Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта"



На правах рукописи

003062554

СКОРОДИЕВСКИЙ ВАДИМ ГЕННАДИЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ С ПОДОШВЕННЫМ ЗАЛЕГАНИЕМ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА

Специальность 25 00 15 "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2007

003062554

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе Научно-производственное объединение "Бурение" (ОАО НПО "Бурение")

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Рябоконь Сергей Александрович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Ашрафьян Микиша Огостинович

кандидат технических наук Усов Сергей Васильевич

Ведущее предприятие

ОАО "Славнефть-Мегионнефтегазгеология"

Защита состоится " ^ " ¡М2007 г в •¿%~часов на заседании диссертационного Совета Д 222 019 01 при ОАО НПО "Бурение" по адресу 350063, г Краснодар, ул Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение"

Автореферат разослан " ^¿¿А^^ 2007 г.

Ученый секретарь

Диссертационного Совета, ¿у <Г у

д т. н (¡/^РР^с-я. л И Рябова

ОЫЦЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы.

В настоящее время отмечается увеличение месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в их числе и залежи, подстилаемые подошвенной водой Малорентабельная или нерентабельная эксплуатация таких скважин, простаивание по этой причине добывающего фонда приносит большие убытки предприятиям

Ликвидация или ограничение водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды является непростой проблемой, что обусловлено близким расположением водонефтяного контакта (ВНК) к перфорированной толще и поднятием конуса воды Особенно остро стоит вопрос в скважинах с контактным залеганием нефти и воды, в которых, как правило, отмечается непродолжительный безводный период Эта проблема усугубляется при наличии заколонных перетоков по некачественному цементному камню

Увеличение отборов нефти ускоряет процессы прорыва воды И если прорыв произошел, то даже последующим снижением дебитов трудно или, что чаще, невозможно вернуться к первоначально низкому содержанию воды в продукции Подтягивание конуса воды резко снижает показатели добычи, требует незамедлительного проведения мер, часто многократных, по изоляции притока воды Во многих скважинах прорыв подошвенной воды происходит еще на этапе первичного вызова притока, и в дальнейшем они эксплуатируются ниже своих добывных возможностей

Для повышения эффективности работы скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, продления срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта требуются мероприятия по формированию защитного экрана между водоносным и нефтеносным пластами Необходима разработка новых технологий, обоснованное использование водоизолирующих составов для определенных геолого-технических условий

Традиционные методы проведения водоизоляционных работ не обеспечивают их достаточную эффективность, которая в большинстве

случаев составляет 30-40 %, редко превышая 50 % Следует предъявлять повышенные требования к технологическим приемам изоляции водопритоков, свойствам водоизолирующих материалов, расчетам закачиваемых объемов и режимов закачки с целью формирования в пласте неподвижного и протяженного экрана Низкие показатели эффективности таких работ свидетельствуют о важности решения поднятой в диссертационной работе проблемы, ее актуальности

Цель работы.

Разработка и внедрение технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта

Основные задачи.

1 Анализ работы скважин в условиях близкого залегания водоносного пласта

2 Разработка водоизолирующих составов для решения поставленной цели, в том числе в условиях высокопроницаемого коллектора Экспериментальные исследования их характеристик

3 Разработка технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта

4 Практическое использование разработанной технологии и оценка ее технико-экономической эффективности

Методы решения задач.

Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении многолетнего практического опыта проведения водоизоляционных работ, в том числе при подошвенном обводнении скважин, а также теоретического материала по фильтрации жидкости в породе, изучении влияния различных факторов на эти показатели

Проведен комплекс лабораторных исследований и стендовых испытаний с анализом результатов Рассмотрены теоретические вопросы по формированию водоизолирующего экрана в пласте

Разработана технология водоизоляционных работ для скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, которая апробирована на обводненных скважинах

Научная новизна

1 Установлено образование единой сшитой структуры активной дисперсной добавки (аэросила) с кремнийорганическими эфира-ми в среде полярного растворителя Изучены общие закономерности отверждения этих систем под действием воды, что позволило разработать водоизолирующие составы АКРОН и АКРОН-А с улучшенными закупоривающими характеристиками

2 Методами ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) определены диапазоны рН стабильного состояния и динамического изменения концентрации компонентов водных растворов АКРОН и АКОР МГ при 0<рН<2 - максимально стабильное состояние, при 2<рН<7 - область увеличения скоростей химических процессов, при 7<рН<11 - резкое ускорение реакций гидролиза и поликонденсации Знание этих областей позволяет управлять скоростью отверждения составов

3 Установлен селективный характер отверждения составов АКРОН и АКРОН-А, а также селективность проникновения их в во-до- и нефтенасыщенньге пористые среды в водонасыщеннуга среду скорость фильтрации в 3,5-4 раза больше, чем в нефтенасыщенную при прочих равных условиях Установленная зависимость позволяет рассчитать необходимый объем водоизолирующего состава для установки водоизолирующего экрана при максимальном сохранении продуктивности пласта по нефти

4 На основании расчетных данных гидравлических сопротивлений, возникающих при прокачке водоизолирующих составов АКРОН, АКРОН-А и АКОР МГ через гибкую трубу, определены оптимальные режимы их закачки

Практическая значимость работы

1 На разработанные составы получен патент РФ № 2244804

2 Составы АКРОН и АКРОН-А сертифицированы и организовано их промышленное производство в соответствии с ТУ 2458-31700147001-2006

3 Разработан способ формирования водоизоляционного экрана с целью увеличения его радиуса методом "напластования" с использованием фильтрующихся в пласт и отверждаемых составов

4 Предложены пути расчета радиуса водоизоляционного экрана и места его установки, позволяющие более обоснованно решать поставленные задачи по изоляции водопритоков в скважинах водоплавающих залежей

5 Разработанная технология успешно применена на месторождениях ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы доложены на межотраслевых научно-практических конференциях "Технология, технические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений" (Анапа, май 2002 г), "Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин" (Анапа, май 2003 г), "Бурение, заканчивание, освоение и ремонт скважин в условиях АВПД и АНПД, в том числе в районах Восточной Сибири" (Анапа, май 2005 г ), "Современная техника и технология за-канчивания скважин" (Анапа, октябрь 2005 г), на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин" (Краснодар, февраль 2005 г) В полном объеме работа доложена и обсуждена на расширенном семинаре лаборатории ремонтно-восстановительных работ ОАО НПО "Бурение"

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 патент РФ

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций Работа изложена на 162 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц, 18 рисунков, список литературы из 106 наименований, 6 приложений

Автор выражает признательность научному руководителю, дтн, профессору С А Рябоконга и благодарит сотрудников ОАО НПО "Бурение" Качерову Н А , Мирную М Л , Скородиевскую Л А , Шурыгина М Н , Яковенко В И , оказавших теоретическую и практическую помощь в проведении исследований и внедрении разработок

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана краткая характеристика диссертационной работы обоснована актуальность проблемы обводнения скважин в условиях подошвенного залегания воды, показано направление продления безводного периода эксплуатации скважин

В первой главе представлен обзор отечественных и зарубежных работ по рассматриваемой теме Большой вклад в решение вопросов, связанных с эксплуатации скважин в условиях близкого расположения ВНК и поднятия конуса воды внесли М Маскет, В А Карпычев, И А Чарный, Ю И Стклянин, П Б Садчиков, А П Телков, Т Л Краснова, И И Клещенко, А В Кустышев и другие, которыми рассмотрены различные методы расчета безводного периода работы несовершенной скважины и методы контроля за конусообразованием Рассмотрены теоретические основы решения этой проблемы, факторы, влияющие на поднятие конуса воды

Проанализированы различные классы водоизолирующих составов и используемые методы водоизоляционных работ Показано, что из фильтрующихся в пласт полимерных составов в основном применяются составы на основе акриловых полимеров, образующие в пла-

сте вязкоупругие подвижные системы, которые не обеспечивают стабильного положения защитного экрана в пласте и выносятся при создании депрессии Определены требования к составам и технологическим процессам формирования искусственной перемычки Сделан вывод о целесообразности применении превентивных методов ограничения водопритоков еще на этапе строительства скважин

Выделены основные причины поднятия конуса и поступления воды в скважину, влияющие на продолжительность безводного периода эксплуатации Основными из них являются темпы отбора жидкости, расстояние от ВНК до вскрытой толщи, депрессия, разность вязкостей и плотностей нефти и воды, пористость среды, ее анизотропность и др Отмечена важная роль анизотропности породы, влияющая на высоту подъема конуса воды и на продолжительность предельных безводных дебитов нефти Поэтому необходимы мероприятия, направленные на увеличение фильтрационных сопротивлений, т е анизотропности пласта, в зоне конуса Этого можно достичь формированием экранов в пористой среде

Анализ рассмотренных процессов и результатов водоизоляци-онных работ показывает, что при близком расположении водоносного пласта в большинстве случаев без проведения специальных работ по формированию защитного экрана невозможно обеспечить продолжительный безводный или маловодный период работы скважин

Поставлена цель работ, основные задачи и пути их решения

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки водоизоли-ругощих составов на основе кремнийорганических соединений селективного отверждения При близком расположении ВНК прорыв воды часто происходит не только вследствие подъема конуса, но и в результате поступления воды по заколонным каналам Поэтому реализация технологии водоизоляционных работ должна идти не только по пути создания водоизолирующего экрана непосредственно в пласте, но и ликвидации каналов перетока Восстановление крепи скважины, особенно при достаточно большой раскрытости каналов и трещин в цементном камне, следует производить дисперсными составами

Разработаны две модификации составов АКРОН, не содержащий дисперсную фазу, и АКРОН-А с дисперсной активной добавкой — аэросилом Применение АКРОН-А предпочтительно для проведения работ в высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, при притоке воды по заколонным каналам в цементном камне

Выбор аэросила в качестве активной добавки определяется его физико-химическими свойствами высокой дисперсностью, высокой способностью к гидратации и набуханию за счет образования водородных связей с поверхностными гидроксильными группами, что обеспечивает высокую подвижность гидратированных частиц, их аг-регативную устойчивость и легкое распределение при перемешивании по всему объему состава, постепенность прохождения химических процессов на поверхности аэросила в присутствии полярного растворителя, хорошие адсорбционные свойства Определено, что гидратированные частицы аэросила одновременно с кремнийоргани-ческой основой состава вступают в реакцию гелеобразования при вводе воды, образуя после отверждения единую химически сшитую структуру, увеличивая прочность конечного продукта

Изложены методики экспериментов, представлены результаты лабораторных и стендовых испытаний, являющиеся основой разработки принципов технологического процесса водоизоляции в скважинах с близким расположением ВНК

Рассмотрены способы регулирования времени отверждения составов АКРОН и АКРОН-А (далее составы АКРОН) в зависимости от температуры, тампонирующей способности пористых сред с низкой, средней и высокой проницаемостью

При разработке составов АКРОН для подбора необходимой концентрации катализатора отверждения (хлоридов металлов) использованы методы ЯМР, которые позволяют по форме сигнала ЯМР резонирующих ядер 'Н или 2831 получить спектральную информацию о состоянии вещества

Наблюдение в растворе за концентрацией прореагировавшего и непрореагировавшего вещества по изменению относительных инте-

грапьных интенсивностей сигналов этильных групп в кремнийорга-ническом эфире позволяет изучать и управлять ходом реакции По смещению реакционных групп композиции в слабом магнитном поле можно подобрать концентрацию катализатора, при которой состояние композиции во времени будет максимально стабильной, что важно для обоснования сроков ее хранения На рис 1 приведена зависимость концентрации прореагировавшего тетраэтоксисилана (ТЭОС) от концентрации Т1СЦ

Гм/П

Рис 1 Зависимость концентрации прореагировавшего ТЭОС от соотношения Cm/Cl (См и Cl - мольные доли Ti4+ и ТЭОС в растворе ССЦ, соответственно) 1 - через 3 ч, 2 - через сутки, 3 - через 7 сут после приготовления

По изменению относительного химического сдвига видно, что реакции в полимерной композиции стабилизируются при содержании 1 моля Ti4+ на 3 моля ТЭОС Это соответствует содержанию катализатора 2 % к ТЭОС Такие же результаты получены и при использовании Fe1+ Следовательно, при таком соотношении этоксильных групп и катализатора система будет наиболее устойчивой при хранении, что учтено при разработке составов

Изучение методом ЯМР процессов гелеобразования водных растворов АКРОН и АКОР МГ позволило выявить области их стабильного состояния и динамического изменения концентрации компонентов

В экспериментах изменялась рН среды при постоянных значениях температуры и давления Установлено, что область рН для стабильного (без заметного увеличения вязкости) состояния водных растворов составов довольно узкая 0<рН<2 В этой области водный раствор может храниться относительно долго (до нескольких суток при температурах до 25 °С) При значениях 2<рН<7 скорости реакций возрастают, наиболее сильно при рН>5, что объясняется ускорением образования комплексов катализатора с кремнийорганическим эфиром Дальнейшее увеличение рН при значении 7<рН<11 приводит к выпадению осадка и резкому ускорению процессов отверждения Поэтому для глубокой закачки водного раствора составов в пласт, особенно низкопроницаемый и высокотемпературный, рН водного раствора должна быть достаточно низкой Такую кислотность обеспечивает установленная экспериментально величина концентрации катализатора 2 %

Показано, что время потери текучести составов АКРОН при различных температурах можно регулировать количеством вводимой воды, а также содержанием растворителя — этиленгликоля (ЭГ) На рис 2 и 3 показано изменение времени потери текучести (гелирования) составов при различных температурах от количества воды и ЭГ

Количество воды к составу, об %

Рис 2 Зависимость времени гелирования водного раствора АКРОН от разбавления водой при различных температурах (ЭГ 20 %)

200

1200

С

о

1-' '1 1 ' 200 --.-Г-

20 30 40 50 60 70 80 90 100 |00 200

Кочичсство поды к составу, об %

300

400

500

а) 23 °С

б) 60 °С

Рис 3 Влияние концентрации растворителя (ЭГ) на время гелирования водных растворов АКРОН при различных температурах

При низкой температуре, особенно в условиях низких пластовых давлений и высокой проницаемости коллектора, разбавление состава должно быть минимальным, чтобы время потери его текучести было непродолжительным Так, для "холодных" пластов достаточен ввод воды до 100 % к объему товарного состава (рис 3 а) Повышение температуры приводит к ускорению процессов гидролиза и поликонденсации, что требует увеличения объема вводимой воды (рис 3 б) После потери текучести составов происходит дальнейшее упрочение структуры вплоть до их отверждения

Исследована возможность химического разрушения отвержден-ных составов АКРОН при различных температурах Установлено, что скорость их разрушения под действием пластовой воды, а также кислотных растворов, очень низкая, что свидетельствует о высокой термогидролитической стойкости отвержденных продуктов, а, следовательно, длительном водоизолирующем эффекте, в том числе и при использовании кислотных методов интенсификации добычи нефти В то же время щелочные растворы оказывают значительное влияние на процессы деструкции полимера, причем, увеличение разбавления товарных составов водой и температуры ускоряют процессы разрушения отвержденных продуктов (рис 4)

а) 60 °С б)

Рис 4 Зависимость скорости разрушения отвержденных составов АКРОН под действием щелочи от величины их разбавления (а) и температуры (б) (ЭГ - 20 %, 15 %-ный раствор ШОН)

Селективные свойс1ва и тампонирующая способность составов АКРОН, возможность отвержденного продукта выдерживать высокие депрессии, исследованы на искусственных и природных кернах на экспериментальной установке УИПК-1М В ходе испытаний производилось полное насыщение водонасыщенных и маслонасыщенных (с остаточным содержанием воды) кернов исследуемыми составами, после отверждения которых производился вызова притока при депрессиях до 5 МПа Коэффициент восстановления проницаемости керна

рассчитывался по

формуле (/Г0 — проницаемость керна

до насыщения составом, К, - проницаемость керна после насыщения) Оценка тампонирующих свойств состава в кернах с различными насыщающими жидкостями приведена в табл 1

Величина /?для водонасыщенных кернов составила 0,2-0,7 %, в то время как проницаемость по маслу восстановилась на 90-97 % Это указывает на селективный характер отверждения составов Несмотря на содержание воды в закачиваемом составе, попадая в углеводородную среду, он теряет способность к полнообъемному отверждению, производя лишь гидрофобизацию порового пространства

Таблица 1

Тампонирующие и селективные свойства составов АКРОН (состав вода=1 3) (после прокачки трех поровых объемов вытесняющей жидкости, Т 60 °С, 15 ч)

Керн Состав Жидкость насыщения керна Проницаемость керна до насыщения составом, мкм2 Давление в керне в конце продавки состава, МПа Проницаемость керна после насыщения составом, мкм2 Коэффициент восстановления проницаемости Д% (АР 5 МПа)

по воде Кв0 по маслу Кнп по воде Кв, по маслу Кн,

Искусственный АКРОН вода 0,02900 - 0,023 0,00017 - 0,59

АКРОН-А 0,03500 - 0,028 0,00008 - 0,23

Природный АКРОН 0,04160 - 0,036 0,00029 - 0,70

АКРОН-А 0,04320 - 0,048 0,00020 - 0,46

Искусственный АКРОН масло (содержание остаточной воды 15 %) 0,02450 0,01790 0,081 - 0,01732 96,76

АКРОН-А 0,02210 0,01765 0,110 - 0,01675 94,90

Природный АКРОН 0,04420 0,01830 0,135 - 0,01690 92,35

АКРОН-А 0,04120 0,01850 0,191 - 0,01678 90,70

Данные этой таблицы свидетельствуют не только о селективном характере отверждения составов, но и о селективности проникновения составов преимущественно в водонасыщенную породу Установлено, что при одинаковых условиях экспериментов (скорости закачки, гранулометрическом составе, проницаемости керна, температуры) скорость поступления составов в водонасыщенные керны в 3,5-4 раза больше, чем в маслонасыщенные Это можно объяснить двухфазным течением в маслонасыщенном керне, а также более высокой вязкостью углеводородной среды по сравнению с водной

То есть, в реальных условиях пласта при одновременной закачке составов в водо- и нефтенасыщенные интервалы можно говорить о преимущественном поступлении составов в водонасыщенные интервалы й, = (3,5-4) <2„, (£>„, (),, - объемные скорости поступления во-доизолирующего состава в водо- и нефтенасыщенные керны)

Используя эту существенную разницу скоростей поступления составов в пористую среду с различными жидкостями насыщения, можно рассчитывать режимы закачки состава таким образом, чтобы при условии достижения цели водоизоляции, максимально сохранить продуктивность пласта по нефти

Тампонирующая способность кремнийорганических водоизоли-рующих составов испытана также на модельных кернах из насыпного песка различного фракционного состава мелкозернистый песок фракции 0,25-0,35 мм и крупнозернистый песок фракции 1,25-1,55 мм После полного насыщения песчаных кернов исследуемым составом и выдержки в течение 48 ч определялась скорость фильтрация воды через обработанные образцы На основании данных, приведенных в табл 2, можно сделать вывод, что в образцах с мелкозернистым песком все составы обеспечили полное перекрытие пор, в образцах с крупнозернистым песком 100 %-ное перекрытие пор обеспечил только состав АКРОН-А Следовательно, для высокопроницаемых пластов предпочтительно использование этого состава, обладающего более высокой тампонирующей способностью за счет содержания дисперсной фазы - гидратированных частиц аэросила Для всех образцов насыпных кернов отмечается хорошее крепящее действие составов, что

очень важно для сохранения водоизолирующего экрана и продолжительности эффекта в условиях слабосцементированных пород

Таблица 2

Изменение фильтрационных характеристик пористой среды различной проницаемости после насыщения составом *

Насыпной Скорость фильтрации Снижение Прочность

Наимено- керн состава, мл/с проницае- скреплен-

вание с фракцией до после мости ного

состава песка, насыщения насыщения образца, песка,

мм составом составом % МПа

АКОР МГ 0,25-0,35 7,1 0 100 0,20

1,25-1,55 16,7 0,5 97 0,10

АКРОН 0,25-0,35 6,9 0 100 0,20

1,25-1,55 16,8 0,5 97 0,10

АКРОН-А 0,25-0,35 7,4 0 100 0,25

1,25-1,55 17,3 0 100 0,15

* Керны из насыпного песка, состав вода =1 1, Т 25 °С, £ 48 ч

В третьей главе приведена разработка технологии водоизоля-ционных работ в скважинах при подошвенном залегании водоносных пластов При разработке технологии были рассмотрены теоретические основы фильтрации жидкости в пласте и формирования водоизолирующего экрана в условиях водоплавающей залежи, полученные различными исследователями в ходе решения этого вопроса Проанализированы факторы, влияющие на глубину формирования экрана, образование конуса воды и продолжительность безводного периода

Разработаны основные положения технологии водоизоляцион-ных работ в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам

Рассмотрены отдельные этапы водоизоляционных работ, начиная с анализа геолого-технических характеристик скважин с привлечением методов ГИС, и кончая этапом освоения По результатам анализа принимается решение о применении того или иного метода, объ-

еме состава и величине закачиваемых порций, величине их вязкости и времени отверждения, скорости закачки, продолжительности технологических остановок и т.д. Предложен алгоритм выполнения водо-изоляционных работ с характеристиками каждого отдельного этапа.

Ниже Приведены принципы технологического приема формирования водоизолирующего экрана с учетом свойств используемых составов в зависимости от расположения ВНК, особенностей геологического строения пласта и насыщающих его флюидов.

С целью увеличения радиуса водоизолирующего экрана при одном и том же исходном объеме составов АКРОН или АКОР МГ в диссертационной работе предложен способ "напластования" экрана (рис, 5). Этот способ основан на закачке в пласт при различных расходах нескольких (трех-четырех) порций состава с отличающимися начальной вязкостью и временем потери текучести. Причем после лродавки в пласт каждой порции делаются технологические остановки на 20-60 мин или больше в зависимости от пластовой температуры. Время потери текучести закачиваемых порций регулируется величиной разбавления товарных составов водой.

Рис. 5 Формирование водоизолирующего экрана методом "напластования" в условиях контактным с водой залеганием нефти (поднятие конуса воды)

I эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 — интервал перфорации; 4 конус поды; 5 — первая порция состава; 6 - вторая порция состава; 7 - третья порция состава; 8 - продавочная жидкость

Закачка первой порции состава с временем отверждения Г| и вязкостью ¡Л\ производится при увеличенных расходах <2\ для осаждения конуса воды Максимальная скорость закачки рассчитывается таким образом, чтобы репрессия на пласт была не более 0,3-0,4 МПа, поскольку, согласно экспериментальным данным, превышение этой величины приводит к нарушению сплошности полимерного экрана и образованию участков прорыва состава

После времени, достаточным для набора вязкости состава в пласте, производится закачка второй порции с более продолжительным временем потери текучести (г2>Г|) и с вязкостью, меньшей вязкости первой порции (/¿2<//0 Вторая порция поступает в пласт, растекаясь по поверхности первой и увеличивая тем самым радиус экрана, причем закачка ведется при расходах жидкости Qг<Q\ После второй технологической остановки закачивается третья порция состава с параметрами Г3>Г2, /¿3<Л<2 И ()1<<22

При наслаивании слоев одного над другим и растекании последующего слоя по поверхности потерявшего подвижность или набравшего вязкость предыдущего, происходит формирование более протяженного экрана (искусственной перемычки) Это позволит с меньшим риском эксплуатировать скважину с депрессией, не приводящей к активному подтягиванию конуса и прорыву воды

В диссертационной работе также рассмотрены и приведены схемы формирования экрана при поднятии ВНК и подтягивании воды по заколонным каналам После формирования водоизолирующего экрана в пласте по описанной выше схеме, производится закачка еще одной порции состава с коротким временем потери текучести, достаточным для доставки его за перфорационные отверстия Величина продавочной жидкости рассчитывается таким образом, чтобы состав после вытеснения из скважины остался в зоне, прилегающей к эксплуатационной колонне, перекрывая каналы перетока Предпочтительно использование состава с содержанием дисперсной добавки (например, АКРОН-А)

Полимерный экран в пласте не только выполняет роль искусственной перемычки, но и защищает от действия пластовой воды гидро-

литически нестойкий цементный камень в процессе эксплуатации скважины При повторном вскрытии пласта после РИР расстояние между нижними отверстиями интервала перфорации и ВНК должно быть больше расчетной величины поднятия конуса воды Проведение таких работ эффективно не только в эксплуатирующихся скважинах, но и при заканчивания строительства в условиях близкого расположения ВНК

При подошвенном залегании водоносного пласта необходима оценка влияния глубины установки и размеров непроницаемого экрана на предельный безводный дебит скважины и на время ее безводной эксплуатации при заданных значениях депрессии Это является сложной задачей, т к необходим учет одновременно многих параметров В диссертационной работе предложен подход к решению этого вопроса Приняв, что на круговом контуре питания задан постоянный потенциал фк = Л, (2) + 7 2 (где Рк - давление на контуре питания, у - удельный вес жидкости), потенциал на стенке скважины Фс, а на непроницаемой кровле, экране и на ВНК — нулевая вертикальная составляющая скорости фильтрации, можно определить поля давлений и скоростей в области фильтрации Это можно сделать, например, при решении численным методом источников уравнения Лапласа, описывающего распределение потенциала в области фильтрации

Составленная система линейных алгебраических уравнений в соответствии с этим методом дает возможность вычислить интенсивности источников Используя найденные интенсивности источников и функции влияния, т е функции, определяющие влияние источников, а также радиальную и вертикальную составляющие компоненты скорости, можно вычислить величины скоростей в любой точке области фильтрации Далее интегрированием радиальной скорости фильтрации вдоль образующей цилиндра (части стенки ствола скважины в пласте) определяется дебит

После определения величины давления, которую можно рассчитать для любой точки области фильтрации, можно определить высоту подъема конуса воды, предполагая, что на ВНК сохраняется постоянное исходное давление, а вода поднимается за счет снижения давле-

ния в нефтяной части пласта При этом будет получено первое приближение расчета уровня конуса обводненности Зная также, что в точках контура водяного конуса нормальная к этому контуру составляющая скорости фильтрации равно нулю, можно составить и решить новую систему линейных алгебраических уравнений относительно интенсивности источников, а затем просчитать поле давлений для определения уточненной формулы и положения контура конуса воды Таким образом можно рассчитать высоту подъема конуса воды при заданной депрессии, заданных размерах экрана, положения ВНК, толщине нефтенасыщенной части пласта и местоположения экрана

Для случая нестационарной фильтрации, используя фундаментальное решение уравнения диффузии и рассчитываемые на каждом временном шаге вертикальные составляющие скорости фильтрации на контуре конуса, можно определить положение и скорость движения контура водяного конуса При этом на каждом шаге расчет ин-тенсивностей источников необходимо производить из условий равенства на контуре водяного конуса величин давлений и скоростей фильтрации как со стороны области фильтрации нефти, так и со стороны области фильтрации воды Проведя такие расчеты, можно определить время до прорыва воды в скважину при различных размерах и положениях относительно забоя скважины непроницаемого экрана Поскольку проведение таких расчетов вручную является достаточно трудоемким, этот подход, отражающий наиболее точную картину происходящих процессов, следует использовать при разработке математической программы расчета рассмотренных параметров

Для проведения РИР в фонтанных скважинах без их глушения и подъема подземного оборудования, а также в скважинах, где невозможно его извлечение, эффективным является использование колтю-бинговой техники Закачка составов через гибкую трубу требует от них определенных характеристик, что связано с гидравлическими потерями давления по длине трубы из-за ее малого диаметра Поэтому с целью определения возможности закачки разработанных составов через гиб-

кую трубу сделаны расчеты гидравлических потерь давления при их течении по трубе с внутренним диаметром 32,1 мм, толщиной стенки 3 мм и длиной 1600 м Используя известные формулы расчета числа Рейнольдса и коэффициента сопротивления Я (в данном случае для турбулентного течения), а также формулу Дарси-Вейсбаха, гидравлические потери давления АР при прокачке составов по гибкой трубе рассчитывались по формуле

71 (Л '

где р - плотность, кг/м3, (2 - объемный расход, м3/с, / - длина трубы, м, й - внутренний диаметр трубы, м

Расчеты показали (табл 3), что при прокачке водных растворов составов АКРОН в циркуляционной системе колтюбинговой установки потери давления будут незначительными даже при повышенных расходах (4 л/с) Содержание дисперсной добавки в АКРОН-А вызывает несущественное увеличение давления, что объясняется высокой подвижностью гидратированных частиц аэросила Низкие потери давления также и у состава АКОР МГ То есть, исследованные составы можно с успехом использовать при закачке через гибкую трубу

Таблица 3

Гидравлические потери давления при прокачке водоизолирующих составов через гибкую трубу 1 1600 м (состав вода= 1 3)

Состав Объемн расход & л/с Вязкость /л, Па с Плотность р, кг/м3, Число Рейнольдсг Де Коэффиц сопротивления X Потери давления АР, МПа

АКРОН 3 0,0017 1060 74196,48 0,0192 6,97

4 98928,64 0,0178 11,49

АКРОН-А 3 0,0019 1060 66386,32 0,0197 7,15

4 88515,09 0,0183 11,81

АКОР МГ 3 0,0015 1065 84486,0 0,0186 6,77

В четвертой главе приведены опытно-промышленные испытания на нефтяных скважинах и результаты внедрения разработанной технологии Даны геолого-технические характеристики скважин, сделан анализ вида обводнения и обосновано применение конкретного технологического приема

Водоизоляционные работы по разработанной технологии успешно проведены на 6 нефтяных скважинах ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодарнефтегаз" Из общего количества скважин 4 скважины находились в простое по причине обводнения, 2 скважины - в бездействующем фонде Показано, что разработанная технология формирования водоизолирующего экрана в пласте закачкой составов АКРОН и АКОР МГ позволяет вывести скважины из простоя и бездействия, снизить обводненность продукции и повысить экономическую эффективность их эксплуатации

Сделана оценка результатов выполненных работ и приведен расчет экономической эффективности Экономический эффект рассчитан исходя из увеличения межремонтного периода и получения дополнительной добычи нефти

По результатам испытаний разработанной технологии на 6 высо-кообводненных и низкодебитных скважинах, выведенных из простоя и бездействия, получен экономический эффект 3,2 млн руб

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Разработаны и защищены патентом РФ композиции полимерных составов АКРОН на кремнийорганической основе, в том числе с активной дисперсной добавкой для увеличения прочности отвер-жденного продукта и более полного тампонирования высокопроницаемых пород Составы сертифицированы и организовано их промышленное производство

2 Установлены диапазоны рН стабильного и изменяющегося состояния водных растворов АКРОН и АКОР МГ, позволяющие управлять скоростью отверждения растворов и определения совместимости с различными реагентами

3 Установлен селективный характер отверждения разработанных составов и поступления их в пористые среды с различным насыщением при одинаковых условиях скорость фильтрации в водонасы-щенную породу в 3,5-4 раза больше, чем в нефтенасыщенную, что позволяет рассчитать необходимый объем состава для установки экрана в водоносном пласте при максимальном сохранении продуктивности по нефти

4 Разработана технология водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам Предложен метод "напластования" экрана, позволяющий максимально увеличить радиус экрана при одном и том же исходном объеме составов

5 Незначительные потери давления в циркуляционной системе колтюбинговой установки (до 7-12 МПа при расходах 3-4 л/с) позволяют производить закачку составов АКРОН и АКОР МГ с использованием колтюбинговой техники, что подтверждено на практике

6 Данные теоретических и экспериментальных исследований подтверждены результатами промысловых испытаний разработанных составов и технологии на высокообводненных скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта, находившихся в простое или бездействии

7 Экономический эффект от внедрения разработанной технологии на 6 скважинах ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодар-нефтегаз" составил3,2 млн руб

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1 Скородиевская Л А , Скородиевский В Г Сервисное сопровождение водоизоляционных работ // Тр /ОАО НПО "Бурение" "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин" - 2004 -Вып 11,-С 131-139

'J

<

2 Скородиевский В Г Технология водоизоляционных работ составом АКОР МГ в различных геолого-технических условиях скважин // Нефтяное хозяйство, 2005 - № 2 - С 42-45

3 Скородиевский В Г Водоизоляционные работы составом АКОР МГ в различных геолого-технических условиях // Тр /ОАО НПО "Бурение" "Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин" -2005 -Вып 13 -С 242-249

4 Скородиевский В Г Водоизоляционные работы в условиях аномальных пластовых давлений // Тр /ОАО НПО "Бурение" "Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе" - 2005 -Вып 14 - С 292-297

5 Рябоконь С А , Скородиевский В Г Пути решения проблем преждевременного обводнения скважин при их заканчивании и эксплуатации// Тр /ОАО НПО "Бурение" "Современная техника и технология заканчивания скважин и бурение боковых стволов" — 2006 -Вып 15 -С 197-207

6 Патент РФ № 2244804 Тампонажный состав / Скородиевская Л А , Скородиевский В Г , Максимова Г В и др - Опубл 20 01 2005, Бюл № 2

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 5 04 2007 Формат 60х84|/16 Уч-изд л 1,37 Уел печ л 1,39 Бумага Maestro Печать трафаретная Тираж 100 экз Заказ № 7085

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика. 350059 г Краснодар, ул Селезнева. 2 Тел/факс 239-68-31

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Скородиевский, Вадим Геннадиевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ С ПОДОШВЕННЫМ ЗАЛЕГАНИЕМ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА.

1.1. Актуальность проблемы обводнения скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта.

1.2. Причины обводнения скважин и методы получения информации о механизме притока воды.

1.3. Опыт водоизоляционных работ в скважинах с близким расположением водоносного пласта.

1.4. Требования к составам и технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта

1.5. Цель работы, задачи исследований и пути их решения.

ВЫВОДЫ ПО 1 -й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ АКРОН

И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ СВОЙСТВ

2.1. Постановка задачи разработки составов на основе кремнийорганического эфира с активной дисперсной добавкой.

2.2. Обоснование выбора аэросила в качестве активной добавки.

2.3. Определение оптимального количества катализатора в составе.

2.4. Влияние рН на процессы отверждения составов.

2.5. Экспериментальные исследования реологических характеристик составов, регулирование времени их отверждения.

2.6. Изучение тампонирующих свойств водоизолирующих составов АКРОН.

2.7. Определение гидролитической и химической стойкости отвержденных составов АКРОН, их коррозионной активности.

ВЫВОДЫ ПО 2-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ

РАБОТ В СКВАЖИНАХ С ПОДОШВЕННЫМ ЗАЛЕГАНИЕМ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА.

3.1. Теоретические основы формирования водоизолирующего экрана в условиях близкого расположения водоносного пласта.

3.2. Основные положения технологии водоизоляционных работ.

3.3. Технология установки водоизолирующего экрана в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам.

3.4. Определение возможности закачки разработанных составов с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления.

ВЫВОДЫ ПО 3-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ.

4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта.

4.2. Экономическая оценка применения технологии.

ВЫВОДЫ ПО 4-й ГЛАВЕ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта"

В настоящее время отмечается увеличение месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в их числе и залежи, подстилаемые подошвенной водой. Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Отличительной особенностью разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть. Малорентабельная или нерентабельная эксплуатация обводненных скважин, простаивание по этой причине добывающего фонда приносит большие убытки предприятиям. По многим месторождениям рост обводненности продукции превышает степень выработанности запасов и, не смотря на различные геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на увеличение коэффициента извлечения нефти, обводненность продукции также неуклонно растет.'

Ликвидация или ограничение водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды является непростой проблемой, особенно при малой толщине разделяющих перемычек и их прерывистости. Чрезвычайно остро стоит вопрос в скважинах с контактным залеганием нефти и воды, в которых, как правило, отмечается непродолжительный безводный период или же его отсутствие. Снижение пластового давления в нефтенасыщенной части пласта в ходе ее эксплуатации при постоянном давлении в водонасыщенной части следует считать основной гидродинамической особенностью разработки водоплавающих залежей. Эта проблема усугубляется подъемом водонефтяного контакта (ВНК) и образованием конуса воды, а также наличием заколонных перетоков по некачественному цементному камню. Исследованиями установлено, что до 30 % скважин водонефтяных зон обводняются за счет заколонной циркуляции.

Увеличение отборов нефти ускоряет процессы прорыва воды. И если прорыв произошел, то даже последующим снижением дебитов трудно или, что чаще, невозможно вернуться к первоначально низкому содержанию воды в продукции. Подтягивание конуса воды резко снижает показатели добычи, требует незамедлительного проведения мер, часто многократных, по изоляции притока воды. Во многих скважинах прорыв подошвенной воды происходит еще на этапе первичного вызова притока, и в дальнейшем они эксплуатируются ниже своих добывных возможностей.

Для повышения эффективности работы скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, продления срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта требуются мероприятия по формированию защитного экрана между водоносным и нефтеносным пластами. Необходима разработка новых технологий, обоснованное использование водоизоли-рующих составов для определенных геолого-технических условий.

Традиционные методы проведения водоизоляционных работ не обеспечивают их достаточную эффективность, которая в большинстве случаев составляет 30-40 %, редко превышая 50 %. В таких сложных условиях следует предъявлять повышенные требования к технологическим приемам изоляции водопритоков, свойствам водоизолирующих материалов, расчетам закачиваемых объемов и режимов закачки с целью формирования в пласте протяженного и неподвижного экрана. Составы должны отвечать в первую очередь таким требованиям, как хорошая фильтруемость в пласт, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, возможность использования в широком интервале пластовых температур, в т.ч. при низких зимних температурах, и др. Всем этим требованиям в полной мере соответствуют составы на основе кремнийорганических соединений (КОС).

Проблема повышения качества водоизоляционных работ в условиях подошвенного залегания водоносного пласта лежит в основе настоящей диссертационной работы. Решение поставленных в ней задач позволит увеличить продолжительность рентабельной эксплуатации скважин, обеспечить более полную выработку нефтяного пласта, уменьшить простаивающий фонд скважин.

В процессе работы разработаны новые водоизолирующие составы на основе КОС, проведены их экспериментальные исследования по регулированию времени отверждения, фильтрационные, тампонирующие способности и другие характеристики. Разработанные составы обеспечивают формирование протяженного экрана в пласте при сохранении коллекторских свойств нефтяного интервала, технологичность операций, выполнение экологических требований и др.

Предложены технологические приемы водоизоляционных работ, позволяющие повысить эффективность работ на скважинах. Успешно проведенная апробация разработанной технологии на обводненных скважинах подтверждает правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований.

Практическое назначение результатов разработки - промышленное внедрение технологии водоизоляционных работ в нефтяных скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта. Кроме того, использование разработанных составов и технологических приемов в скважинах при заканчивании их строительства в условиях близкого расположения водоносных пластов позволит снизить риск преждевременного обводнения скважин.

В настоящее время низкие показатели эффективности водоизоляционных работ в рассматриваемых условиях свидетельствуют о важности решения поднятой в диссертационной работе проблемы и ее актуальности.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Скородиевский, Вадим Геннадиевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны и защищены патентом РФ композиции полимерных составов АКРОН на кремнийорганической основе, в том числе с активной дисперсной добавкой для увеличения прочности отвержденного продукта и более полного тампонирования высокопроницаемых пород. Составы сертифицированы и организовано их промышленное производство.

2. Установлены диапазоны рН стабильного и изменяющегося состояния водных растворов АКРОН и АКОР МГ, позволяющие управлять скоростью отверждения растворов и определения совместимости с различными реагентами.

3. Установлен селективный характер отверждения разработанных составов и поступления их в пористые среды с различным насыщением: при одинаковых условиях скорость фильтрации в водонасыщенную породу в 3,5-4 раза больше, чем в нефтенасыщенную, что позволяет рассчитать необходимый объем состава для установки экрана в водоносном пласте при максимальном сохранении продуктивности по нефти

4. Разработана технология водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам. Предложен метод "напластования" экрана, позволяющий максимально увеличить радиус экрана при одном и том же исходном объеме составов.

5. Незначительные потери давления в циркуляционной системе колтю-бинговой установки (до 7-12 МПа при расходах 3-4 л/с) позволяют производить закачку составов АКРОН и АКОР МГ с использованием колтюбинговой техники, что подтверждено на практике.

6. Данные теоретических и экспериментальных исследований подтверждены результатами промысловых испытаний разработанных составов и технологии на высокообводненных скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта, находившихся в простое или бездействии.

7. Экономический эффект от внедрения разработанной технологии на 6 скважинах ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодарнефтегаз" составил 3,2 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Скородиевский, Вадим Геннадиевич, Краснодар

1. Нефтяной рынок России и стран СНГ. Приложение к справочнику "Нефтяная промышленность Российской федерации 1998", 1999. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 2000.-236 с.

2. Трахтман Г.И. Эффективность насосной эксплуатации высокодебит-ных сильнообводненных нефтяных скважин / Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ, 1977. - 49 с.

3. Гумерский Х.Х, Шахвердиев А.Х. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей нефти. Интервал, 2002, № 3 (38), с. 11-16.

4. Мухаметзянов Р.Н. Состояние и перспективы разработки месторождений ОАО "Газпром нефть". Нефтяное хозяйство, 2006, № 12. - С. 10-12.

5. Бриллиант J1.C., Заров А.А., Малышев О.Г. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2000, № 9, с. 69-71.

6. Шумилов В.А., Горбачев В.М., Вагнер Г.Р. Повышение эффективности изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. М, ВНИИОЭНГ. -ОИ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1979. - 59 с.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 562 с.

8. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2006. - 295 с.

9. Арушанов М.П., Ковалев А.Г., Мамедов Ю.Г и др. Вопросы разработки нефтяных месторождений и добычи нефти. ОИ, ВНИИОЭНГ, 1981, 65 с.

10. Петров Н.А., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. Ограничение водопри-тока в нефтяные скважины / Обзорная информация. Ноябрьск: Эридан-Экспо, 1995.-65 с.

11. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2005. - 688 с.

12. Поддубный Ю.А., Кан В.А., Сидоров И.А., и др. Повышение эффективности работ по ликвидации заколонных перетоков воды в нагнетательных скважинах. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, № 12, с. 16-18.

13. Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1985.

14. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие / Под ред. проф. Р.С. Яремийчука. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.-472 с.

15. Рябоконь С.А., Усов С.В., Дадыка В.И. и др. Влияние качества строительства скважин да возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте. -М., ВНИИОЭНГ, 1991. 55 с.

16. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Стрижнев В.А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследований. Нефтяное хозяйство, 2001, № 11, с. 32-34.

17. Ашрафьян М.О. Разобщение пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989.-228 с.

18. Салимов М.Особенности водоизоляции скважин на поздней стадии разработки. Обзорная статья, Интернет, 2002 г.

19. Габдуллин Р.Г., Ибатуллин Р.Х., Чепик С.К., Хайретдинов Ф.М. Основные направления борьбы с преждевременным обводнением скважин. Нефтепромысловое дело, 1985, № 10, с.10-14.

20. Wojtanowicz А.К., Hui XU, Basiouni Z. Segregated production method for with active water coning. J of Petrol. Science and Engineering. - 1995, III, p.21-35.

21. Гноевых A.H. Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин / Дис. докт. М., 2000. - 89 с.

22. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Петров Н.А., Идиятуллин Д.Н., Сафин С.Г., Валиуллин А.В. / Под ред. проф. JI.A. Алексеева. М.: Химия, 2005. - 172 с.

23. Медведев Н.Я. Результаты опытно-промышленной эксплуатации Лян-торского газонефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, № 4, с. 4246.

24. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

25. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. Нефтяное хозяйство, №9, 2006, с. 108-111.

26. Адаптация технологии изоляции водопритоков с применением водо-набухающего полимера для условий месторождений Западной Сибири / Черепанова Н.А., Галимов И.М., Курочкин Б.М., Залевский О.А. // Бурение и нефть. -2005.-№2.-С. 34-36.

27. Опыт применения ВНП типа АК-639 для ликвидации водопритоков / Курочкин Б.М., Вакула А.Я., Гимазов И.Н., Максимов В.Н., Луконин A.M. // Нефтепромысловое дело.- № 7. 2000. С. 31-33.

28. Яковлев А.С., Яковлев С.С. Курочкин Б.М. Совершенствование технологических свойств тампонажных составов на основе водонабухающих полимеров. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2006, с. 61-64.

29. Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. Нефтяное хозяйство, № 3,2006, с. 62-63.

30. Курочкин Б.М. Хисамов Р.С., Ахметов Н.З и др. Применение водона-бухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Нурлатской площади. Нефтяное хозяйство, № 1,2006, с. 68-70.

31. Аносов Э.В. Разработка технологии водоизоляционных работ при за-канчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов / Дис. канд. Краснодар, 2003. - 176 с.

32. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. Нефтяное хозяйство, 2002, № 7.-С. 120-124. '

33. Н.А. Черепанова, И.М. Галимов, О.А. Залевский, Д.В. Сахаров, Б.М. Курочкин. Проведение водоизоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского региона. Нефтепромысловое дело, 2006, № 2, с. 41-45.

34. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Стрижнев В.А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследований. Нефтяное хозяйство, 2001, № 11, с. 32-34.

35. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 6, с. 11-15.

36. Пат. 4034811 (США). Method for sealing a permeable subterranean formation / Sparlin Derry D., Crumb Robert E. Опубл. 12.07.77.

37. Курочкин Б.М., Хисамов P.C., Ахметов Н.З. и др. Применение водона-бухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Нурлатской площади. Нефтяное хозяйство, № 1. 2006, с. 68-70.

38. Каушанский Д.А. Технология "Темпоскрин" путь снижения обводненности нефтяных месторождений. - Нефтегаз, 2003, № 2, с. 93-94.

39. Патент 2187622 Россия. Способ изоляции пластов / Р.Ш. Рахимкулов, Н.З. Гибадуллин, A.M. Попов, В.Ф. Хайруллин Опубл. 20.08.2002.

40. Патент РФ 2277573 / Уваров С.Г., Танеева З.М., Абросимова Н.Н. и др. -Опубл. 10.06.2006.

41. Кадыров P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. -Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1983, № 12.

42. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Кольчугин И.С. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 1998, № 4-5, с.37-40.

43. Курочкин Б.М., Гилязетдинов З.Ф., Карпов Ю.И. и др. К вопросу о подготовке продуктивной толщи с наличием водоносных пластов к креплению скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1998, № 7, с. 29-34.

44. Глущенко В.Н. Латекссодержащие обратные эмульсии. Бурение и нефть, 2005, № 1, с. 46-47.

45. Шарафутдинова Р.З. Совершенствование технологии водоизоляционных работ на основе использования силиката натрия. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7,2006, с. 43-45.

46. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков / М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова, В.Н. Чукашов и др. // Интервал-2003. № 9. - С. 4-22.

47. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

48. Шарафутдинова Р.З. Совершенствование технологий водоизоляционных работ на основе использования силиката натрия Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7, 2006, с. 43-45.

49. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, №6, с. 19-22.

50. Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. Нефтяное хозяйство, №3,2006, с. 62-63.

51. Кан В.А., Подцубный Ю.А., Сидоров И.А., Чекалина Г. Гидрогели из растворов силиката натрия. Нефтяное хозяйство, № 10,1984

52. Патент РФ 2280757 / Маринин В.И., Бердин Т.Г., Москвичев В.Н. -Опубл. 27.07.2006.

53. Патент РФ № 2244819, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водоприто-ков в скважину / Р.Г. Ханнанов, P.P. Кадыров. Д.К. Хасанова и др. Б.И. 2003. -№2.

54. Софонов Е.Н. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦАНК "Башнефть", 1997. - С . 36-40.

55. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой Нефтяное хозяйство, 1995, № 4, с. 36-38.

56. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство, 1997, № 1, с. 18-20.

57. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. и др. Применение гидрофобного полимерного тампонажного состава (ГПТС) при изоляционных работах в скважинах Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998, № 12, с. 15-18.

58. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром. Обзорная информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1999. - 15с.

59. Гилязов P.M., Рахимкулов Р.Ш. Проблемы заканчивания скважин с боковыми стволами. Нефтяное хозяйство, 2001. № 11, с. 10-12.

60. А.с. 1694876 (СССР). Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / С.К. Сохошко, А.П. Телков. Опубл. в Б.И., № 44,1991.

61. Патент 5862863 США. Duel completion method for oil/gas wells to minimize water corning /M.D. Swisher. Опубл. 26.01.1999.

62. Смирнов В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам. Нефтепромысловое дело, 2000, №3, с. 10-14.

63. Курочкин Б.М., Федоров В.А., Сафиуллин А.А. и др. Применение каучуковой крошки в цементных растворах при ремонтно-изоляционных работах. -Нефтепромысловое дело, 1995, № 11-12, с. 34-35.

64. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н., Лядов Б.С. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. Интервал, 2001, №6 (29), с. 3-5.

65. Скородиевская Л.А. Необходимость проведения водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин при близком расположении водоносного пласта. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 6, с. 30-32.

66. Аносов Э.В., Лысенков Е.А. К вопросу предупреждения раннего обводнения скважин. Нефтяное хозяйство. 2003, № 10.

67. Аносов Э.В. Необходимость проведения мероприятий на этапе заканчивания скважин с целью предупреждения их обводнения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 218-222.

68. Немков А.С. Эффективность геолого-технических мероприятий в поздней стадии разработки нефтяных залежей при заводнении Тр./Институт "Гипровостокнефть". - Куйбышев, 1985, с. 55-59.

69. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М., Ижевск, 2005, 543 с.

70. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с.

71. Кочетков JI, Журба В., Мороз В, Бурдин К. Технологии от "Сургутнефтегаза". Время колтюбинга, 2002, № 1, с. 12-17.

72. Алексеев П.Д. Повышение эффективности, изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М., ВНИИОЭНГ. - ОИ, Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 23,1982. -65 с.

73. Вагнер Г.Р., Детков В.П., Круглицкий Н.Н. Тампонажный раствор / А.с. № 492246. Опубл. 1976, Бюл. 43.

74. Гюнтер X. Введение в курс спектроскопии ЯМР. М.: Мир, 1984,с. 478.

75. Драго Р. Физические методы в химии. М.: Мир, 1981.

76. Лавриненко П.Н. Некоторые возможности использования ЯМР для изучения тампонажного состава / Тезисы конференции молодых ученых и специалистов. М., 1988.

77. Воронков М.Г. и др. Гетеросилоксаны. Новосибирск, 1984, с. 265.

78. Кисельман Г.С., Попов А.А. Борьба с коррозией подземного оборудования скважин при кислотных обработках. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.

79. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973.

80. Амикс Дж., Басс Д., Уайинг Р. Физика нефтяного пласта. - М., 1962. - 572 с.

81. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М., 1963. - 708 с.

82. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. - 427 с.

83. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Т.1. Нефтегазовая залежь и ее изучение по скважинным данным. М.: Издательство "Техника". ООО "ТУМА ГРУПП", 2001. - 288 с.

84. Рабинович. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. -М., Недра, 1989 г.-270 с.

85. Ситдиков Р.Д., Сайфуллина Г.Р. Определение анизотропии пласта из условия совместного притока воды и нефти. Тез. докл. конференции при кафедре РЭГМ ИНиГ ТюмГНГУ. - Электронный научный журнал "Исследовано в России", 2006 г.

86. Сагдеев Ш.Х., Левкин В.Т., Гриневский И.Н., Цырин Ю.З. О возможности селективной изоляции пластов при креплении скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1994, № 1, с. 34-36.

87. Краснова Т.Л., Телков А.П. Расчет безводного периода работы безводной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования. Нефтепромысловое дело, 1997, № 8-9, с. 8-11.

88. Краснова Т.Л. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 4 , 38-43.

89. Чарный' И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963-396 с.

90. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой. Нефтепромысловое дело, 1998, №3, с. 21-23.

91. Сливнев. В.Л., Нитипин Л.Д., Свечников A.M., Шарипов A.M., Севастьянов О.М., Захарова Е.Е., Креч С.А. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ. Газовая промышленность, № 4, 1993.

92. Бугрий О.Е., Кучеров Г.Г., Нанивский Е.М., Пономарев В.А. Разработка нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность, № 1,1997. '

93. Ахметов А.А. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении. Тр./ ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2000, вып. 5. - С. 197-201.

94. Отчет НИОКР по теме "Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин". ООО "Уренгойгазпром"., Новый Уренгой, 2004. - 160 с.

95. Скважина эксплуатирует IV горизонт Анастасиевско-Троицкого месторождения. Небольшой по мощности нефтяной коллектор с объемной газовой шапкой сверху, снизу активная подошвенная вода. Возможности переноса фильтра вверх нет.

96. Коллектор представлен тонкозернистыми и слабоуплотненными песчаниками проницаемостью 740 мД. Пластовая температура 55 °С.

97. Вид водопритока подъем конуса воды до зоны перфорации

98. Способ эксплуатации фонтанный. Перед проведением РИР скважина находилась более 1 года в простое по причине полного обводнения (прекращение фонтанирования).

99. Интервал перфорации 1507,1-1507,9 м, ВНК - 1509,0 м, т.е. расстояние от ВНК до нижний отверстий интервала перфорации всего 1,1 м. Текущий забой -1508,3 м.

100. Дата проведения РИР 07.10.1999 г.1. Примененная технология:

101. Водный раствор АКОР МГ готовился в мерниках агрегата ЦА-320М порционным вводом воды.

102. ОЗС 24 ч. Нерез сутки скважина освоена компрессором и пущена в эксплуатацию в фонтанном режиме.

103. Параметры работы скважины после РИР:

104. Q* 2,5 м3/сут, QH - 1,9 м3/сут, обводненность - 24 %.

105. Данные для расчета экономического эффекта от применения технологии приведены в таблице.