Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние методов водоизоляции в добывающих скважинах 8
2 Исследование тампонирующих свойств и разработка технологии водо-изоляционных работ на основе гидролизованного полиакрилонитрила и алюмохлорида 27
2.1 Измерение вязкости полимерных композиций 27
2.2 Исследование фильтрационных характеристик композиций 30
3 Геолого-статистическое моделирование результатов водоизоляционных работ с использованием полимер кислотного воздействия (ПКВ) 41
3.1 Выбор и обоснование комплекса критериев эффективного применения технологии и оценка информативности геолого-физических параметров пласта при создании статистических моделей нефтеизвлечения 41
4 Результаты опытно-промышленных работ по водоизоляции на основе полимер-солевых воздействий 76
4.1 Внедрение программного обеспечения для определения объемов реагентов при проведении водоизоляционных работ 76
4.2 Результаты опытно-промышленных работ по внедрению технологии ограничения водопритока на примере закачивания растворов алюмохлорида
Основные выводы 86
Список использованной литературы 88
- Исследование тампонирующих свойств и разработка технологии водо-изоляционных работ на основе гидролизованного полиакрилонитрила и алюмохлорида
- Исследование фильтрационных характеристик композиций
- Выбор и обоснование комплекса критериев эффективного применения технологии и оценка информативности геолого-физических параметров пласта при создании статистических моделей нефтеизвлечения
- Внедрение программного обеспечения для определения объемов реагентов при проведении водоизоляционных работ
Введение к работе
Актуальность проблемы
Большая часть нефтяных месторождений Урало-Поволжья находится на поздней и завершающих стадиях разработки. Характерная особенность данных месторождений — значительное количество остаточных запасов, осложненное высокой обводненностью продукции скважин, большая часть которых относится к доли трудноизвлекаемых запасов. Они, в свою очередь, вызывают снижение эффективности мероприятий, проводимых на скважинах для интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока. Вследствие этого актуальность повышения эффективности разработки сложнопостроенных месторождений нефти путем снижения объемов попутно добываемой воды и увеличения нефтеотдачи частично заводненных пластов становится весьма значимой.
Существенный вклад в развитие данного направления внесли: Алмаев Р.Х., Абызбаев И.И., Алтунина Л.К., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Батурин Ю.Е., Вахитов Г.Г., Габдуллин Р.Ф., Газизов А.Ш., Герштанский О.С., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Ибатуллин P.P., Кадыров P.P., Карпов В.Б., Каушанский Д.А., Котенев Ю.А., Лозин Е.В., Мухаметшин В.Ш., Рогачев М.К., Романов Г.В., Сафонов Е.Н., Селимов Ф. А., Старковский А.В., Сургучев М.М., Токарев М.А., Тухтеев P.M., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Хайрединов Н.Ш. и
Из большого многообразия водоизолирующих составов наибольший интерес вызвало применение полимер-солевой композиции. Эффективность изоляции водопромытых зон различными составами неоднозначна. На положительный результат влияют геолого-физические условия объектов, подвергаемых воздействию. Работа направлена на определение значимости и обоснования всех геолого-промысловых данных, снижение стоимости реагентов, входящих в композицию, и оптимизацию состава водоизолирующеи композиции.
Проведенные теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, посвященные совершенствованию технологии ограничения и изоляции водопритоков в условиях сложнопостроенных месторождений, показывают необходимость выбора каких-то определенных критериев подбора скважин под обработку, возможность удешевления стоимости воздействия и сокращения сроков ее проведения.
Цель работы
Создание и внедрение нового метода изоляции неоднородных пропластков, промытых в результате разработки путем ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Основные задачи исследований
Анализ современного состояния работ по применению технологий и специальных материалов с целью снижения обводненности добываемой продукции и интенсификации притока нефти к скважинам.
Исследование изменения степени закупориваемости на модели пласта в зависимости от концентрации полиакриламида (ПАА) в растворе.
Экспериментальное моделирование и определение блокирующих свойств полимерного состава с изменением последовательности закачки применяемых реагентов на водонасыщенных моделях пласта.
4 Исследование влияния геолого-физических и геолого-технологических условий пластовых систем на эффективность применения технологии ограничения водопритока.
Разработка эффективного метода количественного подбора реагентов при проведении водоизоляционных работ (ВИР) на основе специализированного программного обеспечения «IZOL».
Разработка нормативной документации и внедрение новой технологии на эксплуатационных объектах.
Методы решения поставленных задач
Методика решения поставленных задач основывается: на статистическом моделировании с использованием специализированного программного обеспечения «IZOL»; лабораторных исследованиях физико-химических свойств реагентов, степени и качества их влияния на процесс закупорки флюидопроводящих каналов; экспериментальном моделировании технологических процессов на моделях пласта; анализе и обобщении технологической эффективности промысловых работ на скважинах.
Научная новизна работы
Разработана новая полимерсодержащая композиция «COMBI-CAR», модифицированная комплексом растворов алюмохлорида различной концентрации с добавлением полиакриламида в сочетании с гидрализованным полиакрилонитрилом, позволившая получить новый эффект (более длительная и качественная изоляция водопромытых пропластков) от послойного расположения водоизолирующих реагентов.
Установлена новая взаимосвязь между впервые введенными параметрами (площадь перфорационных отверстий на метр мощности коллектора, коэффициент отношения среднего дебита к интервалу перфорации, средняя толщина нефтенасыщенных пропластков в скважине) и дополнительной добычей нефти.
Основные защищаемые положения
Методика анализа технологической эффективности применения водоизолирующих составов с целью оценки оптимальных геолого-физических и геолого-технических критериев их применения.
Подбор сочетания и целесообразных концентраций реагентов водоизоли-рующей композиции «COMBI-CAR» на основе результатов лабораторных исследований и промысловых работ.
3 Технология по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия.
4 Специализированное программное обеспечение «IZOL» для определения оптимальных и обоснованных объемов реагентов, входящих в состав композиции «COMBI-CAR» для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину.
5 Уравнения регрессии для прогноза влияния геолого-физических и технологи ческих факторов на изменения суммарного прироста добычи нефти, степени ее обводненности и продолжительности эффекта после проведения ВИР.
Практическая ценность
1 Разработаны и внедрены рекомендации (временная инструкция по ограни чению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер- солевого воздействия) для НГДУ «Прикамнефть» по повышению эффективности технологии применения комплексного водоизолирующего состава «COMBI-CAR» в конкретных геолого-физических условиях в добывающих скважинах на поздней стадии эксплуатации карбонатных коллекторов.
2 Разработано и внедрено в ТатНИПИнефть специальное программное обеспечение «IZOL», определяющее оптимальные и обоснованные объемы водоизолирующих реагентов для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину. Технология полимер-солевого воздействия прошла испытания на пяти эксплуатационных скважинах Татарстана.
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г. Октябрьский, 2007); III Международной научно-технической конференции "Инфокоммуникационные технологии в науке, производстве и образовании (Инфоком-3)" (г. Кисловодск, 2008); 1-й
Международной заочной научно-практической конференции «Современные проблемы науки» (г. Тамбов, 2008); XXI Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях-ММТТ-21» (г. Саратов, 2008); научных конференциях Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 5 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобразования и науки РФ, 1 монография.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка. Текст работы изложен на 101 странице машинописного текста, содержит 46 рисунков, 12 таблиц. Библиографический список включает 129 наименований.
Автор благодарен за помощь в процессе написания диссертации научному руководителю, заведующему кафедрой «ИТМЕН» профессору Гуторову Ю.А.; проректору по учебной работе, заведующему кафедрой «Математика» профессору Бахтизину Р.Н.; декану ГНФ профессору Хафизову А.Р.; заведующему кафедрой «РНГМ» профессору Зейгману Ю.В.; заведующему кафедрой «РРНГМ» профессору Мухаметшину В.Ш.; доценту Ахметову Р.Т., своим коллегам по кафедре.
Исследование тампонирующих свойств и разработка технологии водо-изоляционных работ на основе гидролизованного полиакрилонитрила и алюмохлорида
Из всех микробных полисахаридов, используемых в добыче нефти, наибольшей совокупностью требуемых технологических качеств обладает ксантан - экзополисахарид фитопатогенных бактерий Xanthomonas campestris. Ксантан (молекулярная масса Ю-5 - 12- 1(Гб) имеет блочную структуру, включающую целло-биозо-подобный каркас, к которому присоединяется боковая цепочка, состоящая из остатков маннозы, а также пировиноградной, глюкуроновой и уксусной кислот.
Ксантан в небольшой концентрации придаст водным растворам высокую вязкость, стабильную в широком диапазоне температур, рН и минерализации. Это обусловлено строением молекулы ксантанового полисахарида, который не имеет аналогов среди природных и синтетических полимеров. Практическое применение ксантана в третичных методах увеличения нефтеотдачи основано на свойстве его растворов образовывать гели в присутствии трехвалентных катионов, чаще всего Ag и Cr . Гели ксантан - Сг являются эластичными и не разрушаются солями кальция и магния. Успешность реализации технологии можно рассмотреть на примере участка нагнетательной скважины 641 Бурейкинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть». Опытно-промышленные работы были проведены в ноябре 2003 г., общий объем закачки гелеобразующей композиции ксантана составил 36 м3. Результаты гидродинамических исследований показали, что приемистость нагнетательной скважины 641 после закачки композиции уменьшилась с 120 (до обработки) до 72 м3/сут. (после обработки), вследствие создания гелеобразующей оторочки ксантана и последующего увеличения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта. За счет закачки композиции произошло выравнивание профиля приемистости скважины путем блокирования высокопроницаемых прослоев, перераспределения фильтрационных потоков и подключения в разработку ранее недренируемых прослоев.
В результате применения технологии «Ксантан» средний прирост добычи нефти по участку составил 2,3 т/сут. На 01.11.05 г. вследствие применения технологии на участке нагнетательной скважины 641 дополнительная добыча нефти равнялась 3793 т при продолжительности эффекта 19 мес. По результатам опытно-промышленных работ, проведенных в ОАО «Татнефть» в 2003, 2004 годах, суммарная дополнительная добыча нефти по технологии «Ксантан» превысила 56700 т, дополнительная добыча нефти в среднем по участку составила 1070 т [43].
Промысловые испытания технологии микробиологического воздействия, разработанной для карбонатных коллекторов на основе сухого активного ила (САИ) и биостимуляторов (мелассы, УМД), проводились на Волковской площади Волковского месторождения в 1994 г. Действующий фонд составлял 47 скважин, в том числе 37 добывающих и 10 нагнетательных. На месторождении основным объектом разработки являются известняки турнейского яруса. Пласты-коллекторы сложены порово-кавернозными, низкопористыми (0,12) и слабопроницаемыми (0,02 мкм ) известняками. Вяз кость нефти в пластовых условиях равна 7,03 мПа-с, плотность - 843 кг/м , пластовая температура - 26 С. Обводненность добываемой продукции на начало 1994 г. достигла 76,2 %, средняя приемистость нагнетательных скважин - 76 м3/сут. С 2004 г. на Волковской площади внедряется модифицированная технология микробиологического воздействия на основе применения следующих биореагентов: САИ, крахмал, гидролизный сахар. Крахмал используется в качестве стабилизатора для закачки САИ в пласт с целью предотвращения его преждевременного оседания в емкости, повышения фильтруемости и снижения остаточного фактора сопротивления, питания САИ и пластовой микрофлоры [84]. Основные показатели внедрения этой технологии в 1994-2005 гг.: проведено 78 скважино-обработок, дополнительная добыча нефти составила 36,754 тыс. т, снижение добычи попутно добываемой воды - 275,9 тыс. м , расход реагента на одну скважино-обработку - 4,6 т, дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку - 471 т. На Волковской площади с 1994 по 1997 г. были проведены 32 скважино-обработки, удельный расход реагента составил 4,3 т, при этом обводненность добываемой продукции уменьшилась с 76,2 до 65,4 %. С 1998 г. на конец 2003 г. обводненность возросла до 72,9 %, за этот период были проведены 33 скважино-обработки, расход реагента на одну скважино-обработку составил 4,7 т. В 2000 и 2003 г. расход реагента на одну скважино-обработку составил 1,6 т, что в 2,8 раза меньше среднего значения, в 2001-2002 гг. был равен 10,5 т, что 2,3 раза больше среднего значения. Таким образом, неравномерное распределение расхода реагента привело к относительному увеличению обводненности в указанные периоды, однако несмотря на это, текущая обводненность оставалась ниже начальной на 3,3%. В результате увеличения коэффициента охвата повышается КИН. Прирост коэффициента охвата с 1994 по 2005 г. составил 6,9 %, КИН - 5,2 %, за счет внедрения комплексного метода - соответственно 3,7 и 2,5 %. В целом по Волковскому месторождению утвержденный КИН равен 36 %. Для его достижения необходимо систематическое применение комплексного метода, что позволит достичь коэффициента охвата вытеснением, равного 0,857, и увеличить КИН до конца разработки предположительно на 4,6 % [127]. Рассмотрев и проанализировав весь представленный материал, можно прийти к выводу о том, что перечисленные композиции водоизоляционных материалов и особенности применения их технологий с каждым годом изменяются в сторону улучшения и доработки. Все перечисленные технологии направлены на совершенствование методов ограничения движения воды в промытых зонах коллектора и должны удовлетворять следующим требованиям: Увеличение эффективности блокирующих свойств применяемых реагентов с учетом роста обводненности продуктивных коллекторов.
Исследование фильтрационных характеристик композиций
Затем закачивали последовательно 3% раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01% растворе, 10%-ый водный раствор гидролизованного полиакрилонитрила, 20%-ый водный раствор алюмохлорида, цементную суспензию при водоцементном отношении равным 0,5. Модель оставляли на 24 часа. После этого определяют проницаемость моделей закачкой воды и вычисляют закупоривающий эффект для водонасыщенной модели пласта. С целью определения продолжительности эффекта часть моделей выдерживали в пластовой воде и только после этого, закачивая воду, определяли закупоривающий эффект. В процессе исследований было проведено большое количество опытов, усредненные результаты которых представлены в таблице 2.4. Опыты 2-12 производят аналогично первому. Проведенные лабораторные исследования показывают, что закупоривающий эффект (коэффициент изоляции) для водонасыщенной модели пласта по предлагаемому способу составляет 100% против 78-99 % по способу без применения полиакриламида. Кроме того, для прототипа через 6 месяцев хранения в пластовой воде закупоривающий эффект водонасыщенной модели пласта уменьшается на 21-29,5 %, тогда как для предлагаемого способа через 6 месяцев хранения в пластовой воде закупоривающий эффект водонасыщенной модели пласта уменьшается только на 2-6 %. Это позволит увеличить период эффективной работы скважины и как следствие, сократить материальные затраты. Проницаемость нефтенасыщенной модели по нефти предлагаемого способа в 2 раза больше по сравнению с проницаемостью нефтенасыщенной модели по нефти способа без полиакриламида. Следовательно, закачивание 20-27% раствора алюмохлорида из расчета не менее 2-4 м на 1 м толщины обрабатываемого пласта способствует лучшей интенсификации притока нефти. При закачивании 20-27% раствора алюмохлорида из расчета менее 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта может быть недостаточно для интенсификации притока нефти. При закачивании 20-27% раствора алюмохлорида из расчета более 4 м на 1 м толщины обрабатываемого пласта не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемый реагент. Граничные значения оптимального содержания реагентов в предлагаемом способе были выбраны исходя из результатов лабораторных испытаний. Таким образом, в данном предложении достигается результат -повышение эффективности изоляции вод в карбонатных пластах за счет увеличения устойчивости, прочности геля при одновременном обеспечении длительности эффекта изоляции и интенсификации притока нефти. По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы: Установлено, что с изменением последовательности закачки водоизолирующего состава с «коагулятор - полимер» на «полимер -коагулятор» происходит увеличение значения предельного давления, при котором начинается фильтрация жидкости через модель после проведения водоизоляции. Применение алюмохлорида вместо хлористого кальция оказалось более эффективно. При сравнении моделей 1 и 3, 2 и 4 было установлено, что закупоривающий эффект был больше у образцов, в которых в качестве добавки применялся алюмохлорид. Применение раствора алюмохлорида низкой концентрации (5%) с малым содержание полиакриланитрила (0,05 - 0,1%) позволяет получать составы, создающие более надежный экран изоляции вод с меньшими затратами. Доказана возможность применения раствора алюмохлорида высокой концентрации (27%) в качестве интенсификатора притока нефти из обводненного пласта. По результатам применения технологии были построены геолого-статистические модели. Целью исследований являлось определение геолого-промысловых и технологических параметров, влияющих на величину эффекта от применения гелеобразующей композиции. Причем рассматривалось не единичное влияние одного конкретного параметра на эффективность, а весь комплекс параметров, их взаимное влияние на изменение промысловых параметров и их граничные значения. Выбранные для анализа объекты разработки обладают значительной вариацией геолого-физических параметров, находящихся между собой в сложной взаимосвязи и вносящих различный вклад в общую изменчивость системы. Успех создания статистических моделей нефтеизвлечения в значительной мере будет зависеть от классификации объектов по совокупности геолого-физических параметров с выделением однородных относительно выбранного базового объекта разработки и от информативности включенных в модель параметров при отсутствии между ними корреляционных связей.
Выбор и обоснование комплекса критериев эффективного применения технологии и оценка информативности геолого-физических параметров пласта при создании статистических моделей нефтеизвлечения
Для пласта Cjt и для пластов D3fin и D3zv подобраны наиболее влияющие факторы, и по ним составлены регрессионные уравнения по каждому исследуемому результату: дополнительно добытая нефть за всю продолжительность эффекта AqH, тонн; продолжительность эффекта по времени Т, месяцев; изменение обводненности АВ, % (положительное, если обводненность после обработки снизилась и наоборот); изменение добычи воды AqB, т/сут (с учетом всего периода действия эффекта); максимальный прирост дебита по нефти за месяц, т/мес. С целью определения степени влияния независимых факторов на зависимые все параметры нормировались. Взаимосвязь между параметрами оценивалась множественным коэффициентом корреляции. Адекватность полученных уравнений множественной линейной регрессии оценивалась по критерии Фишера. Значимость оценок коэффициентов уравнения — по критерии Стыодента.
Наибольшее положительное влияние на дополнительную добычу нефти оказывают величины объема закачиваемых реагентов и количества накопленной добычи по воде за весь период эксплуатации. 2. Продолжительность эффекта по времени: T-0,305Vr-0,176qH-0,182T3-0,041kH-0,154hnep-0,091nHHcp+0,06Sm (7) Наибольшее положительное влияние на продолжительность эффекта оказывает величина объема закачиваемых реагентов. 3. Изменение обводненности В: АВ=0,469В-0,136ян-0,095дж+0,057ш-0,213рку+0,233пнн+0,011пкол (8) где С ж - накопленная добыча жидкости на момент обработки, м Наибольшее положительное влияние на изменение обводненности оказывает величина обводненности до обработки. 4. Изменение добычи воды AqB: Aqв=0,584qж+0,174B+0,092qн+0,061L-0,072pпл+0,224m+0,066opr (9) где орг - соляно-кислотная обработка при опробовании Наибольшее положительное влияние на изменение добычи воды оказывает величина добычи жидкости до обработки. 5. Максимальный прирост дебита по нефти за месяц: Aqmax=0,169qmax-0,09QH+0,222QB+0,007Tc+0,094pnn+0,311Vr+0,129knp (10) где qmax - максимальный дебит по нефти, т/сут; QH - накопленная добыча нефти на момент обработки, т Наибольшее положительное влияние на максимальный прирост добычи нефти оказывает величина объема закачиваемых реагентов. Множественный коэффициент корреляции колеблется в пределах от 54% до 71 %. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 72-80 %. Таким образом, анализ полученных уравнений множественной линейной регрессии показал, что статистическая взаимосвязь между исследуемыми величинами существует и с достаточно высокой степенью достоверности. Из полученных нами зависимостей можно сделать вывод, что наибольшее влияние на процесс извлечения нефти с применением ПКВ оказывают следующие факторы: на все результаты проведенных воздействий имеют влияние эксплуатационные характеристики. В каждом уравнении хоть по одному (в семи случаях три и более) данному параметру есть. По пласту С it замечена особенность, что всюду параметр водоизоляционного реагента имеет высокую корреляционную связь с получаемым результатом, также он имеет высокие положительные регрессионные вклады в уравнения. Что касается пластов Озггп и D3ZV, то на них данный параметр проявляется в 1 и 2 уравнениях. Что касается емкостно-фильтрационных свойств, то они присутствуют почти в каждой зависимости (9 из 10). Все рассматриваемые месторождения относятся к сложнопостроенным, и предположительно в каждом из них присутствуют линзы и экраны, содержащие нефть, по этой причине 30 % всех параметров, входящих в уравнения, связаны со специальными коэффициентами неоднородности, толщинными свойствами и условиями залегания пласта. Перфорация по пласту С it и пластам D3fm и D3ZV имеет значимость только на продолжительность эффекта после воздействия. В шести уравнениях из десяти проявили значимость кислотные обработки, что примечательно, в уравнениях связанных с обводненностью и добычей воды. А вот плотность нефти проявила себя только в одном уравнении. По этой причине подбор скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ с применением полимер кислотного воздействия необходимо осуществлять с учетом выявленных геолого-технологических параметров этих скважин, которые оказывают сильное влияние на эффективность планируемых мероприятий. 4 Результаты опытно-промышленных работ по водоизоляции на основе полимер-солевых воздействий Проведены работы по алюмохлоридному воздействию на пяти скважинах. Успешность работ составила 80%. Дополнительный прирост добычи нефти на скважину составил 536 тонн, а ограничение попутно добываемой воды 1101 тонна. Предложенное программное обеспечение позволяет, без каких-либо дополнительных вычислений, сразу же, на мониторе электронной вычислительной машины получать технологически обоснованные объемы реагентов для проведения мероприятий по водоизоляции и интенсификации притока нефти. Предлагается новый вид работ по ограничению притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти, а именно полимер-солевое воздействие. Утверждена временная инструкция в НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть».
Внедрение программного обеспечения для определения объемов реагентов при проведении водоизоляционных работ
Полученные результаты использования разбавленного алюмохлорида при ограничении вод в карбонатных коллекторах показали перспективность этой технологии. На основе этих результатов предлагается новый вид работ по ограничению притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти, а именно полимер-солевое воздействие. Утверждена временная инструкция в НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Изолирующие свойства композиции основаны на способности 5% раствора алюмохлорида с содержанием 0,05% полиакриламида образовывать гелеобразую массу, в присутствии карбонатных составляющих пород пласта. Гидролизованный полиакрилнитрил, смешиваясь с алюмохлоридом, образует прочную тампонирующую массу, закрепляющую водоизоляционный экран из полиакриломид-алюмохлоридного геля. Интенсифицирующая обработка пласта, существенно улучшающая его коллекторские свойства, достигается за счет воздействия оторочки алюмохлорида высокой концентрации (27 % раствор), при гидролизе которого в карбонатном коллекторе происходит выделение свободной соляной кислоты. И на завершающем этапе происходит закрепление состава цементным раствором, который в присутствии алюмохлорида застывает менее чем за 2 часа.
Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали эффективность разработанного состава. Последовательность проведения работ при ограничении притока вод по пласту и установке экрана в зоне ВНК (с использованием пакера). 1 Спустить и осуществить посадку технологического пакера с хвостовиком так, чтобы башмак хвостовика находился на расстоянии не менее чем на 3-4 м выше эксплуатационного фильтра. 2 Осуществить обвязку специальной техники и оборудования. Схема обвязки устья скважины и расстановка спецтехники при проведении ВИР представлена на рисунке 4.5. Опрессовать нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление. 3 Опрессовать пакер закачкой не менее 6,0 м3 жидкости аналогичной жидкости глушения при открытой затрубной задвижке и заполненном межтрубном пространстве. 4 Полимер-солевая композиция закачивается в пласт по следующей схеме (рисунок 4.6): Закачать порцию расчетного объема смеси алюмохлорида с массовой концентрацией 5% с добавлением 0,05% полиакриламида. Закачать буфер пресной воды в объеме от 0,2 до 0,5 м . Закачать порцию расчетного объема гидролизованного полиакрилонитрила. Закачать буфер пресной воды в объеме от 0,2 до 0,5 м3. Закачать расчетный объем алюмохлорида с массовой концентрацией 27%. 6 Сорвать пакер и произвести контрольную промывку закачкой по межтрубью технической жидкости с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в объеме не менее 1,5 объема НКТ. 7 Приподнять пакер на НКТ на 150-300 м с доливом скважины технической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. 8 Оставить скважину на ОЗЦ в течение 24 ч. По истечении 12 ч допускается проведение работ в скважине не приводящих к созданию избыточного давления (СПО и т.п.). 9 Промыть скважину с допуском НКТ до забоя. Освоить скважину свабом, в случае, если приток недостаточный, произвести перестрел пласта. 10 Спустить подземное оборудование. Запустить скважину в работу и сдать заказчику. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ Проведенные исследования позволили получить следующие результаты: 1 Определены перспективные направления совершенствования технологий ограничения водопритоков, использующих физико-химическое воздействие на призабойную зону продуктивных пластов, представленных карбонатными породами. 2 На основе экспериментального моделирования определены блокирующие свойства состава «COMBI-CAR» с изменением последовательности закачки (увеличение давления прокачки до 1,5 раз) и применяемых реагентов (использование алюмохлорида с добавлением полиакриланитрила увеличивает закупоривающий эффект с 26% до 98%; применение всей последовательности полимер-солевой композиции дает во всех случаях 100% коэффициент изоляции) на водонасыщенных моделях пласта. 3 Определены зависимости результатов водоизоляционных работ по пяти критериям: дополнительная добыча нефти, продолжительность эффекта по времени, изменение обводненности, изменение добычи воды, максимальный прирост дебита по нефти за месяц от комплекса геолого — физических и геолого - технологических условий (максимальное количество в группах включает 39 параметров). 4 Установлена различная степень влияния на дополнительную добычу нефти и продолжительность эффекта следующих факторов: водоизоляционный реагент, емкостно-фильтрационные свойства пласта, характеристики перфорации и кислотные обработки, значимость каждого колеблется от 15 до 45%. Обнаружено, что сложнопостроенность месторождений стало причиной того, что 30 % всех параметров, входящих в уравнения, связаны со специальными коэффициентами неоднородности, толщинными свойствами и условиями залегания пласта. 5 Разработано и внедрено программное обеспечение для определения объемов реагентов, необходимых для оптимизации изоляции водопритока в карбонатных коллекторах. 6 Достигнуты доступность и дешевизна водоизоляционных материалов и составных частей водоизолирующей композиции «COMBI-CAR», обеспечивающие снижение себестоимости ВИР и повышение их рентабельности. 7 Повышена экологическая безопасность проводимых работ, направленных на защиту водоносных пластов от различных межпластовых перетоков, с целью полного исключения их возможного негативного воздействия на гидро- и литосферу в районах интенсивной нефтедобычи. 8 Разработана и утверждена в НГДУ «Прикамнеть» ОАО «Татнефть» временная инструкция по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия.
