Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование и разработка комплексной технологии освоения и ремонта скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка комплексной технологии освоения и ремонта скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах"

9 15-5/159

На правах рукописи

КУПАВЫХ Кирилл Сергеевич

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА

СКВАЖИН В КАРБОНАТНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.15- Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2015

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Николаев Николай Иванович

Официальные оппоненты:

Хузина Лилия Булатовна, доктор технических наук, доцент, ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт», кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, заведующая кафедрой

Живаева Вера Викторовна, кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет», кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, заведующая кафедрой

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

Защита состоится 8 июля 2015 года в 12 ч. на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г. Санкт-Петербург, В.О., 21 линия, д.2, ауд. 1171а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru.

Автореферат разослан 8 мая 2015 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ / ГОРЕЛИКОВ

диссертационного совета Владимир

/ Георгиевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Перспективы развития нефтяной промышленности России в значительной мере определяются состоянием её углеводородных ресурсов. В разработку вовлечено более 60% текущих запасов, степень выработки нефтяных залежей в настоящее время превышает 50%, в том числе около 40% в Тюменской области и 70% - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. За счет опережающего извлечения наиболее продуктивных залежей нефти качественно изменяется их структура, возрастает доля трудноизвлекаемых ресурсов и низкодебитных скважин, снижается эффективность добычи нефти. В связи с этим вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов связано с использованием прогрессивных технологий (средств) бурения и освоения скважин.

Общая оценка качества коллекторов производится преимущественно по их емкостным характеристикам, показателем которых является, прежде всего, открытая пористость. Согласно этим классификациям к высокоёмким относятся породы, пористость которых равна или превышает 20 %. Породы с пористостью 10 - 5 % и ниже относятся к плохим, малоёмким коллекторам. В такой разряд попадает большинство карбонатных пород. Однако имеются многочисленные примеры крупных (в том числе и гигантских) залежей в так называемых плохих, низкоёмких карбонатных коллекторах. Трудности вызова притока из таких коллекторов свидетельствуют о необходимости разработки новых технологий и материалов для освоения и ремонта скважин.

В этой связи исследования, направленные на повышение эффективности освоения и ремонта низкодебитных скважин, представляются весьма актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности освоения и ремонта нефтяных скважин в низкопроницаемых коллекторах.

Идея работы заключается в создании комплексной технологии освоения и ремонта скважин путем совмещения цикличного гидродинамического воздействия на низкопроницаемую карбонатную породу - коллектор с кислотной обработкой пласта.

Задачи исследования:

1. Проведение анализа современного состояния освоения и ремонта скважин.

2. Разработка технологической схемы воздействия на пласт при освоении и ремонте скважин.

3. Теоретическое обоснование процессов гидродинамического воздействия на низкопроницаемый пласт.

4. Исследование составов технологических жидкостей для освоения ремонта скважин в низкопроницаемых коллекторах. Физическое моделирование и проведение стендовых исследований процессов заканчивания скважин в осложненных условиях.

5. Разработка составов жидкостей для воздействия на пласт.

6. Опытно - производственная оценка предложенным разработкам.

Методика исследования носила экспериментально теоретический характер и включала экспериментальные исследования составов технологических жидкостей для освоения и ремонта скважин, научное обоснование и разработку комплексной технологии освоения и ремонта скважин, физическое моделирование и проведение соответствующих стендовых исследований.

Научная новизна заключается в теоретическом обосновании зависимости перепада давления на забое скважины от частоты прилагаемых ударных импульсов на устье и вязкости скважинных жидкостей, а так же экспериментальном установлении на модели скважины характера распространения фронта волны при ее удалении от забоя.

Защищаемые научные положения:

1) В низкопроницаемых карбонатных коллекторах образование вторичной проницаемости может быть обеспечено управлением скоростью реакции кислотной композиции на основе HCL и HF путем введения в ее состав 5% неионогенных ПАВ.

2) Создание на устье модели скважины ударных импульсов путем кратковременных открытий пневмозадвижки (0,3-0,5 сек.) способствует возникновению гидродинамического фронта волны в призабойной зоне продуктивного пласта, которая по протяженности и амплитуде зависит от величины начального давления на устье,

глубины скважины, а так же частоты создаваемых импульсов, причем амплитуда ударной волны возрастает прямо пропорционально удалению от забоя и достигает максимума на расстоянии 3-4 метров, после чего наблюдается ее затухание.

3) Разработанная комплексная технология освоения и ремонта низкодебитных скважин с использованием гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта в сочетании с химической обработкой соляно-кислотным составом позволяет повысить среднесуточный дебит скважин до трех раз.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, воспроизводимостью полученных экспериментальных данных.

Практическая значимость состоит в разработке комплексной технологии воздействия на карбонатные низкопроницаемые пласты, а также составов технологических жидкостей для её реализации.

Апробация работы.

Основные положения и результаты исследований докладывались на ежегодном Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2012), на 53-й Международной научной конференции студентов и аспирантов (Польша, Краков, 2012), на Международной конференции «Эффективность и устойчивое развитие горной промышленности» (Германия, Фрайберг, 2013), на VII Всероссийской конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых» (Пермь, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2014).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, из них 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 3 патента РФ.

Объем и структура диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка,

включающего 76 наименований. Материал диссертации изложен на 105 стр., включает 8 табл. и 37 рис., 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, задачи, идея работы, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе представлен анализ причин низкой проницаемости прискважинной зоны пласта. Низкие фильтрационно-емкостные характеристики пласта могут быть обусловлены его геологическими характеристиками, физическими свойствами добываемого флюида (например, высокопарафинистые и высоковязкие нефти) или причинами, вызывающие частичную закупоривание микроканалов в пористой среде и, соответственно, снижающие проницаемость призабойной зоны скважины при различных технологических операциях.

Проанализированы основные существующие методы освоения и ремонта скважин в низкопроницаемых коллекторах.

Значительный вклад в исследование способов обработки призабойной зоны пласта кислотным воздействием внесли отечественные и зарубежные исследователи: К.Б. Аширов, Ю.В. Вердеревский, Ю.И.Войтенко, Р.Г. Галев, И.М. Галлямов, М.Н. Галлямов, Ю.В. Зейгман, A.B. Михалюк, М.Х. Мусабиров, M.JI. Сургучев, Б.М. Сучков, В.И. Токунов, А.Б. Харитонов, P.C. Хисамов, М.Дж. Экономидес и другие.

Отдельными вопросами повышения эффективности освоения и ремонта скважин гидродинамическими методами занимались отечественные и зарубежные исследователи: В.П. Дыбленко, Ю.П. Желтов, В.В. Живаева, Н.И. Крысин, В.И. Кудинов, O.JT. Кузнецов, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Ч.С. Мэттьюз, В.Н. Николаевский, Р.Н. Хорн, С.А. Христианович, Л.Б. Хузина, Б.Дж. Чемпен, A.B. Шипулин, В.Н. Щелкачев, P.C. Яремийчук и другие.

Сформулированы задачи исследований.

Во второй главе изложена методика аналитических исследований гидродинамического воздействия на пласт и экспериментальных исследований по разработке кислотных

составов для обработки карбонатных низкопроницаемых коллекторов и моделирования гидродинамического воздействия на экспериментальном стенде. Приводятся методы планирования экспериментальных исследований и статистической обработки.

В третьей главе представлены результаты аналитических и экспериментальных исследований распространения гидроудара в скважине и продуктивном пласте. Разработана технологическая схема гидродинамической обработки пласта при освоении и ремонте скважин.

Передача давления к пласту осуществляется импульсами, создаваемыми на свободной поверхности жидкости в насосно-компрессорных трубах (НКТ) путем кратковременного открытия задвижки на устье скважины. При такой передаче мощности интенсивность воздействия на пласт определяется не только амплитудой, но и частотой изменения давления во времени, а также формой импульса, т.е. законом изменения давления по времени.

Исходя из известных уравнений неразрывности Сен-Венана и решения предельной задачи Коши, была получена зависимость перепада давления на забое от начального давления и количества ударов на устье.

_I

Др = ±4плЕК-= 2лР0(2п -1)

2п (1)

где Ро - амплитудное значение давления на свободной поверхности скважинной жидкости, п - частота прикладываемых импульсов. ___________________________________________

Рисунок 1 - Зависимость перепада давления от начального давления и частоты ударов на устье. Из графика видно, если ударные волны посылать от устья скважины и чередовать их с приходящими и отраженными, то

происходит сложение прямых и отраженных волн, перемещающихся по скважине и образование волн повышенного давления. Сложение двух волн способствует увеличению перепада давления с 60 до 180 атм (в 3 раза), а трех позволяет увеличить перепад давления до 320 атм (в 5,3 раза).

Импульс давления, образующийся на забое скважины, через перфорацию передается в трещины пласта. Трещины являются каналами, по которым волна распространяется вглубь массива аналогично передаче волны к забою в НКТ скважины.

Комплексная технология гидродинамического воздействия на ПЗП подразумевает использование двух жидкостей - кислотный состав в нижней части ствола скважины и техническую воду в верхней. В этой связи необходимо оценить влияние вязкости указанных технологических жидкостей на перепад давления на забое, поскольку этот показатель у кислоты почти в 1,7 раза больше, чем у воды.

Исходя из модели течения вязкой жидкости (модель Максвелла) была получена зависимость изменения скорости движения при достижении ударной волной забоя скважины от количества рабочей жидкости находящейся в скважине и ее динамической вязкости:

(¿-/К (2)

Дм =

.1 L-1

1г(~ +-)

Ъ

где и = —, Ь - глубина скважины, 1 - расстояние от забоя V Р

до контакта рабочей жидкости с водой, Т]] - динамическая вязкость рабочей скважинной жидкости, 1]2 - динамическая вязкость воды, Р - начальное давление, р - плотность воды.

Перепад давления, создаваемый на забое скважины, определяется по формуле Жуковского:

Др = рсДи ^

где р - плотность жидкости; с - скорость ударной волны.

Тогда окончательно, уравнение (3) примет вид:

8

Ар = рс

,1 ¿-Л' г]2(— +-)

>7. Ъ (4)

Графический анализ зависимости (4), представлен на рисунке 2.

-1м№Ч.М) •ЗмГЬЧ,НО

-ЫПа'г, 1-50

- ЗмПл'г, 1=г)0

- ЮиШЧ, 1=4) -ИиГЦ'с, 1-300 -ЗмГй'с, 1-300 -ЮмПл'с. 1-300 >1мПаЧ, 11000 ■ЗмШ'с, 1-1000 -ЮиПл'с, 1-1000

Рисунок 2 - Аналитическая зависимость изменения давления на забое от начального давления на устье, высоты столба и вязкости

скважинной жидкости.

Из графиков видно, что с увеличением начального давления на устье (Р), давление на забое (АР) увеличивается по степенной

зависимости, причем с увеличением вязкости рабочей жидкости " перепад давления также возрастает. Кроме того, анализ полученных зависимостей показывает, что увеличение объема рабочей жидкости на забое приводит к увеличению давления АР. Таким образом, при увеличении столба рабочей жидкости на забое, необходимо повышать ее вязкость.

Особенность предлагаемого решения поставленной задачи заключается в том, что вместо приложения высокого давления ПЗП подвергают сериям коротких ударов, при которых жидкость не успевает фильтроваться в образующиеся трещины и увеличивать их

длину. Короткие удары способствуют развитию прилегающих трещин, выкрашиванию породы, образованию каверны вокруг призабойной зоны и увеличению ее эффективного радиуса.

Рисунок 3 - Схема гидродинамического воздействия на пласт: 1 -задвижки с пневмоприводом; 2 - АНЦ-320.

Энергия движущейся массы жидкости оказывает воздействие как пласт. Колебания с частотой менее одного герца имеют малое затухание, поэтому периодические изменения забойного давления передаются в виде волн низкой частоты по простиранию пласта и способствует перераспределению напряжений в массиве, что приводит к развитию системы существующих трещин и образованию новых (рисунок 4).

I

Рисунок 4 - Развитие системы трещин при гидродинамическом воздействии на пласт, где: 1 - колонна; 2 - цементное кольцо; 3 -зона кольматации; 4 -пласт.

Так как в реальных условиях не представляется возможным измерить глубину и величину проникающей в пласт ударной волны, был разработан экспериментальный стенд для исследования характера продвижения фронта ударной волны и изменения

величины давления по мере ее удаления от забоя скважины (рисунок

5).

При проектировании модели экспериментального стенда, в качестве критерия подобия принималось геометрическое подобие Ньютона. Геометрические размеры капилляров, имитирующих карбонатный трещиноватый коллектор скважины, принимались исходя из того, что величина раскрытия трещин в таких породах составляет 10-20 мкм. Тогда, исходя из средней величины раскрытия трещины 15 мкм и диапазона изменения поверхностной плотности трещин 0,45-4,5 см/см2, размер капилляров, имитирующих проницаемый коллектор, составил от 2 до 6 мм. Поскольку аналитические исследования (уравнение 4) показывают, что перепад давления на забое не зависит от диаметра скважины, то диаметр модели ствола скважины был принят 16 мм для удобства соединения со шлангом высокого давления.

Рисунок 5 - Схема экспериментального стенда для исследования характера продвижения фронта ударной волны и изменения величины давления rio мере ее удаления от забоя скважины. 1 - модель ствола скважины, 2 - капилляры, имитирующие продуктивный пласт, 3 - точки измерения давления, 4 - скважинный манометр «M/D Toteo», 5 - газовый баллон высокого давления с азотом, 6 - газовый редуктор, 7 - шланг высокого давления, 8 -шаровые краны для подачи ударного импульса и стравливания давления.

Эксперименты на модели проводились при давлении на устье 5, 10 и 20 атм и изменении диаметра капилляра 2,4 и 6 мм. В результате были получены зависимости давления по мере удаления точек замера от забоя модели скважины. На рисунке 6 представлен пример изменения давления в капилляре при значении начального давления 20 атм.

Рисунок 6 - Характер распространения ударной волны при начальном давлении на редукторе 20 атм.

Из рисунка видно, что по мере удаления от ствола скважины давление возрастает, причем с уменьшением диаметра капилляра наблюдается сдвиг экстремума в сторону удаления от забоя и увеличение абсолютного пикового значения давления с последующим его затуханием. Аналогичный характер распределения величины гидравлического импульса по длине капилляра наблюдались при начальных давлениях 5 и 10 атм.

Для изучения влияния глубины скважины и характера нарастания амплитуды давления был проведен ряд экспериментов, часть из которых представлена на рисунке 7.

а) глубина модели скважины б) глубина модели скважины

0,5м 1м

в) 0,5 глубина модели скважины г) глубина модели скважины 0,5 м 1м

Рисунок 7 - Зависимость перепада давления в капилляре от величины начального давления на устье и удаления точек замера от забоя при длине модели ствола скважины 0,5 и 1 м. а); б) - удаление от забоя до двух метров. в); г)_ удаление от забоя до пяти метров.

3** 14« А *М

—Зкг*#»мгм»*з» —— — 1МИИМРИММ "5>*!

ЧАЧУЬИОГ ЦЛР.гЛ. Ш

10 54

Анализ полученных экспериментальных зависимостей показывает, что по мере удаления точек замера давления от забоя модели скважины наблюдается прямолинейный характер его роста с

постепенным переходом в экспоненциальный, независимо от начального давления на устье, при этом максимум перепада давления составляет 92 атм в точке удаленной от забоя на 4 метра при начальном давлении 20 атм и размере модели скважины 1 метр. Кроме того, из графиков следует, что при уменьшении ствола модели скважины в 2 раза значение давления в точках замера изменяются незначительно, что позволяет прогнозировать эффективность применения предлагаемой технологии и в неглубоких скважинах.

Четвертая глава посвящена разработке композиций технологических жидкостей для повышения эффективности вызова притока из карбонатных коллекторов.

При разработке кислотных составов учитывается, что применение ПАВ позволяет регулировать скорость реакции кислоты с породой, а так же существенно снизить поверхностное натяжение кислотного раствора на границе с углеводородной жидкостью, увеличить проникающую способность кислоты, способствует более полному удалению из пласта продуктов реакции, также ПАВ препятствует смыканию трещин.

Для оценки влияния ПАВ в качестве замедлителей тестировалось 4 состава, в которых основой является смесь соляной (9%) и плавиковой (5%) кислот. Методика проведения экспериментальных исследований заключалась в сравнении массы образцов карбонатной породы до и после обработки кислотным составом.

Для определения оптимальной концентрации состава необходимо было проводить опыты на породе с равномерной карбонатностью, для этого был выбран известняк. Образцы керна помещались в кислотный раствор с различным содержанием ПАВ на 20 мин, затем они извлекались и просушивались в течение суток, а после взвешивания рассчитывалась потеря массы образцов (%). Результаты представлены на рисунке 8.

3 4 5 6 ? Концентрация ПАВ, Ч

— Кл1ам.ии М» -Ситамол АЛМ-10 —ЛАБС млгрим

- Додсцилс у Л »кфЛ

натрия

Рисунок 8 - Изменение массы образцов в зависимости от концентрации ПАВ в кислотном составе.

Из рисунка 8 видно, что при увеличении концентрации ПАВ в растворе до 1% наблюдается резкое замедление растворимости, при 5% у ЛАБС натрия наблюдается максимальный эффект. В этой связи увеличение концентрации ПАВ в кислотном составе более 5% не целесообразно.

Дальнейшие исследования были направлены на оценку влияния времени обработки образцов. На рисунке 9 представлена зависимость потери массы образцов от времени воздействия кислотного состава на породу и вида ПАВ. В начальный период времени (до 10 минут) катамин АБ и ЛАБС натрия незначительно (по сравнению с другими ПАВ) замедляет действие кислоты, что вызывает значительную потерю массы, при этом в дальнейшем они практически нейтрализуют действие кислоты, что может негативно

обработки. 15

Додецилсульфат натрия, напротив, в начале обработки отрицательно сказывается на растворяющей способности кислотного состава, но затем график выравнивается и становится практически линейным, а Синтанол АЛМ-10 показывает наиболее стабильные результаты.

В пятой главе приводятся результаты производственных испытаний и дается оценка экономической эффективности применения разработанной технологии.

Для оценки эффективности применения предлагаемой технологии гидродинамического воздействия на пласт с использованием кислотного состава в промысловых условиях летом 2014 года были проведены производственные исследования по ремонту скважины с целью увеличения дебита скважины.

Осуществлена обработка кислотным составом продуктивного нефтяного пласта, приуроченного к Фаменскому горизонту (Дзйп) Ардатовской площади Туймазинского месторождения. Продуктивный пласт сложен известняками с многочисленной фауной, тип коллектора - трещинно-поровый.

До проведения испытания среднесуточный дебит скважин составлял 1,41-1,63 т/сут, проницаемость пласта составляла 35*10" |5м2, открытая пористость 5,5%.

Для обработки пласта в общей сложности в скважину было закачано 5,2 м3 кислотного состава HCL (12%) + HF (5%) + Синтанол АЛМ-10 (5%). После заполнения скважины до устья закрытием пневмозадвижки, создали давление в нагнетательной линии 10 МПа. Резким открытием пневмозадвижки создавалось гидродинамическое ударно-волновое воздействие на пласт. Общее число ударно-волновых воздействий - 32 раза при давлении 8-10 МПа.

В результате проведения геофизических исследований скважины установлено, что развилась система трещин в пласте, которая в свою очередь улучшила приток нефти к скважине, среднесуточный дебит скважины по жидкости возрос в первые дни после операции до 6,5-7,2 т/сут, а после выхода на режим дебит по нефти составил 4,5-5,49 т/сут (по сравнению с дебитом до обработки

увеличился в 3 раза). Проницаемость призабойной зоны пласта составила 65*10"|5м2. Открытая пористость 8,5%.

Сравнительный анализ предлагаемой технологии с традиционной кислотной обработкой на данном месторождении показал повышение эффективности извлечения нефти почти в 2 раза.

Экономическая оценка эффективности разработанной технологии, проведенная на примере скважины №571 НГДУ "Туймазанефть", показывает, что при объемах обработки около 17 скважин в месяц прибыль может составить 14,1 млн. руб/год (при стоимости одного барреля нефти 59$).

Общая стоимость проведения гидродинамического воздействия с применением соляно-кислотного состава в качестве агента для обработки пласта составляет 417 800 руб.

По данным годовых отчетов нефтяных компаний Волго-Уральской нефтегазовой провинции, количество пригодных для обработки скважин, комплексной технологией гидродинамического воздействия, составляет около 35000 скважин.

Объем добычи нефти (определяемый по площади треугольника через его вершины) эффективного действия технологии составит 720 тонн (рисунок 10).

Время, сутки

Рисунок 10 - Объем накопленной добычи при комплексной технологии гидродинамического воздействия на пласт.

Расчетная экономическая эффективность приведена в таблице 1.

Таблица 1. Экономическая эффективность технологий

Показатели объем добычи (баррель) Сумма от продажи нефти, тыс руб Стоимость операции, тыс руб Индекс доходн ости, руб/руб

Значения 5241,6 17 009 442 38,47

Примечание: расчёт произведен исходя из стоимости барреля нефти 59$, индекс доходности определяется отношением суммы от продажи нефти к стоимости операции.

При доходе от обработки одной скважины в 66 тыс.руб. (15% нормы прибыли по схожим работам) и объемах обработок около 17 скв/месяц, валовая прибыль за год составит 14,1 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты выполненных теоретических и

экспериментальных исследований позволили сформулировать следующие основные выводы и рекомендации:

1. Проведенный анализ современного состояния технологических и технических средств освоения и ремонта скважин в низкопроницаемых коллекторах показывает, что для увеличения дебита эффективнее комплексное воздействие, которое может быть достигнуто совмещением гидродинамического воздействия с кислотной обработкой ПЗП.

2. Разработанная технологическая схема воздействия на пласт при освоении и ремонте скважин позволяет развить существующие трещины и создать новые, что приводит к увеличению проницаемости ПЗП и дебита скважины.

3. Анализ полученной теоретической зависимости изменения давления в призабойной зоне при наличии в скважине различных жидкостей (рабочего кислотного раствора и жидкости находящейся над ним) показывает, что с увеличением начального давления на устье, давление на забое увеличивается по степенной зависимости, причем с увеличением числа импульсов и вязкости рабочей жидкости перепад давления возрастает.

4. Исследование составов технологических жидкостей для освоения ремонта скважин с низкопроницаемыми коллекторами

показало перспективность применения ПАВ в качестве замедлителей кислотной реакции, позволяющих добиться наиболее широкого и равномерного охвата пласта. Экспериментальный стенд позволяет моделировать процессы, происходящие в скважине и ПЗП, учитывающий различные параметры скважины и ПЗП.

5. Кислотный состав с содержанием неионогенного ПАВ (синтанол АЛМ-10) показывает наиболее стабильные результаты обработки образцов (с увеличением времени потеря их массы изменяется линейно).

6. Опытно-производственная и технико-экономическая оценка свидетельствует об эффективности предлагаемой технологии гидродинамического воздействия на пласт с использованием кислотного состава, а именно, после проведения обработки дебит скважины увеличился с 1,41-1,63 до 4,5-5,49 т/сут, что соответствует увеличению в 3 раза и показывает, что ежегодная прибыль при объемах обработок порядка 17 скважин в месяц может достигать 14 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

а) Статьи в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ

1. Купавых, К.С. Освоение скважин в осложненных условиях / К.С. Купавых // Записки горного института. - 2013. - том №206. - с. 93-98.

2. Купавых К.С. Перспективы применения комплексной технологии освоения и ремонта скважин в низкопроницаемых коллекторах. / К.С. Купавых, Н.И. Николаев, A.B. Шипулин // Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». - 2013. - №4. -с.10-12.

3. Купавых К.С. Результаты исследований и эффективность применения комплексной технологии химической обработки призабойной зоны пласта / Н.И. Николаев, A.B. Шипулин, К.С. Купавых // Территория Нефтегаз. - 2015. - №4. - с. 100-104.

б) Статьи в иностранных изданиях

4. Kupavykh K.S. Well development in complicated conditions. / N.I. Nikolaev, K.S. Kupavykh. // Scientific Reports on Resource Issues. -

2013. -VI Parti, -pp. 113-118.

в) В других изданиях и материалах конференций

5. Купавых К.С. Экологические особенности ремонта нефтяных скважин при низкой проницаемости коллекторов. / Н.И. Николаев, A.B. Шипулин, К.С. Купавых // МАНЭБ. Экология и развитие общества. - 2013. - №2-3 (8). - с. 37-41.

6. Купавых К.С. Оценка влияния пав на эффективность кислотной обработки карбонатных пород. / К.С. Купавых, Н.И. Николаев, Д.А. Волкотрубов, A.A. Петров // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. Материалы VII Всероссийской конференции. Пермь: ПНИПУ. -

2014. - с. 119-121.

г) Права на изобретения

7. Патент №2511167 Российская Федерация, Е21В43/25. Способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной штанговым насосом. / К.С. Купавых, A.B. Шипулин. - Опубликован: 10.04.2014 Бюл. № 10.

8. Патент №2520115 Российская Федерация, Е21В43/25. Способ обработки призабойной зоны скважины / К.С. Купавых, A.B. Шипулин. - Опубликован: 20.06.2014 Бюл. № 17.

9. Патент №2522327 Российская Федерация, Е21В43/25. Способ обработки призабойной зоны скважины / К.С. Купавых, A.B. Шипулин. - Опубликован: 10.07.2014 Бюл. № 19.

РИЦ Горного университета. 05.05.2015. 3.380. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

2015676808

2015676808