автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Комплексный подход к выбору технологических жидкостей при глушении скважин

р г б оа

2 1 ДЕИ 1523

На правах рукописи

ХАРИН Александр Юрьевич

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН

Специальность 05.15.06 "Разработка н эксплуатация нефтяных и газовых месторождении"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 1998

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений в Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научные руководители:

1. Доктор геолого-минералогических наук, профессор М А.Токарев

2v Кандидат технических наук, доцент Ю.В. Зейгман

Официальные оппоненты:

1. Доктор технических наук, профессор 3 А. Хабибуллин

2. Кандидат технических наук И.М. Галяямов

Ведущее предприятие: ВНИИЦ "Нефтегазтехнология"

Защита диссертации состоится " 22 " декабря 1998 г. в 15_ч. на заседании специализированного диссертационного совета Д063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете

С диссертацией можно ознакомитьсяв библиотеке УГНТУ по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Автореферат разослан 20 ноября 1998г.

Ученый секретарь специализированного диссертационного совета, доктор физико-математических на\*к С^/^^Бахтизчн Р.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальпоезъ проблемы. Повышение эффективности эксплуатации [сбывающих скважин, сокращение их простаивающего фонда является >днон из актуальных проблем, стоящих перед нефтяниками страны, 'спешность решения этой проблемы во многом зависит от разработки и недрашя новых технологических жидкостей глушения скважин (ЖГ'С). |рименяемых при вскрытии нефтяных пластов и перед проведением ре-юн 1 ныл. работ в скважинах. Анализ промысловых данных по различным ефтяным зальжам Башкортостана, Татарстана и Тюменской области ползал, "то пелользециппе традицнемших !ЖГС нп водной осно??? {ноцнн? детворы неорганических солеи, ПАВ. полимеров и др.) приводит к сни-сенню коэффициентов продуктивности скважин, интенсивному росту об-едненности продукции, ^тзеличению сроков освоения скважин, осложне-шм при их эксплуатации.

Ухудшение показателей работы скважин требует проведения допол-ительных геолого-техннческих мероприятий по восстановлению их про-зводителыюстн.

Поэтому должен бьпь изменен подход к выбору типов и составов £ГС, обеспечивающих сохранение коллекторскнх характеристик пород ризабойной зоны пласта (113Л). При существующем многообразии рименяемых составов и технологий большинство из них не обеспечивает ешения этой важной проблемы из-за несовершенства самих методов или граниченных ресурсных возможностей приготовления ЖГС. В связи с шм изучение механизма взаимодействия различные технологических лдкостеп с породами продуктивных пластов и насыщающими их флюи-ами и на основе этого выбор гипа ЖГС, составов и технологий их прн-енения приобретает особую важность.

Работа выполнялась по плану научно-исследовательских работ фимского нефтяного ннстшута (УГ'Н'ГУ! в рамках программ: комплекс-

пая н ау ч и о -т ех ш I ч ее к а я программа Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири", утвержденная приказом Минвуза РСФСР от 2!.12."'"т\ за №558 (1980- 1985г.г. Приказ №559 от i5.10.8lr., 1986-1990г.г. Приказ №641 от 10.10,86г.) и межвузовская научно-техническая программа "Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и глубины переработки нефти и таза" (Приказ Госкомвуза РФ №468 от 20.03.96г., Указание Госкомвуза РФ №59-14 от 20.03.96г.).

Целью работы является исследование механизма взаимодействия различны:; технологических жидкостей с пропуктивными пластами и обоснование подхода к выбору типа, составов Ж ГС и технологии их применения.

Основные задачи исследовании:

1. Выявление причин снижения коэффициентов продуктивности, трудностей освоения и вывода скважин на плановый режим эксплуатации.

2. Исследование влияния различных технологических жидкостей на фильтрашюнно-шкоегные характеристики (ФЕХ) пород продуктивных нефтяных пластов.

3. Обоснование нового подхода к выбору типа, состава и технологии применения жидкостей глушения скважин.

Научная новизна работы заключается в следующем:

!. Установлены причины снижения ФЕХ пргоабойной зоны пласта и уточнен механизм изменения коэффициентов продуктивности в процессе эксплуатации скважин.

2. Экспериментально аа естественных образцах горных пород исследованы процессы взаимодействия различных технологических жидкостей с пластовыми системами. Получена динамика фильтрационных характеристик порол при моделировании многократных глушений и освоений скважин.

3. Осуществлен новый подход к выбору типа и составов жидкостей глушения скважин, обеспечивающий достижение целей и задач глушения продуктивных пластов с одновременным сохранением коллекторских характеристик пласта.

4. Предложен и опробнрован новый состав ЖГС (состав УНИ-1), позволяющий сохранить коллекторские характеристики пород Г13П в процессе глушения скважин перед вторичным вскрытием пласта и ремонтными работами.

Защищаемые прложсыия;

1. Одной из причин снижения коэффициентов продуктивности скважин с высоким соттер'чс.ннрм 11 ситаре порол яотош/рствитрльнму минералов является использование в качестве ЖГС водных составов минеральных солей.

2. Механизм снижения коэффициента продуктивности скважины при использовании водных ЖГС заключается в скачкообразном изменении насыщенности прнзабойиоп юны пласта по нефти и воде.

3. Новый подход к выбору составов ЖГС основан на использовании в качестве Ж1 С жидкостей с хорошей растворимостью как в воде, так и нефти (например, полупродуктов производства высокомолекулярных спиртов), что позволяет сохранить ФБХ призабойной зоны нефтяного пласта.

Практическая ценность: Разработана и внедрена в НГДУ "Чекмагушиефть" технология глушения скважин с применением состава УНИ-1. В результате внедрения сократился срок освоения скважин, увеличился межремонтный период их рабогы и дебиты по нефти.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы докладывались:

на Второй Всесоюзной научно-технической конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов л освоение скважин", Ивано-Франковск, 1988г.

- на научно-практической конференции "Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса в нефтегазовой промышленности", Небит-Даг, 1989г.

- на научно-технической конференции "Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья", Уфа, 1989г.

- на Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Волгоград, 1990г.

- на межгосударственной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки", Тюмень, 1993г.

- на семинаре-дискуссии "По проблеме первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации скважин", Уфа, 1997г.

- на семинаре "Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений" в рамках международной выставки "Нефть. Газ. Башкортостан-97", Уфа, 1997г.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения; изложена на 178 страницах машинописного текста и содержит 39 рисунков, 26 таблиц, список литературы из 89 наименований.

Автор глубоко благодарен за помощь в работе доктору г.-м. наук, профессору МА.Токареву. Автор благодарит к.т.н., доцента Ю.В.Зейгмана и к.т.н.. доцента ШамаеваГА. за консультации и помощь при выполнении работы, благодарит научных сотрудников кафедры РНГМ УГНТУ Л.В.Семенову и ОА.Гумерова за помощь, оказанную при выполнении экспериментальных исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении помещена краткая аннотация работы: актуальность, цель, задачи исследований. Приведены основные положения, выносимые автором на защиту.

В первой главе рассмотрена сущность проблемы сохранения коллек-торских свойств ПЗГ1 в зависимости от условий вскрытия нефтяных пластов и применяемых составов технологических жидкостей в процессе эксплуатации скважин.

Вопросами сохранения холлекторских свойств призабойной зоны пласта при его вскрытии и освоении скважин, а также в процессе их эксплуатации занимались многие исследователи (Овнатанов Г.Т.. Амиян В.А., ВасильеваН.П., Сидоровскни В.А., Балакирев Ю.А., Кривоносое И.В., Амиров АД. и др). Однако, несмотря на большое количество выполненных исследовании, остаются еще вопросы, решение которых позволит существенно повысить эффективность эксплуатации скважин.

Практика эксплуатации скважин свидетельствует о наличии тенденции постепенного ухудшения технологических показателей их работы (дебита, обводненности, коэффициента продуктивности) и ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта (проницаемости и пористости). Установлено ,что за несколько лет работы скважин снижение показателей их работы может достигать 300 и более процентов.

В процессе эксплуатации наблюдается асимптотическое снижение коэффициентов продуктивности большинства добывающих скважин (за исключением тех, на которых применялись какие-либо методы З'ъсличения проницаемости ГТЗП). Снижение коэффициентов продуктивности скважин начинается непосредственно после ввода их в эксплуатацию, отличаясь для различных нефтедобывающих регионов лишь количественными показателями.

Одним из важнейших этапов ремонта скважин является предупреж дение перелива скважинной жидкости на устье. Для этих целей находа применение следующие способы:

- использование отсекателей пластов, устанавливаемых на устье ил* на забое скважин;

- снижение пластового давления ограничением закачки воды в рядом расположенные нагнетательные скважины;

- глушение пластов жидкостью необходимой плотности.

В отечественной практике первые два способа не нашли широкого применения.

Способ глушения скважин жидкостью необходимой плотности наиболее прост, надёжен и экономичен. Глушение скважин рекомендуют проводить, если пластовое давление в зоне скважины больше гидростатического, а также если продукция содержит вредные и токсичные соединения.

Рациональный выбор жидкости глушения скважины должен осуществляться с учётом геолого-физическнх и технических условий работь скважин, что предотвращает поглощение ЖГС продуктивным пластом нефтегазопроявления. снижение продуктивности скважин в послеремонт-ный период, коррозионные разрушения подземного оборудования и др.

Попытки оценить объемы и глубину проникновения в пласт фильтрата промывочных жидкостей и ЖГС свидетельствует о том, что они мо-хлт достигать больших значеннй. В ряде случаев отмечались объемы поглощений в несколько десятков кубических метров, глубина проникновения которых достигала десятков и даже сотен метров от забоя скважины Особенно тяжелые последствия от проникновения в пласты различных составов и жидкостей наблюдаются для низкопроницаемых, сильно неоднородных по составу породообразующих минералов и коллекторским свойствам продуктивных горизонтов.

Для ретулирования свойств ЖГС на водной основе рекомендую] применять: ПАВы , полимеры и др. Кроме того, для регулирования филь-

трационных свойств в Ж ГС предлагают вводить наполнители-кольматангы. которые используются в совокупности с полимерными регуляторами вязкостных и фильтрационных свойств рассолов, а также с добавлением дезмульгаторов. ингибиторов коррозии, бактерицидов, тер-мостабилизиругощих добавок и поглотителей кислорода, но задачу сохранения коллекторских свойств пород 11311 они не решают.

Использование в качестве Ж ГС растворов на углеводородной основе позволяет сохранить естественную водснасыщенность. исключить набухание глинистых минералов пласта и блокирующее действие воды, предотвратить образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водам;, исключить "велнчение тоттпшны пристенных слоев жидкости на поверхности зерен породы и предотвратить коррозию оборудования. Но из-за пожароопасности, неблагоприятного влияния на окрзокающую среду, трудностей применения их в условиях низких температур и невысокой плотности растворы на углеводородной основе не нашли широкого применения.

Анализ литературных источников по теории и практике применения различных составов ЖГС показал, что большое разнообразие составов ЖГС свидетельствует о сложности их выбора и необходимости совершенствования подхода к определению типа и параметров ЖГС.

Во второй главе приведены результаты промысловых исследований влияния операций глушения скважин водными растворами минеральных солеи на коллекторскне свойства пласта и произведена статистическая оценка влияния операций глушения скважин на их работу.

Выбору новых составов и технологий глушения скважин предшествовал детальный многофакторный анализ работ по глушению скважин водными растворами минеральных солей, иднпм из критериев анализа являлся коэффициент совершенства скважины <КСС). Этот параметр позволяет интегрально оценить текущее состояние ПЗП и определить уровень воздействия отдельных факторов на фильтрационные свойства

пласта. Оценка влияния кратности операций глушения на коэффициент совершенства показала, что такое влияние отсутствует. Анализ полученных результатов позволил выдвинуть две гипотезы, объясняющие влияние ЖГС на совершенство скважин. Первая - низкие значения КСС объясняются отрицательным действием на породу операций первичного и вторичноговскрытия продуктивного пласта за счет проникновения фильтрата бурового раствора и изменением естественной нефтегазонасыщен-ностн. а проникновение в ПЗП жидкости глушения не оказывает влияния на пород1'. Вторяя гипотеза - первое г.*т\*шенне сквзжнни приводит к неизбежному попаданию в пласт ЖГС в объеме, достаточном для ухудшения коллекторскнх свойств пласта. Увеличенный радиус зоны высокой водонасыщенности пласта приводит к физико-химическому взаимодействию породообразующих минералов и цемента с водой, изменению их агрегативного состояния и ухудшению коэффициентов продуктивности скважин, что обуславливает низкие значения КСС, Последующие операции глушения аналогичными составами ЖГС практически не влияют на породы ПЗП.

Анализ промыслового материала по скважинам Повховского и Вать-Еганского месторождений, оборудованных установками ЭЦН, подтверждает наличие трудностей освоения скважин после глушения (результаты по некоторым из них приведены в табл. 1 >. Проверочные расчеты показали, что большое число циклов освоения (до шести на скв. 4121) является следствием завышения плотности применяемых ЖГС над требуемой. Требуемая плотность определяется как средняя величина между плотностью ЖГС при равенстве пластового и гидростатического давления и плотностью, определяемой по допускаемой величине превышения забойного давления над пластовым. Диапазон этих завышений находится в пределах 0.9... 15%. Из табл.1 видно, что чем меньше завышение фактической плотности ЖГС над требуемой, тем меньше требуется циклов освоения скважин.

Таблица 1

Результаты проверочных расчётов по выбору рабочих параметров ЖГС.

Отличие факти- Отличие факти-

Номер Глубина ческого объема Плотность ЖГС, кг/м* ческой плотнос- Продолжи- Количество

скважины скважины, м ЖГС от требуе- ти ЖГС от тельность циклов

мого, % Фактич. Требуемая требуемой, °'с освоения, ч освоения

171 2711 ■+ 0.5 1170 1160 + 1.7 8 1

150 2951 + 13.1 1100 978 + 12.5 63 3

4109 2756 + 13.7 1100 1002 + 9.8 368 5

224s 29S1 + 9.2 1086 1070 + 1.5 80 4

1068 2681 + 4.6 1100 1137 + 3.3 51 3

1 4125 2853 + 7.8 1100 1067 + 3.1 185 4

234 2935 + 6.3 1100 1198 + 8.2 80 3

1 4099 2669 + 12.7 1100 936 + 17.5 118 5

; 4121 3028 + 18.9 1100 956 + 15.1 460 6

О динамике освоения скважин судили по скорости падения динамического уровня в загрубном пространстве во время их освоения (см. табл. 2).

Таблица 2

Скорость изменения динамического уровня жидкости в скважине при освоении (м/час)

Номера Тип Циклы освоения скважин

скважин эцн 1 л з 4 5 ! 6

171 Э-80 257...0

150 Э-80 520 580... 120 280...0

4109 Э-80 290 292 311 ÍM7...175 246...0

224* Э-80 349 335 300 421...0

1068 Э-40 384...203 335...86 361...0

4125 Э-80 215 319 293...59 309...0

234 Э-40 326 297...167 298...0

4099 Э-40 382 180 200 185 180...0

4121 Э-80 282 320 182 319 2У0 192...0

4204 Э-40 388 208 253...0

Большие скорости снижения динамического уровня свидетельствуют

об отсутствии или незначительности притока жидкости из пласта. Han большие скорости наблюдаются в первых циклах освоения скважин. Проведенные расчёты по трудноосваиваемым скважинам показали, что расходы жидкости в загрубиом пространстве в первых циклах освоения практически полностью соотаетсвовали производительности насосов. Поэтом}' для вывода этих скважин па плановый режим эксплуатации потребовалось несколько циклов освоения. Количество циклов освоения сква жин зависит от уровня завышения рабочих параметров ЖГС над требуемыми.

По анализируемым скважинам отмечено, что технологические пока затели их работы ухудшаются независимо от кратности операций глушения пласта. Причиной снижения аебнтов. роста обводненности и сокращения МРП является взаимодействие ЖГС с породообразующими минералами. рост насыщенности по воде и снижение гидропроводности ПЗП.

Статистический анализ влияния операций глушения скважин на показатели их работы подтвердил, что наиболее сильное влияние на эти показатели оказывает неправильный выбор рабочих параметров ЖГС.

Успешность работ по сохранению коллекторсхих свойств ПЗП во время операций глушения скважин перец ремонтами оценивали по времени освоения скважины после ремонта. Результаты определения этих расчетов представлены в табл 3.

Таблица 3

Результаты статистической оценки влияния операции глушения скважин на технологические показатели их работы

Параметры

Ипфор-] матив- !

Доля скважин с эффектом, 1

ность положительным нулевым (1лСг=72 ч) отрицательным (Ь;сг>72 ч)

Изменение дебита сква-

жин 0.128 27 г- ^ ■>0 ! 7

Изменение обводнен-

ности 0.123 10 64 26

Изменение динамиче-

ского уровня 0.134 45 - 55

Изменение коэффициен-

та. продуктивности 0.293 65

Количество дополни-

тельных циклов освое-

ния 0.414 27 - 73

Отличие фактической

1ЛОТНОСТИ ЖГС от трс-

Зусмой 0.609 34 11 55

Отличие фактического

тоъема ЖГС от требус-

лого 0.850 5 8 84

Степень влияния различных факторов на технологические показатели заботы скважин оценивается величиной информативности. Наибольшие шачения информативности получены по факторам, относящимся к рабо-1нм параметрам ЖГС.

По большинству анализируемых скважин наблюдалось значительное яо 20%) превышение фактических значений объема и плотности ЖГС >ад требуемыми. Это явипось основной причиной длительного вывода кважин на режим эксплуатации и вызвало необходимость проведения

дополнительных операций по освоению скважин. Физической сутью данного явления стало попадание и взаимодействие с пластовой системой больших объёмов ЖГС. Результатом проникновения ЖГС является: уменьшение насыщенности ПЗП нефтью и снижение фазовых проницае-мостей породы по нефти, изменение физических свойств цементирующего вещества породы и снижение проницаемости. Особенно ярко это проявляется по параметрам: коэффициент продуктивности, обводненность продукции и количество циклов освоения. Таким образом выполненный статистический анализ показал, что неправильный выбор рабочих параметров ЖГС способствует увеличению времени освоения скважин.

Для выбора требуемых параметров ЖГС с учетом фактических условии эксплуатации была разработана простая и удобная инструкция.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований изменения фильтрационных характеристик естественных образцов террнгенных пород при моделировании процессов глушения и эксплуатации скважин.

Изучение взаимодействия различных технологических жидкостей глушения с образцами продуктивных пластов и насыщающими их жидкостями велись на установке конструкции Уфимского нефтяного института в широком диапазоне скоростей фильтрации и градиентов давления при давлениях и температурах соответствующих пластовым. Для проведения исследований в конструкцию установки были внесены следующие изменения: установлены дополнительная система поддержания постоянного пластового давления независимо от температурных изменений, бюретки высокого давления для контроля за объемом вытеснения одних жидкостей другими.

Основной целью проведения исследований являлась экспериментальная проверка успешности сохранения коллекторскнх свойств ПЗП при использовании известных в нефтепромысловой практике и предлагаемых автором составов в качестве жидкостей глушения скважин.

На трех различных моделях естественных пористых сред была изу-1ена динамика замещения нефти водными составами соответственно 3, 4, i 7 раз (циклов), В результате проведенных исследований установлено, íto процессы глушения и освоения скважин обладают рядом схожих моментов (табл. 4). Характер изменения перепада давления и объема замененной жидкости практически совпадает. В начале каждого цикла 'глушения-освоения" на момент поступления в модель жидкости замеще-шя отмечается резкий рост перепада давления. После достижения некоторого максимума перепада давления н подавления капиллярного протпво-1авления происходит уменьшение перепада давления. Такая картина наблюдается после прокачки через модель пласта вытесняющей жидкости р объеме, равному объему пор. Каждый цикл "глушения-освоения" сопро-¡ождается снижением коэффициента проницаемости.

Установлено, что по мере увеличения количества глушений модели mera, темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замед-нется и на момент 3...4 глушения наблюдается стабилизация фильтрацн->нных параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта опровождается снижением вытесняющей способности ЖГС и увеличе-1ием градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели ipn освоении. Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта ¡меет место резкое увеличение проницаемости по ЖГС при одновременен снижении проницаемости по нефти. При каждом последующем глу-ленин расположение линии относительных фазовых проницаемостей ста-овится более крутым. Увеличение количества глушений приводит к сни-гению конечного значения водонасышенности модели, при которой ильтрация нефти прекращается. Изменение этих параметров является не-братимым. так как восстановления их не наблюдается даже при длитель-ом пропускании через модель пласта нефти в обратном направлении.

Таблица 4

Динамика параметров вытеснения при моделировании глушения и освоения модели III

Циклы глушения модели III

Показатели Пласто- 1 2 3 4 5 6 7

вая вода

Л Проницаемость, мкм^ 0,028 0,034 0,024 0,023 0,021 0.015 0,014 0,018 0,013 0,016 0,011 0.017 0,010 0,014 0,009

Относительная проницаемость, доли - 0.442 0.303 0.197 0,239 0.204 0.218 0J82

единицы 0,366 0,297 0.272 0,183 0,171 0,138 0,132 0,120

Коэффициент вытеснения, доли 0,470 0.560 0.520 0.360 0.460 0.440 0.480 МЗО

единицы 0,330 0,420 0.410 0,410 0.460 0,450 0,220 0,370

Максимальный перепад давления, 0,480 0.840 0.880 1.880 1.120 1.280 2.240 11.400

МПа 1,840 1,360 1,980 2,680 3,820 4,460 4,600 5,440

Установившийся перепад давления, 0,160 0.280 0.400 0.720 0.560 0.720 0.840 M4Q

МПа 1,840 1.360 1.980 2.680 3,820 4,460 4.600 5,440

Начальная нефтенасьпценность мо- 0,710 0.590 0.550 0.560 0*М! 0.650 0.390 0,380

дели перед циклом, доли единицы 0,370 0,230 0.260 0,360 0,340 0.360 0,210 0,260

Продолжительность контакта жид- Л 2 4 -> i 4 1 1

кости вытеснения с моделью, сут 20 2 4 3 4

* Примечание : числитель - значение показателя при вытеснении нефти раствором ЖГС; знаменатель - значение показателя при вытеснении ЖГС нефтью.

В поровой среде с малыми размерами фильтрационных каналов разбухание пленочного и особенно контакшого цемента значительно уменьшает ее проницаемость. Показано, что степень ухудшения проницаемости естественных нефтенасыщенных пород зависит от интенсивности разбухания водочувствительных минералов. От разбухания пленочного цемента проницаемость ухудшается на 8...22%, порового цемен-та-на 10...60%, базалыюго цемента -до 80%. Наиболее интенсивно снижение проницаемости происходит при контакте с пресной водой. Замена минерализованных вод на воды другого химического состава и меньшей минерализации приводит к продолжению процесса набухания глинистых частиц. Поэтому, использование »"досодрржчщи* ЖГС на месторождениях сопровождается значительным ухудшением фильтрационных характеристик ПЗП.

Другой причиной ухудшения проницаемости при взаимодействии ЖГС с пластовыми флюидами является резкое изменение насыщенности пласта по нефти и воде. Попадание водосодержащих ЖГС в пласт приводит к росту насыщенности пласта по воде и снижению насыщенности по нефти, что изменяет условия фильтрации пластовых флюидов.

Следующая причина - образование в каналах фильтрации высоковязких, тонкоднсперсных водонефтяных смесей. Лабораторный анализ физических свойств таких водонефтяных эмульсий в свободном объеме показал, что их эффективная вязкость при содержании воды 40...70% на порядок и более превышает вязкость нефти.

Степень влияния перечисленных причин на коллекторские свойства ПЗП зависит от конкретных геолого-физических и физико-химических свойств продуктивных пластов и насыщающих их флюидов.

Дальнейшие лабораторные исследования были посвящены проверке •эффективности использования водных ЖГС с повышенной вязкостью, в состав которых входят реагенты KCCIÍ. КМЦ, ГКЖ-10. ЭС-2 и др. Проведенные исследования показали, что использование их в качестве ЖГС

приводит к снижению проницаемости по нефти и не способствует сохра нению и восстановлению фильтрационно-емкостных характеристик об разцов естественных пород (табл.5).

Таблица:

Результаты испытания различных ЖГС

Отношение текущего градиента

Наименование Плотность Вязкость давления к начальному при

при 20°С, при 85°С,

ЖГС кт/м* мПа-с "глушении" "освоении"

макс. конечн. макс. конечн.

МаС1 1150 1.25 1.8 0.6 3.1 3.0

СаСЬ 1150 1.29 0.7 3.7 3.6

№С1+ПАВ 1080 0.46' 4.8 1.4 5.8 4.3

СаСЬ+ПАВ 1110 0.59 2.6 1.1 3.2 3.1

Обр. эмульсия 1090 90.50 21.1 21.1 5.0 5.0

КМЦ ИЗО 5.36 2.6 2.6 5.3 5.3

КССБ 1120 4.09 2.3 2.3 4.9 4.9

УНИ-1 1150 1.65 2.5 1.8 2.6 2.5

УНИ-1 1300 9.25 17.4 17.4 5.0 2.0

""Примечание: К[ и Кг-коэффициенты проницаемости до и после птушени*

С целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласт при глушении скважин предлагается использовать состав УНИ-1.

Состав УНИ-1 представляет собой 40...60% водную смесь многс атомных спиртов, плотность которых в неразбавленном состояни 1100... 1310кг/м}. Экспериментальные исследования показали (табл.5) во: можность его использования как в чистом, так и в разбавленном виде.. обоих случаях проведение работ на репрессии позволяет решить задач прекращения притока жидкости из пласта в скважину и сохранения ко! лекторских характеристик ПЗП. Использование высоковязких составо практически исключает возможность их попадания в порисзую сред; Высокомолекулярные спирты в разбавленном виде попадают в призг бойную зону, но, обладая солюбилизирующей способностью, увелич( вают нефтенасыщенность ПЗП.

IIa приборах Жигача-Ярова по методике Городного В.Д. была проверена возможность использования предлагаемого состава УНИ-1 в качестве ЖГС на местороженнях с глнносодержащими коллекторами. Опыты показали, что контакт наиболее набухающего монтмориллонита с составом УНИ-1. как в чистом виде, так и при разбавлении водой до нужной плотности, практически не вызывает изменения его объема. Таким образом, применение состава УНИ-1 на месторождениях, продуктивные пласты которых содержат водочувствительные элементы, не приведет к ухудшению фильтращгоино-емкостных характеристик.

Испытания составов УН И на естественных образцах пористой среды с моделированием пластовых условий показывают, что использование углеводородных жидкостей, основой которых являются многоатомные спирты, позволит сохранить коллекторскне свойства пласта.

В четвертой главе приводятся резз'льтаты опытно-промысловых испытаний предлагаемых составов жидкостей тушения и технологий их применения.

Для внедрения в промысловой практике автором предлагается в качестве ЖГС использовать состав УНИ-1.

Па основании проведенных лабораторных исследований разработаны технологии применения состава УНИ-1 для глушения скважин при вторичном вскрытии пласта и перед ремонтами.

Практическое внедрение таких технологий совместно с Зейгмаиом Ю.В.. Poi-ачевым М.К.. Гумеровым O.A. проведено на объектах разработки НГДУ "Чекматушнефть". Основными результатами испытаний состава УНИ-1 в качестве ЖГС являются:

-сокращение сроков освоения скважин и вывода их на плановый режим '-»ксилуатаци после ремонтных работ:

-увеличение межремонтного периода работы скважин; -сохранение и в некоторых случаях небольшой прирост!до 10%) коэффициентов продуктивности скважин.

'20

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Основными результатами работы являются:

1. Установлено, что большинство технологии и типов жидкостей глушения скважин не обеспечивают сохранности коллекторскпх характеристик ПЗП. Происходит кратное снижение коэффициентов продуктивности скважин в процессе эксплуатации.

Показано, что завышение параметров водосодержащих ЖГС (плотности н объёма ¡является основной причиной снижения коэффициентов продуктивности скважин и роста обводнённости продукции. Количественно диапазон ухз'дшепия основных эксплуатационных показателей скважин достигает 200„.300"л>. В скважинах со сложнопостроеннымн низкопроницаемыми коллекторами, уровень ухудшения параметров скважин может достигать до 1000%.

2. Экспериментально установлено, что применение водных ЖГС приводит к необратимом}' ухудшению фильтрационных характеристик образцов естественных песчаников в 4...6 раз. Уменьшается их абсолютная проницаемость, фильтрация нефти при моделировании процесса освоения скважины происходит при значительно больших перепадах давления. Попавший в модель пласта фильтрат ЖГС полностью не извлекается даже при прокачке 3...5 норовых обьемов нефги. Улучшение физико-химических характеристик ЖГС на водной основе за счет добавления ПАВ, полимеров и приготовления эмульсий позволяет уменьшить уровень отрицательного воздействия па пласт, но не предогврашает снижения проницаемости 11311.

3. 1Iоказано, что по мере увеличения кратности операций глушения модели пласта темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется и на момент 3...4 глушения наблюдается стабилизация филь-трапиолнмх параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта сопровождается снижением коэфициентов вытеснения проникшей

в модель пласта ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при освоении.

Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что увеличения количества циклов глушения модели пласта приводит к резкому увеличению проницаемости по ЖГС и снижению конечного значения водонасьиценности модели, при которой фильтрация нефти прекращается. После 4...5 циклов тушения фильтрация нефти прекращается при постижении насыщенности по воде 60...65%.

4. Установлено, что наибольшую перспективу, с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, при вскрытии и глушении перед ремонтами представляют тяжёлые углеводородные жидкости класса спиртов, совместимые с пластом и обладающие дополнительными положительными свойствами по отношению к продукции скважин.

5. Лабораторными исследованиями подтверждено! что из всех испытанных типов и составов ЖГС, наибольшая степень сохранения коллек-горсхих свойств (80... 100%) обеспечивается при использовании ЖГС, триготовленных на основе УНЙ-1. Получены положительные результаты знедрення состава УНИ-1 в качестве ЖГС на скважинах нефтяных зале-кеи АНК "Башнефть".

Оснсвкь положения диссертации изложены в следующих печатных заботах:

1. Харин А.Ю. Влияние параметров жидкости глушения скважин на 1родолжительность их освоения после ремонтов. //Тез. докл. на н-т конф. 'Проблемы нефти и газа", Уфа, 1988г.

2. Зейгман Ю.В.. Харин А.Ю., Усманов А.Р. Оптимизация пара-1етров глушения скважин в условиях Когалымской группы месторожде-шй. //Тез. докл на всесоюзн. науч.-техн. конф. "Вскрытие нефтегазовых [ластов и освоение скважин", Ивано-Франковск, 1988г.

3. Зейгман Ю.В.. Харин А.Ю., Усманов А.Р. Выбор оптимальных параметров жидкостей глушения скважин. Сб. науч. трудов "Бурение и разраб. нефт. мееторожд." - Куйбышев, 1989г.

4. Харин А.Ю., Нужных В.В. Анализ технологической эффективности освоения скважин Когалымскои группы месторождений. Сб. науч. трудов "Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений". Уфа, 1989г.

5. Зейгман Ю.В., Семенова Л.В., Харин А.Ю. Исследования влияния ПАВ на взаимодействие глинистого материала с жидкостями. Сб. науч. трудов "Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа", Уфа, !989г.

6. Харин А.Ю. Фильтрация вод в полимиктовых песчаниках. Пов-ховского месторождения. // Тез. докл. на науч.-техн. конф. "Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение научно-технического прогресса". Ашхабад, 1989г.

7. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю. Резервы сокращения потерь нефти при проведении ремонтных, работ. // Тез. докл. н-т конф., Уфа, 1989г.

8. Харин А.Ю. Осложнения при освоении скважин после ремонтных работ на Повховском месторождении. // Тез. докл. на Всесоюзной науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Волгоград, 1990г.

9. Долгополов С.Н.,Харин А.Ю., Гумеров O.A. Влияние термодинамических условий на фильтрацию вод в образцах полимиктовых песчаников.//Тез. докл. XXXXI н-тконф.,Уфа, 1990г.

10. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A., Харин А.Ю. Выбор состава жидкостей глушения скважин.//Тез. докл.республ. н-т конф., У фа, 1990г.

11. Долгополов С.Н., Харин А.Ю. Применение вероятностных методов в оптимизации процессов глушения скважин.// Тезисы докл. Всероссийской студ. науч. конф.. Уфа, 1990г.

12. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Макаренко А.Н. Оценка влияния процессов глушения скважин на показатели их работы. ЭИ ВНИИОЭНГ, Серия: Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений; вып. 6, Москва, 1991г.

13. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю. Результаты исследований проницаемости при моделировании глушений скважин с полимиктовыми коллекторами. Сб. трудов УНИ. Уфа, 1992г.

14. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Гумеров O.A. Новый подход к выбору жидкостей для глушения скважин.!! Тез. докл. на межгосударст. на-уч.-техн. конф. "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". Тюмень. !993г.

15. Зейгман Ю.В., Гумеров О А., Харин А.Ю. Особенности образования высоковязких водонефтяных смесей при операциях глушения и освоения скважин.// Тез. докл. межгосударст н-т конф., Тюмень, 1993г.

16. Пат. 2058989 РФ, МКИ 6 С 09 К 7 / 06. Жидкость для тушения скважин / Ю.В.Зейгман, А.М.Сыркин, А.Ю.Харин и др. (РФ).- № 92008218/03; Заявл. 25.11.92г: Опубл. 27.04.96г; Бюл. № 12 // Открытия. Изобретения.- 1996г. № 12.

17. Харин А.Ю.. Зейгман Ю.В. Опыт применения состава УНИ-1 в качестве жидкости глушения скважин в НГДУ "Чекмагушнефтъ". // Тез. докл. на семинаре междунар. выставки "Газ.Нефть.Башкортостан-97".-Уфа, 1997г.

18. Пат. 2109790 РФ, МКИ 6 С 09 К 7 / 06, Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта./Ю.В. Зейгман, А.Ю.Харин, ОА.Гумеров и др. (РФ) - №95111860/03. Заявл. 11.07.95г. Опубл. 27.04.98г. Бюл. № 12 // Открытия. Изобретения.- 1998г. № 12.

Соискатель

АЛО. Харин

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ХАРИН АЛЕКСАНДР ЮРЬЕВИЧ

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

/

Уфа 1998

СОДЕРЖАНИЕ

С.

РЕФЕРАТ 4

ВВЕДЕНИЕ 6

1 СУЩНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ГЛУШЕНИИ 14 СКВАЖИН

1.1 Влияние жидкостей глушения скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов 14

1.2 Жидкости глушения скважин, используемые в отечественной и зарубежной практике 25

1.3 Постановка задач исследований 42

2 ВЛИЯНИЕ ОПЕРАЦИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА 44

2.1. Оценка влияния операций глушений скважин на их гидродинамическое совершенство 44

2.2 Особенности освоения скважин после глушения водными растворами 48

2.3 Статистический анализ влияния операций глушения скважин на показатели их эксплуатации 61

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ОБРАЗЦОВ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 67

3.1. Основные требования, предъявляемые к аппаратуре для исследования процессов фильтрации нефти в образцах естественных пористых сред 67

3.1.1 Установка для изучения особенностей фильтрации нефтей и различных жидкостей в полимиктовых песчаниках 68

3.1.2 Подготовка установки к исследованиям 72

3.1.3 Моделирование процессов фильтрации в водочувствительных полимиктовых коллекторах 75

3.2 Экспериментальные исследования процессов фильтрации в гли-носодержащих коллекторах 79

3.3 Исследование набухания глинистого материала при контакте с различными жидкостями 91

3.4 Моделирование процессов эксплуатации скважин 99

3.5 Изучение влияния различных составов для глушения скважин на проницаемость образцов естественных горных пород 124

3.6 Пути сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при эксплуатации скважин 135

3.7 Экспериментальные исследования фильтрации пластовых флюидов в образцах терригенных пород при моделировании процессов глушения скважин новыми составами ЖГС 141

4 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НОВЫХ СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ 154 ПРИМЕНЕНИЯ

4.1 Технологии глушения и выбор рабочих параметров ЖГС с использованием составов УНИ-1 154

4.2 Результаты внедрения технологии глушения скважин с применением состава УНИ-1 162

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 168

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 170

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 172

ПРИЛОЖЕНИЯ 182

РЕФЕРАТ

Диссертационная работа на тему "Комплексный подход к выбору технологических жидкостей при глушении скважин" состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложена на 185 страницах машинописного текста и содер-жит 42 рисунка, 27 таблиц, список литературы из 89 наименований.

В первом разделе рассмотрена сущность проблемы сохранения коллек-торских свойств в зависимости от условий вскрытия нефтяных пластов и применяемых составов технологических жидкостей в процессе эксплуатации скважин. Приведен литературный обзор жидкостей глушения, используемых в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике. Проводится классификация жидкостей глушения по типу, рассматриваются различные составы, их преимущества и недостатки, технологии их применения в тесной связи с проблемой сохранения коллекторских свойств призабойной зоны нефтяного пласта.

На основании проведенного обзора определено основное направление и сформулированы задачи исследований.

Во втором разделе приведены результаты анализа промысловых данных о влиянии операций глушения скважин водными растворами минеральных солей на коллекторские свойства пласта и произведена статистическая оценка влияния операций глушения скважин на их работу.

Установлено, что причиной трудностей освоения скважин после ремонтных работ является попадание значительных объемов фильтрата водных растворов минеральных солей, используемых для глушения скважин, в результате завышения их рабочих параметров - объема и плотности.

В третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований динамики фильтрационных характеристик естественных образцов терри-генных пород при моделировании процессов глушения и освоения скважин. Получена физическая модель процесса многократного замещения нефти вод-

ными составами при моделировании операций глушения-освоения скважин. Установленные закономерности динамики фильтрационных показателей позволили уточнить механизм снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин в процессе их эксплуатации.

С целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов предлагается новый подход к выбору типа и состава жидкости глушения, В качестве искомой жидкости предлагается состав УНИ-1 с хорошей растворимостью как в воде, так и нефти, представляющий собой продукт отхода производства гли-

тте»гм;гт1а

¿4, VI/ А Л. X Л ^ .

Испытания состава УНИ-1 на естественных образцах пористых сред с моделированием пластовых условий показывают, что использование углеводородных жидкостей, основой которых являются многоатомные спирты, позволит сохранить коллекторские свойства пласта.

В четвертом разделе приводятся результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемого состава жидкости глушения УНИ-1 и технологий его применения, Практическое внедрение таких технологий проведено на объектах разработки НГДУ "Чекмагушнефть". Основными результатами испытаний состава УНИ-1 в качестве жидкости глушения явились: сокращение сроков освоения скважин и вывода их на плановый режим эксплуатаци после ремонтных работ; увеличение межремонтного периода работы скважин; сохранение и прирост коэффициентов продуктивности скважин.

В заключении сформулированы основные результаты выполненных теоретических, лабораторных и промысловых исследований, позволяющие рекомендовать предлагаемый состав УНИ-1 для внедрения на скважинах АО Татнефть, нефтяных компаний ЛУКОЙЛ и ЮКОС.

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ

1) АНК - акционерная нефтяная компания

2) АНПД - аномально-низкие пластовые давления

3) АО - акционерная компания

4) ДЖМ - дифференциальный жидкостный манометр

5) диет, вода - дистиллированная вода

6) ГКЖ-10 - реагент олигоалкилсиликонат натрия

7) ГЭЦ - гидроэтилцеллюлоза

8) ЖГС - жидкость глушения скважин

9) КД - кернодержатель

10) КМГЭЦ - карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза

11) КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза

12) КСС - коэффициент гидродинамического совершенства скважины

13) КССБ - конденсированная сульфатспиртовая барда

14) Ь - отход забоя от вертикали

15) МПВ - модель пластовой воды

16) МЦ - метилцеллюлоза

17) НГДУ - нефтегазодобывающее управление

18) НЖР - насос жидкостный разделительный

19) НКТ - насосно-компрессорные трубы

20) НСВ - насос скважинный вставной

21) НЧК - нейтрализованный черный контакт

22) Ннак - длина ствола скважины

23) ПА А - полиакриламид

24) ПАВ - поверхностно-активное вещество

25) ПЗП - призабойная зона пласта

26) ПО - производственное объединение

27) ПОЭ

28) ППД

29) ПРС

1А\ Г>\

К!) X У А

11 \

1) рА -I

)

:<в.

ЯЛД ГЦ А Я

35) СНС

36) РНГМ

вождений

37) УШТУ

ситет

Ч8Л УМТЖ 39^ VI ЯН

40) УЭЦН

41) фактич,

42) ФЕХ

43Л1ШИПР / 1

44) ЭС-2

45) ЭЦН

- полиоксиэтилен

- поддержание пластового давления

- подземный ремонт скважин

- давление, объем, температура

- показатель щелочности

" СКВАЖИН«.

- смесь гудронов растительных и животных масел

- статическое напряжение сдвига

- кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых место-Уфимский государственный нефтяной техический универ-

- установка по исследованию проницаемости кренов

- установка электродиафрагменного насоса

- установка электроцентробежного насоса

- фактический

- {Ьильтгшгаонно-емкостньге характеристики

1 1 1 л 1

- цех научно-исследовательских производственных работ

- эмульгатор-стабилизатор

- электроцентробежный насос

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти по многим нефтегазодобывающим регионам. Особенно это заметно по районам со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации скважин. Причинами данного снижения являются нехватка оборудования, несовершенство технологий, сложность контроля за происходящими процессами. Но одной из основных причин является ухудшение колдектореких характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей и увеличение обводненности продукции скважин. Анализ промысловых данных по различным нефтяным залежам Башкортостана, Татарстана и Тюменской области выявил тенденцию снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. На изменение коэффициента продуктивности влияет множество факторов технического и технологического характера. Одной из главных причин снижения коэффициентов продуктивности является снижение гидропроводности пласта в результате нарушения естественной нефтегазонасыщенности. Изменение естественной нефтегазонасыщенности пластовой системы может происходить из-за прорыва закачиваемых в пласт вод системы поддержания пластового давления или из-за попадания фильтрата водосодержащих технологических жидкостей в процессе вскрытия пласта или проведения ремонтных работ в скважине.

Определение основных закономерностей процессов, происходящих в призабойной зоне пласта (ПЗП) в процессах вскрытия пластов и освоения скважин, а также в процессе их эксплуатации, является важной и актуальной проблемой, решение которой име-ет большое значение для топливно-энергетического комплекса.

Данной проблеме посвящено множество работ таких ученых, как Г.Т.Овнатанов, В.А.Амиян, Н.П.Васильева, В.А.Сидоровский, Ю.А.Балакиров, И.В.Кривоносов, А.Д.Амиров, Г.А.Орлов, С.А.Рябоконь и др.

Однако в работах этих авторов не рассмотрена динамика процессов, происходящих в ПЗП при эксплуатации скважин и, в частности, при многократных операциях глушения скважин во время ремонтных работ.

Поэтому изучение механизма взаимодействия различных технологических жидкостей с породами продуктивных пластов и насыщающими их флюидами и, на основе этого выбор типа жидкостей глушения скважин (ЖГС), составов и технологий их применения, обеспечивающих максимальное сохранение коллекторских характеристик пород пласта, приобретает особую важность.

Целью работы является исследование взаимодействия различных технологических жидкостей с продуктивными пластами и насыщающими их жидкостями и обоснование подхода к выбору типа, составов ЖГС и технологий их применения.

В соответствии с поставленной целью основные задачи исследований формулируются следующим образом:

1) выявление причин снижения коэффициентов продуктивности, трудностей освоения и вывода на плановый режим эксплуатации скважин;

2) исследование влияния различных технологических жидкостей: на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород продуктивных пластов различных нефтяных месторождений с моделированием пластовых условий;

3) обоснование нового подхода к выбору типа, составов и технологий примения жидкостей глушения скважин;

4} разработка рецептур новых составов ЖГС.

Автор диссертации более 10 лет занимался исследованиями, связанными с проблемой выбора составов жидкостей для глушения скважин, использование которых позволило бы сохранять ФЕХ ПЗП при проведении ремонтных работ в скважине. За это время им и при его непосредственном участии были созданы

новые и модифицированы уже существующие оригинальные установки по исследованию процессов фильтрации и вытеснения нефтей и различных технологических жидкостей через естественные и искусственные модели пористых сред. Разработаны методики проведения экспериментальных работ с соблюдением критериев подобия, с моделированием пластовых термодинамических условий. Большая часть работ проводилась в рамках комплексной научно-технической программы Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири», утвержденной приказом Минвуза РСФСР от 21.12.77 за №558 (1980-1985г. Приказ от 15.10.81 №559, 1986-1990г. Приказ от 10.10.86 №641) для месторождений Когалымского нефтяного региона, где выявленные проблемы проявляли себя наиболее остро в связи со сложным строением продуктивных пластов. В дальнейшем работы были продолжены в рамках межвузовской научно-технической программы «Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и глубины переработки нефти и газа» (Приказ Госкомвуза РФ от 20.03.96 №468, Указание Госкомвуза РФ от 20.03.96 №59-14). При непосредственном участии автора были выполнены научно-исследовательские хоздоговорные работы по договорам с АО "Когалымнефтегаз", АНК "Башнефть" и АО "Татнефть",

Автор выносит на защиту следующие положения:

1) одной из причин снижения коэффициентов продуктивности скважин с высоким содержанием в составе пород водочувств ител ьн ы х минералов является использование в качестве ЖГС водных составов минеральных солей;

2) механизм снижения коэффициента продуктивности скважины при использовании водных ЖГС заключается в скачкообразном изменении насыщенности призабойной зоны пласта по нефти и воде;

3) новый подход к выбору составов ЖГС основан на использовании в качестве ЖГС жидкостей с хорошей растворимостью как в воде, так и нефти (например, полупродуктов производства многоатомных спиртов), что позволяет

и

сохранить ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта.

Автор диссертации выражает большую признательность научным руководителям: доктору геол.-минерал, наук, профессору Токареву М.А. и канд. техн. наук, доценту Зейгману Ю.В. в выборе направления и помощи в решении задач диссертационной работы, а также всем сотрудникам кафедры РНГМ Уфимского Государственного нефтяного технического университета.

Методы решения проблемы:

Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также статистической обработкой полученных данных с применением ЭВМ.

При решении задач использовались данные по основным параметрам работы скважин, результаты исследования скважин. Для их анализа взяты стандартные методики. Моделирование процессов взаимовытеснения было проведено с созданием условий эксплуатации скважин. Результаты промысловых испытаний подтверждены справкой о внедрении данной технологии в НГДУ "Чекмагушнефть",

Научная новизна работы заключается в следующем:

1) установлены причины снижения ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта и уточнен механизм изменения коэффициентов продуктивности в процессе эксплуатации скважин;

2) экспериментально на естественных образцах горных пород исследованы процессы взаимодействия различных технологических жидкостей с пластовыми системами. Получена динамика фильтрационных характеристик пород при моделировании многократных глушений и освоений скважин;

3) осуществлен новый подход к выбору типа и составов жидкостей глушения скважин, обеспечивающий достижение целей и задач глушения продуктивных пластов с одновременным сохранением коллекторских характеристик пласта;

4) предложен и опробирован новый состав ЖГС (состав УНИ-1), позволяющий сохранить коллекторские характеристики пород ПЗП в процессе глушения скважин перед вторичным вскрытием пласта и ремонтными работами.

Практическая ценность и реализация работы:

Разработана и внедрена в НГДУ «Чекмагушнефть» технология глушения скважин с применением состава УНИ-1. В результате внедрения сократился срок освоения скважин, увеличился ¿межремонтный период их работы и дебиты по нефти.

Апробация работы:

Основные положения диссертации обсуждались на технических советах АН К «Башнефть», АО «Когалымнефтегаз», АО "Татнефть", на заседаниях кафедры РНГМ УГНТУ, конференциях по данной специальности.

По результатам работы опубликовано 18 печатных трудов.

При предварительном обсуждении работы ряд замечаний и рекомендаций были сделаны на заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений доцентами Кабировым М.М., Гафаровым Ш.А., Рогачевым М.К., Салимгареевым Т.Ф., Шамаевым Г,А, При написании данной работы большинство из них были учтены. Всем перечисленным сотрудникам автор выражает свою искреннюю благодарность.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ "Чекмагушнефть", оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ "Чекмагушнефть", оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

1 СУЩНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН

1.1 Влияние жидкостей глушения скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов

Эффективно