автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Методы и технологии управляемого воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти

Государственная Академия нефти и газа имени И.М. Губкина

Р Г Б ОЛ

9 П

На правах рукописи УДК 622.276.34

. ИБРАГИМОВ ЛЕЧИ ХАМЗАТОВИЧ

МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность 05.15.06 - Разработка и'эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1997

Работа выполнена в Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина

Официальные оппоненты: Академик РАЕН, доктор технических наук, профессор А.Т.Горбунов. Член-корреспондент РАЕН, доктор технических наук, профессор З.С.Алиев. Член-корреспондент РАЕН доктор технических наук, профессор Н.Н.Михайлов

Ведущее предприятие: АО «Черногорнефть», г. Нижневартовск

Научные консультанты: Академик РАЕН, доктор технических наук, профессор И.Т.Мищенко Доктор технических наук, профессоЫШ.К. Гиматудинов!

Защита состоится ? -^¡-си- 1997 г. в < > часов в ауд. ли на заседании диссертационного совета Д.05Э.27.04 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Государственной Академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу:

117917 Москва, ГСП-1, Ленинский пр-т, д. 65, ГАНГ им. И.М.Губкина

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной Академии нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан «£$_» ау^-о-_1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета^ ) у

д.т.н., профессор ( Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Достижение высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений предполагает максимальное использование возможностей добывающих и нагнетательных скаажин в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта.

Важная роль з решении задач по обеспечению рациональных темпов отбора и высоких значений коэффициентов извлечения нефти принадлежит методам воздействия на призабойные зоны скважин (ПЗС). Учеными и специалистами России и других стран разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон (ОПЗ) и технологии их проведения. Многие из них широко используются на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около десяти тысяч обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти в год, однако успешность методов воздействия на призабойные зоны не превышает 40-60%. Это объясняется тем, что применяемые методы воздействия обладают частью или всеми перечисленными ниже недостатками: громоздкость технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих^химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин длз( осуществления различных методов воздействия и

с

их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени, путей обводнения скважины. Не всегда учитываются и ичме-нения, происходящие в пласте и в ПЗС в процессе разработки залежи, и нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС, исходя из наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости.

Важной проблемой остается недостаточно обоснованное управление технологическими процессами воздействия на ПЗС, особая необходимость в котором имеет место на многопластовых месторождениях, включающих много-

слойные расчлененные коллекторы. Целью текущего управления является эффективное проектирование и рациональное осуществление этого процесса, проведение его по наиболее приемлемой технологии на основе достоверной и достаточной информации о ПЗС.

Основная цель работы Совершенствование технологических процессов ОПЗ за счет повышения качества управления ими с учетом реальной динамики изменения состояния и свойств пластовой системы, а также разработка технологических принципов высокоэффективных способов управляемого воздействия на ПЗС и технических средств для их осуществления.

Задачи исследований

1. В результате обобщения отечественного и зарубежного опыта, а также результатов собственных исследований конкретизировать и углубить представления о причинах и механизме ухудшения состояния и свойств пластовой сис-

' темы в процессе бурения и эксплуатации скважин с учетом: -избыточного гидродинамического давления при спуске колонн бурильных и обсадных труб;

-динамики насыщения ПЗС фильтратами растворов, жидкостями и твердыми частицами;

-образования крупных каналов с низким фильтрационным сопротивлением (НФС), являющихся путями интенсивного обводнения скважин; -изменения термодинамического состояния и свойств пластовой системы;

- выпадения осадков.

2. Повысить эффективность управления технологическими процессами воздействия на ПЗС на основе:

- введения добавок ПАВ в буровые растворы с цглыо повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов;

-математического моделирования процесса взаимодействия соляной кислоты с горной породой в динамических условиях;

-детального анализа причин и механизма образования солевых осадков в ПЗС, создания высокоэффективных составов и технологий для предотвращения последних;

-экспериментальных исследований процессов последовательной закачки в ПЗС подо- и нефтерастворимых растворителей; -опытно-промышленных испытаний методов ограничения водопритоков в скважины.

3. Разработать теоретические и методические основы способа управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС и технических средств для его осуществления - пульсаторов.

Диссертация подготовлена по результатам работ, выполнявшихся в соответствии с государственными научно-техническими программами:

-программой ГКНТ СССР 0.02.01 "Создать про1-рессивные технологии и технические средства по добыче нефти, обеспечивающие высокую степень извлечения углеводородов из недр, подготовку и транспорт нефти к попутного газа (интенеяфикащш добычи нефти)" по этапу 02 "Создать, усовершенствовать и внедрить методы воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи в сложных горно-геологических условиях";

-программами РАН по приоритетным направлениям 12.3 "Природные углеводороды, угли и горючие сланцы" (пункт 12.3.4 "Научные основы и прогрессивные технологии вскрытия и извлечения (разработки) горючих ископаемых"} и 12.9 "Разработка месторождений и обогащение полезных ископаемых" {пункт 12.9.3 "Разработка месторождений нефти и газа"};

-государственной научно-технической программой на 1991-94 гг. "Прогрессивные технологии комплексного освоения топливно-энергетических ресурсов недр России {ГНТП "Недра России"}.

-программой Государственной академии нефти и газа км. И.М. Губкина.

Методика исследований Поставленные задачи решались путем теоретических, экспериментальных и промысловых исследований по стандартным и оригинальным методикам на основании достижений фундаментальных наук в области теории затопленных турбулентных струй и теории кавитации. При проведении исследований были использованы проверенные з широком диапазоне параметров приборы и нефтепромысловое оборудование. Для обработки лабораторных и промыслопых исследований широко применялись статистические методы (пакеты программ

параметрической и непараметрической статистики, системного анализа и анализа нечетких множеств), а также метод детерминированных моментов давлений с применением ПК ЭВМ.

Экспериментальные исследования эффективности последовательной закачки водо- и иефтерастворимых растворителей в ПЗС и испытания пульсаторов проводились на установках, моделирующих гидродинамические условия в при-забойной зоне и в стволе скважины. Часть экспериментов проводилась непосредственно в промысловых условиях.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке высокоэффективных технологий и технических средств для воздействия на ПЗС прошли широкую проверку и подтверждены в ходе масштабных промысловых испытаний и широкого промышленного использования.

Научная новизна

1.Разработаны теоретические основы способа управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС, а также ряд технических средств для его осуществления.

2.0боснованы возможность и условия применения разработанных технических средств (пульсаторов) для очистки забоя и пркзабойной зоны скважины, а также оптимизированы параметры технологии управляемого иоэдейетиия иа ПЗС по результатам обширных экспериментальных исследований на стендовой скважине, что позволило разработать высокоэффективный технологический процесс интенсификации добычи нефти.

3.Разработан способ управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС с одновременным воздействием постоянной управляемой депрессией на пласт, а также тандемная установка для его осуществления

4.Создана насосно-эжекторная скважинная импульсная установка, дал воздействия на ПЗС последовательно пульсатором и забойным эжектором, позволяющая дополнительно обрабатывать ПЗС управляемыми циклическими депрессиями.

5.Изобретен высокоэффективный состав для предотвращения солеотложе-ний в ПЗС.

6.Предложека расчетная схема прогнозирования процесса обводнения

скважин после проведения водоизоляционных работ, позволившая выявить закономерности обводнения продукции скважины в зависимости от соотношения проницаемостей и толщин нефтенасыщенного и обводненного пропластков, а также от радиуса изоляционного экрана.

7.Получены расчетные зависимости для определения глубины проникновения растворов соляной кислоты в пласт с учетом изменяющихся в процессе реакции условий и свойств ПЗС на основании математической модели кислотного воздействия на ПЗС, что позволяет существенным образом улучшить технологию кислотного воздействия.

8.Разработана технология повышения продуктивности скважин путем последовательной закачки в ПЗС водо- н нефтерастворимых растворителей по результатам экспериментальных исследований ка модели нефтяного пласта, позволяющая повысить эффективность процесса за счет продавки растворителей нефтью.

9.Проведен анализ процессов ухудшения состояния ПЗС в результате проникновения глинистого раствора с учетом избыточного (гидродинамического) давления на стенках скважины, возникающего при спуске колонны труб в процессе строительства скважины.

Ш.Обобщены результаты промысловых исследований традиционных и разработанных новых методов воздействия на призабойные зоны скважин, позволившие определить области наиболее эффективного их использования в различных геолого-промысловых условиях и получить максимальную экономическую эффективность.

Новизна результатов проведенных исследований, а также разработанных технических средств подтверждена 14 авторскими свидетельствами СССР, патентами РФ и заявками на изобретения.

Практическая ценность

На основании теоретических и экспериментальных исследований разработаны технологии и технические средства управляемого кавитациошю-волнового воздействия на призабопньь .юны добывающих и нагнетательных скважин, позволяющие минимизировать их загрязнение при строительстве скважин, а также з процессе длительной эксплуатация последних ликвидиро-

вать причины снижения продуктивности за счет изменяющихся во времени гсп-лого-промысловых условий.

Разработаны технические средства управляемого волнового воздействия па ПЗС, позволяющие повысить текущий коэффициент компонентоотдачи пластов, а также созданы методики их практического использования,.

Разработаны, утверждены и используются на предприятиях Западной Сибири и Северного Кавказа руководящие документы, временные инструкции, стандарты предприятий с применением изобретений и результатов научных исследований автора:

-Стандарт предприятия. Расчет плановой экономической эффективности от внедрения технологии обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин водоизолирующимк составами. Утвержден директором центра НТТ "Синтрекс" ("Поиск"), 1990 г., г. Грозный. -Стандарт предприятия. Интенсификация добычи нефти на месторождениях НГДУ "Покачевнефть". Утвержден главным инженером НГДУ "Покачевнефть" 1991г., г. Покачи. -Инструкция по ограничению водопритоков скважин. Утверждена главным

инженером ПО "Ставрополькефтегаз", 1990 г., г. Ставрополь. -Временная инструкция. Мероприятия по ограничению водопритоков скзажин . и предотвращению содеотдожений в нефтепромысловом оборудовании. Утверждена главным инженером НГДУ "Покачевнефть", 1990г., г. Покачи. -Стандарт предприятия. Технология повышения нефтеотдачи с закачкой осад-кообразугаших систем нг месторождениях Западной Сибири. Утвержден директором АОЗТ "ЭСТТ-нефть", 1994г. г. Нижневартовск. -Инструкция по интенсификации добычи нефти с применением генераторов турбулентных затопленных струй и адиабатных двухфазных потоков Утверждена вице-президентом ОАО "Черногорнефть" и вице-президентом АОЗТ "Синко-Ремонт", 1995 г., г. Нижневартовск (ДСП).

Реализация работы в промышленности В течение последних 15 лет осуществлялось опытно-промышленное использование разработок автора в различных регионах Западной Сибири и Северного Кавказа.

Устройст во для отбора проб и визуального наблюдения за термодинамическим состоянием газожидкостаой смеет широко применялось в ПО «Грознефть». Добавки частично омыленных жирных кислот в глинистые растворы с целью повышения качества вскрытия продуктивных пластов применяются в ПО «Ставроп.ольнефтегаз». Опытко-промышленяые испытания технологии ограничения водопритокоз в скважины проведены з НГДУ «Покачевнефть». Устройство для предотвращения солеотложенкй испытано в НГДУ «Тагринсккефть». Технология управляемого кавитационно - волнового воздействия на ПЗС используется з ОАО «Черногорнефть».

Результаты научной работы «Экспресс-способ изучения термодинамического состояния и физических свойств углеводородных смесей и систем на месторожде-шмх Чеченской республики;) широко используются в ПО «Грозкефть»; Работа удостоена П премии республиканского конкурса, посвященного 100-летию Грозненской нефтяной промышленности, 1993г. г. Грсзный.

Внедрение технологии управляемого, кавитационно-волнового воздействия на ПЗС и устройств для их осуществления на месторождениях Западной Сибири позволило получить с 1938г. по 1995г. свыше 200 тыс. токи дополнительно добытой нефти. Межремонтный период работы скважин увеличился в 3 и более раз. Коэффициент успешности воздействия на ПЗС в Самотлорском управлении добычи нефти и газа ОАО "Черногорнефть" составил в 1995 г. 77% при среднем значении этого показателя в 60%. Дополнительная прибыль превысила 16 млн. руб. в ценах 1992 г.

Апробация работы Основные научные, методические и прикладные результаты, полученные в работе освещались на международных, всесоюзных и региональных научно-технических конференциях и совещаниях, в том числе:

Республиканская научно-техническая конференция "Вклад молодых ученых и специалистов в развитие нефтяной и газовой промышленности, автоматизацию производственных процессов" (г. Грозный, 1982г.); Всесоюзная научно-техническая конференция (г. Тюмень, 1983г.); Зональный семинар "Результаты и перспективь! внедрения реагентов на основе комплехсонов" (Челябинск, 1984 г.); VI Всесоюзная конференция по поверхиостно-активным веществам и сырью

для их производства. (Волгодонск, 1984г.); Республиканская научно-техническая конференция (г. Грозный, 1985г.); 1 ая Всесоюзная научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки" (г.Тюмень, 1985г.); Вторая Всесоюзная научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири" (г, Тюмень 1989г.); Международная конференция "Разработка газоконденсатных месторождений" (г. Краснодар, 1990г.); Научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г. Москва, 1994г.), IEA International Conference on Natural Gas Technologies «A Driving Force for Market Development», (Berlin, Germany, 1996r.).

Основные аспекты диссертационной работы доложены и обсуждены па научно-технических семинарах и советах Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина; ПО "Ставропольнефтегаз" (г. Нефтекумск); НГДУ "Покачевнефть"(г. Покачи); НГДУ "Тагринскнефть", (г. Радужный), ОАО "Черногорнефть", совместного американско-российского предприятия "Ваньеганнефгь", АО "Обьнефтесервис" и других

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 82 опубликованных работах, в том числе з 11 книгах и обзорах, 14 изобретениях, в 4 отчетах и руководящих документах , 4 учебно-методических руководствах и учебных пособиях, используемых в ВУЗах нефтяного профиля страны.

Объем работы. Диссертация состоит из глав, основных выводов и приложений. Она написана на стр., включает рис. и табл. и список использованной литературы из наименований.

При выполнении работы автор сотрудничал с научными и инженерно-техническими" сотрудниками ГАНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Грозненского нефтяного института им. академика М.Д. Миллионщикова, ОАО «Черногорнефть», Нижневар-товскНИПИнефтн, СнбНИИНП, Ивано-Франковского института нефти и газа, СезКавНИПИнефти, АО «Нижневартовскнефтегаз» и другими, за что автор выражает им искреннюю благодарность. При этом основные идеи, постановка задач к результаты, изложенные в диссертации, принадлежат автору.

Автор выражает признательность научному консультанту заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. И.М.Губкина, профессору Мищенко И.Т. и отмечает большую роль научного консультанта, профессора |Гиматудинова Ш.кП в обсуждении постановки задач и отдельных результатов работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горкзонта. Под

первичным понимается вскрытие продуктивного горизонта бурением. Вторич- »

ное вскрытие - процесс связи внутренней полости обсаженной скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

За время вскрытия могут происходить различные физические и химические превращения, снижающие продуктивность большинства скважин за счет образования околоскважинных зон с ухудшенными фильтрационными свойствами.

К основным факторам, определяющим коэффициенты проницаемости горной породы и подвижности нефти в ПЗС (продуктивности) в процессе вскрытия и освоения, относятся:

Кольматация; проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов, используемых в период первичного и вторичного вскрытия, а также жидкостей глушения и освоения; термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗС; "оплавляемость" поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации, которые пропускают через себя пластовые флюиды только по образующейся при растрескивании во время остывания породы сети микротрещин (для известняков) или сети микротрещнн, которые покрываются фильтрационными или осмотическими корками из тонкодисперсных материалов, в том числе и продуктов горения (для песчаников) (В.М. Под-горнов, 1995г.). Выполнен детальный анализ процессов ухудшения состояния ПЗС, получены формулы для расчета радиуса проникновения бурового раствора в ПЗС, изменения расхода буропого раствора через зону кольматацин. а также показано, что в процессе кольматация проницаемость горной породы снижается по закону, близкому к экспоненциальному.

В диссертации приводится схематическое изображение динамики насыщения ПЗС фильтратами растворов и жидкостями, учитывая фазы первичного вскрытия, цементирования обсадной колонны, вторичного вскрытия (перфорации) и освоения.

ОСНОВЫ ИСКУССГВЕНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Анализ обобщенного уравнения притока продукции из пласта в скважину

показывает, что увеличение дебита жидкости возможно за счет следующих факторов: увеличения проницаемости к; снижения вязкости жидкости я; управления радиусом контура питания и приведенным радиусом гп? скважины; повышения пластового давления Рга\ снижения забойного давления .РМб; управления показателем степени п.

При современном состоянии науки и техники, искусственное воздействие на к реально возможно, с основном, в пределах призабойной зоны скважины. Исключение составляют глубоко проникающий гидроразрыв пласта, а также методы ограничения водопротоков в скважины, предусматривающие закачку больших объемов изоляционных материалов. Воздействие на вязкость жидкости возможно как в призабойной зоне, так и по пласту в целом. Управление Кг. и г„- хотя и возможно, но эффект от этого может оказаться неадекватным материальным затратам вследствие того, что эта параметры находятся под знаком логарифма. Повышение или поддержание Д, как метод интенсификации разработки месторождений углеводородов сегодня широко применяется во всем мире. Управление осуществляется в каждой конкретной скважине и сказывается, главным образом, на реакции призабойной зоны. Наконец, управление характеристикой режима фильтрации продукции г. также связано в основном с призабойной зоной. Таким образом, искусственное воздействие на гшаст может быть осуществлено управлением к, ¡1 и Рт, либо параметрами, с ними связанными, но, безусловно, должно рассматриваться с учетом возможных отрицательных последствий во всей системе.

Искусственное воздействие на призабойную зону осуществляется путем управления к, /л гщ, Ла« и п либо другими параметрами (процессами), с ними связанными (например, фазовые относительные проницаемости в функции на-

сыщенности; степень и характер вскрытия продуктивного горизонта скважиной; фильтрация газированной нефти, поверхностное натяжени«, капиллярные явления, инверсия сманивасмоста и др.).

Все существующие методы воздействия могут быть разделены на следующие группы:

1. Методы воздействия в процессе строительства скважины и вскрытия продуктивного горизонта.

2. Методы воздействия на призабойную зону с целью интенсификации притока или приемистости.

3. Методы воздействия на призабойную зону с целью ограничения или юолзцни притока воды (на практике их называют ремонтно-изолящюннычи работами).

4. Методы воздействия на пласт через систему скважин с цслыо интенсификации притока и повышения выработки запасов.

5. Системная технология воздействия на нефтяные пласты.

В этих направлениях проведены обширные исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем и повысить эффективность дренирования пласта (пластовых систем), многими спзцихчистами и учеными, такими как Абасов М.Т., Алиев З.С., Аметов И.М., Ангелопуло O.K., Антипин Ю.В., Балипккй П.В., Басние» К.С., Вахитоэ Г.Г., Гадиев СМ., Газизов А.Ш., Ганиев Р.Ф., Гиматудинов Ш.К., Григорьяа С.С.. Дыбленко В.П., Желтов Ю.В., Желтое Ю.П., Зайцев Ю.В., Закиров С.Н , Иванова М.М., Комисароз А.И., Коротаев Ю.П., Курбано» А.К., Леонов Е.Г., Лесик Н.П., Мавлютов М.Р., Максутов f.А., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлов H.H., Мищенко И.Т., Муслимоа Р.Х., Hoco» В.Н., Рхбохош. С.А., Соловьев Е.М., Соколовский Э.В., Подгарно» В.М., Попои А А., Рабинович Н.Р., Сидоров И.А.,С'ыоровсхяй В.А., Симкин Э.М., Усачев П.М., Хачатуров P.M., Шерстнев Н.М., UkRaie» Т.Ч., Ширковский А.II, Щелкачев В.Н., Эйгелес P.M., Яремнйчук P.C., Ясашин A.M. и другие, а также Коллинз К.Е., Ховард Дж. X., Кинг Е., Хоблср М., Вовх А., Ршаюстик П., ХансонДж. М. и другие зарубежные .-¡циалисты.

АНАЛИЗ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС В диссертации приведены результата исследования преимуществ, недостатков, а также краткий анализ эффективности использования на месторождениях ПО «Нижневартовскнефтегаз» в 1987 г. следующих традиционных технологий воздействия на ПЗС: солякокислотная обработка (СКО); ацетонокислотная обработка (АКО); глинокислотная обработка (ГКО); пеноглинокислотная обработка (ПГКО); обработка методом многократных депрессий - репрессий; обработка скважинными генераторами гидравлических колебаний (СГГК); гидравлический разрыв пласта (ГРП); термогазохимическое воздействие (ТГХВ).

Показано, что в ранее проводимых исследованиях не уделялось должного внимания повышению качества управления технологическими процессами воздействия на ПЗС. В этой связи оказалось необходимым решить ряд задач, упомянутых выше. Важнейшие из них предусматривают создание новых методов интенсификации добычи нефти.

Приведены уточненные классификации методов воздействия на ПЗС, ограничения водопритоков в скважины с учетом разработанных автором новых методов и технологий. Так, технология управляемого кавитационко - волнового воздействия отнесена к числу гидромеханических методов. Метод закачки и последующей продавки в ПЗС новых высокоэффективных ингибиторов соле-отложений включен в число физико-химических методов. Способ одновременной обработки ПЗС и очистки забоя скважины, предусматривающий применение тандемной установки «пульсатор-забойный эжектор» и введение добавок ПАВ в рабочий агент, а также способ работы насосно- эжекторной скважин-ной импульсной усггко&ки и установки для реализации способа дополнили список комбинированных методов воздействия. Способ поэтапного ограничения водопритоков в скважины предложено рассматривать как метод выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОГО КАВИТАЦИОННО-ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС

Сущность нового способа возбуждения разнообразных по величине' ударных импульсоз и колебаний давления с широким диапазоном частот заключается в том, что на оенрве навигационных явлений в жидкостных системах с по-

мощью специального устройства- пульсатора на забое и в призабойной зоне скважины последовательно создают импульсы давления различной амплитуды и широкого спектра гармоник. . .

ВОЗБУЖДЕНИЕ УДАРНЫХ ИМПУЛЬСОВ ДАВЛЕНИЯ

Как известно, прочность жидкости может быть снижена различными методами с последующим кратковременным образованием свободной паровой (газовой) фазы в виде каверн и газовых полостей, в том числе и в призабойной зоне. В последующем они схлопываются с возникновением гидравлических ударов различной интенсивности и частоты, которые соответствуют параметрам и геометрии возникающих паровых (газовых) образований. В соответствии с возможными путями снижения прочности жидкости и формирования паровой фазы в потоке газосодержащей жидкости в призабойной зоне созданы устройства дня возбуждения ударных волн давления, состоящие из- ряда элементов (частей), способствующих реализации различных механизмов турбули-зации потоков, их закручиванию с последующим повышением скорости истечения из насадок и ударом формирующихся струй о неподвижные преграды (обсадные трубы), отверстия фильтра скважины (перфорационные каналы).

Для возбуждения гидравлических ударных и волновых процессов в призабойной зоне скважины и в пористой среде пульсатор спускзется на забой скважины на НКТ. Нагнетание в НКТ рабочей жидкости (воды, нефти, кислот и т.д.) производится через вертлюг, чтобы иметь возможность продвигать работающий агрегат вдоль интервала перфорации с заданной скоростью (10-40 см/мин) при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости.

Поток рабочего агента, нагнетаемый через спущенные трубы, разделяется с помощью направляющего устройства и направляется в кольцевой (винтовой) заверитель с треугольными сечениями каналов, в котором происходит интенсивная , турбулизация и закрутка потока жидкости вокруг центрального тела. Далее' поток попадает с большой окружной скоростью в вихрекольцевую кзмеру и отбрасывается по касательной на внешнюю стенку этой камеры. Из вихрекольцевой камеры вихревой поток выходит с большой скоростью через круглые насадки-патрубки с малым сечением в кольцевое пространство скважины и встречается со стенкой обсадных труб, диспергируя рабочую жидкость, или струя устремляется в перфора-

ционкые канаты (при совпадении с ними направления струй).

Возникающие интенсивные ударные импульсы и колебания давления инициируют ьолновые процессы, распространяющиеся по пласту в призабойной зоне. Под их влиянием происходит очистка от осадков, кольматирующих частиц породы и остатков бурового раствора, а также выпавших в пористой среде осадков солей и асфальтено-смоло-парафиновых отложений. Формирование специфических особенностей гидродинамики потоков обусловлено специальными конструктивными особенностями отдельных узлов пульсатора. Одним из основных факторов воздействия на пластовую систему является скоростной напор, развиваемый струями при истечении их в скважину из вихрекольцевой камеры через сопла-насадки малого диаметра. При совпадении направления распространения струи с осью цилиндрического перфорационного канала в стенке обсадных труб и в ближайшем поровом пространстве пласта возникают специфические условия течения "турбулентной струи, бьющей в тупик". Гидродинамическое (избыточное) давление в тупиковом канале может, например, достигать (при полном совпадении оси канала с направлением турбулентной ■затопленной струи при расходе жидкости в Юл/с и наличии б агрегате трех выкидных каналов-насадок) значений, равных 10-15 МПа. Возникающее при этом давление с учетом гидростатического давления (давления столба жидкости в скважине) может быть близким к горному давлению. Следует особо подчеркнуть, что периодическому совпадению сгруй с устьями перфорационных каналов (осей потока с осями каналов) способствует свободная подзеска пульсатора на трубах, находящихся под большим давлением и обладающих значительным запасом упругой энергии, неравномерно расходуемой при истечении из пульсатора недостаточно уравновешенного турбулентного затопленного потока. Происходит интенсивное хаотическое движение устройства в призабойной зоне в вертикальной и горизонтальной плоскостях, что способствует периодическому совпадению струй с перфорационными каналами и возникновению рахтачных по силе ударов по ним. Возникающие импульсы давлений раскрывают природные трещины коллектора и способствуют возникновению новых трешин, которые обладают повышенной гидропроводностью, что позволяет ударным нагрузкам воздействовав на более удаленные от забоя участки пла-

ста. При смыкании трещин вследствие падения давления в них после смещения струи от перфорационных каналов происходит выдавливание загрязнений из призабойной зоны.

Для увеличения частоты совпадения выходных отверстий насадок с устьями перфорационных каналов предусматриваются различные технологии обработки забоев скважин пульсатором. По одной из них нагнетание рабочей жидкости в скважину производится через вертлюг или специальный шланг, чтобы перемешатв пульсатор по вертикали. По другой - применяются двухкас-кадные или ротационные пульсаторы.

Подучены зависимости статического давления, развиваемого в перфорационном канале турбулентной струей, бьющей в тупик (когда стенки канала непроницаемы) при различных значениях расхода Q рабочей жидкости, начальном диаметре струи 2Ьо н постоянном диаметре перфорационного канала 211 = 12.ни. Анализ зависимостей показывает, что для повышения ветчины импульсов давления, генерируемых затопленной турбулентной струей, бьющей в тупик, необходимо использовать (с учетом практически доступных расходов жидкости Q = 2-т-З л/с) пульсаторы, формирующие струи диаметром - 3 мм (если диаметр перфорационных каналов 2#= 12 мм).

Представляет интерес для практики применения пульсатора зависимость генерируемых с его помощью импульсов давления, вызываемых турбулентной затопленной струей, бьющей в тупик, от радиуса Ьо входящей в канал струи и перфорационного отверстия Я. Получены расчетные зависимости АР = JIQ, Н, Ьо) для различных расходов жидкости, диаметров каналов и величины входного сечения струи бо.анализ которых показывает, что используемые в настоящее время основные диаметры перфорационных отверстий (10-12.wt) находятся в рациональной области.

Из механизма действия пульсатора следует, что воздействие на ПЗС затопленными струями, непосредственно бьющими в тугаж перфорационного канала, не является по частоте таких совпадений преимущественным. Скорее всего свободная подвеска пульсатора на НКТ приводит при нагнетании в них рабочей жидкости к "обстрелу" перфорационных каналов струями при наличии некоторых расстояний устьев наездок от устьев каналов. Разумеется, при этом происходит расширение

струи, снижение скорости ее ядра и ослабление ударного воздействия на ПЗС

Однако при этом по частоте удары струй с раачичннх расстояний по устьям отверстий могут оказать преимущественное влияние на формирование колебательного контура (поля) давлений в призабонной зоне скважины. Поэтому проанализированы количественные значения величин импульсов давления, формирующихся в перфорационных каналах при различных расстояниях устьев насадок от входных отверстий перфорационных каналов. При этом следует особо подчеркнуть, что в условиях действия пульсатора характер течения струи и ее параметры могут существенно отличаться от характеристик свободных затопленных турбулентных струй, даже если применять для обработки забоев скважин пульсаторы с единственным соплом. В действительности одновременно могут действовать несколько потоков и сопел, создающих сложный спектр турбулентных течений в призабойной зоне скважин, характеристики которого оказывают влияние на параметры отдельных затоплеаных струй. Поэтому изучением роли отдельной струи, принимая ее за свободную, можно получить лишь представление об идеализированных условиях и последствиях проявления затопленных турбулентных струй как источников ударных импульсов давления, генерируемых пульсатором в пороьом пространстве. К количественным результатам расчетов импульсов давления, вероятно, в этом случае следует относиться как к максимально возможным, которые могут проявиться при особо удачном стечении обстоятельств, соответствующих условиям свободной струи.

РАСЧЕТ ИМПУЛЬСОВ ДА ВЛЕНИЯ, ГЕНЕРИРУЕМЫХ В ПЕРФОРАЦИОННЫХ КАНАЛАХ. Как уже упоминалось выше, при свободной подвеске пульсатора на НКТ

возможны различные варианты взаиморасположения затопленной струи с отверстиями перфорационных каналов. При спуске пульсатора в обсадные трубы диаметром 165 мм расстояние от устья сопла до устья перфорационного канала может достигать 60-70 мм. Поэтому скорость рабочей жидкости, геометрия струи и ее параметры в месте контакта с устьем перфорационного отверстия могут быть существенно различными.

Задача состоит в том, чтобы определить условия контакта струи с устьем перфорационных каналов и определить статическое давление, которое при

этом возникает в тупике перфорационного канала.

Для расчета принимаются следующие исходные данные: радиус перфорационных отверстий Н = Ь.\ш; радиус выходного сечения сопла /?о = 1,5мм; расход рабочей жидкости Q = 3 л!с, коэффициент структуры потока а - 0,07.

Расчет геометрии и характеристик затопленной турбулентной струи произведен по теории Прандтля, Тольмина, Абрамовича.

Получены зависимости полного радиуса струи R,p от расстояния S для различных значений радиуса сопла, из которых следует, что при расстоянии от устья сопла до устья перфорационного отверстия более 2 см имеет место случай, когда диаметр 2Rlp потока перекрывает диаметр 2Я перфорационного канала (2Rep>2H= 12.uif). При этом давление удара струи по перфорационным каналам целесообразно оценивать по формулам гидравлического удара с учетом средней скорости движения рабочей жидкости в месте контакта ее с перфорационным отверстием.

Рассчитаны величины средней скорости струи в момент удара ее по отверстию перфорационного канала, а также значения давления гидравлического удара в перфорационном канале в зависимости от расстояния устья отверстия от устья насадка.

Из анализа полученных результатов следует, что гидравлические удары затопленных турбулентных струй в перфорационных каналах, вне зависимости от расстояния, способны создавать большие импульсы давления з призабойной зоне при расходах рабочей жидкости, вполне доступных на практике. Следует, однако, иметь в виду, что полученные данные относятся по величине к. наибольшим (верхним) значениям давлений, которые могут возникать при идеальных условиях проявления кинетической энергии высокоскоростных затопленных струй. Фактически же они действуют в условиях интерференции одновременно движущихся нескольких турбулентных потоков, формирующих в скважине сложный спектр турбулентных течений, не поддающихся количественному расчету. Однако абсолютное значение гидравлического удара свободной затопленной струи, полученное в расчетах, дает основание считать, что да;:<е при интерференции потоков сила ударов по отверстию каналов может оставаться значительной. Наиболее близкие расчетные значения даазений гидравлических ударов к реальным вероятны в случае

совпадения отверстий устья каналов перфораций с устьями насадок, ибо при этом следует ожидать наименьшего влияния интерференции потоков на свойства затопленной струи, втекающей в тупик.

Следует также отметить, что во многих случаях гидравлический удар струи по перфорационному каналу не является прямым. Процесс совпадения струи с отверстием канала требует некоторого времени, а иногда, из-за хаотического движения пульсатора на забое, оно может затягиваться. Все это снижает величину импульса давления гидравлического удара. Но эта неопределенность на практике легко преодолевается увеличением времени обработки забоя пульсатором, применением двухкаскадного или ротационного пульсатора. В диссертации приводятся результаты расчетов, позволяющие определить условия возникновения кавитациоииих явлений в процессе обработки ПЗС пульсаторами.

РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАБОЙ И ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН.

. Разработаны следующие виды устройств для возбуждения ударных импульсов давления:

-Для воздействия на призабойную зону скважины, отличающееся тем, что генератор импульсов имеет ряд конструктивных особенностей. В частности, корпус его на внутренней поверхности имеет многозаходные винтовые каналы; выходные каналы корпуса выполнены тангенциальными и гидравлически сообщают вихревую кольцевую камеру с расширяющимся кольцевым каналом. - Для промывки и очистки забоя и призабойной зоны скважины, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительными генераторами гидродинамических импульсов, размещенными в наконечнике по окружности относительно осевого канала и гидравлически связанными с входным каналом, при этом каждый генератор гидродинамических импульсов выполнен в виде последовательно размешенных конфузора, вихревой камеры и диффузора. -Для возбуждения ударных импульсов давления в призабойной зоне скважин, отличающееся тем, что оно снабжено верхней частью корпуса с выходными тангенциальными отверстиями и втулками й имеет верхнюю вихревую камеру, сообщенную с упомянутыми тангенциальными отверстиями; нижняя и верхкяя части корпуса связаны резьбовым соединением.

- Струйный вихревой аппарат, отличающийся тем, что генератор импульсов образован путем установки в корпусе соосно последнему обтекателя и втулки с винтовыми каналами на ее внутренней поверхности, а в корпусе выполнены последовательно по ходу потока среды конфузорный канал и вихревая камера, а со стороны наружной поверхности в корпусе выполнен кольцевой расширяющийся канал, образованный двумя конически соосными корпусу поверхностями с углом раскрытия в радиальном направлении кольцевого канала в плоскости осевого продольного сечения от 6 до 7 градусов.

- Однокаскадный пульсатор с насадками, отличающийся тем, что его конструкция позволяет оперативно заменять насадки при их абразивном износе, а также в случае необходимости изменения режима обработки ПЗС.

- Двухкаскадный пульсатор, отличающийся тем, что взаимное расположение выходных тангенциальных отверстий в верхней и нижней частях корпуса увеличивает вероятность совпадения устьев насадок с перфорационными каналами в процессе обработки.

-Тандемная скважинная струйная установка, отличающаяся тем, что последняя снабжена установленным на колонне насосно-компрессорных труп со стороны входа в активное сопло струйного насоса пульсатором.

- Ротационный пульсатор, отличающийся тем, что содержит ротор с рабочими соплами, за счет чего при уменьшении количества сопел до минимума (соответственно, и потребного расхода рабочей жидкости при фиксированном давлении) достигается равномерное воздействие на весь периметр (в поперечном сечении) поверхности перфорированной части обсадной колонны.

- Насосно-эжекторная скважинная импульсная установка, отличающаяся тем. что за счет применения блокирующей и депресснонной вставки, а также системы обратных клапанов установка позволяет поочередно воздействовать на ПЗС пульсатором и струйным касосом.

СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ПУЛЬСАТОРОВ При обработке лризабойной зоны скважины пульсатором необходимы высокие скорости струи жидкости на иыходе из отверстий устройства, дли чего требуются большие перепады давлений

Испытания пульсаторов проводились на скважинном испытательном стенде МСЦ4 Лебедянского машиностроительного завода в составе погружного агрегата с насосами ЭЦНМ 5А*250-1400 и ЭЦНМ 5А-250-1800 с номинальной подачей 250 м*/сут и номинальным напором соответственно 1400 Ai и 1800 Погружные насосные агрегаты использовались в качестве источника рабочей жидкости; Пульсатор монтировался в головке электроцентробежного насоса в специальном корпусе, имитирующем обсадную колонну скважины с внутренним диаметром 121,7 ли:. Б процессе испытаний проводились измерения давлений перед пульсатором Pi, в затрубном пространстве в зоне активной струи пульсатора Р; и в свободном пространстве скважины за пульсатором Р% манометрами классов точности 0,4 и 1,5. Конструкция имитатора обсадной трубы позволяла изменять взаимное положение осей рабочих отверстий пульсатора и отверстия доя замера давления Pi. Расход жидкости измерялся турбинным расходомером "Турбоквант" класса точности 0,5.

Наименьшие потери давления наблюдались в пульсаторе с коническим диффузором и диаметрами выходных отверстий в 3,4 мм. Более высокие потери давления имели место при ступенчатой форме диффузора.

Анализ результатов исследований позволяет сделать вывод о наибольшей эффективности конструкции двухкаскадиого пульсатора с соотношением отверстий в верхнем и никнем каскадах 6:3 и 6:3 без рассекателя потока (приемного конуса).

Выполнены испытания ротационного пульсатора. Установлено, что применение ротационных пульсаторов существенно увеличивает значение коэффициента расхода жидкости и вероятность попадания струй в перфорационные каналы.

Повышения эффективности выработки запасов углеводородов можно добиться не только созданием принципиально новых технологий интенсификации добычи нефти, но и совершенствованием известных способов воздействия на ПЗС.

РАЗВИТИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

В процессе спуска бурильной колонны на пласт действует избыточное гидродинамическое давление (ИГД), под действием которого Суровой раствор проникает в призабойную зону. При этом движение его в пористой среде можно рассмат-

ршзать как движение вязкопласгичной жидкости. Изложена задача определения реологических характеристик бурового раствора на базе решения обратной гидродинамической задачи с использованием экспериментальных данных по определению ИГД, решение которой показало, что под влиянием последнего глинистые частицы могут проникать з ПЗС дополнительно на 6-10 см. Таким образом, одной из причин загрязнения призабойной зоны скважшш является процесс спуско-подьомных операций бурильной колонны (а а равной степени, и обсадной), что должно учитываться з практической деятельности.

ОСНОВЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ КИСЛОТЫ С ГОРНОЙ ПОРОДОЙ В ДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Очистка призабойной зоны и улучшение ее фильтрационных характеристик

осуществляются различными способами, среди которых особое место занимают различные модификации кислотного воздействия. Успешность и эффективность кислотных обработок в значительной степени зависит от качества проектирования и управления технологическим процессом с учетом конкретных особенностей каждого объекта. Рассмотрены основы математического моделирования процесса взаимодействия кислоты с горной породой п динамических условиях. Получены формулы для расчета глубины проникновения кислоты в активном состоянии мри обработке реального пласта, а также для управления основными технологическими параметрами солянокислотной обработки (СКО). Построена номограмма для определения начальной глубины проникновения раствора соляной кислоты н активном состоянии в трещинный карбонатный пласт.

РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИОННЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СОЛЕОБРАЗУЮЩИХ СКВАЖИН Значительные осложнения в процессе эксплуатации месторождений связаны

с отложениями солей в призабойных зонах, скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Автором разработаны композиционные составы (КС) для обработки призабойных зон солеобразуюших скважин на основе нитрилотриме-тилфосфонозой кислоты (НТФ), которые являются весьма перспективными, технологичными и не уступают, а по ряду показателей превосходят аналоги, выпускаемые зарубежными фирмами. Эти составы включают НТФ, поверхностно-активное вещество (ПАВ), а так:ке этиленгликоль. Введение ПАН иозио-

ляст улучшить адсорбционно-десорбциошше свойства реагента, что выражается в снижении на 60-80% вымываемости ингибитора из призабойной зоны скважины. Добавки этиленгликоля снижают температуру замерзания ингибитора солеотлозкений до минус 40 градусов Цельсия. Электронно-микроскопические исследования, выполненные автором, показали, что эти-ленгликоль разрушает кристаллическую структуру образующихся солевых осадков. Высокая эффективность разработанных составов обусловлена тем, что они являются реагентами, сочетающими свойства синтетических поверхностно-активных веществ и хелатных соединений и имеющими в своем составе группировки, характерные для стабилизаторов солей жесткости.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙОЙ

ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ВОДО- И НЕФТЕРАСТВОРИМЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Результаты исследований многих ученых свидетельствуют о том, что в процессе глушения добывающих скважин растворами хлористого кальция и другими жидкостями на водной основе последние проникают в призабойную зону скважины, увеличивая в ней Еодонаоыщенность и снижая тем самым фазовую проницаемость для нефти. В условиях гидрофильных неоднородных коллекторов положение усугубляется капиллярными силами, которые способствуют формированию водонефтяных смесей «нефть-вода» и тем самым создают дополнительные сопротивления фильтрации нефти. Известно, что одним из эффективных методов увеличения фазовой проницаемости для нефти в ПЗС может быть последовательная закачка в скважину двух растворителей: водо- и нефтерасгворимого. В качестве пераого могут быть приняты ацетон, метанол, кзопропиловый спирт, этиловый спирт и др., второго - бензольные и гексано-вые фракции, ШФЛУ. Метод основан на растворении и выносе из пористой среды водорастворимым растворителем водной фазы, смешивании водорастворимого и нефтерастворимого растворителей, растворении и выносе из пористой среды углеводородной фазы.

На практике процесс реализуется следующим образом. В скважину закачивают первую порцию водорастворимого растворителя и пускают ее на самоиз-лиг. После этого закачивают вторую порцию водорастворимого, а вслед за ней нгфтераствсримого растьорителсй. В каждом конкретном случае объемы зака-

чиваемых растворителей выбирают с учетом толщины пласта, нефте - и водо-насыщенностей в ПЗС.

В настоящей работе поставлена задача определения эффективности рассматриваемого способа обработки призабойной зоны для условий пласта БВ* Самотлорского и Покачевского месторождений. В основе рабочей гипотезы была идея о том, что эффективность технологического процесса можно повысить путем продавки растворителей в ПЗС нефтью.

В опытах использовали керновый материал пласта БВ& Самотлорского месторождения, который по своим коллекторским свойствам близок к таковому для Покачевского месторождения.

Использованная лабораторная установка для изучения процессов фильтрации позволяла изучать механизмы вытеснения, характер распределения жидкостей и газа и закономерности их взаимодействия в пористой среде, конечную эффективность данного процесса з лабораторных условиях, моделиронап, процесс вытеснения нефти из пористой среды при заданном постоянном перепаде давлений в условиях, близких к пластовым - при абсолютных давлениях до 30,0 МП а и температуре до 90° С.

Установка давала возможность проводить операции по подготовке моделей пластов к опытам, таким, как опрессовка сжатым газом и жидкостями, определение проницаемости по газу и по жидкостям, вакуумирование моделей, насыщение флюидами, консервация в течение длительного времени при пластовых давлениях и температурах для создания в моделях условий смачивания, аналогичных пластовым.

При постоянном перепаде 0,02 МП а градиент давления составлял 0,04 МПа!м. что соответствует пластовым условиям. Параметры модели пласта в опыте: проницаемость к = 482-Ю'15 пористость т = 0,29, начальная нефте-насыщенность 5юич = 0,71, длина модели /= 50 см, площадь поперечного сечения керна Г = 6,15 см'.

Суть эксперимента заключалась в следующем. В подготовленную рассмотренным способом модель пласта нагнетали раствор хлорида кальция концентрацией 15%. При этом фиксировали изменение дебита жидкости во времени. Закачку раствора продолжали до полного обводнения модели и установления

постоянного расхода СаС1г. Затем в модель закачивали нефть, которую фильтровали также до полного отсутствия водной фазы в нефти на выходе из нее. Таким же образом в модель в дальнейшем закачивали ШФЛУ, ацетон и снова нефть. По фазовой проницаемости судили об эффективности воздействия закачкой двух растворителей. Результаты опытов показали, что увеличение ио-донасыщенности модели до = 0,71 приводит к увеличению фазовой проницаемости для воды до значения к, = 64-10'"лг. Последующее нагнетание нефти в модель пласта изменяет насыщенность углеводородами (5« = 0,68) и водой (5, = 0,32), фазовая проницаемость для нефти при этом кн = 28,9-Ш'15 мг.

В итоге фазовая проницаемость для нефти составила 143-10'15лг, что в 5 раз выше аналогичного параметра в период после закачки раствора СаСЬ.

Полученные результаты позволили разработать технологию повышения продуктивности скважин путем последовательной закачки в ПЗС подо- и поф-терастворимых растворителей, позволяющая повысить эффективность процесса за счет продавки растворителей нефтью.

ОСНОВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ

Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуется

необходимостью извлечения огромного количества попутных вод, которые имеют различное происхождение (пластовые, закачиваемые с поверхности с целью поддержания пластового давления и т. д.), различный химический состав и др.

В диссертации приведены результаты исследования причин пересыщения попутно - добываемых вод неорганическими солями, влияния нефтяных компонентов и условий движения потока на процесс отложения солей, а также результаты анализа состава и микростроения последних.

Выполнена количественная оценка влияния толщины солеотложений (или других осадков) на пропускную способность поровых каналов, трещин и трубопроводов.

ВЫПАДЕНИЕ СОЛЕЙ В ГОС И В ПЛАСТЕ

Вопрос о возможности выпадения солей в условиях ПЗС остается малоизученным. Рядом авторов выполнены теоретические исследования дня устаионле-ния возможности самопроизвольного зарождения кристаллов солей в поровых

каналах при определенном коэффициенте пересыщения водно-солевой системы.

>

При этом использовалась известная теория Гиб без., согласно которой зародышем новой фазы является только частица, находящаяся в равновесии с пересыщенным раствором данной концентрации, а равновесие в такой системе возможно лишь при условии, что размеры этой частицы превышают некоторый критический размер, определяемый формулой Томпоона-Кельвина. Последняя включает величину поверхностной энергии а на границе контакта твердой частицы с раствором. Однако расчеты по этой формуле не представляются нам корректными из-за отсутствия достоверных данных о величинах а, которые колеблются в достаточно широких пределах, отличаясь друг от друга на один-два порядка. Размеры критического радиуса зародышей кристаллов доя разных значений и заметно отличаются друг от друга. Однако все они меньше радиусов порсвых каналов, равных в среднем 30 мкм - иа месторождениях Урало-Поволжья и 13-20л1клг на месторождениях полуострова Мангышлак. Следовательно, в пластовых условиях возможно образование осадков, но дать однозначную количественную оценку величин критических зародышей кристаллов солей не представляется возможным.

Необходимым условием зародышеобразования в поровых каналах остается пересыщение воды солями. Наименьший коэффициент пересыщения, при котором возможно, например, образование отложений гипса, составляет 1,073.

Вопрос о возможности пересыщения вод в пористых коллекторах остается открытым. Вместе с тем, в литературе имеются обоснованные и подтвержденные промысловой практикой данные о выпадении неорганических солей в трещинах и кавернах пласта. Выполнены исследования кернового материала, отобранного при бурении сквАжин на участках пласта месторождения Узень, промытых закачиваемой в пласт водой. Образцы кернов были предоставлены нам для исследований институтами ВНИИнефть и КазНИПИнефть. Отбор кернов проводился на охлажденном буровом растворе из скважин, расположенных в зонах обводнения и активного воздействия на пласт. Исследования Т. А. Султанова показали, что к моменту отбора кернов пластовые вода в них были'опреснены заводнением. Исследовалась лишь центральная часть кернов, куда не проник фильтрат бурового раствора. Описание многочисленных шлифов кернового материала и результаты

электронно-микроскопического анализа показали, что в поровых каналах образуется незначительное количество отложений неорганических солей. Лишь 3,2% псе-го изученного объема кернов содержали вторичные осадки. Последние имели аморфную структуру. Очевидно, это связано с высоким локальным пересыщением воды. Полученные результаты подтверждают высказанное положение о принципиальной возможности образования солеотложений в поровых каналах

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ В ПЗС ИНГИБИТОРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ На основании математического моделирования определены параметры технологического процесса закачки расчетного объема ингибитора в призабойную зону скважины и продавки его в пласт, предусматривающего адсорбцию ингибитора на развитой поверхности пористой среды. В процессе эксплуатации скважины ингибитор десорбируется в попутно добываемую воду и предотвращает выпадение и накопление солен в призабойной зоне (так называемый адсорбционный процесс). При этом достигается невысокая, но действенная концентрация ингибитора в добываемой воде и эффект доится много месяцев. Математическая модель построена на основе допущения локального равновесия между ингибитором в растворе и на поверхности породы и включает наиболее важные аспекты процесса адсорбционной закачки. Использованы формулы, позволяющие рассчитывать концентрацию ингибитора в добываемой воде после перевода скважины из режима закачки в режим эксплуатации. При построении математической модели приняты следующие исходные допущения: объем пласта, занятый раствором ингибитора о течение цикла нагнетания, тот же самый, который освобождается от раствора, когда эксплуатация возобновляется; присутствием нефти пренебрегается, а расход ингибитора связывается только с объемом воды; адсорбционные свойства пористой среды однородны; процесс изотермический; пластовые флюиды и порода несжимаемы, жидкости ньютоновские. Рассматривается только начальное (первое) нагнетание ингибитора (т.е., когда порода первоначально не содержала ингибитора солеотложений). Это допущение упрощает решение задачи для равновесной математической модели.

Приведены результаты расчетов зависимости концентраций ингибитора и добываемых водах от накопленного обьема добытой воды. Эти результаты хорошо По'с'А.У^п]

согласуются с фактическими результатами промысловых наблюдений, показывая, что рассмотренные теоретические оснозы позволяют разрабатывать новые технологии борьбы с солеотложениями и проводить необходимые расчеты.

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЫ

Существенной причиной снижения добычи нефти в стране является обводнение добывающих скважин. Снижение абсолютных величин обводнения, а также его темпов относится к актуальнейшим проблемам нефтяной отрасли.

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН Результаты обширных промысловых наблюдений показывают, что для

большинства скважин месторождений Западной Сибири характерно скачкообразное (ступенчатое) возрастание обводненности продукции. При этом появление воды и плавное её увеличение в продукции скважины на начальном этапе сменяется резким скачком, что свидетельствует о быстром расширении путей её поступления. Как показывают результаты исследований Соколовскою Э.В., Газизова А. Ш., Хачатурова P.M. и других, такая закономерность характерна для процесса обводнения скважин, эксплуатирующих как литологичсски однородные, так и неоднородные пласты. После скачкообразного резкого роста обводненности продукции скважин нередко наступает период ее стабилизации. Ступенчатое увеличение обводненности может быть обусловлено образованием микроканалов в заколонном пространстве (в зоне контакта цементного камня с породой или в самом крепежном материале). На этот процесс может влиять и и подключение новых обводненных проплаегков или пластов, образование каналов низкого фильтрационного сопротивления в процессе искусственного заводнения. Неравномерная выработка отдельных пластов и проплаегков обусловлена тем, что фильтрационные свойства пород в пределах одного и того же пласта могут изменяться з определенных пределах. Темпы обводнения ускоряются при искусственном заводнении с применением высоких давлений и существенно зависят от соотношения вязкестей нефти и воды.

КЛАССИФИКАЦИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВИ ИХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА В литературе предлагается растворы химических соединений и многокомпонентные водоизолирующие дисперсии подразделять на следующие три основные

типа: суспензии, гели и твердеющие вяжущие вещества. Пр:: этом различают гели классические (частично отвержденные) и ксерогеяи (отвержденные). Системная технология воздействия на пласт предусматривает применение в основном частично отверждешшх гелей, образующихся при сшивке полимера, в частности ПАА, реагентом- сшивателем. Последние обладают вязкоупругими свойствами и носят название "вязкоупругие системы" или, сокращенно, ВУС.

ВНИИнефть и Гипровостокнефть предложили состав для регулирования фильтрации воды, включающий ПАА и хромокалиевые квасцы (ХКК). При этом ХКК играют роль сшивателя молекул ПАА. Дефицит ХКК затрудняет широкое внедрение этого состава. ВНИИКРнефть предложил композиции, включающие ПАА или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), бихроматы и лигно-сульфонаты. Эти композиции названы гелеобразующими составами (ГОС-! на основе КМЦ и ГОС-2 на основе ПАА). Окислительно-восстаповительиая реакция лигносульфонатов с бихроматом калия (или натрия) в водной среде приводит к образованию ионов трехвалентного хрома, которые, "сшивая" молекулы КМЦ или ПАА, переводят исходный раствор в гель. Недостатком ГОС-1 и ГОС-2 является сравнительно низкий градиент давления сдвига.

РАСЧЕТ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ Автором усовершенствована методика расчета обводненности продукции

скважины после проведения изоляционных работ, а также выполнены расчеты с ее применением на ПК ЭВМ. На основании полученных при этом результатов предложена эффективная расчетная схема прогнозирования процесса обводнения скважин после проведения водонзоляционных работ, позволившая выявить закономерности обводнения продукции скважины в зависимости от соотношения проницаемостей и толщин нефтенасыщенного и обводненного пропласт-ков, а также от радиуса изоляционного экрана.

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЫ ПОКАЧЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ По методике НижневартовскНИПИнефти были проведены опытно-

проыышленные испытания технологии ограничения водопритоков с применением пено-гелевых составов (ПГС) на основе лолиакриламида, бихромата ка-

лия, сульфонола и ингибитора солеотложеник. Объектами испытаний служили два участка пласта А: Покачевского месторождения:

1 участок - с нагнетательной скважиной 478 и добывающими скв. 479, 488, 477Д, 7509, 669 и 2 участок - с нагнетательными скважинами 458 и 459, и добывающими 460, 470,43,469.

Геолого-физические данные свидетельствуют о том, что пласт Аг представлен з основном тремя, хорошо коррелируемыми по разрезу и по простиранию ирошшот-ками, при этом нижний пропласгок имеет наилучшие коллекторские свойства.

Имеющиеся результаты ГИС свидетельствуют об обводнении пласта, в первую очередь, по его подошвенной части, что является закономерным в силу вышеуказанных коллекторских свойств пласта.

Анализ данных по минерализации добываемой воды нельзя положить в основу для выводов о причинах обводнения рассматриваемых скважин, поскольку величины минерализация пластовых и закачиваемых вод различаются незначительно и составляют 385-420 и 300-400мг!л соответственно.

Таким образом, имеющиеся геолого-промысповые данные позволили сделать вывод о том, что обводнение скважин по обоим участкам происходит по высокопроницаемым пропласгкам закачиваемой водой в подошвенной части пласта А2.

В рамках выбранных участков пласта Аг Похачсвсхого месторождения работы по закачке в пласт пено-гелезых составов производились в августе-октябре 1989г. За этот период были обработаны три нагнетательные скважины 458,459,478 и две добывающие скважины 470 и 477Д.

Основная задача обработок скважин сводилась к ограничению приемистости по нижнему, наиболее проницаемому и промытому пропластку пласта Аг со стороны нагнетательных и добывающих скважин с целью перераспределить фильтрационные потоки в верхние, менее выработанные, пропластки и тем самым интенсифицировать отбор нефти кз них.

В целях предотвращения преждевременного разбазления состава ПГС (до окончания периода гелеобразования) до и после закачки ПГС в скважину закачивали буферную жидкость (нефть) в объеме 0,5-1,0м* на 1 л*3 перфорированной толщины. Результаты анализа испытаний свидетельствуют о заметном краткосрочном (3-5 мес.) снижении обводненности продукции скважин на

15-20% при одновременном незначительном росте добычи нефти. Еще меньший результат получен по реагирующим скважинам в результате обработки ПЗС соседних добывающих и нагнетательных скважин. '

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ АЭРОФОТОКОСМИЧЕСКИХ И ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ

В СКВАЖИНЫ

Автором рассмотрены результаты исследования характера изменения параметров каналов НФС (объем, проницаемость) после воздействия на пласт полимер-дисперсной системой (ПДС) с целью определения эффективности процесса ограничения водопритоков.в скважину с применением вязкоупругих; систем. Ниже приведен один из характерных примеров определения параметров каналов НФС до и после закачки ПДС.

На участке с нагнетательной скважиной 3122 Ершового месторождения (пласт ЮВО расположена 51 добывающая скважина. В эту скважину по рекомендации Трофимова A.C. закачали Юм3 флуорисцина натрия с концентрацией Юг/л при \ давлении нагнетания на устье 16,5 МПа и приемистости 635,9 л^/сут.

После проведения трассерных исследований в скважину закачана ПДС по технологии, описанной в РД Миннефтепрома СССР (РД 39-5765878-259-88Р).

Вторичная закачка трассера произведена 16.11.93г. в скв. 3122 через три месяца после воздействия ПДС. В нагнетательную скважину 3122 закачали 10 м3 раствора флуорисцина натрия с концентрацией 10 г/я при давлении нагнетания на устье 13,0 МПа и приемистости 100 м!/сут.

Анализ результатов этих исследований, а также аэрофотокосмических данных позволил автору сделать вывод о том, что наименьшее влияние закачка ПДС оказала на каналы НФС с проницаемостью ниже 400 м/си2, на долю которых приходится их основная часть.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЫ

Сущность способа повышения эффективности ограничения водопритоков в '

скважины, предложенного при участии автора, заключается в том, что почти во всех каналах НФС создается дополнительное фильтрационное сопротивление за счет поэтапной закачки расчетных объемов изоляционного материала. Это способствует выравниванию проницаемостной неоднородности нефтяного

пласта. Это позволяет повысить коэффициент охвата заводнением и конечное нефтеиззлечение.

На основе аэрофотокосмических данных и трассерных (индикаторных) исследований строится структурная карта флексурко-разрывных нарушений и динамс-напряжгнных зон объекта разработки. Выбираются нагнетательные скважины, забои которых находятся в непосредственной близости к флексурно-разрывным нарушениям. Индикаторными исследованиями определяется гидродинамическая связь нагнетательной скважины с флексурно-разрывными нарушениями и динамо-напряженными зонами, в которых в процессе разработки образуются каналы НФС. Трассерными исследованиями определяется объем каналов НФС.

Наложение результатов индикаторных исследований на аэрофотокосмиче-скую карту тектонических разломов показало их полную идентичность и неразрывную связь. Это свидетельствует, что образование каналов .НФС сопряжено, кроме прочего, с наличием флексурно-разрывных нарушений и динамо-напряженных зон.

Результаты выполненного А.С. Трофимовым с сотрудниками анализа применения осадкообразующих систем на месторождениях Западной Сибири, в частности ПДС (около 400 обработок), показывает увеличение эффективности воздействия на пласт в 1,6-2,2 раза на тех участках, где забои нагнетательных скважин совпадали с флексурно-разрывными нарушениями (восемь случаев).

Статистика применения осадкообразующих систем на месторождениях Западной Сибири с использованием трассерных исследований свидетельствует: -закачка осадкообразующих систем позволяет затампонировать в среднем 48% объема каналов НФС; -вторичная закачка осадкообразующих систем позволяет дополнительно затампонировать в среднем еще 38% объема каналов НФС. При этом эффективность увеличивается в 1,6-2,2 раза. Объем использования реагентов при вторичной обработке в среднем в два раза ниже;

-третичная закачка осадкообразующих систем практически полностью устраняет влияние каналов НФС на процесс разработки (14% объема каналов НФС). Эффективность воздействия увеличивается дополнительно на 20-30%, Объем используемых реагентов в 2-3 раза ниже, чем при вторичной обработке.

Таким образом, определив объем каналов НФС трассерными исследованиями, производят закачку осадкообразующнх систем в три этапа. Объемы реагентов по этапам составляют: 48°/«; 38% и 14% объема каналов НФС.

При этом временной интервал между этапами должен составлять от 15 суток до 0,8 года. Минимальный интервал определяется временем реакции добывающих скважин на закачку воды в нагнетательные скважины. Этот интервал может рассчитываться по гидропроводности и щ>езолроводности. Для большинства залежей месторождений Западной Сибири этот промежуток времени в среднем составляет 15 суток. Максимальный интервал определяется степенью устойчивости осадко-образующей системы к размыву (разрушению, деструкции). В качестве флокулян-та могут использоваться полиакриламид (ПАА), карбоксилметилцеялкшоза (КМЦ), органический полиэлектролит (ВПК) и т.д. Статистика применения фло-кулянгов (ПАА, КМЦ) свидетельствует, что средняя продолжительность действия известных технологий составляет 0,8 года (при однократной обработке).

I '

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ ПО ИСПЫТАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОГО КАВИТАЦИОННО - ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС Предварительную качественную оценку эффективности применения технологии можно получить уже по результатам месячного эксплуатационного рапорта для единичной скважины, призабойная зона которой была обработана по заданной технологии. Так, в диссертации приведены кривые динамики изменения добычи нефти, воды и жидкости до и после обработки призабойной зоны скважины 16561 Самотлорского месторождения, показывающие, что после управляемого воздействия на ПЗС добыча нефти существенно возросла при некотором (менее значительном) росте обводненности продукции. Имели место случаи, когда рост обводненности был достаточно большим, но в целом наблюдалось снижение доли воды в продукции в результате обработки. Так, при среднесуточном приросте дебита Нефти приходящегося на 1 скважину, в 7 т1сут обводненность, приходящаяся на одну скважину, снижается, в среднем, на 7,4%. Продуктивность скважин также существенно возросла.

В диссертации приведены результаты исследования технологической эффективности новых методов ОПЗ (по данным Самотлорского УДНГ ОАО

"Черногорнефть" за 1995 г.), которые убедительно показывают, что технология управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС относится к разряду высокоэффективных.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДА ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ МОМЕНТОВ ДАВЛЕНИЙ Наблюдая за изменением давления или дебита скважины во времени, вызванных изменением режима ее работы, можно получить достаточно полную информацию о гидродинамических свойствах изучаемой системы. Наиболее распространенным и простым наблюдением является метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Он предполагает остановку скважины и контроль за восстановлением забойного (устьевого) давления во времени. Результаты подобных гидродинамических исследований интерпретируются на основе различных математических моделей. Выбор конкретной математической модели и оценка соответствующих ей параметров изучаемой системы производится в зависимости от типа коллектора и реологических свойств пластовой нефти, а реально - на основе данных гидродинамических исследований. Ошибочный выбор модели фильтрации, по данным Басовича И.Б. и Кагшанова Б.С., может привести к ошибочным выводам и рекомендациям, поэтому необходима диагностическая процедура, позволяющая с определенной степенью достоверности выбрать правильную математическую модель для интерпретации КВД.

Метод детерминированных моментов давления (ДМД) основан на формализованных методах математического анализа интегральных характеристик КВД. Его использование позволяет ввести диагностический признак для выбора математической модели интерпретации КВД непосредственно по данным гидродинамического исследования. Метод ДМД позволяет оценить эффективность того или иного геолого-технического мероприятия.

Метод ДМД был использован для определения эффективности технологии кавитационно-волнового воздействия на ПЗС добывающих скважин. Сравнивая результаты интерпретации КВД, полученных до и после обработки ПЗС скважины № 15939/1543, эксплуатирующей пласт ABi Самотлорского нефтяного месторождения, установлено, 4TQ гвдропроводность и проницаемость пород увеличились на 28%. Этот результат хорошо согласуется с приведенными в ли-

терагуре данными экспериментальных исследований здвл^имосги изменения проницаемости образцов породы от числа и амплитуды импульсов давления.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОГО КАВИТАЦИОНО-ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГОС НАГЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Для определения эффективности технологии на нагнетательной скважине

Ла 16153 Самоглорского месторождения были проведены специальные геофизические исследования. Результаты исследований были обработаны по системе Геккон в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Показано, что произошло выравнивание профиля приемистости. Кроме того, начал принимать ранее не принимавший пропласток в интервале 1830,58-1834,27 м. Приемистость скважины в интервале 1814,48-1816,3 (канал НФС) уменьшилась в 10 раз. Начал принимать пропласток в интервале 1820,85-1821,89 м.

В диссертации приведены результаты расчетов дополнительной добычи нефти из соседних реагирующих скважин. Они позволяют сделать вывод о целесообразности использования технологии для выравнизания профилей приемистости и увеличения темпов закачки воды в пласт.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПОЛШ ¡ТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧ! I ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ

Большинство известных методик основаны на определении характеристик

вытеснения по известным фактическим данным о добыче нефти и жидкости, используемых затем при построении базозого варианта (без ГТМ), для последующего сравнения его показателей с фактическими данными (после ГТМ). Основные принципы применения новой технологии сводятся к следующему: а) сопоставление базовой и фактической добычи нефти; б) расчет базовой добычи »ифти производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего внедрению мероприятия, либо может быть принята по скважинам аналогам; в) базовая добыча нефти на прогнозный период определяется по расчетным данным по каждой скважине участка; г) прирост добычи нефти от внедрения новых методов определяется суммированием расчетных эффектов (как со знаком "+" так и со знаком "-") по каждой; скважине,- находящейся в зоне влиянии производства работ; д) технологическая эффективность применения

новых технологий характеризуется:

-дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т.е. добычей от дополнительно вовлеченных в разработку ранее не дренируемых запасов нефти;

-текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта; -сокращением объема попутно-добываемой воды.

Если для экстраполяции фактических данных в методике ВНИИиефть рекомендуются четыре наиболее распространенных характеристик вытеснении, то в методике СИБНИИНП, используя при аппроксимации фактических показателей функциональных зависимостей весьма общего вида удалось снизить количество рассматриваемых зависимостей до двух.

Методика СИБНИИНП только начинает применяться. О ее достоинствах и недостатках можно будет судить после выполнения значительного количества расчеши.

Для оценки эффективности технологии воздействия на ПЗС был разработан численный алгоритм статистического анализа характеристик вытеснения с целью выбора лучших из них. Кроме того, был разработан численный алгоритм вычисления радиуса загрязненной зоны ПЗС методом детерминированных моментов давлений. По этим алгоритмам была написана программа для расчетов на ПК ЭВМ. Программа работает в двух режимах:

- в режиме статистического анализа характеристик вытеснения (ХВ) с помощью метода наименьших квадратов; по экспериментальным (промысловым) значениям ежемесячного отбора воды и нефти из скважины (группы скважин) рассчитываются параметры 35 ХВ (т.е. коэффициенты, среднеквадратичное отклонение и коэффициент корреляции). Результаты расчетов выводятся в файл, на печать или на экран в виде списка ХВ с их параметрами, упорядоченного по мере убывания коэффициента корреляции. Для каждого конкретного расчета программа автоматически определяет какие из видов ХВ нельзя использовать;

- в режиме вычисления радиуса загрязненной зоны с помощью методов детерминированных моментов и наименьших квадратов; по экспериментальным (промысловым) значениям восстановления давления рассчитываются гидро-проводности призабойной и удаленной зоны пласта, а также 1-ый, 2-ой и 3-ий

детерминированные моменты давления на основе которых рассчитывается диагностический критерий и радиус загрязненной зоны ПЗС. Результаты выводятся в файл, на экран или на печать.

Используемые в программе характеристики вытеснения - наиболее широко используемые на практике, являются различными комбинациями зависимостей (степенных и логарифмических) ежемесячных и накопленных отборов воды и нефти. Получена функциональная зависимость, в хоторой все они представлены.

Эффективность разработанной воздействия на ПЗС рассчитывалась по описанной методике, по методике СибНИИНП «Эффект-прогноз», а также по Методическому руководству по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. (РД 153-39.1-004-96). Кроме того, исследована динамика изменения продуктивности скважин по нефти. Установлена достаточно высокая эффективность разработанных автором технологических процессов.

Использование технологии управляемого кавитационно - волнового воздействия на ПЗС и устройств для их осуществления на месторождениях Западной Сибири позволило дополнительно добыть свыше 200 тыс. тонн нефти. Внедрение способа обработки ПЗС пульсатором с последующим воздействием управляемыми циклическими репрессиями привело к увеличению в 2-10 раз продуктивности 15 малодебитных скважин Самотлорского месторождения.

В диссертации приведены результаты сравнительного анализа эффективности новых методов воздействия на ПЗС, д также рекомендуемые области их применения.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ Расчет экономической эффективности от использования технологии управляемого кавитационно - волнового воздействия выполнен в соответствии с РД-01/06-0001-89. Дополнительная прибыль превысила 16 млн. руб. в цепах 1992 г.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1.Разработаны и внедрены методы управляемого воздействия на ПЗС химическими составами и струйными аппаратами оригинальной конструкции, позволившие повысить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

2.Экспериментально обоснована возможность и оптимальная область использования пульсаторов в качестве генераторов затопленных турбулентных струй и адиабатных двухфазных потоков, что позволило разработать ряд технических средств для осуществления технологии управляемого воздействия на ПЗС с учетом геолого - промысловых условий работы конкретной скважины.

3.Разработан способ управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС с одновременным воздействием постоянной управляемой депрессией на пласт, а также тандемная установка для его осуществления.

4.Создана наеосно-эжекторная скважинная импульсная установка для воздействия на ПЗС последовательно пульсатором и забойным эжектором, позволяющая дополнительно обрабатывать ПЗС управляемыми циклическими депрессиями.

5.Выполнено математическое моделирование процесса взаимодействия соляной кислоты с горной породой в динамических условиях и предложены основы технологических расчетов, а также программа для определения глубины проникновения активного раствора в трещины карбонатной породы, что способствует решению задачи значительного увеличения успешности и эффективности повторных соляно-кислотных обработок ПЗС.

6. Созданы высокоэффективные составы доя предотвращения солеотложе-ний в призабойных зонах скважин. Предложена методика закачки и продавки ингибиторов солеотложений в ПЗС с учетом многовариантности влияния регулируемых технологических параметров, позволяющая прогнозировать изменение концентрации ингибиторов в попутно-добываемой воде.

7.Экспериментально обоснована новая технология обработки ПЗС путем последовательной, закачки водо- и нефгерастворимых растворителей и их продавки нефтью, что позволяет обеспечить высокую эффективность воздействия на призабойные зоны скважин, эксплуатирующих пласты с высоким содержанием глинистых материалов в интервале проницаемости до 0,05 мкм* (при пластовом давлении выше гидростатического) и до 0,1 мкм2 (при пластовом давлении ниже гидростатического).

8.На основании аэрофотокосмических данных и результатов индикаторных исследований обоснован новый принцип повышения охвата пласта вытеснением,

заключающийся в поэтапной закачке в ПЗС водоизолирующих материалов с целью ограничения движения вод по каналам НФС. При этом обеспечивается изоляция водопритоков а скважины.

9.Разработаны технологические основы одновременной ОПЗ и очистки забоя скважины с применением тандемней установки, включающей пульсатор и скважинный эжектор. Это позволило использовать технологию управляемого казитационно - волнового воздействия на ПЗС при высоком содержании механических примесей в продукции скважины.

Ю.Для оценки эффективности технологии воздействия на ПЗС разработаны численные алгоритмы и программы статистического анализа характеристик вытеснения с целью выбора лучших из них, н вычисления радиуса загрязненной части ПЗС, позволяющие значительно облегчить и упростить процедуру выбора наилучших ХВ и расчета технологического эффекта от применения геолого-технического мероприятия.

И.Результаты диссертационной работы широко внедрены в практику нефтедобычи. Внедрение технологии управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС и устройств для ее осуществления на месторождениях Западной Сибири позволило дополнительно добыть свыше 200 тыс. тонн нефти. Внедрение способа обработки ПЗС пульсатором с последующим воздействием управляемыми циклическими репрессиями привело к увеличению в 2-10 раз продуктивности ряда малодебитных схважин Самотлорского месторождения. Межремонтный период работы скважин увеличился в 3 и более раз. Коэффициент успешности воздействия на ПЗС на месторождениях Самотлорского управления по добыче нефти и газа ОАО "Черногорнефть" составил в 1995г. 77% при среднем значении этого показателя по предприятию в 60%. Дополнительная прибыль превысила 16 млн. руб. в ценах 1992 г.

Основные результаты, полученные автором при подготовке докторской диссертации, опубликованы и содержатся в 82 работах, в том числе:

ИЗОБРЕТЕНИЯ:

1.А.с. СССР № 1154222 от 08.01.1985г. Состав для предотвращения солеот-ложений (в соавторстве с Гужовым А.И., Паскачевой Б.Х., Ачкасовой Л.Г.,

Криницкой Н.Ф.) БИ, № 17, :1985г.

2. А .с. СССР №1680956 от 02.02.1990г. Устройство против солеотложения (в соавторстве с Неврюевым В.Я., Адовым В.Я.), БИ № 36, 1991.

3.Патент РФ № 1688020 от 23.11.94г. Устройство для отбора проб и визуального наблюдения за термодинамическим состоянием газожидкостной смеси (в соавторстве с Поляковым Г.Г.), БИ № 40,1991г.

4.3аявка на изобретение №4041289 от 30.11.94г. Способ разработки нефтяной залежи (е соавторстве с Трофимовым A.C., Селезневым Ю.А., Селезневым С.Ю.)

5.Патент.РФ №2047729 от 10.11.95г. Способ воздействия на призабойную зону пласта и устройство для его осуществления (в соавторстве с Неврюевым Б.Я., Безе В.И.), БИ№ 31, 1995г.

6.Патеит РФ № 2047740 от 10.11.95г. Устройство для промывки скважин (в соавторстве с Неврюевым В.Я., Безе В.И.), БИ № 31,1995.

7.Патент РФ № 2073090 от 02.11.95г. Устройство для обработки призабой-ной зоны пласта (в соавторстве с Мищенко И.Т:), БИ №4,1997.

8.Патент РФ по заявке на изобретение № 96105829 от 02.04.9бг. Струйный вихревой аппарат (в соавторстве с Ибрагимовым Х.И.).

9.Патент РФ № 2073089 от 0S.09.95r. Устройство для воздейстаия на призабойную зону скважины. БИ №4,1997.

Ю.Заявка ка изобретение .N2 96118993 от 02.10.96. Способ воздействия на призабойную зону скважины.

11.Заявка на изобретение № 96118856/06 от 27.09.96. Кавитатор Ибрагимова Л.Х.

12.3аявка на 'изобретение №96118855 от 27.09.96. Тандсмная скважинная струйная установка (в соавторстве с Мищенко И.Т., Ямлихановым Р.Г., Игрев-ским В.И.).

13.Заявка на изобретение № 96118992 от 02.10.96. Двухкаскгдиый пульсатор для обработки призгбойной зоны апаста.

14.3аявка на изобретение № 96123515 от 19.12.96. Способ работы насосно -эжекторной сквгжкпной импульсной установки и установка для реализации способа (в соавторстве с Хоминцом З.Д., Шановским Я.В., Вересом С.П.).

15.3аявка на изобретение от 13 03.97. Устройство для очистки и обработки скважины (в соавторстве с Ямлихановым Р.Г. и Ушияровым Р.К.).

МОНОГРАФИИ, БРОШЮРЫ, РАЗДЕЛЫ И СТАТЬИ В КНИГАХ:

16.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти: Монография. -М.: Нефть и газ, 1996. -478с.

П.Ибрагимов Л.Х. Выпадение неорганических кристаллических осадков из попутно-добываемой воды. В кн.: Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

18.Ибрагимов Л.Х. Механизм образования солеотложений. В кн.: Кащав-цевВ.Е., Гатгенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985. с. 73-79

19.Ибрагимов Л.Х. Анализ процессов ухудшения состояния призабойной зоны пласта для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти. -М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996. -50с. г

20.Солеотложения при разработке нефтяных месторождений. Прогнозирование и борьба с ними. Учебное пособие. Авторы: Гиматудинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Гаттенбергер Ю.П., Кащавцев В.Е., Вагин С.Б., Золоев А.Т. Грозный, Изд-во ЧИГУ им. Л.Н.Толстого. -87с.

21.Ибрагимов Л.Х., Ачкасова Л.Г., Криницкая Н.Ф., Моллаев Р.ХгВлияние химических реагентов на отложение неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. В кн.: Повышение эффективности добычи нефти. Сборник трудов СевКавНИПИнефти. Вып. 44, Грозный, 1986г. с. 45-52.

22.Нефть и газ Чечни и Ингушетии. Под ред. Л.Х. Ибрагимова. ч.1. -М.: Недра, 1993. -271с.

23.Нефть и газ Чечни и Ингушетии. Под ред. Л.Х. Ибрагимова. ч.2. М.: Изд-во "Коминформ", 1996. -32с.

24.Ибрагимов Л.Х., Видовский Л.А Проникновение глинистых и солевых частиц в призабойную зону при вскрытии продуктивного пласта. В кн.: Добыча высоковязкой нефти. Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина -1982. вып. 165.

25.Ибрагимов Л.Х. Исследование процесса взаимодействия кислоты с горной породой и солеотложениями в динамических условиях. В кн.: Физика и хи-

мия поверхностей. Сб. Статей ЧИГУ им. Л.Н. Толстого, Грозный, 1994.

26.Поляков Г.Г. Ибрагимов Л.Х. Газиев К.Ю., Установка для визуального наблюдения (регистрации) термодинамического состояния и определения физических свойств углеводородных смесей и систем при давлении до 60 МПа и температуре 420К (УВ-НТС-1 -60/420). В кн.: Современные проблемы добычи и нефтеотдачи пластов. Сб. научных трудов СевКавНИПИнефть. Грозный, -1993, вып. 56.

СТАТЬИ, ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ НА КОНФЕРЕНЦИЯХ

27.Мишенко И.Т., Ибрагимов Л.Х. Расчет обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ. -ЭИ. Серия "Нефтепромысловое дело". 1993, вып. 12.

28.Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х., Разработка и внедрение технологии управляемого волнового воздействия на призабойную зону пласта. -РНТС. Нефтепромысловое дело. 1995, № 4-5, с. 15.

29.Ибрагимов Л.Х., Верес С.П., Пузанов О.В. Лабораторные исследования процесса обработки призабойной зоны пласта растворителями. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995, № 3.

30.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Ситников A.A. Определение эффективности кавитационной технологии воздействия на ПЗС с применением метода детерминированных моментов давления. -РНТС. Нефтепромысловое дело. -1996, №2.

31.Верес С.П., Ибрагимов Л.Х., Турчин И.В. Фильтрационные свойства коллекторов юрских отложений и эффективность ОПЗ скважин. -РНТС. Нефтепромысловое дело. 1996, №5.

32.Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти с применением генераторов турбулентных струй и адиабатных двухфазных потоков. -РНТС. Нефтепромысловое дело. 1996, № 6.

33.Трофимоа A.C., Ибрагимов Л.Х., Ситников A.A. Ограничение водопри-токов нефтяных скважин по каналам низкого фильтрационного сопротивле-ния.-РНТС. Нефтепромысловое дело. 1996, №6.

34.Ибрагимов Л.Х. Воздействие на призабойную зону скважины вскипаю-

щими адиабатными потоками.-РНТС. Нефтепромысловое дело. 1996, Ks 6.

,35.Шарифуллин Ф.А., Ибрагимов Л.Х. Краткий анализ результатов применения традиционных методов воздействия на ПЗС. -РНТС. Нефтепромысловое дело. 1997, №4.

36.Ибрагимов Л.Х., Бочко P.A., Кореньков С. Состав органических составляющих солеотлохсений. -РНТС. Нефтепромысловое дело, 1983, № 5.

37.Лоляков Г.Г., Ибрагимов Л.Х. Особенности термодинамического состояния и физических свойств углеводородных смесей и систем. Нефтяное хозяйство. 1993, №9.

38.Ибрагимов Л.Х., Василихин Н.И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений -РНТС. Нефтепромысловое дело. 1982, № 12. -

39.Посташ С.А., Ибрагимов Л.Х. Эффективность применения ОЖК при вскрытии продуктивных пластов -РНТС. Нефтепромысловое дело. -№ 11, -1980.

40.Ибрагимов Л.Х., Ахметшина И.З. Закономерности формирования сложных солевых осадков -РНТС. Нефтепромысловое дело. -1981. -Ns7 -С .13-15.

41.Бочко P.A., Ибрагимов Л.Х. О механизме образования солеотложений -РНТС. Нефтепромысловое дело. -1981. -Ш, -С. 26-28.

42.Гиматудинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Сюняез З.И. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании / XII Менделеевский съезд по общ. и прикладн. химии. Реф. докл. и сообш. -№ 4. 1981.

43.Ачкасова Л.Г., Криницкая Н.Ф, Ибрагимов Л.Х. Применение ПАВ;по-лученных методом сульфоокисления. В кн.: Тезисы докладов VI Всесоюзной конференции по поверхностно- активным веществам и сырью для их производства. Волгодонск, 1984 г.

44.Посташ С.А., Ибрагимов Л.Х., Ялунин М.Д. Смазочные добавки многофункционального принципа действия. В кн.: Нефть и газ Западной Сибири. Тезисы докладов II Всесоюзной научной конференции в 2-х томах. Том 1. Тюмень, 1989г.

45.Ибрагимов Л.Х., Васильев В.А. Выпадение неорганических солей в нефтяном пласте. Деп. Во ВНИИОЭНГ № 1665-НГ-88 от 22.12.88г.

46.Посташ С.А., Ибрагимов Л.Х., Япунин М.Д. Возможность повышения качества вскрытия продуктивных пластов газоконденсатных месторождений. В кн.: Разработка газоконденсатных месторождений. Секция 2. Вскрытие и креп-

Краснодар, 1990г.

47.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Разработка и внедрение технологии управляемого волнового воздействия на призабойную зону пласта. В кн.: Тез. докл. научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", М., 1994г.

48.Ибрагимов Л.Х. Применение комплексонов для предотвращения солеот-ложений в нефтепромысловом оборудовании. В кн.: Тезисы докладов зонального семинара. Результаты и перспективы внедрения реагентов на основе комплексонов в СКМР ВЦ Статуправления Челябинской обл. Челябинск, 1984г

49.Разработать методику прогнозирования и оптимизации отборов продукции из сверхглубоких углеводородных залежей. ОтчетЛ"НИ; руководитель работы Г.Г. Поляков. - №600/86-4. - МТ0180016433. - Грозный, 1986.

50. Ибрагимов Л.Х. (руководитель темы) Интенсификация добычи нефти на месторождениях НГДУ «Покачевнефть». Отчет хоздоговора 77-91. Заказчик НГДУ «Покачевнефть».

ление газоконденсатных скважин. Доклады международной конференции.

Соискатель

Л.Х. Ибрагимов