Содержание к диссертации
Введение
1 Аналитическая оценка эффективности водоизоляционных работ и перспективы их совершенствования на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации 7
1.1 Общие направления совершенствования ремонтных работ, проводимых на площадях Ромашкинского месторождения 7
1.2 Геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов -объектов проведения ремонтных водоизоляционных работ, осложняющие производство РИР при разработке многопластовых залежей нефти 15
1.3 Анализ существующих технологий и специальных материалов для водоизоляционных работ 25
2 Теоретические основы применения полимерных материалов для ограничения водопритоков 35
2.1. Применение органических и неорганических полимеров при ремонтных работах 35
2.2. Особенности структурирования глинистой корки на границе контакта с цементным камнем 42
2.3. Структурирование полимеров в поровом объеме 44
3 Разработка технологий водоизоляции, методы исследований, лабораторные испытания и анализ результатов 52
3.1. Методы исследований 52
3.2. Разработка и лабораторные исследования тампонирующих составов на основе эфиров ортокремниевых кислот
3.3. Лабораторные исследования водных растворов алюмохлорида и анализ их результатов
3.4. Исследование герметичности контактной зоны "глинистая корка- цементный камень" и анализ результатов 84
3.5. Исследование структурирования полимеров в поровом объеме 87
Выводы по разделу 3 92
4 Опытно-промысловые испытания рекомендуемых композий и их технико-экономические показатели 93
4.1. Отработка технологии применения кремнийорганического продукта 119-286 Т 93
4.2 Отработка технологии применения водных растворов алюмо-хлорида
4.3 Технология применения смолы Ремонт-Н для упрочнения глинистой корки 106
Основные выводы и рекомендации 107
Список использованных источников 109
Приложения 116
- Геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов -объектов проведения ремонтных водоизоляционных работ, осложняющие производство РИР при разработке многопластовых залежей нефти
- Особенности структурирования глинистой корки на границе контакта с цементным камнем
- Разработка и лабораторные исследования тампонирующих составов на основе эфиров ортокремниевых кислот
- Технология применения смолы Ремонт-Н для упрочнения глинистой корки
Введение к работе
В современных условиях эксплуатации Ромашкинского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, при ухудшении структуры запасов и старении фонда скважин, работы по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин являются неотъемлемой частью комплекса геолого-технических мероприятий, направленного на стабилизацию уровня добычи нефти. Успешное решение этой проблемы во много раз усложняется в условиях многопластовых залежей на поздней стадии разработки месторождений, когда существенно изменяется динамическое состояние залежи, снижается эффективность воздействия принятой системы разработки на конечные показатели добычи нефти. Обводненность большинства скважин составляет более 90 %, что в свою очередь приводит к падению темпов отбора нефти, требует дополнительных затрат на сбор и утилизацию попутной воды. В связи с этим большое значение приобретает совершенствование методов ограничения водопри-токов и изоляции межпластовых перетоков жидкости при эксплуатации скважин, так как продолжительность и стоимость ремонтов возрастает с каждым годом, а эффективность, выражающаяся в дополнительной добычи нефти, снижается.
В настоящее время на Ромашкинском месторождении проблемы восстановления скважин методами капитального ремонта весьма актуальны. Капитальный ремонт требуется в 40% скважин. Такие объемы невозможно осуществить только традиционными технологиями. Разработка новых методических подходов, технологических решений и технических средств позволит повысить уровень эффективности и качества водоизоляционных работ и тесно связанные с ним показатели увеличения добычи нефти и нефтеотдачи продуктивных пластов. Одним из условий решения этой задачи является всестороннее изучение геолого-технических условий проведения ремонтных водоизоляционных работ, учет гидродинамического состояния пластов и залежи в целом, фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов, состав и характер их на-
5 сыщенности, что позволит выявить причину возникновения осложнений. Поэтому актуальным направлением исследований является конкретное обоснование и дифференцированный подход к совершенствованию известных, разработке новых материалов и технологий их применения.
Цель работы. Повышение эффективности водоизоляционных работ разработкой технологий по ограничению водопритока применительно к конкретным геолого-технических условиям скважин.
Основные задачи исследований
Аналитическая оценка факторов, влияющих на эффективность водоизоляционных работ и перспективы их совершенствования на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Анализ существующих технологий, специальных материалов для водоизоляционных работ с целью обоснований требований к методам проведения водоизоляционных работ с учетом конкретных геолого-технических условий объектов разработки.
Научное обоснование и разработка материалов и технологий для предупреждения заколонных водоперетоков при первичном цементировании и ограничения водопритоков в эксплуатационные скважины.
Разработка технико-технологических мероприятий и нормативной документации по разработанным методам изоляции водонасыщенных горизонтов.
Научная новизна
Научно обоснована оптимальная область применения полимерных материалов в зависимости от условий и вида обводнения.
На основании теоретического анализа, лабораторных испытаний разработаны новые водоизолирующие составы, герметики и технологии их использования (А.с. SU № 1694865 А1 Е 21 В 43/00, А.с. SU № 1678113 Al Е 21 В 43/25), при ограничении водопритока и первичном цементировании.
Выявлена и экспериментально подтверждена морфологическая особенность структурирования полимеров в поровом объеме кварцевого песчани- ка, карбонатов и на границе раздела «цементный камень - глинистая корка», позволяющая оценить их гидроизолирующие характеристики.
Практическая ценность
1. Проведена систематизация и дифференциация области применения традиционных тампонирующих материалов, используемых на площадях Ро-машкинского месторождения.
2. Разработана технология предупреждения заколонных водоперетоков в процессе первичного цементирования скважин за счет повышения герметичности контакта цементного камня со стенкой скважины и обсадной колонной применением полимерных растворов на основе водорастворимых алкилрезор-циновых смол и тампонажного цемента;
3. Разработан комплекс технологий для ограничения водопритоков в тер-ригенных и карбонатных коллекторах, включающий: . технологию ограничения водопритоков в скважины с использованием эфиров ортокремниевых кислот (РД 39-0147585-085-93 «Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины на основе кремнийорганического продукта 119-296 Т»); . технологию создания протяженного гидроизоляционного экрана последовательным закачиванием разбавленных и концентрированных водных растворов алюмохлорида и цементного раствора (Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами).
4. В результате реализации предложенных решений, апробированных на 108 скважинах Ромашкинского месторождения, подтверждена эффективность новых водоизоляционных технологий. Экономический эффект составил 3718,7 тыс. руб., дополнительная добыча нефти - 30,7 тыс.т, сокращение отбора воды -1124,0 тыс.т.
Геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов -объектов проведения ремонтных водоизоляционных работ, осложняющие производство РИР при разработке многопластовых залежей нефти
Современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности до критических значений. Для площадей, охватывающих центральные и восточные части Ромашкинского месторождения, указанные проблемы являются весьма актуальными. Доля трудноизвлекаемых запасов, составлявшая от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 38,7 %, по текущим извлекаемым запасам (ТИЗ) достигла 78,6%. Из высокопродуктивных коллекторов отобрано более 93 % НИЗ. В то же время темпы отбора НИЗ по слабопроницаемым коллекторам составляют 1-1,5%.
Основной промышленный объект разработки на рассматриваемых площадях - пашийский горизонт Ді является многопластовым и представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых, алевролитовых и аргиллито-вых разностей терригенных пород. Средняя глубина залегания кровли продуктивного горизонта - 1750 м. Общая толщина горизонта колеблется от 33,8 до 39,4 м. В продуктивной час ти выделяют 8 пластов коллекторов (сверху вниз): а, 61, 62, 63, в, г1, г2+3, д. Пласты сложены разностями песчано-алевролитовых пород, разделы представлены глинисто-алевролитовыми слоями средней толщиной 2, 3 м. На центральных и средних площадях нефтенасыщенная толщина пластов колеблется в среднем от 8,1 до 13,9 м. Средневзвешенная проницаемость коллекторов -0,503 мкм , пористость 19,8%, коэффициент песчанистости 0,56, цементация кварцевая, гранулометрический состав, в основном, однородный. Распространение коллекторов по площади и по разрезу характеризуется различными величинами неоднородности. Площадное строение имеют коллекторы пластов г. Другие пласты имеют линзовидное, полосчатое распространение. На отдельных участках широко развита зона слияния пластов. Есть зоны слияния всех пластов в единый коллектор. Коллекторские свойства пластов по параметрам пористости, проницаемости и глинистости несколько ухудшаются снизу вверх, по площади имеют резкую неоднородность. Частые зоны отсутствия коллекторов характерны для пластов 61, 62, 63, в. Верхняя пачка продуктивных пластов данных площадей имеет ухудшенные коллекторские свойства, широко развиты зоны алевролитов, тонкое переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов.
В структурном плане характерно плавное погружение от центра на север и восток с углами падения от 010 до 00Г. Имеются многочисленные зоны локальных куполовидных поднятий небольшой (1-5м) амплитуды и прогибов, которые контролируются структурным планом нижележащих отложений муллинского горизонта, редко увеличением или сокращением толщины горизонта Д1.
Первоначальные отметки водонефтяного контакта (ВНК) обусловлены региональным направлением гидродинамической разгрузки подземных вод с севера на юг. Погружение поверхности ВНК с севера на юг колеблется в пределах абсолютных отметок - 1482-1491 м. Этаж нефтеносности горизонта Д1 центральных и средних площадей охватывает практически все выделенные пласты. Водонефтяной контакт проходит в основном по пласту г, имеющему региональное распространение. Краевые площади характеризуются в первую очередь некоторым сокращением толщины горизонта Д1 в целом и низким коэффициентом расчлененности продуктивной части.
В целом, изучение особенностей строения пластов горизонта Ді указывает на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по простиранию. Об этом, например, свидетельствуют данные таблицы 1.4, в которой по площадям месторождения приведены средние величины общей и нефтенасыщенной толщин, а для продуктивной части горизонта - значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Заметно изменение общих толщин в пределах отдельных площадей и приуроченность наибольших нефтенасыщенных толщин к центральным площадям, где имеются значительные этажи нефтеносности.
Данные, характеризующие коллекторские свойства в среднем по горизонту, также различаются по площадям, при этом следует иметь ввиду, что на их величину оказывает влияние соотношение в пластах коллекторов различной продуктивности.
Рассматриваемая в данной работе залежь нефти №31 приурочена к терри-генным отложениям нижнего карбона и представлена песчано-алевролитовыми пластами бобриковского горизонта.
Средние значения толщин, коллекторских свойств и параметров неоднородности продуктивных отложений по рассматриваемым площадям и залежам нефти Ромашкинского месторождения приведены в таблице 1.4:
Вся терригенная часть горизонта Д! представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в результате чего большинство площадей Ромашкинского месторождения характеризуется наличием обширных водонефтяных зон (ВНЗ). Водонефтяные зоны имеют сложное строение, обусловленное расчлененностью эксплуатационного объекта. В ее пределах хаотично чередуются как пласты нефтеносные, так и пласты с подошвенной водой, в пределах которых прослеживается водонефтяной контакт (ВНК).
Исследованиями, проведенными в ТатНИПИнефть 121 выделено четыре характерных типа строения ВНЗ, учитывающие особенности распространения пластов с подошвенной водой по площади, их залегания с чисто нефтяными коллекторами, а также искусственных зон пластов с подошвенной водой, сложившихся за счет системы заводнения. Схемы разработки представлены на рисунке 1.1.
Особенности структурирования глинистой корки на границе контакта с цементным камнем
В настоящее время большинство исследователей склоняются к мнению, что наиболее слабым звеном в заколонном пространстве, в смысле обеспечения его герметичности при креплении скважин, является глинистая корка на стенках ее ствола. Даже при использовании высококачественных промывочных растворов получающаяся корка не обеспечивает достаточной прочности сцепления цементного камня со стенкой скважины /28/. При отсутствии же глинистой корки на стенках модели скважины, как экспериментально показали /29/, разрушение происходит по породе, а не по контакту.
Одни исследователи /30/ объясняют это тем, «...что молекулярное сцепление глинистых частиц с горной породой и цементным камнем отсутствует, поэтому под напором прорывающейся воды наблюдается выдавливание неуплотненных глинистых частиц с последующим размывом плотной глинистой корки », то есть процесс разрушения контактного слоя, авторы относят к чисто механическому явлению.
В то же время ряд исследователей предопределяющую роль в этом процессе отводят физико-химическим явлениям. В частности автор /31, 32/, формирование флюидопроводящих каналов в контактной зоне объясняет в основном обезвоживанием глинистой корки в результате контракционных явлений в цементном камне. На отрицательное влияние стяжения в суспензиях тампонажных цементов на качество цементирования скважин указывает и /28/.
Наряду с этим имеются и противоположные мнения. Так, например, /33/ отмечает, что цементный камень и глинистая корка, как всякое коллоидное тело во влажное среде, находятся в скважине в набухшем состоянии, а поэтому возможность образования каналов в результате усадки глинистой корки исключается. В работе /34/, изучая контракцию тампонажных цементов в условиях высокоминерализованных пластовых вод, установили, что увеличение минерализации водной среды вызывает уменьшение объемных деформаций в цементном камне. Наличие противоречивых мнений на природу затрубных проявлений является, прежде всего, показателем исключительной сложности процессов, происходящих при этом, и необходимости их детального изучения. Для условий водонефтяных залежей месторождений Урало-Поволжья связь процессов разрушения контакта «камень-порода» с забойным физико-химическими условиями и гидродинамикой разобщаемых пластов изучена еще недостаточно.
При бурении скважин в Татарии глинистые растворы готовятся в основном из местных плиоценовых глин Биклянского глинокарьера. Они относятся к категории кальциевых бентонитовых глин с содержанием монтмориллонита 65-75% /35/. Растворы из кальциевых глин по сравнению с растворами из натриевых имеют повышенные значения водоотдачи, толщины глинистой корки и некоторых других параметров. Механическим диспергированием улучшить параметры раствора не удается. Последнее достигается путем обработки глинистых растворов щелочными реагентами, т.е. путем перевода кальциевых глин в натриевые. Однако при этом растворы получаются чувствительными к минерализованным пластовым водам, агрессивность и минерализация которых возрастают с глубиной их залегания. Пластовые воды терригенных отложений верхнего и среднего девона Ромашкинского месторождения, являясь хлориднокаль-циево - натриевыми, содержат в значительном количестве кальция (до 38г/л), их удельный вес увеличивается до 1195 кг/м3, а минерализация - до 300 г/л /36/.
Коагулирующее действие минерализации пластовой девонской воды (ПДВ) на глинистые растворы детально изучалось рядом исследователей.
Влияние же солевой агрессии на прочностные показатели глинистой корки до сих пор не было предметом внимания исследователей. Естественно предположить, что основные параметры глинистых корок на стенках скважины (прочность, проницаемость, толщина) также будут изменяться во времени под постоянным действием солевой агрессии пластовых вод. По-видимому, и прочностные показатели контактной зоны «цементный камень-стенка скважины», в частности герметичность, могут претерпеть со временем существенные изменения.
По данным /37/, добавка электролитов с поливалентными катионами при малых концентрациях вызывает в глинистом тесте формирование структуры коагуляционного типа с идеальным тиксотропным упрочнением. Когда же концентрация электролита (в частности, CaCl}) достаточна для замещения обменного комплекса на Са больше чем на половину, преобладают в массе участки, вызывающие коагуляцию компактного типа. Компактные агрегаты частиц образуют структурный каркас с относительной пониженной прочностью. Следовательно, глинистая корка, являясь промежуточным звеном между цементным камнем и породой (насыщенной водой), находится в сложных физико-химических условиях, предопределяющих возможность ее разрушения, как в период формирования камня, так и в процессе эксплуатации скважины. Для предотвращения возможных отрицательных последствий разрушения корки, в смысле сохранения герметичности затрубного пространства, необходимо химическое упрочнение (закрепление) корки, как в процессе формирования ее, так и при креплении скважины.
Разработка и лабораторные исследования тампонирующих составов на основе эфиров ортокремниевых кислот
Кремнийорганические соединения способны отверждаться в присутствии воды различной степени минерализации, их можно применять в любых нефтегазодобывающих регионах для выполнения большинства видов ремонтно-изоляционных работ /78,79,80/. В настоящее время существуют два типа кремнийорганических состава - не растворимые в воде олигоорганоалкокси-хлорсилоксаны и растворимые в воде тампонажные составы АКОР и ВТС. Промысловая практика показала, что растворимые в воде кремнийорганические составы более эффективны, однако недостатками тампонажнгы составов АКОР и ВТС являются многокомпонентность и довольно сложный процесс приготовления на скважине /81/. Кроме того, эти скважины рассчитаны для выполнения работ в пластах с температурой 80-150С.
Перспективным направлением совершенствования этих составов является создание на базе одного класса химических соединений нескольких тампонаж-ных составов, причем, исходные материалы должны обладать растворимостью в воде, отверждаться с регулируемой скоростью при разбавлении водой.
Так, известны например, тампонажные материалы из алкилхлорсила-нов и отходов их производства. Исходными реагентами для них служат ме-тилтрихлорсилан этилтрихлорсилан, осветленные кубовые остатки (ОКО) производства метилтрихлорсилана. Способ получения тампонажного продукта из метилтрихлорсилана заключается в этерификации метилтрихлорсилана этиловым спиртом, отдувке хлористого водорода и отгонке легколетучих компонентов на протяжении всего синтеза. В результате ввода 1-6 % оксида железа (БегОз) происходит образование связей, придающих способность тампонажным продуктам растворяться в воде.
Синтез тампонажных материалов из этилтрихлорсилана проходит через те же стадии, что и синтез тампонажного материала из метилтрихлорсилана. Но с увеличением времени синтеза уменьшается количество групп. Синтезированные из этилтрихлорсилана тампонажные продукты жидкие и при 20-25С растворяют не более 15% воды. При 100С эти составы расслаиваются и не структурируются в течение 7 суток.
Разработанный способ получения тампонажного материала из отходов производства - метилтрихлорсилана, оказался непригодным, поскольку получаемые продукты либо структурируются во время синтеза, либо не смешиваются с водой.
При синтезе тампонажных продуктов из осветленных кубовых остатков (ОКО) удалось введением в систему уксусной кислоты, получить водорастворимые кремнийорганические соединения.
Тампонажные составы на основе кристаллогидрата хлористого железа и неорганических кислот. В качестве кремнииорганических соединений (КОС) использованы мономерные и олигомерные продукты эфиров кремневой кислоты, такие как этиловый эфир кремневой кислоты (ТЭОС), бутиловый эфир кремневой кислоты (ТБОС), этилсиликат - 32 (ЭТС-32), кристаллогидраты металлов - железо треххлористое шестиводное, марганец хлорный четырех-водный и другие.
Условием гидролиза и конденсации замещенных эфиров кремниевой кислоты является наличие воды в реакционной смеси. Поэтому для отвердителя тампонажного состава по всему объему в него необходимо вводить определенное количество воды, которая бы постепенно вступала во взаимодействие с эфирными группами. В качестве носителей воды предложено в эфиры кремневой кислоты вводить кристаллогидраты металлов, растворимых в КОС.
Введение воды в составе кристаллогидратов не приводит к мономерному отверждению системы, а процесс идет во времени за счет взаимодействия кристаллизационной воды с активными группами алкоксипроизводного.
Установлено, что время отверждения систем "эфир кремниевой кислоты -кристаллогидрат" зависит от химической природы КОС и кристаллогидрата, количества кристаллогидрата и температуры отверждения
Время отверждения композиции можно также регулировать введением полярных органических растворителей (спиртов, кетонов). При этом расширяется температурный интервал отверждения композиции.
Присутствие полярного растворителя обеспечивает отверждение системы в необходимые сроки и при отрицательных температурах, когда химические процессы протекают крайне медленно. В этом случае увеличить количество кристаллизационной воды можно за счет повышения содержания кристаллогидратов. Растворитель позволяет предотвратить чрезмерно быстрое отверждение системы при высоких концентрациях водной соли.
Для расширения температурного интервала применения тампонажного материала и увеличения его фильтрующей способности при изпользовании в системе "кремнийорганический эфир - кристаллогидрат хлорного железа" введен полярный растворитель - ацетон (состав АКОР-1).
Назначение состава АКОР-1 с использованием ацетона - ограничение притока воды в скважинах с пластовыми температурами до 150 С. При высоких концентрациях БегОз состав может применяться для проведения различных видов ремонтных работ при отрицательных температурах. Для удобства пользования составов АКОР-1 весь диапазон концентраций РегОз и ацетона разбит на пять групп в соответствии с температурными интервалами. Состав АКОР-1 содержит такой летучий и пожароопасный компонент как ацетон и поэтому работы с ним мало технологичны.
Поэтому для проведения работ по КРС бы разработан состав АКОР-2. Он представляет собой 10-20% раствор БегОз в кремнийорганическом эфире М. Минимальное время отверждения АКОР-2 наблюдается при внсении 15%) воды к массе состава.
Составы АКОР-1 и АКОР-2 приобретают способность образовывать однородные системы с водой, отверждающиеся во всем объеме, но видимо водо-растворимость все же недостаточна, потому что, для гомогенизации раствора и обеспечению плавного равномерного гидролиза системы вводят такой же по лярный растворитель как ацетон. Время образования однородной системы зависит от времени контакта водного раствора Fe203 с эфиром кремниевой кислоты и интенсивности их перемешивания.
Способность эфиров кремневой кислоты в присутствии кристаллогидрата переходных металлов образовывать с водой однородные системы можно объяснить следующим образом. Под действием кристаллизационной воды происходит гидролиз эфирных групп кремнийорганического соединения, катализируемый катионами переходных металлов. В результате гидролиза образуются гидроксилсодержащие соединения, растворимые в воде.
Из всего выше изложенного следует, что разработанные ранее водоизо-лирующие материалы не в полной мере удовлетворяют требованиям производственников, так как они недостаточно технологичны, состоят из двух компонентов, а состав необходимо готовить на скважине перед обработкой с применением пожароопасных растворителей, таких как ацетон. Поэтому наиболее оптимальным решением является разработка однокомпонентного состава, из которого на скважине путем разбавления водой можно приготовить тампонаж-ный состав с необходимыми параметрами.
Технология применения смолы Ремонт-Н для упрочнения глинистой корки
Технология предназначена для восстановления герметичности заколонного пространства в нефтяных и нагнетательных скважинах, а также для неселективного ограничения притока нижних, верхних пластовых вод с любой степенью минерализации; при малых перемычках между продуктивным и водоносным пластами. Смола Ремонт-Н применима в интервалах температур от минус 60 до плюс 40 С, что позволяет использовать ее в любое время года. Время отверждения смолы регулируется количеством добавленного отвердителя. Полимерная смесь готовится непосредственно на скважине. После окончания времени схватывания происходит образование полимерного камня, стойкого относительно агрессивного воздействия пластовых вод. Объемы закачки смеси определяются расчетным путем. Смола Ремонт-Н с отвердителем поставляется Тюменским заводом пластмасс. На основании стендовых испытаний по упрочнению глинистой корки выдана рекомендация по предотвращению заколонных перетоков при первичном цементировании. Суть технологии заключается в следующем. При первичном цементировании скважины, перед подачей цементного раствора, подается оторочка смолы Ремонт -Н с отвердителем в соотношении 2:1 (по объему). Технология осуществляется с использованием типового бурового оборудования. Опытные испытания смолы Ремонт-Н в Лениногорском, Азнакаевском и Альметьевском УПНП и КРС свидетельствуют о возможности замены ею смолы ТСД-9 и ТСД-10 при ремонтно-изоляционных Опытные испытания смолы Ремонт-Н в Лениногорском, Азнакаевском и Альметьевском УПНП и КРС свидетельствуют о возможности замены ею смолы ТСД-9 и ТСД-10 при ремонтно-изоляционных работах. 1.
На основании аналитических исследований и анализа промыслового материала по эффективности водоизоляционных работ на месторождениях в поздней стадии эксплуатации установлена необходимость дифференциации применения гидроизолирующих материалов в зависимости от конкретных гео лого-технических условий и термогидродинамических особенностей строения и эксплуатации залежи, геолого-физических и фильтрационно-емкостных харак теристик пластов, типа коллектора, динамики и вида обводнения, минерализа ции пластовых вод. 2. Для повышения герметичности заколонного пространства и недопущения перетоков в процессе эксплуатации скважин, разработаны технологические мероприятия по их предупреждению в процессах первичного цементирования, путем упрочнения глинистой корки алкилрезорциновыми фенолформальдегид-ными смолами (Ремонт-Н). 3. Для ограничении притока вод любой степени минерализации разработан тампонирующий состав на основе эфиров ортокремниевых кислот, метил-карбинола и технической соляной кислоты (продукт 119-296Т) с регулируемыми сроками твердения и отверждающийся во всем поровом объеме терриген-ных и карбонатных коллекторов. 4. Научно обоснована возможность проведения водоизоляционных работ тампонирующими гелями в трещиноватых карбонатных коллекторах при пластовых давлениях до 7 МПа и температурах 20-30С. 4.1. Экспериментально подтверждено образование в этих условиях тампонирующего геля при взаимодействии 3-8%-ного раствора алюмохлорида с карбонатной составляющей пород. 4.2. Разработана технология применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами. 5. Разработаны и введены в действие РД 39-0147585-085-93 «Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины на основе кремнийорганиче-ского продукта 119-296 Т» и Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабой-ной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами. 6. Экономический эффект от внедрения технологий составил 3718,7 тыс. руб, дополнительная добыча нефти - 30,736 тыс.т, сокращение отбора воды 1123,989 тыс.т.
