Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Никитин, Марат Николаевич

• Никитин, Марат Николаевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Никитин, Марат Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ТРЕЩИНОВАТЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ

1Л Анализ особенностей разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах

1.2 Основные геолого-физические особенности разработки Ярегского и Усинского месторождений

1.2 Л Краткие сведения о геолого-физических особенностях разработки

Ярегского месторождения

1.2.2 Краткие сведения о геолого-физических особенностях разработки Усинского месторождения

1.3 Анализ основных водоизолирующих материалов, применяемых для ограничения водопритока в добывающие скважины

1 4 Некоторые аспекты практического применения технологий ограничения

31

водопритока

1.5 Анализ особенностей водоизолирующих материалов на основе силиката

натрия и их применения

Выводы к главе 1

2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Методика приготовления гелеобразующего состава 8РМ1-1

2.2 Методика определения времени гелеобразования состава 8РМ1-1

2.3 Методика определения пластической прочности гелей 8РМ1-1

2.4 Методика измерения рН гелеобразующего состава 8РМ1-1

2.5 Методика определения эффективного диаметра твёрдых взвешенных частиц в гелеобразующем составе 8РМ1-1

2.6 Методика проведения реологических исследований гелеобразующего состава 8РМ1-1

2.7 Методика проведения фильтрационных исследований гелеобразующего состава 8РМ1-1 на образцах естественных кернов

2.7.1 Методика проведения фильтрационного эксперимента № 1

2.7.2 Методика проведения фильтрационного эксперимента № 2

2.7.3 Методика проведения фильтрационного эксперимента № 3

2.7.4 Методика проведения фильтрационных экспериментов № 4, 5, 6

2.8 Методика проведения фильтрационных исследований состава 8РМ1-1 на

насыпной модели неоднородного пласта

2.9 Методика проведения фильтрационных исследований гелеобразующего состава 8РМ1-1 на насыпных моделях пласта

2.10 Методика исследования скорости коррозии стали в составе 8РМ1-1 и других гелеобразующих составов

2.11 Методика снятия спектров поглощения инфракрасного излучения для водоизолирующих материалов

2.12 Методика реологических исследований неньютоновских нефтей

2.12.1 Методика определения эффективной вязкости нефти

2.12.2 Методика определения вязкоупругих свойств нефти

2.12.3 Методика определения тиксотропных свойств нефти

2.12.4 Методика определения вязкопластических свойств нефти

Выводы к главе 2

3. РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ СОСТАВОВ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

3.1 Результаты исследования времени гелеобразования и пластической прочности гелеобразующего состава 8РМ1-1

3.2 Результаты исследования изменения пластической прочности геля 8РМ1-1 во времени

3.3 Результаты реологических испытаний гелеобразующего состава 8РМ1-1

3.4 Результаты проведения фильтрационных исследований гелеобразующего состава 8РМ1-1 на образцах естественных кернов

3.4.1 Результаты фильтрационного эксперимента № 1

3.4.2 Результаты фильтрационного эксперимента № 2

3.4.3 Результаты фильтрационного эксперимента № 3

3.4.4 Результаты фильтрационного эксперимента № 4

3.4.5 Результаты фильтрационного эксперимента № 5

3.4.6 Результаты фильтрационного эксперимента № 6

3.5 Результаты фильтрационных исследований гелеобразующего состава 8РМ1-1 на насыпной модели неоднородного пласта

3.6 Результаты проведения фильтрационных исследований гелеобразующего состава БРМЫ на насыпных моделях пласта

3.7 Результаты исследования динамики рН состава 8РМ1-1 в процессе гелеобразования

3.8 Результаты определения эффективного диаметра твёрдых взвешенных частиц в гелеобразующем составе 8РМ1-1

3 9 Результаты исследования ИК-спектров водоизолирующих материалов

3.10 Результаты исследования скорости коррозии стали в составе SPMI-1 и в других гелеобразующих составах

3.11 Направления возможного совершенствования состава SPMI-1

Выводы к главе 3

4. ИЗУЧЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ АНОМАЛЬНО ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ УСИНСКОГО И ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Выводы к главе 4

5. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТРЕЩИНОВАТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ПАРАМЕТРАМ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯХ ИХ НЕФТЕОТДАЧИ

5.1 Способ проведения волновой обработки пласта в условиях Ярегского нефтяного месторождения

5.2 Способ определения характерных размеров блоков пород пласта по показателям разработки

5.3 Экспресс-оценка степени трещиноватости коллекторов

разрабатываемых нефтяных залежей

Выводы к главе 5

6. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА SPMI-1 ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

6.1 Описание технологического процесса закачки состава SPMI-1 для ограничения водопритока в добывающие скважины

6.2 Обоснование объёмов закачки гелеобразующего состава SPMI-1 при ограничении водопритока в добывающие скважины

6.3 Обоснование объёма и состава буферной оторочки

6.4 Обоснование выбора рецептуры гелеобразующего состава SPMI-1

Выводы к главе 6

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВН - высоковязкая нефть;

ВУС - вязко-упругий состав;

ГОС - гелеобразующий состав;

ГРП - гидроразрыв пласта;

ИК - инфракрасный;

КРС - капитальный ремонт скважин;

МУН - методы увеличения нефтеизвлечения;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ПАА - полиакриламид;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПНП - повышение нефтеотдачи пластов;

ППД - поддержание пластового давления;

РИР - ремонтно-изоляционные работы;

СПГГУ - Санкт-Петербургский государственный горный университет;

ТВЧ - твёрдые взвешенные частицы;

ТПП - Тимано-Печорская (нефтегазоносная) провинция;

УВ - углеводороды;

8РМ1-1 - разработанный автором гелеобразующий состав - водный раствор силиката натрия с ацетатом хрома в качестве инициатора структурообразования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Современный период нефтедобычи в России характеризуется снижением доли активных запасов месторождений и вовлечением в разработку залежей высоковязких нефтей (ВВН), а также в трещиноватых коллекторах и переходом большинства эксплуатируемых крупных месторождений в позднюю стадию разработки с высокой обводнённостью добываемой продукции. Для разработки залежей ВВН в сложнопостроенных трещинно-поровых коллекторах характерны низкие темпы выработки запасов, низкие коэффициенты нефтеотдачи пластов, быстрое обводнение скважин, низкая эффективность закачиваемых вытесняющих агентов, а также технологий, широко применяемых для ограничения водопритока, и, как следствие, снижение рентабельности добычи в целом. \В условиях трещиноватых коллекторов происходит опережающее обводнение добывающих скважин по высокопроницаемым пропласткам и трещинам. На залежах ВВН ускоренному обводнению скважин также способствуют прорывы закачиваемой воды за счёт вязкостной неоднородности между вытесняющим агентом и пластовой нефтью. Наличие у ВВН аномальных свойств снижает их подвижность в пластах и требует применения тепловых методов увеличения нефтеизвлечения, широко применяемых на залежах ВВН Ярегского и Усинского (здесь и далее залежь С2-Р^ месторождений Тимано-Печорской провинции (ТПП). Для снижения обводнённости скважинной продукции в таких условиях требуется разработка и внедрение комплексных технологий, предусматривающих применение совместно с тепловым воздействием на пласт способов ограничения водопритока, позволяющих эффективно изолировать промытые интервалы, а также трещинные каналы поступления вод с использованием нового гелеобразующего состава. В связи с этим разработка и обоснование технологий с применением такого гелеобразующего состава является актуальной задачей.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных трещинно-поровых коллекторах.

Идея работы

Регулирование фильтрационных характеристик отдельных высокопроницаемых интервалов и трещин в продуктивных породах-коллекторах залежей высоковязких нефтей обеспечивается применением разработанного гелеобразующего состава на основе силиката натрия.

Задачи исследований:

1. Выполнить анализ современного состояния технологий ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приёмистости (ВПП) нагнетательных скважин.

2. Исследовать особенности разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах и разработать методику оценки степени трещиноватости продуктивных коллекторов путём изучения динамики показателей разработки залежей нефти.

3. Разработать и исследовать свойства (реологические, фильтрационные, коррозионные и др.) нового гелеобразующего состава, предназначенного для ограничения водопритока и выравнивания профиля приёмистости в условиях трещинно-поровых коллекторов и высоких пластовых температур.

4. Исследовать реологические свойства высоковязкой нефти Ярегского месторождения и провести сравнение реологических свойств нефтей Усинского и Ярегского месторождений.

5. Разработать технологию применения гелеобразующего состава для ограничения водопритока в добывающие скважины.

Методы исследований

Работа выполнена в соответствии со стандартными методами теоретических, а также стандартными и специально разработанными методиками экспериментальных исследований (реологические,

фильтрационные, исследование коррозии, рН, определение эффективного диаметра взвешенных частиц и др.). Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлен механизм гелеобразования разработанного водоизоляционного состава на основе силиката натрия, который заключается в полимеризации силикатных анионов с образованием силоксановых связей при снижении водородного показателя состава за счёт гидролиза инициатора

структурообразования - ацетата хрома./ «4-К }

/

2. Установлены зависимости кинетики гелеобразования разработанного водоизоляционного состава от температуры, концентраций силиката натрия и ацетата хрома.

3. Установлены температурные зависимости тиксотропных свойств и начального напряжения сдвига высоковязкой нефти Ярегского месторождения, а также показано, что указанные свойства исчезают при температурах выше 40 °С, кроме того, ^получены зависимости упругой и вязкой компонент эффективной вязкости от температуры в интервале 8-60 "С, при этом в области ( высоких температур (>40 °С) упругая компонента эффективной вязкости становится соизмеримой с вязкой компонентой.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанный водоизоляционный гелеобразующий состав на основе силиката натрия, инициатором структурообразования которого является ацетат хрома, обладает селективностью, регулируемыми в широком диапазоне температур вязкостью, пластической прочностью и временем гелеобразования, обеспечивающими при его закачке в продуктивный нефтяной пласт надёжное ограничение водопритока к добывающим скважинам.

2. Установленные температурные зависимости реологических свойств нефти Ярегского месторождения в диапазоне реальных пластовых температур при тепловом воздействии на пласт (40-90 ° С) свидетельствуют об увеличении

подвижности нефти в прогретом пласте при низких градиентах давления, что вместе с высокой фильтрационной неоднородностью коллекторов предопределяет эффективное применение теплового воздействия на пласт совместно с закачкой в него разработанного водоизоляционного гелеобразующего состава.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций ~ ¡/

Р

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного высокотехнологичного оборудования (компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Bruker, ACM Instruments), высокой сходимостью расчётных величин с экспериментальными данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы: ■ 1. Разработан гелеобразующий состав на основе силиката натрия для применения в технологиях ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приёмистости нагнетательных скважин в условиях сложнопостроенных трещинно-поровых коллекторов различного литологического состава.

У 2. Разработана комплексная технология увеличения коэффициента извлечения нефти при разработке залежей ВВН в трещиноватых коллекторах с применением гелеобразующего состава.

3. Разработана методика экспресс-оценки трещиноватости продуктивных пластов по показателям разработки нефтяных залежей.

Апробаиия работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 14 научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах, в т.ч. на межрегиональных научно-технических конференциях «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г. Ухта, УГТУ, 2009, 2010, 2011); XIV международном симпозиуме студентов

и молодых учёных имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, ТПУ, 2010); межрегиональных семинарах «Рассохинские чтения» (г.Ухта, УГТУ, 2010, 2011); международной конференции "Innovations in Mineral Industry - Geology, Mining, Metallurgy and Management" (Германия, Фрайбергская горная академия, 2010); международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы» (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010); международной конференции «Промысловая геофизика в 21-м веке» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011); международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направления воспроизводства запасов углеводородного сырья (г. Казань, АН РТ, 2011).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 5 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 141 наименование. Материал диссертации изложен на 181 странице машинописного текста, включает 12 таблиц, 39 рисунков и 2 приложения.

Автор выражает благодарность научному руководителю профессору Петухову Александру Витальевичу, заведующему кафедрой РНГМ СПГГУ профессору Рогачёву Михаилу Константиновичу, заведующему лабораторией ПНП СПГГУ Сюзеву Олегу Борисовичу, брату Никитину Василию Николаевичу, ассистентам кафедры РНГМ Ленченкову Никите Сергеевичу и Максютину Александру Валерьевичу, а также всем другим членам кафедры РНГМ СПГГУ за оказанную помощь.

1. ОБЗОР СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ТРЕЩИНОВАТЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ

1.1 Анализ особенностей разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах

Трещиноватость характерна как для карбонатных, так и терригенных коллекторов нефти и газа [81, 87, 138]. Трещиноватость в различной степени свойственна всем типам пород-коллекторов и является непременным атрибутом геологических сред. По этой причине поровым типом коллектора следует считать такой, в котором трещины не оказывают значительного влияния на

фильтрацию флюидов.

В трещинных коллекторах нефти и газа в силу высокой проводимости трещины служат, как правило, основными путями фильтрации пластовых флюидов, в то время как основные запасы углеводородов сосредоточены в матрице с пониженной проницаемостью. Для трещиноватых коллекторов при разработке залежей нефти заводнением характерны опережающие прорывы закачиваемых или пластовых вод по системе трещин в добывающие скважины. При этом нефть из трещин вытесняется довольно эффективно, и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт показывает, что из матрицы трещинно-поровых коллекторов нефть также вытесняется, однако коэффициент вытеснения сравнительно невелик - он не превышает значения 0,3 даже для гидрофильных коллекторов. Вытеснение нефти из трещинных коллекторов происходит под действием двух важнейших факторов: 1) неустановившиеся градиенты давления в системе матрица - трещины; 2) процесс капиллярной

4 I

пропитки [31]. При этом процесс капиллярной пропитки является, как правило, /;

крайне медленным [13].

Одной из важнейших проблем является ограничение водопритока в

скважины, дренирующие трещиноватый пласт, а также изоляция высокопроводящей единичной трещины, которая связывает добывающую скважину с нагнетательной или с водоносным горизонтом. Опыт проводимых в таких условиях водоизоляционных работ свидетельствует о том, что даже при тщательной подготовке операция может закончиться неудачей [107].

Трещиноватость терригенных и карбонатных коллекторов многих нефтяных месторождений однозначно подтверждается многочисленными трассерными испытаниями (скорости движения меченых частиц достигают 1 км/сут и выше) [56, 131], катастрофическими поглощениями глинистого раствора в процессе бурения скважин при давлениях значительно ниже давлений гидроразрыва пласта [87, 131], способностью ПЗП добывающих и нагнетательных скважин поглощать значительные объёмы нефильтруемых в поры цементных и глинистых растворов [7], сохранением приёмистости нагнетательных скважин даже после закачки в них нескольких тонн мехпримесей на протяжении долгих лет эксплуатации и т.д. К примеру, на скважинах месторождений Шаимской группы (Западная Сибирь) в полимиктовых песчаниках отмечаются случаи поглощения пластом до 10-20 м цементного раствора [98], который не способен фильтроваться в пористой среде, но способен уходить в трещины. Также трещиноватость коллекторов можно оценить сравнением фактической продуктивности скважин с теоретической. Значительное превышение фактического дебита жидкости скважины над теоретическим может служить признаком наличия трещин в ПЗП

Трещиноватость коллекторов может быть как естественной, так и в

V значительной степени техногенной, обусловленной действием высоких [ давлений закачки, создаваемых на забое нагнетательных скважин, а также значительных воронок депрессий, формируемых при эксплуатации добывающих скважин, что неизбежно приводит к изменению напряжённо-деформированного состояния горных пород и формированию техногенных

[27].

трещин [39].

Трещиноватость коллекторов может оказывать и положительное влияние на разработку нефтяных залежей. Так, согласно мнению РузинаЛ.М. [93], в условиях залежей ВВН для снижения фильтрационных сопротивлений пласта и радикального повышения нефтеотдачи альтернативы тепловым методам нет.

•/ Однако применение тепловых методов предполагает закачку в пласт

i /

/теплоносителей, которые не могут быть закачаны при отсутствии трещин по причине высоких фильтрационных сопротивлений пласта. В таком случае наличие трещин в пласте является скорее благоприятным фактором и способствует движению по ним теплоносителя, что обеспечивает прогрев пласта. При отсутствии трещин их было бы необходимо создавать искусственно.

\jJ Блочность строения трещиноватых коллекторов нефти и газа подчёркивается многими исследователями [95, 97, 104, 121, 138]. Отдельные блоки образуются секущими горные породы трещинами. Таким образом, трещиноватые породы можно рассматривать как совокупность блоков различного масштаба, при этом соблюдается иерархия размеров блоков. Блоки большего размера, выделяемые более крупными и протяжёнными трещинами, представляют собой совокупность блоков, образованных трещинами меньшего размера, в свою очередь эти блоки разбиваются на блоки ещё меньшего масштаба и т.д.

Экспериментальные данные с некоторых месторождений России позволили выявить ситуации, когда на определённых частотах вибровоздействия на продуктивные карбонатные и терригенные пласты волны могут иметь малое затухание, и может наблюдаться явление резонанса, при этом значительно возрастает сейсмическая эмиссия [104]. В свою очередь, её увеличение характеризует процессы, протекающие в пласте, и подтверждает блочность строения горных пород. Возможным источником энергии эмиссии при этом является напряжённо-деформированное состояние горных пород.

По показателям разработки залежи нефти и отдельных скважин можно определить дренируемые запасы, параметры трещиноватости и фрактальную размерность дренируемого объёма залежи [58, 81, 87, 138]. / Для диагностирования сложных трещиноватых коллекторов обычно /канализируются два показателя разработки нефтяных залежей ^ начальный дебит скважин цнач, и накопленная (суммарная) добыча нефти д,шк. При этом, как было показано в работе [138], для чисто трещиноватых коллекторов графики распределения первоначальных дебитов и накопленной добычи характеризуют изменение интенсивности трещиноватости коллекторов. Естественно, что в таких условиях максимальные дебиты скважин и добыча нефти наблюдаются в пределах участков наиболее интенсивной трещиноватости. В сложных коллекторах (порово-трещиноватых, порово-каверново-трещиноватых и пр.) начальный дебит зависит, главным образом, от изменения плотности трещин, тогда как накопленная добыча отражает определённые флуктуации порового пространства матрицы. Установлено, что для коллекторов порового типа частотные графики распределения qнaч. и ()нак имеют симметричную куполовидную форму и подчиняются нормальному закону распределения. Однако для коллекторов, природная трещиноватость в которых доминирует в ёмкостной и фильтрационной составляющих (чисто трещиноватые коллекторы) или в фильтрационной составляющей (сложные коллекторы), частотные графики для величин аргументов ()нак. и днач, резко асимметричны.

1.2 Основные геолого-физические особенности разработки Ярегского и Усинского месторождений

Длительный опыт разработки показывает, что трещинными являются породы-коллекторы, слагающие основные залежи крупнейших по запасам месторождений высоковязкой нефти Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, разрабатываемых тепловыми методами: Ярегского и Усинского

(здесь и далее в работе подразумевается нижнепермско-среднекаменноугольная залежь). Анализ разработки этих залежей свидетельствует о том, что трещины являются основными каналами движения пластовых вод и прорыва закачиваемого теплоносителя к добывающим скважинам, что обусловливает необходимость применения специально разработанных составов, способных эффективно их запечатывать после прорыва теплоносителя.

1.2.1 Краткие сведения о геолого-физических особенностях разработки Ярегского месторояедения

Нефтяная залежь Ярегского месторождения размером 36 х 5 км контролируется Ярегской, Лыаельской и Вежавожской структурами III порядка. Продуктивный III пласт Ярегского месторождения залегает на глубинах от 130 до 220 м и сложен песчаниками средне- и верхнедевонского возраста. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина III пласта - 26 м. Средняя пористость нефтенасыщенных песчаников - 25%, а средняя их проницаемость - 2,0 мкм . Нефть, насыщающая III пласт, характеризуется аномально высокой вязкостью, достигающей ^ 10000-12000 мПа-с при начальной пластовой температуре 6-8 °С. Начальное пластовое давление - 1,0-1,3 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях - 933 кг/м3, дегазированной - 945 кг/м3. Нефть малосернистая (до 1,1% масс.), малопарафинистая (0,5%) и не содержи? бензиновых фракций [87, 93].

Длительное изучение геологического строения продуктивных ярегских кварцевых песчаников III пласта, многочисленные визуальные наблюдения в горных выработках при шахтной разработке месторождения, а также данные разведочных и эксплуатационных скважин показали, что лежащие на протерозойском фундаменте среднедевонские терригенные отложения осложнены многочисленными дизъюнктивными дислокациями, разбивающими нефтенасыщенный III пласт на множество блоков. Распространённость нарушений определяется их вскрытием в среднем через каждые 25 м горной выработки, ориентировка их разнообразна. Наряду с основными системами -

продольными (северо-западными) и поперечными (северо-восточными), широко распространены и диагональные (широтные и меридианальные) системы. Угол падения нарушений изменяется от 60° до 90°. Протяжённость нарушений по простиранию обычно не превышает нескольких десятков, иногда сотен метров. Реже эта величина доходит до 1 км и более. Кроме крупных тектонических нарушений, выявлено значительное количество трещин различной величины и ориентации, которые разбивают продуктивные песчаники III пласта на ещё более мелкие блоки. Характер заполнения трещин весьма разнообразен. Они бывают заполнены глиной, рыхлым песком, а также обломками осадочных пород, что значительно изменяет их флюидопроводящую способность [87].

Ярегское месторождение является единственным в мире, где в широком промышленном масштабе уже более 30 лет применяется уникальная термошахтная технология, при которой для закачки пара используется плотная сетка вертикальных, горизонтальных (в основном пологовосстающих) скважин длиной до 300 метров, пробуренных из подземных горных выработок [93].

Уникальность Ярегского месторождения заключается в том, что в переделах продуктивного III пласта помимо запасов высоковязкой нефти также сосредоточено около 50% разведанных запасов титановой руды России.

В процессе эксплуатации месторождения установлено, что основными путями фильтрации добываемых и закачиваемых флюидов являются трещины, тогда как основные запасы нефти содержатся в пористой части пласта. Также уже в начальный период разработки Ярегского месторождения было установлено, что решающим фактором, влияющим на нефтеотдачу пласта, является трещиноватость. Анализ разработки показал, что при термошахтной разработке трещины продолжают играть решающую роль в механизме прогрева и вытеснения нефти из пласта. При этом роль трещин преимущественно положительная. Последние являются основными путями фильтрации водяного пара, закачиваемого через паронагнетательные скважины [93].

Как показал опыт разработки Ярегского месторождения с применением очень плотных сеток скважин, любые методы воздействия на пласт, не предполагающие снижения аномальных реологических свойств нефти, малоэффективны и не позволяют повысить нефтеотдачу выше 5-6%. Основные факторы, затрудняющие эффективную разработку залежи - аномально высокая вязкость нефти, низкая пластовая энергия, фильтрационная неоднородность пластов. При повышении температуры пласта до 120 "С вязкость нефти Ярегского месторождения снижается почти в 1000 раз. Этот факт является главной предпосылкой для применения тепловых методов воздействия на пласт. Для применения теплового воздействия на Ярегском месторождении имеется также ряд других благоприятных предпосылок: небольшая глубина залегания пласта, его хорошие фильтрационно-ёмкостные свойства, высокая нефтенасыщенность.

Опыт применения термошахтного метода разработки на Ярегском месторождении является положительным и свидетельствует о способности метода увеличить нефтеотдачу пласта до 50-60%. Однако следует отметить, что из 3-х площадей Ярегского нефтяного месторождения в промышленной термошахтной разработке находится только одна Ярегская площадь.

1.2.2 Краткие сведения о геолого-физических особенностях разработки Усинского месторождения

Залежь высоковязкой нефти Усинского месторождения залегает на глубинах 1100-1500 м и содержит нефть аномально высокой вязкости в сложных карбонатных коллекторах трещинно-каверново-порового типа, представленных органогенными известняками среднекаменноугольно-раннепермского возраста [93]. Залежь сводовая, массивного типа, подстилается подошвенной водой, этаж нефтеносности достигает 350 м. Размеры залежи - 16 х 8,5 км. В разрезе залежи выделено 13 продуктивных пачек, объединённых в три эксплуатационных объекта: нижний (пачки 1-У), средний (пачки У1-УШ), верхний (пачки IX-XIII). Средняя нефтенасыщенная толщина залежи - 51,3 м, средняя пористость

(по керну) - 19,8%, средняя проницаемость (по керну) - 0,034 мкм2. Пластовая нефть - высоковязкая, среднее значение вязкости - 710 мПа-с, плотность - до 940 кг/м3. Средняя начальная пластовая температура - 30 "С. При начальном пластовом давлении 14,3 МПа среднее давление насыщения составляет 7,74 МПа. Среднее газосодержание нефти - 23,1 м3/т. Нефть относится к классу сернистых (до 2,0% масс.), малопарафинистых (до 0,33% масс.), высокосмолистых. В нефти содержится около .5% бензиновых фракций [93].

При изучении сложнопостроенного массивного карбонатного резервуара среднего карбона - нижней перми Усинского месторождения, содержащего самую крупную в ТПП залежь тяжёлой высоковязкой нефти, были выделены локальные участки, в пределах которых в карбонатных породах широко развиты трещиноватость и карст. Трещины (открытые и заполненные минеральным веществом) преимущественно вертикальные, образуют две взаимно перпендикулярные системы. Иногда они группируются в три, а в отдельных интервалах - в четыре системы. Две взаимно перпендикулярные системы трещин являются сквозными для всего разреза. Протяжение этих трещин в то же время ограничивается контактами «слоёв» породы. Выявленные трещины являются литотектоническими, их плотность обусловлена вещественным составом и структурой пород данного разреза, а также особенностями разрядки тектонических напряжений в процессе образования складки. Плотность литотектонических трещин одной системы составляет 10-15 1/м, а суммарная колеблется от 20 до 30 1/м. Кремнистые и окремнелые разности известняков характеризуются повышенной трещиноватостью. Трещиноватость отдельных интервалов разреза усиливается появлением собственно тектонических трещин. Эти трещины не ограничиваются контактами элементарных «слоёв». Они могут рассекать 2-3 слоя. Тектоническое происхождение таких трещин подчёркивается зеркалами скольжения на их стенках, большей прямолинейностью следов, более высокой общей плотностью, которая может достигать 100 1/м и более [82, 87].

\ / Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения характеризуется следующими особенностями, осложняющими её разработку: 1) высокая зональная неоднородность - в объёме залежи выделено три разнофациальных зоны, кроме того, геологическое строение залежи осложнено выявленными по данным трёхмерной сейсмики и вертикального сейсмического профилирования биогермными постройками и зонами карстообразования; 2) слоистая неоднородность - в высокорасчленённом разрезе залежи выделено 13 продуктивных пачек, которые объединены в 3 эксплуатационных объекта; 3) аномальные реологические свойства нефти; 4) фильтрационная неоднородность залежи.

Фильтрационная неоднородность залежи обусловлена наличием

аномально проницаемых зон (трещин, каверн, карстовых полостей) с

2

проницаемостью порядка десятков мкм , которые принято называть суперколлекторами. Доля суперколлекторов в объёме залежи достигает 20-30%, а проницаемость на 2-3 порядка превышает проницаемость пористой матрицы, содержащей основные запасы нефти. Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтверждённые анализом промысловых данных, показали, что при начальной температуре пласта в процесс нефтеизвлечения могут быть вовлечены только нефти, сосредоточенные в суперколлекторах. В целях интенсификации разработки на залежи проводились опытно-промышленные работы по испытанию различных термических технологий: закачка горячей воды на участках ПТВ-1 и ПТВ-2 в 1982-1998 гг., инициализация внутрипластового горения на участке Е-1 в 1984-1985 гг., паротепловое воздействие в зоне ПТВ-3 с 1992 г. В настоящее время на залежи пробурено 1098 вертикальных скважин с плотностью сетки 6,25 га/скв., бурением охвачено примерно 40% геологических запасов. Текущий действующий фонд добывающих скважин по состоянию на 01.01.2008. составляет 607, нагнетательных скважин - 27. На залежи смонтированы и действуют 22 стационарных и 7 мобильных парогенераторов с суммарной

производительностью около 12000 т пара в сутки. Дальнейшее разбуривание залежи планируется горизонтальными скважинами. Текущая годовая добыча нефти из залежи в последние годы стабилизировалась на уровне, 1,5 млн. т. Обводнённость продукции составляет 82%, среднесуточный дебит скважин по нефти - 7,3 т/сут, текущая закачка пара - около 4,3 тыс.т/сут. Накопленная добыча нефти достигла 53,3 млн. т, текущая нефтеотдача - 7,3%, накопленная добыча жидкости - 162,4 млн. т. Недостаточная компенсация отбора жидкости закачкой (25,2%) привела к истощению залежи и снижению пластового давления с 14,3 до 10,5 МПа [120].

1.3 Анализ основных водоизолирующих материалов, применяемых для ограничения водопритока в добывающие скважины

Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется путём применения различных водоизолирующих материалов, которые образуют в обводнённых участках пласта слабо- или непроницаемые у барьеры и экраны. «На сегодняшний день известно большое количество водоизолирующих химических составов, выбор которых для конкретных технологических операций определяется причинами обводнения скважин и reo лого-физических условиями разработки залежей нефти. Однако многие из известных водоизолирующих материалов не нашли широкого применения по причине их низкой эффективности [116].

/Альтернативой химическим реагентам являются механические способы отключения пластов - применение металлических и резиновых пластырей, летучек, двухпакерных систем [8, 52, 74, 107, 108, 116] и т.д., недостатками которых являются невысокая надёжность и снижение диаметра эксплуатационной колонны, а также невозможность предотвращения перетоков в пласте за эксплуатационной колонной [133]. Тем не менее, в последние годы доля технических решений проблем водоизоляции растёт [8, 99, 107].

Отдельные исследователи в качестве альтернативных способов борьбы с добычей излишних объёмов попутной воды также рассматривают способы

разделения воды в стволе скважины [135].

/

/В отечественной практике ограничения водопритока основными \ ^материалами для водоизоляции остаются разновидности цементных растворов \hu9, 35, 90, 96, 111, 127], являющиеся дисперсными материалами с твёрдой взвешенной фазой [100]. В западной практике наибольшее распространение нашло использование гелеобразных масс с закреплением их цементным раствором [96, 107]. Преимущества цементов - доступность и низкая стоимость [78, 94]. Цементные растворы оказываются высокоэффективными, когда истинная причина обводнения скважин связана с заколонными перетоками [12]. Недостатками цементных растворов являются [94, 96]: неселективность; высокая плотность, что может вызвать поглощение раствора и гидроразрыв пласта; низкая проникающая способность в пористую среду; высокая фильтратоотдача; низкая механическая и ударная прочность (растрескивание при повторной перфорации, депрессиях); низкая коррозионная стойкость и др. Формируемое в заколонном пространстве цементное кольцо не выдерживает градиентов давления выше 2 МПа/м [12, 35, 78] и разрушается, способствуя появлению заколонных перетоков. Цементные растворы практически не обладают фильтруемостью в пористой среде - они способны проникать в ПЗП только при наличии в коллекторе трещин и каналов с размерами jie менее 50 мкм [100]. Для цементного камня характерна усадка при схватывании [139]. Указанные причины обусловливают невысокую эффективность цементных растворов [78]. К примеру, на промыслах «Кубань-Газпром» из 25 скважинных операций только 3 оказались успешными при средней длительности технологического эффекта всего 85 суток [6]. Для повышения прокачиваемости цементных растворов в пласт возможно применение мелкодисперсных цементов, т.н. микроцементов [107]. Также известны многочисленные разновидности полимерцементных растворов с «облагораживающими»

добавками, применяемые преимущественно для ремонтно-восстановительных работ [12].

Для решения задач ограничения водопритока широкое применение находят цементные растворы на углеводородной основе [9, 17, 37, 88, 98, 116]. Они представляют собой суспензию цемента в лёгкой углеводородной жидкости с добавлением ПАВ для улучшения растекаемости. Селективность их заключается в способности цемента отверждаться только при разбавлении раствора пластовыми водами, а из нефтенасыщенных интервалов несхватившийся цемент будет вынесен при эксплуатации. Таким образом, частично преодолевается неселективность цементных растворов на водной основе. Также такие цементы обладают лучшей подвижностью [88] при малых нефтецементных соотношениях и способны образовывать более прочный цементный камень при затвердевании, чем цементные растворы на водной основе [127]. Недостатком нефтецементных растворов является кольматация дисперсной фазой порового пространства в нефтенасыщенной части пласта и гидратация цемента остаточной водой с частичным схватыванием в нефтенасыщенном интервале, а также заполнение трещин и последующее отверждение в нефтенасыщенной части разреза, что приводит к снижению продуктивности нефтенасыщенных интервалов пластов [12, 116].

Для ограничения водопритока широко применяются синтетические смолы и полимеризующие органические материалы [100, 109], которые относят к неселективным материалам [12] на основе органических веществ. Основные разновидности смол и полимеризующихся материалов: сланцевые смолы ТСД-9, ТС-10, гидрофобный тампонажный материал ГТМ-3, КС-11, карбамид-формальдегидные смолы КФ-Ж, КФЖТ, резойл, ацетон-формальдегидные смолы АЦФ, гипано-формальдегидная смесь ГФС, эпоксидные смолы ДЭГ-1 и ТЭГ-1, смолы резольная К1 и фенолформальдегидная Ф1, смола ФР-12, стирол, фенолрезорциноформальдегидная смола ФРФ-50Р, фенолспирт ТС-50, и др. [7, 12, 14, 16, 22, 29, 32, 35, 48, 63, 78, 90, 113, 116, 117, 124, 131]. Данные составы,

как правило, являются легкофильтрующимися гомогенными жидкостями, при отверждении образующими прочные упругие или твёрдые водоизолирующие массы. Синтетические смолы имеют ряд серьёзных недостатков. Многие из этих составов нестабильны и способны отверждаться при хранении [15], к примеру, срок хранения смол КФ-Ж составляет всего 2 месяца [35]. Синтетические смолы имеют низкую эффективность в карбонатных трещинных коллекторах, что объясняется неполнотой их отверждения из-за резкого снижения концентрации катализатора (кислоты, кислые соли) при взаимодействии с карбонатной породой [100]. Недостатком смолы ГТМ-3 является её гидрофобность, что препятствует преимущественному проникновению состава в водонасыщенные интервалы [116]. Смолам КФ-Ж, К1 и Ф1 свойственна значительная усадка при отверждении [14, 16, 35]. Недостатком многих смол является их дефицитность и неселективность, способствующая блокированию нефтенасыщенных интервалов пласта [12, 90].

Для ограничения водопритока могут быть использованы фенолшлаковые композиции - смесь фенолоспирта, тампонажного шлакового цемента и наполнителя, вследствие поликонденсации фенолоспирта и гидратации шлака превращаемую в прочную органоминеральную неселективную композицию [90]. Недостатки - высокая токсичность компонентов и неселективность.

Для водоизоляции применяются , синтетические латексы и латекснефтяные эмульсии, способные образовывать резиноподобную массу при взаимодействии с минерализованными водами [12, 50, 115], а также с закачанными отдельно оторочками хлористого кальция или соляной кислоты /[/117]. Преимуществом латексов является способность коагулировать при

\ У

/ г контакте с пластовыми водами низкои минерализации и даже при наличии только катионов одновалентных металлов [12, 129]. Недостатком синтетических латексов является их высокая стоимость.

Одним из основных материалов, применяемых при водоизоляционных работах, является гипан [63, 116, 129] - гидролизированный полиакрилонитрил,

получаемый гидролизом акриламида в щелочной среде. Данный материал широко используется и за рубежом, где он известен как гидролизированный полиакриламид [133]. Гипан коагулирует при контакте с поливалентными катионами, образуя хлопьевидную или резиноподобную массу [12], чем и объясняются его селективные свойства. Считается достаточно эффективным материалом в условиях высокой минерализации пластовых вод Урало-Поволжья (> 50 г/л), однако в условиях Западной Сибири при минерализации вод до 25 мг/л не обеспечивает надёжной изоляции интервалов водопритока [22, 29, 75, 90]. Для эффективной коагуляции состава и образования изолирующей массы до и после оторочки гипана применяется закачка концентрированных растворов хлористого кальция [78, 90, 130] или хлоридов магния и железа [77]. Является весьма дорогостоящим материалом. Недостатками гипана также являются повышенная исходная вязкость (300-350 мПа-с), значительный вынос его из пласта уже в процессе освоения, а также при эксплуатации скважины [12, 116].

В водоизоляционных работах может быть использован модифицированный кремнезём субмикронного размера с химически обработанной поверхностью марки «Полисил-ДФ», работающий в пласте в качестве гидрофобизатора [22, 26, 29]. При неполной модификации поверхности микрочастицы кремнезёма на ней имеются как гидрофильные, так и гидрофобные участки, что обусловливает появление поверхностно-активных свойств и позволяет таким микрочастицам стабилизировать обратные водонефтяные эмульсии. После закачки в водонасыщенный интервал такие эмульсии не теряют своей структуры и обеспечивают блокирование интервала, а в нефтенасыщенном интервале они разбавляются, чем и объясняется селективность материала. Сдерживающим фактором его широкого применения является высокая стоимость твёрдого эмульгатора [14].

Широко известны и используются кремнийорганические составы для селективной водоизоляции: составы серии АКОР [6, 22, 50, 46, 87, 100],

продукты 119-204 [10, 22, 87], 119-296Т [22, 25, 49], разновидности силанов [59,

Составы являются гомогенными и обладают низкой динамической вязкостью, применимы в широком интервале пластовых температур. Прочный водоизолирующий полимер с силоксановыми связями образуется при взаимодействии с водой любой минерализации в результате химической реакции гидролитической поликонденсации. Кремнийорганические составы способны обеспечивать надёжную изоляцию интервалов водопритока при малых объёмах их применения и зарекомендовали себя как эффективные материалы для водоизоляции в условиях месторождений Западной Сибири. Тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений образуют более прочную изолирующую массу при снижении минерализации пластовых вод, с которыми происходит контакт [25]. Общими недостатками кремнийорганических составов являются их повышенная чувствительность даже к малейшему содержанию вод, в связи с чем возможно отверждение составов в нефтенасыщенных интервалах при контакте с плёночной водой, технологический процесс закачки такого материала требует применения больших объёмов буферных углеводородных жидкостей и тщательных промывок скважин (данный недостаток во многом устранён в последних /модификациях кремнийорганических составов). Недостатком также является высокая стоимость материалов и их дефицитность [41, 59, 94, 116], пожаро- и взрывоопасность [29, 90]. Недостатком составов ВТС-1 и ВТС-2 является их

многокомпонентность [49]. Значительным недостатком большинства видов

/

'»рсиланов является их крайне высокая токсичность [60]. Составы группы

ОР являются коррозионно-активными [49]. Также часть кремнийорганических составов применяется с соляной кислотой [25, 49], нейтрализуемой при контакте с карбонатными минералами, препятствуя отверждению составов, а также способствующей коррозии скважинного

оборудования. Недостатком продукта 119-204 также является требование создания в пласте предварительной оторочки ацетона по причине гидрофобности состава [22, 49, 97]. Другим недостатком кремнийорганических составов является тот факт, что гидролитическая поликонденсация является экзотермической реакцией, при этом фактическое время структурообразования состава за счёт его нагрева значительно снижается, и он становится непрокачиваемым [25]. В работе [78] отмечается, что недостатком кремнийорганических составов является образование твёрдой изолирующей массы преимущественно на контакте с водами, а не во всём объёме, что способствует разрушению водоизоляционного экрана при эксплуатации скважин.

Одними из наиболее распространённых видов материалов, применяемых Для ограничения водопритока являются разновидности гелей полиакриламида с различными сшивателями - ВУС, ВУС-2, ГОС, ГОС-1, ГОС-2, СНПХ-9800 [22, /55, 64, 103, 122] и др. Составы на основе ПАА обладают селективными свойствами за счёт избирательной адсорбции молекул в водонасыщенных интервалах [12, 17, 78, 116]. Сшивателями могут являться водный раствор ацетата хрома (III) [30, 56] (при повышенных температурах с замедлителем гелеобразования - лактатом натрия [133]), фенол-формальдегидные композиции [107, 133, 141], полиэтиленамин, гексаметилентетраамин [133], хромово-калиевые квасцы [78, 141], цитрат алюминия [30], оксид цинка или магния совместно с солями хрома [76]. Широко применяются ВУС, содержащие ПАА, гексарезорциновую смолу и формалин [22, 90]. Гели с органическими сшивателями способны сохранять свои изолирующие свойства при повышенных пластовых температурах (70-120 °С) [133, 141]. Недостатком составов на основе полиакриламида является сложность приготовления растворов [29, 90], особенно в зимних условиях.

У / Известен водоизолирующий реагент МАК-ДЭА - продукт полимеризации метакриловой кислоты [17, 116]. По технологическим

свойствам близок к гипану. При контакте с полиэлектролитами коагулирует, образуя осадок, упрочняемый в минерализованной воде и растворимый в соляной кислоте. Требует высокой минерализации пластовых вод либо закачки растворов полиэлектролитов отдельной оторочкой. Недостатком материала также является его значительный вынос при эксплуатации скважин [116].

Известны составы для ограничения водопритока метас и комета, являющиеся производными метакриловой кислоты [17, 22, 90, 101], ограничивающими факторами для которых является требование наличия в пластовых водах поливалентных катионов в концентрациях не менее 20 г/л при

радиусе обрабатываемой зоны не менее 10-15 м [101].

/

/ \ Для ограничения водопритока в последнее время всё большую г популярность обретают методы селективной модификации фазовой ^проницаемости (гидрофобизации) коллекторов [22, 107], за счёт чего фазовая проницаемость по воде значительно снижается при сохранении фазовой проницаемости по нефти или газу. В качестве гидрофобизаторов широко используются кремнийорганические соединения [22]. Недостатками гидрофобизаторов являются низкие эффективности при интенсивном отборе жидкости из пласта, а также в условиях наличия проводящих трещин в ПЗП [7].

Разработаны и применяются гелеобразующие составы, основанные на способности солей алюминия подвергаться гидролизу с образованием гидроксида алюминия: ВИС-1, гидрогель-40 [127]. Хлорид алюминия также может закачиваться в виде самостоятельной оторочки в карбонатные коллектора, либо с последующей закачкой щёлочи [18, 37, 123]. Привлекательной является низкая стоимость состава, но прочность образуемого геля не позволяет использовать его самостоятельно в добывающих скважинах. При применении на добывающих скважинах необходимо закрепление состава цементом. Для улучшения свойств образуемого геля в раствор хлорида алюминия добавляют ПАА [123].

К/ В условиях высоких пластовых температур для блокирования путей

Движения вод могут применяться .термогели на основе солей алюминия - Галка, /термогель-1, термогель-С, Карфас и т.д [3, 45]. Основными компонентами составов являются соль алюминия (хлорид или сульфат), карбамид (инициатор), ПАВ (пластификатор). Составы имеет кислую среду с рН = 2-2,5. При температурах выше 70 °С происходит разложение карбамида с образованием аммиака [125], который, растворяясь, повышает рН состава. При достижении рН = 3,8-4,2 ед. происходит образование геля гидроксида алюминия во всём объёме. Состав эффективен при температурах выше 90 °С. Увеличение пластовой температуры благоприятно сказывается на прочностных свойствах образуемых гелей, опробованных на месторождениях при температурах до 320 °С. Гели при необходимости разрушаются обычной солянокислотной обработкой [6]. Недостатками термогелей являются их высокая коррозионная активность, низкая регулируемость времени гелеобразования, неприменимость при пластовых температурах ниже 70 °С, а также низкая прочность гелей при температурах 70-90 °С, соответствующих пластовым температурам большинства нефтяных месторождений Западной Сибири.

Для ограничения водопритока применяются нефтесернокислотные смеси [17, 22, 90, 116]. При взаимодействии серной кислоты с нефтями образуется кислый гудрон высокой вязкости. Эффект водоизоляции достигается за счёт гидрофобизации, выпадения осадка гипса при контакте с пластовыми водами, закупоривания пор за счёт высокой адгезии состава к горным породам. Главным недостатком этого материала является его нетехнологичность [116].

\ / Известны гелебразующие составы на основе кислотных растворов алюмосиликатов (сиенит, нефелин, цеолиты) - ВМР-5, МР-6, нефелиновый концентрат и др. [29, 54, 125, 132]. Образуемые гели используются в потокоотклоняющих технологиях, а также для водоизоляции в добывающих скважинах. В результате гелеобразования в пласте формируются золи кремниевой кислоты. Компоненты гелеобразующих составов отличаются

низкой стоимостью и доступностью. Недостатками кислотных растворов алюмосиликатов является их резко кислая реакция среды, что обусловливает их высокую коррозионную активность, а также относительно невысокая прочность образуемых гелей.

В качестве водоизолирующего состава, особенно в карбонатных коллекторах, могут быть использованы высоковязкие нефти. Суть технологии заключается в растворении в высоковязких нефтях твёрдых окисленных битумов при нагреве и последующей прокачке горячего состава с пониженной вязкостью по теплоизолированным трубам в отключаемый интервал. При достижении интервала изоляции происходит охлаждение нефтебитумного состава и потеря его подвижности за счёт застывания [36]. Недостатком подобных составов является их нетехнологичность.

В условиях высоких пластовых температур для ограничения водопритока могут быть использованы суспензии битумов или парафинов. Селективность достигается за счёт растворения и выноса битума пластовыми нефтями, в то время как водонасыщенные интервалы остаются кольматированными [42]. Практика применения суспензий битумов и парафинов свидетельствует о низкой эффективности таких методов ограничения водопритока [7, 90], что объясняется чрезвычайно медленным растворением твёрдой углеводородной фазы нефтями в пласте.

Для изоляции вод предложены дизельно-щелочные отходы, при смешивании с оторочкой хлорида кальция образующие эластичную массу [61]. Недостатком их является малая прочность состава, выносимого при малых депрессиях при практически полном отсутствии адгезии состава к породе.

Известны составы ВПА-2, ОГС (органическая гелеобразующая смола), ВПК-402, являющиеся полиэлектролитами, чувствительными к ионам пластовых вод [29, 75]. Недостатком их является образование изолирующей массы не в полном объёме, в связи с чем их целесообразнее применять в нагнетательных скважинах, чем в добывающих.

Находит применение технология ограничения водопритока с применением гранулированного магния [22, 48, 78, 90], который способен при взаимодействии с водой образовывать нерастворимый осадок гидроксида магния и служить цементирующим материалом. Во избежание гравитационного осаждения магний в виде порошка или гранул закачивается в загущенном полимером растворе [78]. Суспензия магния в ПЗП может быть введена по схеме ГРП [22]. Недостатком материала является наличие твёрдой взвешенной фазы, что обусловливает крайне низкую фильтруемость суспензии магния в порах и трещинах малой раскрытости.

Представляет значительный интерес применение для водоизоляции полиизоцианатов и полиуретанов [17, 22, 29, 90, 116] - клей КИП-Д, УФП-50 и другие. Данные материалы применяются при пластовых температурах 90-150 °С. Главный их недостаток - острая дефицитность материалов [90].

В условиях низких пластовых давлений возможно применение пенных систем в операциях ограничения притока вод [22]. Пены содержат пенообразователь (нефтерастворимые ПАВ), стабилизатор пены (полимеры), воду, газ (чаще азот), упрочняющие добавки (часто силикат натрия). ! ; Известны гидрофобные полимерные тампонажные составы, применяемые преимущественно в наклонных и горизонтальных скважинах [47]. Такие

V

составы обладают хорошей фильтруемостью и регулируемым временем отверждения. Недостатком состава являются его гидрофобные свойства, благодаря чему он преимущественно проникает в интервалы с повышенной нефтенасыщенностью.

! В горизонтальных скважинах находят широкое применение обратные водонефтяные эмульсии, применяемые в качестве т.н. жидких пакеров [107]. Отличительной особенностью таких композиций является их разрушаемость в течение определённого времени и регулируемость реологических показателей.

Высоко перспективными методами перераспределения потоков закачиваемой воды являются гелеобразующие составы на основе силиката

натрия, основными преимуществами которых являются: технологичность приготовления, селективность, высокая прочность геля, способность к разрушению щелочами, стойкость гелей к минерализованным водам, высоким температурам, низкая коррозионная активность, стабильность, экологическая чистота, низкая стоимость [38, 51, 106]. Отдельно их свойства рассмотрены в разделе 1.5 данной работы.

1.4 Некоторые аспекты практического применения технологий ограничения водопритока

Основное назначение ремонтно-изоляционных работ - обеспечение оптимальных условий выработки продуктивного пласта (или пластов) для достижения запланированного извлечения запасов нефти [7].

Ограничение водопритока принято рассматривать в качестве метода интенсификации притока нефти к скважинам за счёт снижения притока воды и повышения доли продукции из слабовыработанных интервалов продуктивных пластов. Добывающие скважины останавливаются при достижении критически высокой обводнённости 96-99% по экономическим соображениям, в связи с чем запасы нефти, дренируемые данными скважинами, остаются неотобранными. В связи с этим борьбу с высокой обводнённостью, которая позволяет отобрать дополнительные запасы нефти из залежи, некоторые исследователи [103, 118] рассматривают как способ повышения нефтеотдачи пластов. Водоизоляционные работы имеют огромное значение, как в нефтяных, так и в газовых скважинах [48].

I Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, принято делить на селективные и неселективные.

Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используемый водоизолирующий материал образует прочный непроницаемый

экран в пласте вне зависимости от вида преимущественно насыщающих поры флюидов, сохраняющий свои свойства в течение длительного времени. В качестве основных видов неселективных водоизолирующих материалов принято рассматривать водоцементные растворы, синтетические смолы и др.

Ограничение притока воды носит селективный характер, если создание водоизолирующего экрана осуществляется с помощью химических реагентов, которые в течение определённого времени формируют в пласте водоизолирующую массу, которая блокирует преимущественно (селективно) водонасыщенные интервалы пласта, но не образует прочного непроницаемого экрана в нефтенасыщенной части разреза. Для образования изолирующей массы необходимо наличие как минимум двух компонентов: основного, называемого водоизолирующим реагентом и вспомогательного, способствующего её образованию. Селективные материалы реагируют на какой-либо признак, отличающий нефте- и водонасыщенные интервалы: минерализация, рН, характер смачиваемости и др. [129].

Селективная водоизоляция предполагает применение технологии, исключающей необходимость предварительного разобщения в стволе скважины водоносного пласта от нефтеносного, последующей повторной перфорации в интервале нефтяного пласта, а при принципиальной постановке вопроса-даже определения источника обводнения [7, 116, 129]. Селективность изоляционных работ основана на свойствах изолирующего материала, поэтому термин «селективный» распространяется и на материал [90].

Селективные методы не обладают абсолютной избирательностью [29, 90,

Различают три группы селективных материалов: органические полимерные материалы, неорганические составы, элементоорганические соединения [29, 90].

Следует отметить, что некоторые исследователи под селективностью

[89].

понимают также способность изолирующих составов преимущественно проникать в промытые водой высокопроницаемые зоны и блокировать их,

выравнивая тем самым проницаемостную неоднородность пластов [53, 55].

f

j у^втор данной работы не согласен с подобной трактовкой, и во избежание j разночтений, под селективностью в тексте данной работы понимает только / способность составов блокировать преимущественно водонасыщенные интервалы пластов.

Ремонтно-изоляционные работы являются дорогостоящими видами скважинных операций, при этом успешность операций редко достигает 70-80% [78]. При выборе способа ограничения водопритока всё большее значение имеет стоимость работ - предпочтение отдается в пользу менее затратных технологий [107].

Ограничение водопритока путём внутрипластовой изоляции каналов притока вод, наряду с герметизацией заколонного пространства, относится к ремонтно-изоляционным работам (РИР) [110]. Исследователи отмечают, что в ближайшие годы число КРС по отключению отдельных пластов на месторождениях с завершающей стадией разработки будет увеличиваться [115].

Перед проведением работ по ограничению водопритока необходимо определить причины обводнения скважин. При обводнении скважин закачиваемыми водами для надёжной изоляции интервалов водопритока необходимо точное их определение. Однако в условиях месторождений Западной Сибири, где минерализация пластовых вод, как правило, не превышает 25 г/л, промыслово-геофизическими методами это сделать сложно [98]. Признаком обводнения по причине заколонных перетоков может являться крайне резкое обводнение скважин [12]. Если обводнение происходит по причине подтягивания конусов воды, то установка обширных горизонтальных экранов из водоизолирующего материала является малоэффективной технологией [7, 12, 89]. Для обращения конусов известен также способ отбора воды из нижележащего водоносного горизонта, который является

энергозатратным и находит всё меньшее применение [78, 107]. Стремительное обводнение скважин и необходимость выполнения производственных планов вынуждают разработчиков увеличивать депрессии на продуктивный пласт при освоении и эксплуатации скважин. При этом нередко увеличиваются градиенты давления, при достижении критических значений которых происходи^ разрушение цементного кольца за колонной, что приводит к заколонным перетокам [122]. Форсирование добычи также способствует преждевременным прорывам вод по высокопроницаемым каналам [94].

Задача снижения объёмов добываемых вод может быть решена двумя 1утями: блокированием водопроводящих каналов в нагнетательных скважинах и ограничением водопритока в добывающих [78, 96, 99, 103]. Принято считать, что выравнивание профилей приёмистости в нагнетательных скважинах требует больших объёмов закачек композиций (до 500-1000 м) на одну скважинную операцию) [107, 122], в то время как в добывающие скважины для ограничения водопритока закачивается малое количество водоизолирующего

3 3

состава (как правило, 1-20 м, в некоторых случаях [103] до 120 м). Теоретическое обоснование объёмов закачки составов является сложной задачей. Она часто решается опытным путём на основе анализа эффективности уже проведённых обработок [122].

Обводнённость скважин можно снизить за счёт снижения объёмов закачиваемой для ППД воды, однако при этом будет снижаться пластовое давление, либо за счёт перехода на циклическое заводнение [57]. Наибольшая эффективность водоизоляционных работ достигается при комплексном воздействии на отдельный участок залежи, т.е. на группу добывающих и нагнетательных скважин [94]. Также показано, что потенциал получения дополнительной добычи от водоизоляции тем выше, чем выше начальный дебит обрабатываемой добывающей скважины по нефти [105]. ^Х/

Некоторые исследователи [96] считают, что отключение отдельных обводнённых пластов и пропластков, как правило, имеет меньший эффект, чем

ликвидация заколонных перетоков, так как дебит скважин при этом снижается и дополнительная добыча нефти при этом относительно невысока. Чем больше пропластков вскрыто скважиной в продуктивном разрезе скважин, тем выше вероятность экономической успешности за счёт дополнительной добычи нефти после проведения работ по отключению обводнённого пропластка [105].

При подборе водоизолирующих составов предпочтительны такие, у которых плотность близка к плотности изолируемых вод, что предотвращает гравитационное расслаивание тампонирующего материала после доставки его в

изолируемый интервал [29].

/

Д / При планировании водоизоляционных работ необходимо учитывать, что повторные операции ограничения водопритока на скважинах, как правило, имеют меньшие технологические эффекты, чем первая [11].

Многочисленными исследованиями показано, что межремонтный период скважин снижается при их обводнённости более 50% [96]. Повышение обводнённости скважин также способствует ускорению процессов коррозии скважинного оборудования [141].

При обводнении скважины по высокопроницаемому пласту за счёт его опережающей выработки возникает необходимость его отключения. Важное значение имеет относительное положение отключаемого пласта или пропластка относительно других вскрытых продуктивных интервалов. Различают отключение нижних и верхних пластов. Задача отключения нижних пластов достаточно надёжно решается закачкой цементного раствора под давлением [78, 114] с установкой цементного моста, а также установкой взрыв-пакеров [116], а для отключения верхних пластов предпочтительно применение фильтрующихся составов [124]. Отключение нижнего пласта может приводить к постепенному восстановлению давления в нём и, при отсутствии надёжной непроницаемой перемычки, к конусообразованию и повторному обводнению скважины. Успешности работ по ограничению водопритока способствует тип продуктивного разреза, при котором наиболее проницаемые пропластки

расположены в его нижней части [46]. При отключении подошвенных вод в трещиноватых коллекторах за рубежом успешно применяют заранее сшитые жёсткие гели, которые не фильтруются в матрицы, а заполняют трещины и, расширяясь в них, блокируют их. Недостатком таких обработок является

гели на основе ПАА могут применяться также для изоляции трещин со стороны нагнетательных скважин [27, 56].

Основные затруднения возникают при отключении верхних пластов [108, 117]. При отключении верхних пластов во избежание попадания изолирующего состава в нижележащие пласты последние в стволе скважины отсыпают песком [7, 10, 108, 114]. Отключаемые интервалы обрабатывают ПАВ, растворителями, кислотами. Скважину промывают, определяют приёмистость отключаемых интервалов, в зависимости от чего подбирают вид и количество тампонажного состава [33, 108, 114]. Приёмистость добывающих скважин во избежание набухания глин в призабойной зоне пласта целесообразно определять с помощью водных растворов хлорида калия [140]. При отключении средних пластов нижние пласты целесообразно временно отсыпать песком, при этом хние пласты, не подлежащие изоляции - отсекать пакером [108].

В случае применения тампонажных составов с низкими сроками схватывания возможно применение специальных устройств, позволяющих производить смешивание твердеющего состава и инициатора отверждения непосредственно в стволе скважины в районе изолируемого интервала. Описанное в работе [34] устройство состоит из двух камер, заполненных структурирующимся компонентом и инициатором структурообразования. При доставке в изолируемый интервал под действием давления нагнетаемой жидкости открывается запорный узел и жидкости смешиваются, после чего незамедлительно закачиваются. Таким образом, появляется возможность применения тампонажных составов, которые невозможно закачать по колонне труб по причине коротких сроков структурообразования.

большой объём применяемого состава - до 1000 м3 [107]. Подобные сшитые

При наличии трещин в ПЗП закачиваемые в пласт реагенты поглощаются в первую очередь трещинами [7]. Во избежание ухода всего легкофильтруемого изолирующего состава в трещины целесообразно применение двухступенчатых закачек изолирующих композиций [108]. Трещины изолируемого интервала можно блокировать закачкой в них цементного раствора [114], жёсткого сшитого геля [94, 137] или смолы с коротким временем отверждения [7], затем, после технологической паузы, целесообразно проводить закачки легкофильтрующихся водоизолирующих составов. При подборе тампонажных составов для изоляции пластов необходимо учитывать приёмистость скважин: так, для интервалов с высокой приёмистостью (более 50 м3/(сут-МПа) закачка легкофильтрующихся составов малоэффективна по причине их разбавления в ПЗП в промежутке времени после закачки до отверждения [108].

При применении легкофильтрующихся составов, не образующих твёрдых прочных материалов, во избежание выноса изолирующей массы в ствол добывающей скважины в процессе её эксплуатации, а также для увеличения длительности технологического эффекта целесообразно закрепление фильтрующегося состава водоцементным [10, 22, 34, 78, 96, 130] или нефтецементным раствором [22, 127]. Однако при этом наряду с увеличением доли успешных операций неизбежно происходит удорожание ремонта [78].

Бесперспективными являются методы водоизоляции, основанные на смешивании двух жидкостей в пористой среде по причине узости фронта смешивания и значительного разбавления исходных жидкостей. Водоизоляция путём образования в пористой среде нерастворимых осадков солей также является бесперспективной по причине заполнения осадками малой доли порового пространства [7,17].

На время структурообразования большинства тампонирующих составов значительное влияние оказывает температура. Специальные исследования показали, что температура на забое добывающих скважин в процессе закачки водоизолирующих составов меняется незначительно [7]. Для условий

нагнетательных скважин целесообразно определять забойную температуру.

Особую сложность для изоляции вод представляют горизонтальные скважины, в которых возникают дополнительные затруднения технического характера: сложно определить интервал притока вод, так как весь горизонтальный ствол заполняется водой; сложно закачать изолирующую композицию куда следует, особенно при наличии необсаженного фильтра в стволе скважины; необходимо применение специальных высоковязких блокирующих жидкостей, способных самопроизвольно снижать свои реологические характеристики и выноситься из ПЗП в процессе освоения скважин после ремонта [1, 23].

При закачке тампонажного состава в пласт необходим контроль давления закачки во избежание достижения давления раскрытия трещин и гидроразрыва пласта. При закачке тампонажного состава по схеме ГРП эффективность водоизоляционных работ низкая [43, 89]. В зарубежной практике закачку тампонирующего состава принято останавливать при достижении критического давления, чтобы не снизить непоправимо продуктивность скважины [137].

Технологическая эффективность операций по ограничению водопритока, как правило, выше при обводнении продукции скважин закачиваемыми водами, чем в скважинах, обводняемых пластовой водой [43].

На эффективность работ по ограничению притока закачиваемых системой ППД вод значительное влияние оказывает расстояние от нагнетательных скважин - чем выше расстояние, тем выше вероятность успешной обработки [94], особенно низкой является эффективность работ при обработках скважин первого, относительно ряда нагнетательных, ряда добывающих скважин [46]. При этом отключение обводнённых пластов в скважинах первого ряда способствует быстрому обводнению скважин следующего ряда, по причине чего часто нецелесообразна изоляция пластовых вод в скважинах первого ряда добывающих скважин.

Высокий потенциал для проведения успешных водоизоляционных работ

имеется при низких значениях накопленной добычи нефти и высокой обводнённости продукции обрабатываемой скважины (более 95%), если окружающие добывающие скважины при этом имеют меньшую обводнённость продукции (79-82%) [64, 103].

Анализ многочисленных результатов проведения водоизоляционных работ и гидродинамического моделирования показал, что вероятность успешной изоляции пластовых вод увеличивается при наличии непроницаемых пропластков между нефте- и водонасыщенными интервалами пласта [7, 25, 46, 129]. В монолитных пластах многочисленные проведённые операции по ограничению водопритока вместе со снижением дебита жидкости приводили к снижению дебита нефти при незначительном изменении обводнённости продукции [7].

Наличие значительной проницаемостной неоднородности между вскрытыми перфорацией интервалами является благоприятным фактором для проведения водоизоляционных работ [46, 64], при этом оптимальным соотношением проницаемостей отключаемого высокопроницаемого обводнённого пропластка и нефтенасыщенного низкопроницаемого является 520 [46]. Также отмечается низкая эффективность закачек вязкоупругих составов в нагнетательные скважины в условиях относительно однородных пластов.

Как показывает опыт проведения работ по отключению отдельных пластов, успешность работ снижается при увеличении толщины изолируемого интервала. Для проведения успешной изоляции интервала притока вод в один этап желательно, чтобы его протяжённость не превышала 5 м [108].

Перед закачкой тампонирующих составов в изолируемые интервалы необходимо учитывать возможность их смешивания и разбавления скважинными жидкостями уже при доставке по колонне труб, что может привести к потере изолирующих свойств части композиции, при этом основная зона перемешивания находится в верхней части закачиваемого водоизолирующего состава [90, 112]. Во избежание подобных разбавлений

рекомендуется применение буферных оторочек сшитых гелей до и после закачиваемого тампонажного состава [139] или водных растворов ПАА, КМЦ и других водонабухающих полимеров [90].

Положительным признаком для применения химреагентов с целью ограничения водопритока является значительная слоистая неоднородность пластов залежи при слабой гидродинамической связи между отдельными пластами [137]. В массивных залежах нижние пласты могут дополнительно обводняться за счёт гравитационного разделения нефти и воды [135].

Значительную сложность при ограничении водопритока представляет расчёт необходимых объёмов закачки изолирующего состава. Для этого в работе [109] предложена формула, позволяющая рассчитать радиус экрана из изолирующей массы, исходя из чего возможен расчёт необходимого объёма водоизолирующей композиции:

где Яэфф. - радиус экрана, м; Ар - предполагаемая депрессия, которую должен выдерживать экран, атм., %га<}Р - градиент давления, который выдерживает гель без разрушения его механических свойств, атм/м.; X - коэффициент, учитывающий наличие трещин (для порового коллектора равен 1, для трещиноватого коллектора - 2-3 в зависимости от раскрытости трещин), Яс -

радиус скважины, м.

Результаты проведения работ по ограничению водопритока принято разделять на успешные и неуспешные. Некоторые исследователи [46] считают успешными обработки, в результате которых снижается обводнённость продукции скважин, однако последнее может быть достигнуто и за счёт значительного снижения дебита нефти в сравнении со значением до обработки. Другим критерием успешности является снижение дебита воды при сохранении или увеличении дебита нефти [116]. В работе [7] эффективными предлагается считать операции по ограничению водопритока, приведшие к снижению

себестоимости добываемой нефти. Однако снижение себестоимости при проведении РИР может привести также к снижению нефтеотдачи за счёт того, что запасы в изолированном пласте могут остаться неотобранными.

1.5 Анализ особенностей водоизолирующих материалов на основе силиката натрия и их применения

Под растворимыми стёклами понимают твёрдые водорастворимые стекловидные силикаты натрия и калия. Понятие жидкое стекло значительно более широкое и включает в себя водные щелочные растворы силикатов, независимо от вида катиона, концентрации кремнезёма, его полимерного строения и способа получения. Жидкие стёкла бывают натриевые, калиевые, литиевые, а также на основе четвертичного аммония [44]. В данной работе под жидким стеклом понимаются щелочные растворы силиката натрия - натриевое жидкое стекло. Данный продукт является крупнотоннажным и наиболее доступным и недорогим видом жидких стёкол.

Натриевое жидкое стекло можно условно охарактеризовать формулой т2Оп8Ю2, где п - силикатный модуль стекла [40, 44]. Данная формула является условной, потому что как состав жидкого стекла, так и происходящие с ним химические превращения, как и для большинства силикатных систем, сложно, а иногда и невозможно свести к ряду химических обозначений в привычном для химиков формульном выражении. В виде примесей в натриевом жидком стекле могут содержаться Л1203, Ре203, СаО, MgO и др. При п < 4 жидкие стёкла принято называть низкомодульными, при п = 4-25 -высокомодульными или полисиликатами, п > 25 - золями [44]. Модуль жидкого стекла регулируется содержанием щёлочи [29] - добавление щёлочи понижает модуль стекла. Модуль пробы натриевого жидкого стекла п может быть найден по эмпирической формуле:^ = 55,16-(р 2,28, где р - плотность раствора

силиката натрия, N - нормальность щёлочи в этом растворе, определяемая

титрованием. Для многих известных систем силиката натрия характерно твердение с полимеризацией путём образования в результате реакции поликонденсации силоксановых связей -Si-OSi-, что может быть достигнуто тремя путями: 1) потеря влаги испарением при обычных температурах; 2) потеря влаги с последующим нагревом выше 100 °С; 3) введение специальных отвердителей [44].

Силикат натрия представляет собой резкощелочную среду с частицами наноразмера, критичную к поливалентным катионам, в связи с чем, при применении композиций с жидким натриевым стеклом на скважинах требуется проведение качественных промывок, а для разбавления натриевого жидкого стекла следует применять только пресные воды [140]. ^

Наиболее показательным параметром для растворов силиката натрия является значение рН, определяющее его фазовые превращения [78, 140]. При значениях рН > 2 силикатные частицы коллоидного размера несут на себе отрицательный заряд [44].

Силикат натрия как водоизоляционный реагент используется с 30-40-х годов двадцатого столетия [34]. Известен опыт применения силиката натрия для водоизоляции на Туймазинском нефтяном месторождении в 1949-1954 гг., который оказался неудачным - силикат натрия быстро коагулировал в водонасыщенных интервалах с высокой минерализацией вод, блокировал их, и поэтому в процессе закачки проникал преимущественно в нефтенасыщенные интервалы [38].

Интерес к натриевому жидкому стеклу проявляется в связи с высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой применения - реагент категории PLONOR (Pose Little Or NO Risk) и негорючестью реагента [134, 140].

Известно достаточно большое количество технологий проведения РИР с использованием жидкого стекла с разными отвердителями. Как показал проведённый обзор специальной литературы, составы на основе силиката

натрия, применяемые в технологиях ограничения водопритока, представляют водные растворы силиката натрия, отверждаемые в подавляющем

шнстве скважинных обработок либо за счёт взаимодействия с катионами поливалентных металлов в пласте (преимущественно катионы кальция и магния), имеющимися в достаточной концентрации в пластовых водах, или закачанных отдельной оторочкой (чаще раствор хлорида кальция) [2, 9, 10, 21, 22, 41, 53, 90, 126, 140], либо за счёт добавления в качестве инициатора структурообразования раствора кислоты, чаще соляной [9, 19, 22, 38, 51, 78, 106]. Недостатком первого механизма является образование водоизолирующих экранов низкой прочности, разрушаемых при высоких депрессиях [41]. Недостатком применения соляной кислоты в качестве инициатора структурообразования является быстрая коагуляция силиката натрия непосредственно в процессе приготовления на контакте с соляной кислотой, что обусловливает преждевременное снижение фильтруемости состава в пористой среде. Данный недостаток отмечен автором работы при проведении лабораторных экспериментов с использованием данного состава.

Многие технологии с применением силиката натрия имеют определённые ограничения, так как при работе с раствором натриевого жидкого стекла сложно подобрать отвердитель, который удовлетворяет следующим требованиям: низкая стоимость, малая вязкость, растворимость в воде, низкая токсичность, регулируемое время отверждения состава с данным отвердителем. Например, неорганические отвердители (фторсиликаты лития и аммония), хорошо растворимые в воде, при контакте с жидким стеклом приводят к быстрой коагуляции кремниевой кислоты из раствора жидкого стекла, по этой причине сложно регулировать сроки образования тампонажного камня [34, 78].

Известно [133] применение силиката натрия в пластах с высокой температурой, где инициатором гелеобразования служил карбамид. При использовании в качестве отвердителя жидкого стекла кремнефтористого натрия [29] сроки образования тампонажного камня можно регулировать

изменением концентрации отвердителя. Недостатком кремнефтористого натрия является низкая седиментационная устойчивость в тампонажном растворе из-за его высокой плотности [34]. Известно применение в качестве структурообразователя цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой [28]. В качестве инициаторов структурообразования силиката натрия также могут быть использованы производные карбоновых кислот [33, 44], такие как их эфиры и амиды, а также диэфиры [140]. Отвердителем жидкого стекла может служить также фурфуриловый спирт [29]. Добавление гликолей в малых дозах (менее 1%) мало влияет на время гелеобразования, а в больших дозах существенно ускоряет образование геля [44].

Эффективными отвердителями могут быть этиловый эфир уксусной кислоты и амид муравьиной кислоты. Они применимы только для силикатных растворов с силикатным модулем выше 3. При отверждении происходит частичное расслоение силиказоля, не позволяющее определить точное время гелеобразования, а также образование твёрдой корки на контакте отвердителя с жидким стеклом. Для большинства видов тампонажных составов, в том числе и на основе силиката натрия, характерно снижение времени гелеобразования при увеличении температуры, связанное с ускорением физико-химических реакций, приводящих к изменению агрегатного состояния композиций. Однако в случае применения органических отвердителей растворов силиката натрия время гелеобразования увеличивается при снижении температуры, что объясняется повышением растворимости органических отвердителей в воде при снижении температуры [34].

Силикат натрия может применяться совместно с гипаном как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, при этом происходит взаимная сшивка компонентов состава [137].

В условиях глубоких и сверхглубоких трещинных коллекторов, при высоких давлениях и температурах, наиболее приемлемым изолирующим

материалом являются водные растворы жидкого стекла [126, 134]. При высоких температурах (выше 110 °С) с течением времени силикат натрия способен частично образовывать осадок самостоятельно, без применения отвердителей, либо при контакте с водами невысокой минерализации. При этом количество выпадающего при высокой температуре осадка увеличивается при увеличении силикатного модуля жидкого стекла [134].

При давлениях 0,1-30 МПа и температурах до 200 °С жидкое натриевое стекло в течение длительного времени сохраняет свои свойства [29, 41]. Оно практически не вступает в химические взаимодействия с породами пласта (известняками и песчаниками), но обладает хорошей адгезией к ним.

Как было отмечено выше, важной особенностью растворов силиката натрия является способность взаимодействия с поливалентными ионами пластовых вод и образования нерастворимых осадков и гелеобразных систем. Жидкое стекло также является хорошим пептизатором асфальтено-смолистых веществ [126].

При определении времени отверждения водоизолирующих составов на основе силиката натрия необходимо учитывать, что время гелеобразования значительно зависит от силикатного модуля - прослеживается тенденция к резкому снижению времени отверждения при увеличении модуля [34, 140]. В условиях повышенных температур (более 150 °С) во избежание твердения раствора силиката натрия при контакте с ионами натрия и калия целесообразно понижение силикатного модуля жидкого стекла разбавлением гидроксидом натрйя с 2,5-3,5 до 1,5-1,8 ед. [41].

/ Применение жидкого стекла для закупорки слабопроницаемых пород, \ содержащих пластовые воды хлоркальциевого типа, практически невозможно, V i/оскольку первая же плёнка геля, образующегося на контакте жидкого стекла с пластовой водой, прочно запечатывает поры и дальнейшая фильтрация жидкого стекла полностью прекращается. Также малоэффективна предварительная закачка больших объёмов пресной воды в качестве буферной жидкости. Для

полного удаления ионов кальция и магния из пластовой воды в ПЗП эффективна предварительная закачка водного раствора карбоната натрия концентрацией 0,2-2,0% (зависит от содержания в пластовых водах ионов кальция и магния), который образует с поливалентными катионами нерастворимые соединения и выводит их в осадок из пластовых вод [41, 126].

Жидкое стекло повышенного модуля может применяться для изоляции негерметичностей эксплуатационных колонн при сильных поглощениях. При этом используется жидкое стекло повышенного модуля совместно с глиной или гипсом [33].

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Никитин, Марат Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ используемых для ограничения водопритока материалов показал высокую перспективность композиций на основе силиката натрия, а также позволил сформулировать основные требования к водоизолирующим составам.

2. Исследованы особенности разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах, Ярегского и Усинского месторождений, в частности, показано, что аномальные свойства нефтей и прорыв воды по трещинам являются основными факторами, осложняющими их разработку. Предложена методика экспресс-оценки трещиноватости коллекторов с использованием данных о начальных дебитах и накопленной добыче нефти по скважинам в пределах залежи.

3. Разработан гелеобразующий состав 8РМ1-1, представляющий собой водный раствор силиката натрия, структурируемый ацетатом хрома. Проведёнными лабораторными экспериментами показана регулируемость времени гелеобразования состава и пластической прочности получаемых гелей, их высокая водоизолирующая способность в коллекторах различного литологического состава, селективность, способность запечатывать трещины, низкая коррозионная активность. Определён механизм гелеобразования состава 8РМ1-1, который заключается в полимеризации силикатных анионов с образованием силоксановых связей при снижении рН системы за счёт гидролиза ацетата хрома. Показана возможность снижения требуемой концентрации ацетата хрома при применении высокомодульных жидких стёкол вместо низкомодульных или за счёт добавления кислотных растворов в гелеобразующий состав.

4. Исследованы реологические свойства нефти Ярегского месторождения. Показано, что тиксотропные и вязкопластические свойства ярегской нефти исчезают при нагреве до 40 °С и выше, а вязкоупругие свойства сохраняются при температурах до 60 ° С и выше, при этом доля упругой компоненты вязкости может превысить долю вязкой компоненты при высоких скоростях фильтрации, что необходимо учитывать при проектировании воздействия на продуктивные пласты.

5. Разработана технология ограничения водопритока в добывающие скважины с применением состава БРММ. Обоснованы принципы расчёта объёмов закачки, подбора рецептуры гелеобразующего состава, а также расчёта состава и объёма буферной оторочки.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Никитин, Марат Николаевич, 2012 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Абдрахманов Г.С. Изоляция зон водопритоков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах / Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Г.А. Орлов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 2. - С. 44-46.

2. Абызбаев И.И. Применение технологии повышения нефтеотдачи на основе композиции осадкогелеобразующих растворов / И.И. Абызбаев, Л.В. Малишевская, A.A. Рамазанова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 6. -С.100-103.

3. Алтунина Л.К. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой / Л.К. Алтунина,

B.А. Кувшинов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 5. - С. 36-38.

4. Алтунина Л.К. Термотропные гели для увеличения нефтеотдачи / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // Oil & Gas Journal Russia. - 2008. - № 5. -

C. 64-71.

5. Аметов И.М. Добыча тяжёлых и высоковязких нефтей / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.М. Рузин, Ю.А. Спиридонов. - М.: Недра, 1985. - 205 с.

6. Аносов Э.В. Опыт применения современных технологий капитального ремонта скважин в ООО «Кубаньгазпром» / Э.В. Аносов, И.Г. Явнов // Бурение и нефть. - 2010. - № 1. - С. 34-37.

7. Блажевич В.А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, E.H. Умрихина, В.Г. Уметбаев. - М.: «Недра», 1981.-232 с.

8. Борхович С.Ю. Применение комплексных инновационных решений в технологиях ремонтно-изоляционных работ для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков, A.B. Колода и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 10. - С. 30-34.

9. Бриллиант Л.С. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения / Л.С. Бриллиант, A.A. Заров, А.П. Рязанов //

Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С. 69-71.

10. Бриллиант JI.C. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения / JI.C. Бриллиант, А.И. Козлов, A.A. Ручкин // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С. 72-75.

11. Булгаков Р.Т. О необходимости учёта некоторых тенденций при перспективном планировании эффективности изоляционных работ / Р.Т. Булгаков, В.А. Шумилов // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 5. - С. 34-38.

12. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин и др. - М.: Недра, 1976. - 175 с.

13. Буторин О.И. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учётом преимущественного направления трещиноватости / О.И. Буторин, И.В. Владимиров, P.C. Нурмухаметов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 2. - С. 53-55.

14. Вахитов Т.М. Разработка и внедрение тампонажных составов и технологий ремонтных работ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» / Т.М. Вахитов, P.M. Камалетдинова, Л.Д. Емалетдинова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№4.-С. 61-63.

15. Вахитов Т.М. Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол / Т.М. Вахитов, P.M. Камалетдинова, Л.Д. Емалетдинова // Нефтяное хозяйство. -2010.-№2.-С. 84-86.

16. Вахитов Т.М. Улучшение изолирующих свойств смолы КФ-Ж / Т.М. Вахитов, P.M. Камалетдинова, Л.Д. Емалетдинова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 12. - С. 72-75.

17. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах / А.Ш. Газизов, A.A. Газизов. -М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 285 с.

18. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида / Ш.С. Гарифуллин, И.М. Галлямов, И.Г.Плотников // Нефтяное хозяйство. -

1996.-№2.-С. 32-35.

19. ГустовБ.М. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении / Б.М. Густов, A.M. Хатмуллин, B.C. Асмоловский и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 2. - С. 36-38.

20. Гутман Э.М. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии / Э.М. Гутман, K.P. Низамов, М.Д. Гетманский и др. - М.: «Недра», 1983.- 182 с.

21. ДевятовВ.В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 5. - С. 59-61.

22. Демахин С.А. Селективные методы ограничения водопритока в нефтяные скважины / С.А. Демахин, А.Г. Демахин. - Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003. - 167 с.

23. Диниченко И.К. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин / И.К. Диниченко, Н.Ф. Подшивалов, И.Р. Шангараев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 2. - С. 48-49.

24. Дмитрук В.В. Ограничение водопритока на сеноманских газовых залежах / Н.В. Рахимов, A.A. Сингуров и др. // Oil & Gas Journal Russia. - 2010. - № 6. -С. 78-83.

25. Жиркеев A.C. Разработка тампонажных составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств / A.C. Жиркеев, P.P. Кадыров, Д.С. Хасанова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 132-134.

26. Захаренко JI.T. Селективное ограничение водопритоков обратными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ» / JI.T. Захаренко,

B.А. Котельников, В.В. Иванов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 5. -

C. 68-70.

27. Захаров В.П. Водоизоляция трещин со стороны нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах / В.П.Захаров, Т. А. Исмагилов, А.М.Антонов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. - С. 102-105.

28. Захарченко Т.А. Применение цеолитсодержащего сырья для разработки нефтяных объектов Татарстана / Т.А. Захарченко, С.Н. Головко, М.И. Залалиев

// Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 11. - С. 24-25.

29. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Т.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман и др. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

30. Ибатуллин P.P. Теоретические основы процессов РНМ: курс лекций. Часть 2. - Альметьевск: АГНИ, 2009. - 200 с.

31. Ибатуллин P.P. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - 304 с.

32. Иванов П.А. Гелеобразная полимерная жидкость ГФС для ограничения притока воды и газа в нефтяные и газовые скважины // Нефтяное хозяйство. -1975. -№ 1. - С. 55.

33. Кадыров P.P. Новые технологии изоляции зон поглощений при ремонте скважин / P.P. Кадыров, A.C. Жиркеев, А.К. Сахапова и др. // Нефтяное хозяйство.-2010.-№ 12.-С. 113-115.

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

35. Кадыров P.P. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / Р.Р.Кадыров, А.Х. Сахапова, В.П. Архиреев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 11. - С. 70-72.

36. Кадыров P.P. О применимости высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах / P.P. Кадыров, A.C. Жиркеев, Д.К. Хасанова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 86-87.

37. Кадыров P.P. Технологические принципы применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7. - С. 78-80.

38. Кан A.B. Гидрогели из растворов силиката натрия / В.А. Кан, Ю.А. Поддубный, И.А. Сидоров и др. // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 10. -С. 44-46.

39. Кашик С.А. Оптимизация системы заводнения с технологией селективной изоляции и нейтрализации каналов быстрого транспорта воды /A.C. Кашик, С.И. Билибин, А.Р. Клепацкий и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №3. -С. 36-38.

40. Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.-344 с.

41. Комиссаров А.И. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов / А.И. Комиссаров, К.Ю. Газиев // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 8. - С. 13-15.

42. Комиссаров А.И. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов / А.И. Комиссаров, Р.Х. Моллаев, Б.С. Хаджиев // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 6. - С. 55.

43. Корабельников А.И. Анализ факторов, влияющих на эффективность работ по ограничению водопритоков на Самотлорском месторождении / А.И. Корабельников, А.К. Ягафаров // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 12. -

7-68.

Сорнеев В.И. Растворимое и жидкое стекло / В.И. Корнеев, В.В. Данилов. -СПб.: «Стройиздат», 1996. - 216 с.

45. Котенев Ю.А. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья / Ю.А. Котенев, Ф.А. Селимов, С.А. Блинов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 6. - С. 81-83.

46. Куликов А.Н. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений / А.Н. Куликов, А.Г. Телин, Т.А. Исмагилова и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 4. - С. 42-44.

47. Курочкин Б.М. Расширение области применения гидрофобного полимерного тампонажного состава / Б.М. Курочкин, Н.А.Черепанова //

Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 76-79.

48. Ланчаков Г.А. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, А.Н. Дудов, В.И. Маринин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №11. -С. 73-77.

49. Латыпов Р.Ф. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины / Р.Ф. Латыпов, Ф.Н. Маннанов, P.P. Кадыров // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. - С. 84-86.

50. Лемешко H.H. Применение технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «РИТЭК» / H.H. Лемешко, С.А. Харланов, Н.М. Симановская // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 66-68.

51. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.

52. Лобанов П.Д. Пакерные компоновки для изоляции водопритока в скважинах // Oil & Gas Journal Russia. - 2010. - № 10. - С. 92-94.

53. Лозин E.B. Механизм селективного регулирования проницаемости неоднородных продуктивных пластов / Е.В. Лозин, В.Н. Хлебников // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 46-47.

54. Лозин Е.В. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий / Е.В. Лозин, О.Г. Гафуров, Я.Г. Мухтаров и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. -№2.-С. 39-41.

55. Лядов Б.С. Опыт обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом / Б.С. Лядов, В.П. Толстов, В.В. Девятов // Нефтяное хозяйство. -1990.-№2. -С. 75-77.

56. Магзянов И.Р. Реализация нового подхода к размещению гелевых составов в обводнённых высокопроницаемых изолированных пластах / И.Р. Магзянов, Т.А. Исмагилов, C.B. Захаров и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 6. -С. 25-29.

57. Макаров A.B. Пути снижения обводнённости Лянторского месторождения /

A.B. Макаров, A.B. Титова, C.B. Клышников // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№ 8. - С. 27-30.

58. Мальшаков A.B. Анализ процесса выработки запасов нефти из залежи и определение фрактальной характеристики дренируемых запасов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 8. - С. 38—41.

59. Маляренко A.B. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений / A.B. Маляренко, Ю.В. Земцов, A.C. Шапатин // Нефтяное хозяйство. - 1981. -№1.-С. 35-38.

60. Маслов И.И. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод / И.И. Маслов, А.Д. Бичкевский, И.А. Левченко // Нефтяное хозяйство. - 1976. -№5.-С. 38—41.

61. Мехтиев У.Ш. Новый технологический процесс изоляции воды в нефтяных скважинах / У.Ш. Мехтиев, Ш.П. Кязымов, И.Ю. Эфендиев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 71-73.

62. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. -М.: «Недра», 1976. - 168 с.

63. МуслимовР.Х. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти / Р.Х. Муслимов, В.А. Шумилов. - Казань: Таткнигоиздат, 1975. - 112 с.

64. Насибуллин И.М. Ограничение водопритока на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти с помощью новых изоляционных составов / И.М. Насибуллин, H.A. Мисолина, Б.А. Баймашев и др. // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 4. - С. 38-41.

65. Никитин М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // «Нефтегазовое дело», 2011. - № 5. - С. 143-154. -http://www.ogbus.ru/authors/NikitinMN/NikitinMN l.pdf.

66. Никитин М.Н. Изучение реологических свойств неньютоновских нефтей Усинского и Ярегского месторождений Тимано-Печорской провинции /

М.Н. Никитин, A.B. Петухов, A.B. Колонских // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: матер, науч.-техн. конф. / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2012. - С. 45-50.

67. Никитин М.Н. Изучение реологических свойств тяжёлой высоковязкой нефти Ярегского месторождения / М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, A.B. Колонских и др. // Записки Горного института. - 2012. - Т. 195. - С. 73-77.

68. Никитин М.Н. Изучение реологических характеристик высоковязкой нефти Ярегского месторождения при различных температурах / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: матер, науч.-техн. конф. / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2011. - С. 146-150.

69. Никитин М.Н. Особенности разработки уникального Ярегского нефтетитанового месторождения термошахтным способом // Труды XIV Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. - Том 2. - Томск: Изд-во ТПУ, 2010. - С. 97-99.

70. Никитин М.Н. Повышение эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в сложных коллекторах путём использования гелеобразующего состава на основе силиката натрия / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // «Нефтегазовая геология. Теория и практика». - 2011. -Т. 6. - №1. -http://www.ngtp.ru/rub/9/7 2011 .pdf.

71. Никитин М.Н. Результаты лабораторных экспериментов по использованию термостойкого гелеобразующего состава на основе силиката натрия для повышения нефтеотдачи в трещиноватых коллекторах / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // Увеличение нефтеотдачи: Материалы межд. науч.-практ. конф. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. - С. 363-367.

72. Никитин М.Н. Состав для ограничения водопритока на завершающих стадиях разработки нефтяных месторождений / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим объёмом добычи: сб. науч. трудов по матер, межвузовской науч.-практ. конф. / под ред. Ю.П.

Григорьева. - СПб, 2011. - С. 230-231.

73. Никитин М.Н. Estimation of Flow Characteristics of Yaregskoe Field's Oil / M.H. Никитин, A.B. Петухов, А.И. Михеев, И.С. Лебедева // Сб. трудов межд. научно-практической конференции "Innovations in Mineral Industry - Geology, Mining, Metallurgy and Management". - Фрайберг (Германия). - 2010. - T. 3. - С. 44-48.

74. Пасынков А.Г. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, Р.Р. Габдулов, В.И. Никишов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 5. - С. 64-66.

75. Парасюк А.В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приёмистости и селективной изоляции водопритока / А.В. Парасюк, И.Н. Галанцев, В.Н. Суханов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 64-68.

76. Пат. 2382185 РФ. Способ выравнивания профиля приёмистости ^ нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, А.Н. Береговой и др. Опубл. 20.02.2010.

77. Перейма А.А. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 4. - С. 34-37.

78. ПетровН.А. Ограничение притока воды в скважинах / Н.А.Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров и др. - СПб.: ООО «Недра», 2005. - 130 с.

79. Петухов А.В. Месторождения высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и перспективы их освоения с использованием современных комплексных технологий / А.В. Петухов, М.Н. Никитин, А.А. Петухов // Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий: Матер. 8-й межрегион, науч.-практ. конф. - Уфа, 2010. - С. 192-194.

80. Петухов А.В. Методологические аспекты исследования сложнопостроенных залежей в трещинных коллекторах в процессе их разведки и разработки / А.В. Петухов, М.Н. Никитин, Р.В. Уршуляк // Рассохинские чтения: матер, регион, семинара / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 120-126.

81. Петухов A.B. Оперативная оценка трещиноватости коллекторов Тимано-Печорской провинции вероятностно-статистическими методами / A.B. Петухов, М.Н. Никитин, Р.В. Уршуляк // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 85-87.

82. Петухов A.B. Особенности геологического строения и разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / A.B. Петухов, М.Н. Никитин, A.A. Петухов / Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: матер, науч.-техн. конф. / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 46-53.

83. Петухов A.B. Особенности коллекторов Тимано-Печорской и Западносибирской нефтегазоносных провинций / A.B. Петухов, П.Д. Гладков, М.Н. Никитин, И.В. Шелепов // Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы // Матер, межд. конф. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2010. - С. 96-99.

84. Петухов A.B. Оценка трещиноватости терригенных и карбонатных коллекторов месторождений нефти ТПП по динамике показателей разработки / A.B. Петухов, М.Н.Никитин, Р.В. Уршуляк // Рассохинские чтения: матер, регион, семинара / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 126-131.

85. Петухов A.B. Перспективы освоения залежей высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции с применением современных комплексных технологий / A.B. Петухов, М.Н.Никитин // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: матер, науч.-техн. конф. / под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2011. - С. 133137.

86. Петухов A.B. Петрофизические особенности низкопроницаемых коллекторов Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций / A.B. Петухов, П.Д.Гладков, М.Н.Никитин, И.В.Шелепов // Каротажник. - 2011. - № 7. - С. 36-43.

87. Петухов A.B. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа. - Ухта: УГТУ, 2002. - 276 с.

88. Рагимов М.С. Опыт изоляции пластовых вод нефтецементным раствором / М.С. Рагимов, М.Р. Исаев // Нефтяное хозяйство. - 1958. - № 6. - С. 65-68.

89. Рахимкулов Р.Ш. Эффективность изоляции подошвенных вод неселективными материалами / Р.Ш. Рахимкулов, М.Н. Галлямов, К.С. Фазлутдинов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 4. - С. 62-64.

90. Рогачёв М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачёв, К.В. Стрижнев. - М.: ООО «Недрабизнесцентр», 2006. - 295 с.

91. Рогачёв М.К. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения / М.К. Рогачёв, A.B. Колонских // Нефтегазовое дело. - Том 7. - № 1 - С. 37-42.

92. Рогачёв М.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие / М.К. Рогачёв, Н.К. Кондрашева. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 89 с.

93.РузинЛ.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / JI.M. Рузин, И.Ф. Чупров. - Ухта: УГТУ, 2007. -244 с.

94. Рябоконь С.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / С.А. Рябоконь, JT.A. Скородиевская // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 7. - С. 120-124.

95. Садовский М.А. Деформирование геофизической среды и геофизический процесс / М.А. Садовский, Л.Г. Болховитников, В.Ф. Писаренко. - М.: Наука, 1987.- 135 с.

96. Салаватов Т.Ш. Селективная изоляция притока жёстких вод в добывающих скважинах / Т.Ш. Салаватов, Б.А. Сулейманов, A.C. Нуряев // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. - С. 81-83.

97. Самсонов H.A. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчаноозёрского месторождения / Н.А.Самсонов, А.М.Строганов, В.М.Строганов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 12. - С. 70-72.

98. Сафин В.Г. Изоляция притока пластовых вод цементными растворами на

углеводородной основе / В.Г. Сафин, Н.Г. Иманаев, JIM. Копылов // Нефтяное хозяйство. - 1974. - № 6. - С. 63-65.

99. Сахань A.B. Внедрение новых технологий PHP в скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» / A.B. Сахань, А.Г. Михайлов, O.A. Тяпов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 6. - С. 46^7.

100. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края / B.C. Свиридов, JI.A. Скородиевская, С.А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 2. - С. 62-64.

101. Сидоров H.A. Новые реагенты метас и комета для ограничения водопритока в скважины // Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 4. - С. 63-64.

102. СмитА. Прикладная ИК-спетроскопия: Пер. с англ. - М.: Мир, 1982. -328 с.

103. Соркин А.Я. Особенности проведения работ по ограничению водопритоков в скважинах Самотлорского месторождения / А.Я. Соркин,

B.Е. Ступченко, Е.А. Горобец // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 60-62.

104. Сорокин В.Н. О возможности виброобработки нефтяных залежей на нескольких доминантных частотах // Нефтяное хозяйство. - 2004. -№11. -

C. 88-89.

105. Старковский A.B. Последовательная обработка скважин щелочными силикатными гелями как способ повышения нефтеотдачи / A.B. Старковский,

B.А. Старковский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7. - С. 105-107.

106. Старковский A.B. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов / A.B. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 42^4.

107. СтрижневВ.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев, A.B. Корнилов, В.И. Никишов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. -

C. 28-34.

108. Стрижнев В.А. Выбор технологии РИР по отключению верхних и

промежуточных пластов / В.А. Стрижнев, А.Ю. Пресняков, O.A. Тяпов и др. // Нефтепромысловое дело. -2009.-№7.-С. 42^5.

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

110. Стрижнев К.В. Классификация тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №2. -С.63-65.

111. Стрижнев К.В. Прогноз эффективности ремонтно-изоляционных работ с применением дисперсионного анализа на примере месторождений Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / К.В. Стрижнев, Р.Н. Хасаншин, A.B. Олюнин и др. // Нефтяное хозяйство. -2011.-№12.-С. 55-59.

112. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. - СПб.: «Недра», 2010. - 560 с.

113. Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 62-64.

114. УметбаевВ.Г. Анализ эффективности технологий отключения верхних пластов Арланского месторождения / В.Г. Уметбаев, И.Г.Плотников, P.M. Камалетдинова // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. - С. 76-79.

115. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт на поздней стадии разработки месторождений / В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№4.-С. 71-75.

116. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.

117. Уметбаев В.Г. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследования / В.Г. Уметбаев, В.Н. Павлычев, Н.В. Прокшина и др. // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 11. -

С. 32-34.

118. УметбаевВ.Г. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах как средство реализации проекта разработки нефтяного месторождения / В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 5. - С. 100-103.

119. Урсегов С.О. Комплекс инновационных технологий для совершенствования разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / С.О. Урсегов, E.H. Тараскин // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений ВВН и ПБ: Мат. науч. конф. (12-13 ноября 2009г.). - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 19-24.

120. Урсегов С.О. Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Интенсификация разработки / С.О. Урсегов, E.H. Тараскин // Oil & Gas Journal Russia. - 2008. - № 10. - С. 31-39.

121. УршулякР.В. Выявление дискретной блочности геологической среды в процессе разработки месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. -2008.-№ 1.-С. 28-29.

122. Усов C.B. Выравнивание профиля приёмистости в нагнетательных ии, ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами / C.B. Усов, О.П. Тень, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. - 1991. -№ 7. -С. 41-43.

123. Фаттахов И.Г. Результаты применения технологии на основе водных растворов алюмохлорида при проведении водоизоляционных работ / И.Г. Фаттахов, P.P. Кадыров // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 1. - С. 4446.

124. Фёдоров K.M. Дизайн ремонтно-изоляционных работ / К.М.Фёдоров,

B.А. Стрижнев, A.B. Корнилов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7. -

C. 108-111.

125. Хайрединов Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводнённости продукции / Н.Ш.Хайрединов, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев и др. - Уфа.: УГНТУ, 2000. - 150 с.

126. Хачатуров P.M. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов / P.M. Хачатуров, А.И. Комиссаров, А.А. Соколов // Нефтяное хозяйство. -1988.-№9.-С. 43-45.

127. Хисметов Т.В. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе / Т.В. Хисметов, A.M. Бернштейн, М.А. Силин и др. // Нефтяное хозяйство. -

2009.-№6.-С. 50-53.

' /

■ /

128. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии / Г. Шрамм; пер. с англ. И.А. Лавыгина; под ред. В.Г. Куличихина. - М: КолосС, 2003. - 312 с.

129. Шумилов В.А. Геолого-промысловые основы селективной изоляции вод // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 1. - С. 42-44.

130. Юдин В.М. Об опыте изоляции пластовых вод с применением гипана в НГДУ Джалильнефть / В.М. Юдин, С.А. Султанов, А.Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство. - 1975. - № 9. - С. 55-58.

131. Юнусов Ш.М. Методы изучения трещиноватости карбонатных коллекторов // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 7. - С. 29-36.

132. Якименко Г.Х. Применение гелеобразующей технологии на основе кислотных растворов алюмосиликатов / Г.Х. Якименко, А.А. Альвард, Ю.Н. Ягафаров и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 1. - С. 65-67.

133. Al-Anazi M.S. Laboratory Evaluation of Organic Water Shut-off Gelling System for Carbonate Formations / M.S. Al-Anazi, S.H. Al-Mutairi, M.H. Al-Khalidi and others // Paper SPE 144082. - 2011. - 21 p.

134. Dai C. Study and Field Application of Profile Control Agent in High Temperature and High Salinity Reservoir / C. Dai, Q. You, L.F. Zhao and others // Paper SPE 132765. - 2010. - 9 p.

135. Ghedan S. Thief Zones and Effectiveness of Water Shut-Off Treatments under Variable Levels of Gravity and Reservoir Heterogenity in Carbonate Reservoirs / S. Ghedan, Y. Boloushi, M. Saleh // Paper SPE 131055. - 2010. - 9 p.

136. Hung J. Kinetics of Asphaltene Aggregation in Toluene-Heptane Mixtures

Studied By Confocal Microscopy. - Energy and Fuels. - Vol. 19. - P. 898-904.

137. Lacatos I. Application of Silicate-Polymer Water Shut-Off Treatment in Faulted Reservoirs with Extreme High Permeability / I. Lacatos, J. Lacatos-Szabo, H. Al-Sharji // Paper SPE 144112. - 2011. - 12 p.

138. Nelson R.A. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. - Houston, Texas, Gulf Publishing. - 320 p.

139. Samuelsen E.H. Successful Water Shut-Off Through Innovative Data Acquisition And Phased Planning / E.H. Samuelsen, R.A. Frederiksen, J. Noer and Others // Paper SPE 130412. -2010.-15 p.

\/140. Stavland A. In-Depth Water Diversion Using Sodium Silicate on Snorre-Factors Controlling In-Depth Placement / A. Stavland, O. Vilcane, K. Skrettingland // Paper SPE 143836.-2011.-12 p.

141. You Q. A New Technology Combined Corrosion Inhibition and Water ShutofH in Oil Well / Q. You, Y. Wang, F. Zhao and others // Paper SPE 131181. - 2010. -8 p.