикам вытеснения. За основу бралось среднее значение по трем характеристикам вытеснения с максимальным коэффициентом корреляции.
Таблица 2
Результаты технологической эффективности внедрения технологии ВПП нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей в
различных объединениях
Объединение Кол-во Успеш- Доп. добы- Уд. доп.
опера- ность, % ча нефти, т доб. нефти,
ций т
ОАО «Красноленинскнефте- 16 100 39500 2469
газ»
ОАО «Нижневартовскнефте- 27 100 119051 4409
газ»
ТПП «Урайнефтегаз» 11 100 99300 9027
ОАО «Сургутнефтегаз» 16 100 65850 4116
ОАО «Ноябрьскнефтегаз» 21 93 14724 701
ТПП «Лангепаснефтегаз» 21 100 34145 1626
ОАО «Татнефть» 22 73 17179 781
ОАО «Лукойл-Пермнефть» 31 94 31000 1000
ОАО «Мегионнефтегаз» 11 100 27750 2523
ОАО «Тэбукнефть» 13 95 12612 970
ИТОГО: 189 461076 2439,6
Всего по технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей было проведено 189 скважино-операций и получено порядка 460 тыс. т дополнительно добытой нефти. В целом, успешность обработок составила 95%. Наиболее высокая удельная дополнительная добыча нефти получена на месторождениях ТПП «ЛУКОЙЛ-Урайнефтегаз» и составила 9027 т нефти на 1 скважино-операцию. Наиболее низкая удельная дополнительная добыча нефти получена на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» и составила 701 т нефти на скважино-операцию. Максимальная дополнительная добыча нефти от проведенной обработки по данной технологии получена на скважине № 489 на Мыхпайском месторождении (ОАО
«Нижневартовскнефтегаз») составила 33 тыс. дополнительно добытой нефти.
Удельные показатели применения технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин: обработки без эффекта составляют 5,0% от всех проведенных обработок, с эффективностью до 500 т дополнительной добычи нефти составляют 17,1% от всех проведенных обработок по данной технологии, с эффективностью от 500 до 1000 т - 34,9%, более 1000 т - 48%. Средняя удельная дополнительная добыча нефти составила более 2,4 тыс. т дополнительной нефти на скважино-операцию.
Основные результаты и выводы:
Представленные в данной диссертационной работе результаты физико-химических исследований гелеобразующих составов на основе силиката натрия, результаты проведенных лабораторных исследований фильтрационных и изолирующих свойств гелей, промысловые испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей позволяют сделать следующие выводы:
1. Одним из наиболее эффективных методов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличением охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высокопроницаемых зон пласта является применение композиций на основе силиката натрия.
2. Создана методика оценки физико-химических свойств гелеобразующих композиций, по которой проведено исследование влияния силикатного модуля, природы и концентрации различных компонентов гелеобразующего состава, температуры и минерализации воды на механизм гелеобразования. Показано, что физико-химические свойства силикатного геля зависят от значения силикатного модуля жидкого стекла, причем наиболее предпочтительным является силикат натрия с модулем 2,5-4,5; увеличение концентрации кислого агента, полимера, наполнителя, температуры и минерализации воды приводит к уменьшению времени начала гелеобразования, прочность же образовавшегося силикатного геля увеличивается.
3. Комплекс фильтрационных исследований на насыпных моделях пористой среды и на керновом материале различных нефтяных месторождений показал, что применение силикатно-полимерных гелей позволяет снизить проницаемость промытых водой нефтяных пропластков до 10000 раз и практически не влияет на проницаемость нефтенасыщенных.
4. Результаты испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением силикатных гелей на нефтяных место-
рождениях с терригенным и карбонатным типом коллектора показали, что данная технология эффективна для любого типа коллектора.
5. Обоснована базовая композиция гелеобразующего состава (%): силиката натрия - 6; соляной кислоты - 0,7; полиакриламвда - 0,03, пресная вода - остальное. Разработаны модификации технологии в различных геолого-физических условиях, в частности: применение наполнителей при наличии суперколлекторов и трещин; уменьшение концентрации соляной кислоты при повышенных пластовой температуре и минерализации пластовой воды.
6. В реальных промысловых условиях отработана технология приготовления гелеобразующего раствора с регулируемым временем начапа гелеобразова-ния и прочностью непосредственно перед закачкой в пласт.
7. Технология ВПП нагнетательных скважин с применением силикатных гелей защищена патентами РФ № 1774689, № 2076203. Составлен технологический регламент РД 153-39Н-020-97 на ее применение.
8. Технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением гелеобразующих составов на основе силиката натрия испытана на 189 скважинах месторождений ОАО «Красноленинсклефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ОАО «Мегионнефтегаз». Получено более 460 тыс. т дополнительной нефти, причем величина удельного технологического эффекта составила более 2,4 тыс. т на 1 скважино-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
1. Пат. РФ № 1774689 от 21.02.1991 //Способ изоляции водопритока и зоны поглощения. - Горбунов А.Т., Рогова Т.С., Старковский A.B.
2. Бадалянц Г.А., Бученков Л.Н., Рогова Т.С., Старковский A.B. Исследование возможности и эффективности использования силикатно-полимерных гелей для изоляции пластов // М. Труды ВНИИнефть, 1993, вып. 116, с.24-34.
3. Рогова Т.С., Старковский A.B. Влияние различных добавок на физико-химические свойства силикатного геля /М. Труды ВНИИнефть, 1993, вып. 116, стр. 49-58.
4. Пат. РФ № 2076203 от 1.12.1994 г.// Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи. Старковский A.B., Рогова Т.С.
5. Горбунов А.Т., Петраков A.M., Старковский A.B., Дзюбенко Е.М., Рогова Т.С. Использование гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла с целью ограничения водопритоков и выравнивания профиля приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах на месторождениях АООТ «Ноябрьск-
бывающих и нагнетательных скважинах на месторождениях АООТ «Ноябрьскнефтегаз» //М., XIV Губкинские чтения, тезисы.
6. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С., Петраков A.M. Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах //РД 153-39Н-020-97,13 с.
7. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С. Физико-химические и фильтрационные исследования силикатно-полимерных гелей и их применение для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах //пос. Новоспасское, Материалы научно-практической конференции, 2000 г., с.124-137.
8. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С. Исследование физико-химических и изолирующих свойств силикатно-полимерных гелей и их применение для изменения фильтрационных потоков флюидов в нагнетательных и добывающих скважинах // М. Труды ВНИИнефть, вып. 125, с. 33-45.
9. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С. Изоляция водопритоков в нефтяных и газовых скважинах силикатно-полимерными гелями// Сб. трудов I международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане», Тезисы докладов. Алматы, 2002, с. 156.
10. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С., Кручинина Н.Е., Бетев A.A. Гелеобразующие составы на основе нефелинового концентрата для изоляции водопритока и водопоглощения в скважинах нефтяных месторождений // М. Труды ВНИИнефть, вып. 129, с. 35-41.
11. Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С. Силикатные гели - уникальная система для изоляционных работ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов // М. 1-ая международная научная конференция «Современные проблемы нефтеотдачи пластов», тезисы докладов, 2003, с. 54
12. Старковский A.B., Рогова Т.С. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов // М., Нефтяное хозяйство, 2004, № 4, с. 42-44.
13. Старковский A.B., Рогова Т.С. Гелеобразующие составы на основе силиката натрия и их применение для повышения нефтеотдачи пластов // М., Труды ВНИИнефть, 2004, вып. 130, с. 94-103.
Соискатель
Т.С.Рогова
Отпечатано редакционно-издательским отделом ОАО «ВНИИнефть» 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Тираж 100 экз., 1,625 п.л., заказ № 23
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рогова, Татьяна Сергеевна
введение з
1 ЛИТ НРАIУРНЫЙ ОЬЗОР ПО Mh I ОДАМ И IEXIIOJIOI ИЯМ 10 ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ 11РИЕМИС1 ОС IИ 11АГНЕ1А1ЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
1.1 Общие положения
1.2 Составы и течно киии для выранниваиия приемисгосш нагнетагельных 13 скважин
1.3 Составы на основесиликага натрия (жидкою стекла) и технологии на их 33 основе
Выводы
2 РЕЗУЛЫА1Ы ЭКС11ЕРИМЕ111 АЛЫ 1ЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЗИКО- 42 ХИМИЧЕСКИХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ СИЛИКА1НО-ПОЛИМЕРНЫХ ГЕЛЕЙ
2.1 Меюдики проведения исследований
2.1.1 Методика определения концентрации силикаы натрия в растворе (но 42 активному веществ))
2.1.2 Методика определения силикатного модуля
2.1.3 Методика определения нлотности i елеобразующих растворов
2.1 4 Меюдика определения реоло1 ических характеристик (вязкости) i е ^образующих растворов 2.1.5 Меюдика определения рН гелеобра?ующих растворов
2.1 6 Методика опреде гения времени начала гелеобраювания силикатных гелей
2.1.7 Методика определения прочности (напряжения сдвига) силикатных гелей
2 2 Ре}ультаты исследовании сосыва и свойств гелеобразующих композиций
2.2.1 Влияние концентрации компонешов на свойства силикашою геля.
2 2.2 Влияние величины силикатного модуля на свойства гелеобрадующих составов
2.2.3 Влияние температуры на процесс гелеобразования и свойства гелей
2.2.4 Влияние минерализации воды на процесс гелеобраювания и свойства 59 силикатног о iеля
2 2.5 Влияние природы кислою агента на процесс гелеобразования и свойства 62 геля
2.2 6 Влияние различных наполни гелей на процесс гелеобраювания и свойства i елеобразующих растворов
2 2 6.1 Исследование в шяпия полимера на фи шко-химические свойства композиций на основе силиката натрия и соляной кислоты. 2.2 6 2 Исследование впияния твердых наполнителей на peo юг ическис свойства 72 композиции на основе силиката натрия
Выводы
3 ФИЛЫ РАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОВЕДЕНИЯ И СВОЙСIВ 81 СИЛИКА1НЫХ ГЕЛЕЙ В ПОРИСЮЙ СРЕДЕ
3.1 Методика подг отовки насыпной модели пласта и образца керна
3.2 Мсшдика определения коэффициентов пористости и проницаемости
3.3 Метлика из>чения фильтрационных характеристик
3 4 Экспериментальное обор>доваиие для проведения испьчаний
3.5 Результаты экспериментальных исследований но изучению 89 фичырациопных характеристик пористых сред, заполненных I елеобраз>ющим составом
3.5.1 Однослойные водонасыщенные модели гпаста
3 5.2 Двухслойные водонасыщенные модели пласта
3 5 3 Двухслойные нефтенасыщенные модели пласта
3 6 Результаты исследования фильтрационных характеристик водонасыщенных образцов керна, заполненных 1елеобраз>ющим составом
Выводы
4 ОПЫТПО-Ш'ОМЫШЛЬННЫРИСПЬПАНИЯ 1НХНОЛОГИИ 105 ВЫРАВНИВАНИЯ 11РОФИЛЯ ПРИИМИСТОС1И
4.1 Характеристка технологии
4.1.1 Расчет объема закачки гелеобраз>ющих растворов
4.1 2 Способ приготовления гелеобразующего раствора
4.2 Выбор скважин для проведения испытания технолог ии выравнивания 111 ирофиля приемистости на1 негателыгых скважин композициями на основе силиката натрия
4.3 Подготовка скважин для проведения испытания технологии
4.4 Технология закачки рабочих а1ентов
4.5 Результаты промысловых испытаний и определение техноло! ической 114 эффективности от реализации технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикашо-полимерных 1елей
ЗАКЛЮЧЫШП И ВЫВОДЫ
ЛШТРАТУРА
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей"
Ра$витие добычи нефти на месторождениях России связано с необходимоешо дальнейшею ускоренною вовлечения в дорафаботку трудноишюкаемых »апасов, с интенсификацией добычи и$ них нефш на поздней стадии эксплуатации. Основным способом рафаботки нефтяных месторождении в стране является заводнение, при этом способе эффективность извчечения нефти зависит от полноты охвата гпаста во »действием закачиваемой воды. Высокая неоднородность продуктивных и иегов, связанная е наличием в них высокопроницаемых пропластков, приводит к быстрому прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, ухудшению технико-экономических показателей рафаботки месторождении и снижению нефтеотдачи пластов [ 1 ].
Дальнейшее совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением заводнения связано с перераспределением потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвам пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади |2-4]. г)юй цели можно достичь следующими путями:
- выравниванием профиля приемистости (BIIII) натнегательных скважин за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и уменьшения потока воды мере» них, при и ом укачиваемая вода относительно равномерно поступает как в и котированные высокопроницаемые, так и в нижонроницаемые проплати;
- увеличением охвата macia иводнением ы счет полной или частичной изоляции уже промьных высокоироницаемых юн пласта путем создания потокоотклоняющего барьера на пути фичьтрации воды.
В мировой практике водоизочяционных работ широко применяются составы на почимерной основе, обра»ующие водоизоляционный материал во всем объеме с ретулируемым сроком схватывания. К ним относятся гииано-формалиновая смесь, вяжоуируше сосгавы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобра»ующие составы на основе трехвалентных солеи и другие Хотя результаты их использования положительны, но имеется ряд недостатков - высокая стоимость и юксичносгь некоторых компонентов (например, хром-ксантановые и хром-почиакриламидные те.ш), недостаточная селективность и невысокая эффективность изоляции из-за кратковременности их дсисшия, и, в случае необходимости, отсутствуют способы воссганов тения первоначальной проницаемости пластов.
Одним и5 прогрессивных методов увеличения очнага пластов воздействием явчяется применение юлеобразуюших сосмвов на основе силиката 1шрия. При взаимодействии си шката натрия с кислыми летами образуезся золь кремниевом кисчоты, переходящий со временем в вязко-упручий юль, который служит водойзолирующим материалом в промьных водой высокопроницаемых зонах пласт.
Рекомендуемые композиции удовлегворяюгтребованиям ктамнопажным составам дчя изоляционных pañoi. Перспективность использования i елеобразующих составов на основе силиката натрия для проведения изоляционных pa6o¡ обусловтема следующими ею свойствами'
- селек1ивнос1ь изоляционных работ, обусловленная избира1ельным уменьшением водопроницаемости промытых высокопродуктивных зон нефтяною пласта при сохранении проницаемости низкопроницаемых нефтенасыщенных зон;
- низкая вязкость гелеобразующего состава,
- высокая прочность и стабильность во времени образующеюся юля;
- низкая адсорбционная способность компонентов состава;
- техноло1Ичность приютовления и закачки состава в пчаст;
- способность сичикатною 1сля разрушаться под дейс1вием щелочною реаюнта;
- устойчивость в минерализованной воде,
- устоичивоаь к повышенной пластовой температуре;
- достаточно низкая стоимость исиочьзуемых peaienюв;
- околот ичноеть применяемой композиции.
Наибольший практический интерес представляет щелочной 1елеобразующий состав с рН больше 7, поскольку он обладает низкой коррозионной активностью, а образующийся 1ель - стабильными свойствами. Гакие составы разработаны на основе сичикаы натрия и кислых aicmoB с добавкой полимера и твердых инершых напо жителей.
Однако до последнею времени были недостаточно изучены следующие вопросы:
- влияние на механизм ¡елеобразования и свойства поучаемого изо шрующего материала различных факторов, а именно природы и концентрации составных частей 1Счеоборазующеи композиции, соотношение компонентов, температура, пчастовое давчение, минерализация и ысювой воды и т д.; изменение фи нлрационных характеристик пласта после закачки 1елеобразующею состава и образования в пласте силикатно-полимерною ¡еля;
- адаптация состава 1слеобразующей композиции к конкретным 1еолою-промысловым условиям нефтяных месюрождений;
- в 1иянис способа принмовления и закачки композиции в нлас1 на техно киическую эффективность проведенных промысловых работ.
В диссертации представ юны результаты лабораторных исследований фишко-химических и реолотичсских свойств телеобраз)тощих составов на основе сичикаи натрия, фильтрационных характеристик моделей пористои среды и естественных кернов до и после заполнения их изочирующим составом (определение степени изоляции, 1радиента давления в области стабильной юны и юны разрешения теля). Также представлены результаты внедрения техночо1ии выравнивания профичя нриемисюаи натне1а1ельных скважин с применением Iелеобразутощих составов на основе силиката натрия в разтичных регионах России и технологической эффективности от проведенных промысловых испытаний.
Месторождения России характеризуются пласювой температурой в диапазоне от 20 до 100°С и минерализацией пласювой воды - от 14 до 300 т/л, потому исследование состава и свойств Iелеобразутощих составов на основе силиката натрия и их адаптация проводились применительно к различным условиям нефтяных месторождений.
Цель диссертационной работы:
Исследование механизма образования силикатных 1елей, их физико-химических и фильтрационных свойств и разработка технолог ии выравнивания профиля приемистости на1 нетательных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями для повышения эффективности разработки месторождений на поздней стадии эксплуатации.
Основные задачи исследований.
1. Обобщение современных представлений о процессе гелеобраювания разчичпых реатенюв, возможности их применения дчя выравнивания профиля приемистости на1 неительных скважин с целыо увеличения нефтеотдачи иласюв.
2. Обоснование основных критериев, определяющих возможность и эффективность применения щелочных силикатно-полимерных телей для выравнивания профиля приемистости.
3. Исследование механизма образования и формирования сичикатно-нолимерного теля и изучение влияния раз тичных факторов на его фи итко-химические свойства.
4. Фильтрационные исследования пористой среды до и после закачки еиликатно-почимерното геля.
5. Разработка, испытание и внедрение техночоыи выравнивания профиля приемисюсти нашеглельных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями в раз шчных 1еолою-промысловыч условиях.
Меюды решении поставленных задач.
1. Анализ современной на>чно-техническои литературы, проведение аналитических исследовании по сравнению различных методов и реагентов доя выравнивания профиля нриемисюсш на1нетательных скважин
2. Физико-химические исследования rio обоснованию сосыва силикатно-иолимерных 1елей в зависимости от природы силиката натрия, раличных кислых агентов, почимеров и инертных напо жителей для различных условии применения композиции.
3. Фичьтрационные исследования на насыпных моделях пористой среды и натурных кернах.
4. Проведение промысловых испышний технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и отработка оптимальных параметров техно кмическот процесса но приютовлению и закачке телеобразующею состава на основе сичикаи натрия в иласг.
5 Оценка технолошческой )ффективности проведенных геолою-технических мероприятий по выравниванию профиля приемисюсти натнетательных скважин.
Научная новизна.
1 Разработана методика исследования физико-химических свойств гелеобразующих составов на основе силиката натрия
2. Установлено влияние природы, концентрации и соотношения компонентов iелеобразующей композиции, температуры пласта и минерализации воды на физико-химические свойства щелочною силикатно-полимерного геля и эффективность ею применения.
3. Из>чены изощряющие свойства силикатных телей на насыпных моделях пористои среды и на керновом материале.
4. Из>чен механизм поведения силикатно-полимерною 1еля в водо- и нефтенасыщенной пористой среде.
5. Разработан способ пригоювчения гелеобраз)ющею состава с ре1)лир)емыми временем начала тетеобразования и прочностью образующеюся силикатно-полимерною теля в лабораторных и в промысловых >словиях.
6. Разрабоган способ изоляции водопритока и зоны noi лощения. (Пат. РФ № 1774689, Наг. РФ № 2076203)
Основные защищаемые положении:
1. Методика исследования физико-химических и peo тогических свойств гслеобразующих композиций и результаты влияния свойств силиката натрия, природы и концентрации разчичных компонентов композиции, температуры и минерализации воды на механизм гелеобразоваиия.
2 Механизм поведения силикатно-почимерных гелей в иорисюй среде.
3. Способ приюювления 1елеобразующет состава с регулируемым временем начала ге геобразования и прочностью непосредственно перед закачкой в пласг
4. 1ехнология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением силикатных гелей и ее модификации в различных геолого физических условиях.
Практическая ценность работ.
1. Разработана и обоснована технология выравнивания профиля ириемисюсти нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикатно-полимерных ге гей в карбонатных и терригенных колчекторах с раз гичной проницаемостью, пластовой температурой до 90°С и минерализацией воды до 300 г/л.
2. Разработан метод приготовчепия гелеобразующеи композиции на основе силикам натрия непосредственно перед закачкой в пласт.
3. Обоснованы условия наиболее эффективного применения щелочных силикатно-почимерных гелей для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
4. Для практической реализации предложенных технологических рещении разработана и утверждена «Инструкция по применению силикагно-полимерных гелей (СНГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах» (РД 153-39Н-020-97).
5. Технология реализована на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской обгасти и Республики Коми с различными геолого-физическими условиями при непосредственном участии авюра во внедрении и промысловых испытаниях. В результате обрабоюк, проведенных на 189 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто богее 460 тыс. т нефти, удельный техно юг ический эффект сосыви.ч более 2,4 ibie. i дополнительной нефти на 1 скважино-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
Апробации работы.
Результаты диссертационной работы и основные иочожения докладывались и обсуждались на заседаниях техническою совета НГДУ «Белозернефть» и «Нижиеварювскнефть» (I. Нижневартовск), XIV Губкинских чтениях «Развитие идей ИМ. Губкина в теории и практике нефтегазовой) дела», научно-практической конференции «Сосюяние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНК «Нефтеотдача» (нос. Новоспасское, I. Самара), 1-ой международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане» (г. Алматы), 1-ой международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пласюв Нефтеотдача-2()03.» (Россия, I. Москва, РГУ нефти и 1аза им. И.М. Губкина), научных семинарах лаборатории и секции Ученою Совега ОАО «ВНИИнефть».
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 2 патеша, 7 статей и составчен руководящий документ на техноло1ический процесс.
Рабом выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Веероссиискии нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.II Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, чегырех глав и заключения, содержащею основные результаты и выводы. Общий объем работы составчяег 154 страницы, в том числе 28 таблиц, 37 рисунков. Список литературы включает 114 источника.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рогова, Татьяна Сергеевна
Заключение и выводы
Представленные в данной диссертационной рабо1е результаты физико-химических исследований гелеобразующих составов на основе силиката натрия, результаты проведенных лабораторных исследований фильтрационных и изолирующих свойств 1елей, промысловые испытания технологии выравнивания профиля приемистости пашетательных скважин композициями па основе щелочных силикатно-нолимерных тслей позволяют сделать следующие выводы:
1. Одним из наиболее эффективных методов выравнивания профиля приемистости на1 нетательпых скважин и увеличением охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высоконроницаемых зон пласта является применение композиций па основе силиката натрия.
2. Создана методика оценки физико-химических свойств гелеобразующих композиций, но которой проведено исследование влияния силикатного модуля, природы и концентрации различных компонентов гелсобразующет состава, температуры и минерализации воды на механизм 1елеобразовапия. Показано, что физико-химические свойства сичикатною геля зависят от значения силикатного модуля жидкою стекла, причем наиболее предпочтительным является силикат натрия с модулем 2,5-4,5; увеличение концентрации кислою атента, полимера, наполнителя, температуры и минерализации воды приводит к уменьшению времени начала гелеобразования, прочность же образовавшеюся силикатного геля увеличивается.
3. Комплекс фильтрационных исследований на насыпных моделях пористой среды и на керповом материале различных нефтяных месторождений показал, что применение силикатпо-полимсрных гелей позволяет снизить проницаемость промытых водой нефтяных пропластков до 10000 раз и практически не влияет на проницаемость пефтенасыщепных.
4. Результаты испытания технологии выравнивания профиля приемистости натнетательных скважин е применением силикатных гелей па нефтяных месторождениях с терршенным и карбонатным типом коллектора показали, что данная технология эффективна для любот о типа коллектора.
5. Обоснована базовая композиция телеобразующею состава (%): силиката натрия - 6; соляной кислоты - 0,7; полиакри гамида - 0,03, пресная вода - остальное. Разрабоганы модификации техпочогии в различных геолого-физических условиях, в частности: применение наполнителей при наличии суперколлекторов и трещин; уменьшение
концентрации еоляиои кислоты при повышенных пластовой температуре и минерализации пластовой воды
6. В реальных промысловых условиях отработана технология приюговления непосредственно перед закачкой в пласт гелеобразующего раствора с регулируемым временем начала 1елеобразования и прочностью.
7. Гехнолотя ВГ1П натнетательных скважин с применением силикатных гелей защищена патентами РФ № 1774689, № 2076203. Составлен технолотнчеекпй регламент РД 153-39Н-020-97 па ее применение.
8. 1ехнологпя выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением 1елеобразующих составов на основе силиката натрия испытана па 189 скважинах месторождений ОАО «Красноленинскнефтетаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Ннжпевартовскпсфтстаз», ОАО «1атпефть», ОАО «ЛУКОЙЛ Пермнефть», ТПП «Урайнефтегаз», 1ПП «Лангепаснефтегаз», ОАО «Мсгионнефтегаз». Получено более 460 тыс. т дополнительной нефти, причем величина удельного технологического эффекта составила более 2,4 тыс. т па 1 скважипо-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
1. Сургучев МЛ. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра. - 1968. - 300 с. 4.
2. Сургучев МЛ. Изменение направления поюков жидкости - способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении неоднородных пластов // Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. - М : 1976. - С. 76-85.
3. Сургучсв М J1., Горбунов А.Т., Цыпкова О.Э. Прогнозирование показателей разработки месторождений с применением новых методов увеличения нефтеотдачи // Нефт. хоз. - 1977. - №4. - С. 29-33.
4. Сургучев М Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи нчастов. - М.: Недра. - 1985. - 308 с.
5. Мегоды извлечения остаточной нефти / МЛ. Сургучев, А.I. Горбунов, Д II. Забродин и др. //М. Недра. - 1991. - 347 с.
6. Ибрагимов JI.X Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. -М.: Наука,-2000.-414 е.
7. Газизов A.III. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефт. хоз. -1992. - №1. - С. 20-22.
8. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / А. Г. Горбунов, JI.B. Лютин, M.JI. Сургучев, O.Ii. Ципкова, I.A. Бурдынь// М.: Недра - 1983. - 305 с.
9. Желтов Ю.В., Хавкип А.Я. Вопросы доразработки заводненных з&тежей. - М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1982. - №9. - С. 9-10.
10. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных пефтеводоносных пластов. - М.: Гостоптехиздатм. - 1963. - 216 с.
11. В гажевич В.А., Умричина E.II. Мегоды изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин / Обзор зарубеж. лит., сер. Добыча. - 1972. - 64 с
12. Ибрагимов Г.З, Фазлутдинов К.С., Хисамутдипов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. - М.: Недра. -1991.-384 с.
13. Фи шипов В.П., Жданов С.А., Кашавцев B.C. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и в бывшем СССР // Нефт. хоз. - 1993. - №10. -С. 16-20.
14. Рамазанов Р.Г., Земцов Ю.В. Эффективность и перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи для стабилизации добычи нефти // Нефт. хоз. - 2002. - №1. - С. 34-35.
15. Санников В.Л. Новые подходы к проектированию и внедрению поюкоотклоня-ющих iexno loi ни повышения не(|мео1дачп п истов// Интервал. - 200"? - -N"»5.- С. 60-67.
16. Эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов /
B.П. Сопич, Н.Я. Медведев, В.Л. Мишарин и др. // Неф г. хоз. - 1997. - №9. - С 36-39.
17 Шумилов В.Л. О задачах и возможностях селективной июляции // Пефтепромысл. дело. - 1977. - №10. - С. 36-39.
18. Алтунипа JI.K., Кувшинов В.А. Комплексные физико-химические техполопти для увеличения нефтеотдачи па месторождениях, разрабатываемых заводнением и паротепловым воздействием // Iехноло1 ии I ЭК. - 2004. - №6. - 44-50.
19. Водой золяциоппые работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов, А.П. Телков, JI.A. Вылегжанина //М.: ВНИИОЭПГ,- 1994.-59 с.
20. Рамазанов Р.Г., Фагкуллин A.A. Рсзулыаты применения химических технологии для pei-улирования заводнения в ОАО «ЛУКОЙЛ» // Пефт. хоз. - 2004. - №4. -
21. Направления развития технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» / Н.К. Праведников, Ю.В. Маслянцев, Г.Г. Вахитов и др. // Ишервал. - 2001. - №8. - С. 39-43.
22. Фаткуллин А А. Опыт применения техполо1ий повышения нефтеотдачи пластов в нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» / Материалы 1-ой международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов (ПЕФ11ЮГДАЧА-2003)» -М.: «ЛУКОЙЛ». -2003. - 120 с.
23. Применение новых водойзолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины / 10 А. Поддубный, В.М. Сазонова, H.A. Сидоров, П.М. Усачев // Тематическии научно-технический обзор. - М.: ВПИИОЭНГ, - 1977. - 98 с.
24. Сидоров H.A., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Повышение эффективности работы водопашетательных скважин. - М.: ВННИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1982. -34 с.
25. Сидоров И.А., Поддубный К).А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. - М.: ВПИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. -1984.-75 с.
26. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений / Ю.А. Поддубный, А Я. Соркин, А.Г. Дябип и др. // 1р. ВНИИ. - Вып. 122. - М.: Недра. - 2000. -С. 40-44.
27. Эффективность применения физико-химических технологи воздействия в нагнетательных скважинах / А.Я. Соркин, В.А. Каи, B.Ii. Стуиоченко, А Г. Дябин, С.А. Жданов //11ефт. хоз. - 2004. - №4. - С. 64-66.
28. Рябоконь С А. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении рсмонтно изоляционных рабог в скважинах // Неф г. хоз. - 1989. - №4. - С. 47-53.
29. Рябоконь С.А., Рябова JI.H. Гампопажные растворы повышенного качества // Нефт. хоз. - 2003. - №12. - С. 32-34.
30. Уме1баев В.Г., Плотников И.Г. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампопажными материалами. - М.: ВНИИОЭИГ.- 1993.-С. 18-21.
31. Новые перспективы полимерною заводнения в России / С.А. Власов, II.В. Крас-нопевцева, Я.М. Каин, A.B. Фомин, А.П. Рязанов// Неф т. хоз. - 1998. - №5. - С. 46-49.
32. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности. -М.: ВНИИОЭИГ, - 1974.-67 с.
33. Оганджанянц В.Г., Полищук A.M. Об отставании фронта полимера ог фронта несущей воды при фильтрации раствора полимера через пористую среду // Изв АН СССР.
• Механика жидкости и газа. - 1976. - №4. - С. 149-151.
34. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращепко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др.//М.: Недра. - 1978.- 126 с.
35. Фомин A.B. Влияние неоднородности коллектора па эффективность полимерного заводнения. - М.: ВПИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1998. - вып.7-8 - С. 14-17.
36. Сидоров И.А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины. - М.:ВПИИОЭНГ, - 1976. - 58 с.
37. Пегухов В.К., Газизов A.Iii. Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины. - М.: ВПИИОЭНГ. - 1983. - вып.25. -26 с.
38. Применение полимердисперспых систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи / АЛИ. Газизов, JI.A. Галактиопова, B.C. Адыгамов, A.A. Газизов // Пефт. хоз.
• 1998.-№2.-С. 12-14.
39. Газизов A.III. Использование полимсрдисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов // Шестой Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. - Ставангер. - 1991. - т.2.
40. Федоров K.M., I слип Л.Г. К вопросу о внедрении технолотпй рет-улирования потоков в обводненных месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысл. дело. - 1995. -№8-10. -С. 30-35.
41. Федоров K.M. Аналитические исследования процесса ¡елеобразования в при забойной зоне скважин // Изв. РАН. - 1997. - №4. - С. 80 87.
42. Программный комплекс для прогнозирования iелевых обработок призабойпых зон скважин / K.M. Федоров, В.В. Гузеев, О.Н. Пичугип, A.A. Чебаков // Нефт. хоз. - 2000. - №8. - С. 75-77.
43. Liang J., Sun H., Scright R.S. Why do gels reduce water permeability more then oil permeability//S РЕ Reservoir Engineering. - 1995. - V. 10 - P. 45-49.
44. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия па пласт / А.Г. 1слин, М. Хлебникова, В. Сиш изова и др. // Вестник инжипиришовою центра. - 2002. - №4. - С. 41-44.
45. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири / А.Г. Телии, Г.И. Зайнетдинов, И.С. Кольчугин // М.: ВИИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1998. - вып.4-5. - С. 37-39.
46. Зайнетдинов Т.И., Телип А.Г., Шишлов J1.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов па поздней стадии разработки // Нефт. хоз. - 1997. - №2. - С. 29-31.
47. 1елин А.Г., Скороход А.Г., Зайнетдинов Т.И. Разработка новых 1слеобразуютцих систем на основе хлористого алюминия. - M ВИИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1998. - №7-8. - С. 11-14.
48. Изучение физико-химических свойств гелеобразующей системы на основе алюмосиликатов / J1.E. Ленчспкова, НЛО. Лукьянова, P.C. MyxaMei зянова и др. // В сб. Разработка и совершенствование меюдов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. - Уфа: Гилем. - 1998. - С. 192-195.
49. Техиоло1ия ограничения водопритоков па основе алюмосиликата и математическое моделирование се применения в продуктивных пластах / IO.A. Когенев, B.Ii. Андреев, С.А. Блинов, K.M. Федоров и др. //11сфт. хоз. - 2004. - №4. - С. 60-63.
50. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции / H.III. Хайредипов, В.П. Андреев, IO.A. Котенсв и др. // Уфа: УГИТУ.-2000.- 152 с.
51. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте 1ель и СОз при тепловом воздействии / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, A.A. Боксерман, В.В. Полковников // Пефт. хоз. - 1994. - №4. - С. 45-48.
52. Алтунипа JI.K, К>шнинов В.А. Пеортаничеекие 1ели для увеличения нефтеотдачи неоднородных плаетов с высокой температурой // Неф г. хоз. - 1995. - №4. -С. 36-39.
53. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Гель-технолоши увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких неф1ей // Интервал. - 2001.- №1. -С. 9-11.
54 Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Применение термотроппых гелей для повышения нефтеотдачи // Нефтеотдача. - 2002. - №5. - С. 28-35.
55. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Технологии ИХП СО РАН для увеличения охвата пласта и интенсификации добычи нефти месторождений, разрабатываемых ■заводнением и паротепловым воздействием // Интервал. - 2003. - №6-7. - С. 23-30.
56. Разработка осадкогслеобразующего состава на основе сырья лесохимии для повышения нефтеотдачи пластов / H.A. Черепанова, И.М. Галимов, Е.Ф. Кугырев, JI.K. Алтунина, Р.П. Фахрегдинов / Интервал. - 2001. - №10(33). - С. 44-46.
57. Алмаев Р.Х. Девятой В.В. Влияние щелочных осадкообразующих составов на изменение проницаемости нефтенасыщенных пород / Геолошя, 1еофизика и разраб. нефг. Месторождений. - 1995. - №3. - С. 49-52.
58. Амияп A.B., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем. - М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1984. - №8. - 54 с.
59. Хавкии А.Я., Сорокин A.B., Берлин A.B. Применение пенных систем для повышения нефтеотдачи в неоднородных пластах // Нефт. хоз. - 2006. - №11. - С. 82-85.
60. Трофимов A.C., Ибратимов JI.X., Ситников A.A. Ограничение водопритоков скважин по капштам низкого фильтрационного сопротивления // Нефтепромысл. дело. -1996.-№6.-С. 13-19.
61. Технолошя применения волокписто-дисисрепой системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудпоизвлекаемыми запасами нефти / Ю.В. Баранов и др. // М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. -1995.-вып.2-3.-С. 38-41.
62. Баранов Ю.В., HuiMaiy i iiiii И.Г., Паиарип A.I. Основные результаты применения во юкнпсю-днсперспыч систем на Ромашкинском месторождении // Интервал. - 2002. - №7.-С. 69-71.
63. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды / Ю.В. Баранов, И.Г. Нитматуллин, Р.Х. Низамов, И.В. Шнуров и др. // Нефт. хоз. - 1998. - №2. - С. 24-28.
64. Повышение )ффстстивпости разработки водонефтяных зон путем закачки в пласт осадкоиакопителсй / И.Ф. Глумов, РЛ. Фазлыев, Ф.М. Хамадеев, Р.Х. Муслимов, В.М. Юдин //11ефт. хоз. - 1975. - №7. - С. 34-36.
65. Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Уваров С.Г. Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов па основе глипосодержащих тсхполо1 ичсских растворов// Интервал. - 2001. - №11. - С. 4-5.
66. Гамзатов С.М., Власов С.А., Нулавин В.Д. Эффективные технологии производства биополимеров в промысловых условиях и воздействия ими на пласты // Нефт. хоз. - 1998. -№1. - С 45-46.
67. Биополимеры - полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов / P.P. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, М.Р. Хисамегдинов, С.Г. Уваров // Нефт. хоз. - 2006. - №3. - С.46-49.
68. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра. - 1991. - 224 с.
69. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий па основе эмулыатора ЭКС-ЭМ / Д.К). Кряпев, A.M. Петраков, ТС. Роюва, A.B. Билинчук // - М.: Бурение и нефть. - 2006. - №7/8. - С. 8-11.
70. Разработка и испытания обратных эмульсий па основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки пашегательпых скважин / Д.Ю. Крянсв, A.M. Петраков, Т.С. Роюва, A.B. Билинчу к //11ефтепромысл. дело. - 2006. - №9. - С. 26-31.
71. Кремнийортанические соединения фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов / C.B. Гусев, В.В. Мазасв и др. // Нефт. хоз - 1995. - №3. - С. 65-68.
72. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Wacker-Chemie на месторождениях Ао «Юганскнефтегаз» // Нефт. хоз. - 1996. - №5. - С. 72-75.
73. Физико-механические свойства полимерных гидрогелей, применяемых в нефтедобыче / НА. Румянцева, Н.И. Акимов и др. // Интервал. - 2002. - №5 - С. 27-31.
74. К вопросу о размещении 1еля в слоисто-неоднородном пласте / В.Я. Кабо, В.Н. Мапырип и др. // Интервал. - 2002. - №5. - С. 40-48.
75. Румянцева H.A., Козупица Л.М. Исследование физико-химических и реочотических свойств силикатных телей на основе растворимого стекла // Интервал. -2002. - №5. - С. 67-74.
76. Кадыров P.P., Хасапова Д.К. Применение жидкою стекла с повышенным модулем при отрапичении притока вод в скважину //Нефт. хоз. - 2006. -№3. - С. 62-64.
77. Васягин Г.И., Чендарев В.В, Чагапов М.С. Изменение пстрофизических свойств коллектора поддействием продукта ЩСПК//Пефт. хоз. - 1998. -№2. - С. 15-16.
78. Глумов И.Ф. Применение нефтесернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. - М.: ВНИИОЭИГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1985. -37 с.
79. Лебедев H.A. Резервы химических и биолог ических технологий увеличения нефтеотдачи //11ефт. хоз. - 1997. - №7. - С. 16-18.
80. Малярепко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скваэжинах и перспективы их применения па месторождениях Западной Сибири. - М.: ВНИИОЭИГ, сер. Нефтепрмысловос дело. - 1987. - вын.1. - 33 с.
81. Результаты и перепекiивы применения новых технологии увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Р.Г. Галеев, Ш.Ф. Гахаутдипов, P.C. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Х. Муслимов н др. // Нефт. хоз. - 1998. - №7. - С. 14-17.
82. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / В.Ф. Седач, В.П Сонич, В А. Мишарин, P.A. Булатов // Интервал. - 2001. - №10. - С. 14-23.
83. Антипов B.C., Дума В.М. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи па месторождениях ОАО «НГК «Славнефть» и их экономическая эффективность //Нефт. хоз. - 1999. - №8. - С. 21-24.
84. Результаты внедрения методов увеличения нефтеотдачи на Варьегапском месторождении / Л.Г. Захаров, A.JI. Зарубин, O.P. Ку зоваткин, А.Я. Соркин и др. // Нефт. хоз.-2003.-№12.-С. 39-41.
85. Применение водоизолирующих химреатентов на обводненных месторождениях Шаимского района / В.В. Девятое, Р.Х. Алмаев, П.И. Пастух, В.М. Санкин // М.: ВНИИОЭИГ, - 1995.-67 с.
86. Применение 1елеобразующих составов на основе алюмосипикатов па Красноярском месторождении / P.A. Храмов, Б.Н. Персиянцев, Л.Е. Ленченкова, P.P. Ганиев// Нефт. хоз. - 1998. -№11. - С. 44-46.
87. A.c. № 1102895. - 1985. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину /ЮН. Янковский и др.
88. A.c. № 1391215. - 1987. Способ рсмонтпо-изоляционных работ в нефтегазовой скважине / А.К. Ягафаров и др.
89. Результаты опытно-промышленных работ ОАО «ПК Черпогорнефтеогдача» по увеличению нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении / Л.С. Бриллиант, В.И. Репин, A.B. Бодрягип и др. //Нефт. хоз. - 1997. - №10. - С. 37-44.
90. Левицкий В.И., Митрофанов А.Д. Изоляция обводненых интервалов продуктивною пласта АВ45 Самотлорского месторождения вязкоупрутими системами. -Тюмень, - 1998.-89 с.
91. Метод изменения направления фильтрационных поюков при разработке нефтяных месторождений / В.Н. Гавура, В.Г. Лейбсон, Н.И. Чииас, Д.З. Шефер. - М.: ВМИИОЭИГ.- 1976 -63 с
92. Бучковская М.И., Иваиишии B.C., Лозинская А.Б Опыт внедрения метода изменения направления фильтрационных потоков на Северо-Далипском месторождении // Нефтяная и 1азовая промышленность. - 1982. - №8. - С. 35-38.
93. Вашуркин А.И., Пвченко B.C., Свищев М.Ф. Опыт изменения направления фильтрации при нестационарном заводнении // Нефт. хоз. - 1979. - №9. - С. 40-42.
94. Спарлиш Д.Д., Хагсп Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра. - 1984. -№6.-С. 11-15.
95. Бочаров В.А., Сургучев M.JI. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяною месторождения // НТС но добыче нефти №49. - М.: Недра. - 1974.
96. Применение водопабухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Нурчатской площади / Б.М. Курочкин, P.C. Хисамов, Н.З. Ахметов, A.C. Султанов и др. // Нефг. хоз. - 2006. - №1. - С. 68-72.
97. Огтытно-промышленные работы по испытанию техноло1ИИ модифицированного полимерною заводнения капсулированпыми полимерными системами / P.C. Хисамов, H.H. Кубарев, М.Н. Рахматуллина, Н.И. Варламова, О.М. Андриянова// Пефт. хоз. - 2006. - №9. - С. 112-116.
98. Малых В.В., Захаров В.К., Назимов H.A. Выравнивание профиля приемистости и увеличение коэффициента вытеснения по результатам внедрения большеобъсмных закачек полимера па Галинской площади // Сб. докладов научно-технического совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений (г. Радужный, 23 - 27.04.98 г.). -1998.-С. 62-68.
99. Сафонов ПН Алмаев Р.Х, Гафуров А.Г. Внедрение осадкогелеобразующих технологий на месторождениях ОАО «Башнефть» // Сб. докладов научно-технического совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений (т. Радужный, 23 - 27.04.98 г.). -1998.-С. 198-206.
100. Чуйко Л.И., Лазарев А.Г., Пушии A.B. Использование волокнисю-дисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов на Талинской площади // Сборник докладов научно-техническою совещания но обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений (г. Радужный, 23 - 27.04.98 i.). - 1998. - С. 69-90.
101. Ку зьков В.А., ррикова Л.Е. Применение метода изменения фильтрационных потоков на Западно-1'эбукском месторождении // PI1TC. Сер. Нефтепромысловое дело. -№6. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - С. 5.
102. ГОСТ 13078-81. Стекло натриевое жидкое, технические условия.
103. Эфрос Д. А., Оноприенко В. П. Моделирование линейною вытеснения нефти водой //Тр. ВНИИ. - вып. 12. - М.: Госгоптехиздат. - 1958.
104. ОС Г 39-195-86 Нефть. Меюд определения коэффициента вьпеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром. Москва.
105. Исследование возможности и эффективности использования силикатгто-полимерных гелей для изоляции пластов / Г.А. Ьадалянц, Л Н. Вученков, Т.С Роюва, A.B. Сгарковский //Тр. ВНИИ. - Вып. 116. - М.: Недра. - 1993. - С. 24-32.
106. Старковский A.B., Роюва Г.С. Влияние различных добавок на физико-химические свойства силикатного геля // 1р. ВНИИ. - Вып. 116. - М.: Недра. - 1993. - С. 49-61.
107. Пат. 1774689 РФ. Способ изоляции водоггритока и зоны поглощения / A.B. Старковский, Г.С. Рогова, А.I. Горбунов. Заявл. 21.02.91.
108. Паг. 2076203 РФ. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / A.B. Старковский, I.С. Роюва. Заявл. 01.12.94.
109. РД 153-3911-020-97. Инструкция по применению силикатно-нолимерных гелей (СПГ) для изоляции высокоироницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. - 1997. - 13 с.
110. Горбунов А.Г., Роюва Г.С. Старковский A.B. Физико-химические и фильтрационные исследования силикатпо-полимерпых гелей и их применение для изоляции высокоггроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах //пос. Новоспасское, Магериалы научно-практической конференции. - 2000. - С. 124-137.
111. Горбунов А.Г., Роюва I.C. Старковский A.B. Исследование физико-химических и изолирующих свойств силикатио-полимсрпых гелей и их применение для изменения фильтрационных потоков флюидов в нагнетательных и добывающих скважинах//1р ВНИИ.-Вып. 125. - М.: Недра. - 2001. - С. 33-45.
112. Гелеобразующие составы на основе нефелинового концентрата для изоляции водопритока п водопоглощения в скважинах нефтяных месторождений / А.Т. Горбунов,
I.C. Poiока, A.B. Старковский, U.E. Кр>чинина, A.A. Бегев//Тр. ВНИИ. - Вып. 129, - М.: Недра. -2003. -С. 35-41.
113. Старковский А.В, Роюва Т.С. Эффективность применения сичикатнот 1еля для повышения нефтеотдачи пластов // Неф г. хо$. - №4. - 2004 - С. 42-44.
114. Старковский A.B., Роюва Т.С. Гелеобрачующие составы на основе силиката натрия и их применение для повышения нефтеотдачи пластов // 1р. ВНИИ. - Вып. 130. -М.: Недра. - 2005. - С. 94-103.
-
Рогова, Татьяна Сергеевна
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2007
-
ВАК 25.00.17
- Научно-методические основы применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти
- Регулирование процессов трещинообразования при закачке воды в пласт
- Геолого-технологические основы применения термогелевого воздействия для условий месторождений Западной Сибири
- Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении
- Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций
