автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности технологий интенсификации добычи нефти из недонасыщенных высокотемпературных полимиктовых пластов

.'Г Б ОД

/ п шод юоо

На правах рукописи

САФИН СТАНИСЛАВ ГАЗИЗОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЛАСТОВ

(На примере Ноябрьской группы нефтегазовых месторозвдений Западной Сибири)

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УФА - 1998

Работа выполнена в НГДУ "Суторминскнефть" ОАО "Ноябрьскнефтегаз" и на кафедре прикладной физики и геофизики Башгосуниверситета.

Научный руководитель: академик РАЕН, член-корр.АН РБ,

доктор физико-математических наук, профессор Саяхов Ф.Л.

Официальные оппоненты: академик РАЕН, доктор технических

наук, профессор Горбунов А.Т. (ВНИИнефть);

доктор технических наук, профессор Антипин Ю.В. (УГНТУ)

Ведущая организация: Внедренческий научно-

исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"

Защита состоится "30" июня 1998 г. в/О часов на заседании диссертационного совета К 104. 01.01. при БашНИПИнефти по адресу: г. Уфа - 450077, ул. Ленина, 86.

С диссертацией можно ознакомиться в фондах БашНИПИнефть Автореферат разослан 1?/? мая 1998 г.

Ученый секретарь __

диссертационного совета К 104.01.01.,

кандидат геолого-минералогических наук^--~\ / л^ХТ" олубев Ю.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Разработка нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири и эксплуатация скважин имеют свои особенности из-за пониженной нефтенасьиценности порового пространства, повышенной гидрофильности пород-коллекторов и содержания в составе нефтей значительного количества парафина и асфальтосмолистых веществ. К геолого-физическим факторам, осложняющим разработку нефтяных залежей, относятся и высокие пластовые температуры и газонасыщенность нефтей.

Наряду с геолого-физическими, вследствие физико-химического воздействия на объекты разработки, действуют технологические факторы, снижающие проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе вскрытия и эксплуатации скважины. Снижение проницаемости ПЗП происходит в результате кольматации порового пространства твердой фазой и фильтратом глинистого раствора при вскрытии бурением и перфорации. Ухудшение ПЗП происходит и при попадании механической примеси и продуктов коррозии скважинного оборудования при глушении и промывке скважин, выпадения асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений из-за изменения термогидродинамических условий и образования водонефтяной эмульсии при проникновении пресной воды.

Под влиянием пресной воды в ПЗП скважин происходит набухание, а также диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

Анализ фактического промыслового материала, результатов геофизических и гидродинамических исследований показывает, что продуктивность и дебит значительной части добывающих скважин в процессе эксплуатации снижается, несмотря на проведение большого объема геологотехнологических мероприятий. Большая часть обработок призабойных зон (ОПЗ) не дают ожидаемого эффекта, в том числе и кислотные обработки, считающиеся менее трудоемкими и более технологичными в Ноябрьском нефтегазовом регионе.

Продуктивные объекты месторождений ОАО "Ноябрьскнефтегаз" представлены полимиктовыми коллекторами, основными слагающими породами которых являются песчаники, характеризующиеся изменчивостью минералогического состава, расчлененные глинистыми прослоями.

Указанный разрез требует более тщательного подхода при выборе рецептур рабочих жидкостей и технологии воздействия на призабойную зону пласта. Активные растворы, кроме стимулирования притоков, должны обладать свойствами защиты структуры глинистых пород, удержания в суспензии тонких частиц, отделившихся от пласта, способствовать предотвращению выпадения в осадок вторичных продуктов реакции кислотных составов с железом и алюминием, снижению межфазного

натяжения жидкостей в ПЗП, более глубокому проникновению в пласт и лучшему извлечению продуктов реакции из капиллярных каналов пористой среды.

Цель работы. Разработка комплекса мер по повышению эффективности технологий интенсификации добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемперат^фных полимиктовых пластов. В работе решены следующие основные задачи:

1. Установлен характер отложений, накапливающихся на забое скважин.

2. Подобраны рецептуры технологических жидкостей для промывки и глушения скважин.

3. Разработаны рецептуры кислотных композиций, способных к более глубокому проникновению в пласт и облегченному извлечению их фильтратов.

4. Экспериментально подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках в условиях высоких пластовых температур.

5. Усовершенствована технология кислотных обработок призабойных зон скважин при разработке недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов.

Методы решения задач. Поставленные задачи решапись путем анализа и обобщения физико-химических процессов, происходящих в нефтеносном пласте при его эксплуатации и воздействии на ПЗП скважины.

Основные результаты диссертационной работы получены экспериментально. Экспериментальные исследования проводились в лабораторных и промысловых условиях.

Научная новизна данной работы заключается в следующем:

1. Проведены исследования характера и состава материала, поднятого с забоя при различных операциях по освоению скважин и кернового материала продуктивных пластов. Установлено, что по минералогическому составу, по растворимости в кислотных растворах и содержанию фильтрата забойные отложения на 50-60 % имеют техногенный характер происхождения.

2. Проведены исследования по разработке рецептуры технологических жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами. Установлена зависимость пескоудерживающих свойств технологических жидкостей для промывки скважин от концентрации добавленных к ним химических реагентов.

3. Исследовано влияние ПАВ на. межфазное натяжение кислотных составов и их фильтратов. Установлено, что добавление 0,5 -1,0 % неонола АФ9-12, превоцела N0-12, КОА и ГИГ1Х уменьшает межфазное натяжение кислотных составов на границе с керосином в 6 - 9 раз, а их фильтратов - в

4,8-11,0 раз. Композиции АФ9-12 и N0-12, ГИПХ и N0-12 обладают аддитивными свойствами.

4. Исследованы ингибирующие свойства ПАВ, используемых на месторождениях. Е!ыявлено, что предварительное покрытие металлических изделий 0,1 % растворами КОА, ГИПХ-3, ГИПХ-ЗМ, ГИПХ-4, СНПХ-6012 и корексит 7798 снижает скорость коррозии до 22,5 раз.

5. Разработана- технология ОПЗ полимиктовых коллекторов кислотными составами при высоких пластовых температурах. Новая последовательность технологических операций повышает эффективность кислотных обработок.

В диссертационной работе: разработаны и защищаются следующие научные положения:

0 результаты исследований по определению характера отложений на забое скважин на месторождениях Ноябрьского нефтегазового региона;

П рецептура технологических жидкостей для промывки и глушения скважин, эксплуатирующих гидрофильные заглинизированные пласты;

П рецептура кислотных композиций для ОПЗ высокотемпературных пластов;

СЭ технология ОПЗ высокотемпературных полимиктовых пластов.

Практическая ценность и реализация результатов работы:

Разработан комплекс мер, увеличивающих продуктивность скважин, основанный на применении технологических жидкостей с улучшенными промывочными свойствами, многоцелевых буферных жидкостей и составов для воздействия на призабойную зону недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов. Основные положения диссертационной работы опубликованы. Предложения внедрены на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Ноябрьскнефтегаз".

Апробация работы. Основные результаты, приведенные в диссертации, докладывались на следующих научных конференциях:

1.Секции геологии и разработки нефтяных месторождений научно-технического Совета ПО "Ноябрьскнефтегаз" под руководством Заслуженного геолога Российской Федерации к.г.-м.н. Мухаметзянова Р.Н. Ноябрьск, 1986-1994 гг.

2.1 школа-семинар "Системная технология воздействия на пласт" под руководством проф. Горбунова А.Т. и к.г.-м.н. Мухаметзянова Р.Н. Ноябрьск, 1987 г.

3. Научно-техническая конференция "Школа передового опыта по проблемам добычи нефти Ноябрьского региона". Ноябрьск, 1988 г.

4. II школа-семинар "Системная технология воздействия на пласт" под руководством проф. Горбунова А.Т. и к.г.-м.н. Мухаметзянова Р.Н. Ноябрьск, 1989 г.

5. Всесоюзная конференция "Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов". Бугульма. 1989 г.

6. Всесоюзная научно-техническая конференция"Проблемы повышения нефтеотдачи пластов". Уфа. 1989 г.

7. Всероссийская научная конференция "Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин". Уфа, 1992 г.

8.Между народная конференция "Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов". Казань. 1994 г.

9.XVII школа-семинар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа под руководством академика Мирзаджанзаде А.Х. Уфа, 1995 г.

10.Всероссийская научная конференция "Фундаментальные проблемы нефти и газа". Москва, 1996 г.

11 .Всероссийская научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, 1997 г.

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 25 печатных работ, в том числе: 1 монография, 19 статей и 5 патентов Российской Федерации.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы, включающего 106 наименований. Диссертация содержит 187 страниц, в том числе: 12 рисунков, 39 таблиц, 13 приложений на 22 страницах.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю признательность к.г.-м.н. В.В.Калашневу, к.т.н. А.В.Валиуллину и к.т.н. Ганиеву Р.Р. за всестороннюю поддержку, внимание к работе и помощь в проведении лабораторных и промысловых работ.

Автор благодарен работникам .НГДУ "Холмогорнефть" Шатскому Е.Г. и Шилову A.B.; НГДУ "Заполярнефть" Салямову 3.3. и Черкасову А.Б.; НГДУ «Сугорминскнефть» Миассарову Г.З., Кудинову М.В., Велижаниной А.М. и к.т.н. Макееву Г.Н.; НГДУ «Муравленковскнефть» Павлову М.В. и Юдакову А.Н. за большую помощь при проведении промысловых испытаний.

Глубокую благодарность автор выражает научному руководителю академику РАЕН и член-корр. АН РБ, Заслуженному деятелю науки РБ, доктору физико-математических наук, профессору Саяхову Ф.Л., под чьим непосредственным научным руководством выполнялась работа, за внимание и поддержку в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлены цели и задачи исследований, показана научная новизна и практическое значение.

В первой главе даны геолого-физические условия применения обработок призабойных зон продуктивных пластов месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири. Изучено состояние внедрения методов воздействия на призабойную зону пласта скважин и направление работ по их интенсификации в ОАО «Ноябрьскнефтегаз». Рассмотрены задачи и способы кислотных обработок - как наиболее технологичных, в конкретных условиях, методов интенсификации эксплуатации скважин и пластов.

Нефтяные месторождения Ноябрьского региона многопластовые. Продуктивные пласты сложены чередованием глинистых, алевритовых, мелкозернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород. Песчано-алевритовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или переходят из одной разности песчано-алевритовых осадков в другую. Обломки песчано-алевритовых пород на 75-85% представлены зернами кварца и полевого шпата, а глинистый материал цемента коллекторов - каолинитом и хлоритом. С уменьшением размера зерен повышается содержание хлорита, гидрослюды и смешанных образований ряда гидрослюда-монтмориллонит.

Емкостные свойства пород коллекторов изменяются в пределах 15-23% и определяются литологическим типом и глубиной их залегания. Фильтрационные свойства коллекторов колеблются в пределах 0,05-0,25мкм2

Для большинства залежей характерно наличие обширных зон, в пределах которых резко снижена гидродинамическая связь между отдельными участками продуктивного пласта.

Отличительной особенностью залежей рассматриваемого района является более низкое, на 5-15%, нефтенасыщение порового пространства пород-коллекторов относительно синхронных с близкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов месторождений других районов Западной Сибири.

Неоднородное распределение нефтенасыщенности наблюдается как по простиранию, так и по разрезу продуктивных пластов.

Анализ фактического промыслового материала и результатов геофизических и гидродинамических исследований позволил сделать вполне определенные выводы. Продуктивность значительного числа скважин ниже их потенциальных возможностей. Низкая продуктивность скважин отмечается как в начале работы, так наблюдается ее снижение и в период эксплуатации,

несмотря на проведение большого объема геологотехнологических мероприятий.

В последнее время в связи со эксплуатацией пластов и участков с низкими геолого-физическими параметрами увеличивается число скважин, вводимых в работу с низкой продуктивностью. Значительная часть ОПЗ не дает ожидаемого эффекта, в том числе кислотные обработки.

Снижению продуктивности скважин способствует и большая гидрофильность нефтеносных пород, затрудняя освобождение их от привнесенной воды во время освоения после обработки призабойной зоны. Однако, анализ опыта применения методов воздействия на ПЗП показывает, что имеется возможность повышения их эффективности, как за счет выбора метода воздействия с учетом геолого-физических условий конкретных объектов, так и за счет совершенствования технологических приемов.

Во второй главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований состояния призабойной зоны пласта добывающих скважин и соответствие их продуктивности добывным возможностям.

Для выявления причин низкой эффективности или отсутствия положительного эффекта при работах по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина, а также для установления причин уменьшения дебитоь добывающих скважин проанализирован большой объем промыслового материала.

Проведены анализы проб жидкости и отложений, поднятых с забоя скважин при различных режимах работы, а также при интенсификации эксплуатации и капитальных ремонтах. В пробах забойных отложений определялся гранулометрический состав, проводился минералогический анализ фракций, определялось содержание углеводородов, растворимость в кислотных составах. В отработанных кислотных растворах определялось содержание оксидов железа и алюминия (Ре20з+А1203), ионов кальция, магния, сульфатов. Аналогичные исследования проведены с керновым материалом продуктивных пластов.

Пробы, отобранные при промывке, содержат меньшее количество крупных фракций, однако даже проба, отобранная непосредственно с забоя, содержит свыше 60% мелких, менее 0,1 мм частиц, способных к самоуплотнению. При закачке в пласт любых реагентов без предварительного удаления такой песчано-глинистой пробки неизбежно значительное ухудшение проницаемости призабойной зоны. Исследования позволили установить состав и характер отложений, способствующих снижению фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. Загрязняющий забой материал в основном является техногенным.

Растворимость породы пласта в кислотном растворе на порядок ниже растворимости отложений, поднятых с забоя скважины. Содержание оксидов, а также ионов кальция, магния и сульфатов в фильтрате после взаимодействия

забойных отложений с кислотами в 5-11 раз превышает их содержание в фильтрате взаимодействия кислот с породой пласта. Растворимость отложений в 12% соляной кислоте от 31,67 до 37,26%, в глинокислоте - 51.94 - 58,67%. Растворяющаяся в соляной кислоте часть отложений состоит до 70% из соединений железа, в глинокислоте - до 90% из соединений железа и алюминия. Соединения алюминия появляются в растворе в результате взаимодействия плавиковой кислоты с алюмосиликатами.

Н4А125Ь09 + 14НР = 2А1Р3 + 281Р4 + 9НгО .

Подобные растворы крайне опасны при попадании их в пласт из-за возможности выпадения железа и алюминия в виде гидроокисей и ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта. Реакция с алюмосиликатами протекает достаточно быстро. Образовавшийся в результате приведенных реакций фтористый кремний реагирует с водой раствора следующим образом:

281Р4 + 4Н20 = 81(ОН)4 + 2Н281Р6.

По мере снижения кислотности раствора 81(ОН)4 может превратиться из золя в студнеобразный гель.

Проведены исследования глубины проникновения закупоривающих поры веществ в призабойную зону. Данные о состоянии и глубине расположения зон с ухудшенными коллекторскими свойствами позволяют выбрать методы воздействия, определить объемы реагентов и прогнозировать эффективность планируемых операций.

Третья глава диссертации посвящена разработке рецептуры технологических жидкостей для использования при операциях по интенсификации работы скважин и пластов, а также при капитальных ремонтах скважин применительно к условия месторождений Ноябрьского нефтяного региона. В частности, разработаны и внедрены рецептуры жидкостей для промывки и глушения скважин.

При работах на скважине, для промывки ствола и забоя скважин, в ОАО «Ноябрьскнефтегаз» применяются технологическая пода, растворы хлористого натрия и кальция и растворы различных поверхностно-активных веществ. Однако специальными исследованиями установлено, что качественной очистки забоя при этом не происходит. На забое скважины после промывки присутствуют различного рода осадки, взвешенные частицы.

Пресная вода или фильтрат промывочной жидкости при вводе

скважины в эксплуатацию из пласта полностью не удаляется, часть удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами в поровых каналах. В результате возрастания водонасыщенности призабойной зоны пласта снижается фазовая проницаемость для нефти. В условиях месторождений Западной Сибири повышение водонасыщенности на 10-15% может снизить фазовую проницаемость для нефти в 2-3 раза.

Кроме еюды при технологических операциях на забой попадают и твердые частицы, содержащиеся в приметаемых жидкостях, которые проникая в поры также ухудшают фильтрационные свойства призабойной зоны пласта. Вследствие этого образуется зона кольматации вокруг скважины, которая резко снижает потенциально возможный дебит.

Наиболее эффективный вынос загрязняющего забой материала может обеспечиваться высокими скоростями восходящих потоков промывочной жидкости в стволе скважины. Однако скорость движения потока ограничивается в целях предотвращения разрыва пласта, так как зависит от создаваемого давления.

При проведении исследований по подбору рецептуры жидкостей, обеспечивающих вынос забойных отложений определялись вязкость и пескоудержившощие свойства, стабильность вязкости и пескоудерживающих свойств во времени, при разных температурах и концентрациях применяемых реагентов, а также влияния контакта с металлом и замораживания на деструкцию полимерных растворов. Определялась степень набухаемости глинистых пород, подверженных воздействию выбранных растворов.

Исследования показали, что хорошими пескоудерживающими свойствами обладают 1,5-2,0 % растворы КМЦ-700, 0,1-0,5 % растворы ПАА ДК-БпИ и 0,05 % раствор ПАА Ассо^оК Испытаны составы на пресной воде и растворах ЫаС1. Скорость падения песка при этом уменьшается в 6 и более раз.

Добавление в раствор соли хлористого натрия и повышение его концентрации практически не влияют на динамическую вязкость раствора и на скорость падения песчинок в нем. Увеличение концентрации КМЦ повышает динамическую вязкость состава. Наибольшее влияние на изменение вязкости и пескоудерживающих свойств оказывает добавление в них ПАА. Свойстза растворов с ПАА при хранении ухудшаются, однако добавление хлористого натрия позволяет сохранить свойства более продолжительное время.

Увеличение концентрации хлористого натрия до 15% позволяет сохранить пескоудерживающие свойства растворов с ПАА до 120 часов. При этом динамическая вязкость состава возрастает незначительно, что важно при выборе технологических жидкостей для промывки забоя скважины на больших глубинах.

При хранении растворов ПАА в металлических емкостях пескоудерживающие свойства ухудшаются быстрее.

Растворы на солевой основе более стабильны во времени и при повышении температуры. Такие растворы предпочтительней использовать в качестве жидкостей глушения, песконосителей при гидроразрывах пластов и перфорационных сред.

Проведены исследования с целью подбора оптимальных концентраций ПАВ, так как при работе на скважинах вошло в практику применение высококонцентрированных растворов.

Проведены исследования фильтрата технического пентаэритрита (ФТП), являющегося отходом производства пентаэритрита, в качестве жидкости глушения. ФТП хорошо совместим в применяемыми технологическими жидкостями, не образует токсичных соединений с другими веществами, морозоустойчив. В растворах ФТП обладает большей степенью защиты глин, чем применяемые жидкости глушения (табл.1)., менее коррозионно агрессивен по отношению к металлам (табл.2). ФТП предложен как жидкость глушения скважин на недонасыщенных нефтью гидрофильных полимиктовых коллекторах (пат. РФ №2042798).

Таблица 1.

Результаты исследований набухаемости образцов из глинопорошка в жидкостях глушения.

Среда Плотность раствора, г/см3 Увлажнение образца, %

Техническая вода 1,00 56,75

Раствор СаС12 1,21 19,20

Раствор АРНК 1,21 21,20

Раствор №С1 1,18 3,25

Таблица 2 Результаты исследований коррозийной активности ФТП при 90°С.

Среда Плотность раствора, г/см3 Увлажнение образца, %

Раствор СаС'12 75 0,12600

Раствор АРНК 75 0,14800

Раствор ЫаС1 75 0,02875

РастворФТГ! 75 0,00930

В_четвертой главе обобщены результаты лабораторных и

промысловых исследований по усовершенствованию технологии обработки

призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых коллекторов.

В результате проведенных исследований подобраны рецептуры кислотных растворов для воздействия на породы продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих призабойн)'ю зону пластов. Для снижения сопротивления при проникновении раствора в пласт, замедления реакции и лучшего извлечения продуктов реакции за счет снижения межфазного натяжения отработанных растворов, б рабочие растворы включались добавки ПАВ: АФ9-12, КОА, ГИПХ-3, ГИПХ-ЗМ, ГИПХ-4, превоцел N0-12. Проводились исследования их гидрофобизирующих свойств.

Подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках в условиях высоких пластовых

температур (рис.1). Наиболее эффективным оказалось предварительное покрытие металлических изделий 0,1 % растворами реагентов аминового ряда на различных растворителях, которые, создавая защитные пленки на поверхности, способствуют снижению коррозии в кислотной среде. Ингибиторный эффект в зависимости от растворителя, температуры агрессивной среды, типа кислоты и применяемого заводского ингибитора, увеличивается до 143 раз. Лучшим ингибиторным эффектом обладают кубовые остатки аминов, несколько меньшим эффектом - ГИПХ-3, ГИПХ-ЗМ, ГИПХ-4 и корексит 7798. Хорошие результаты получены в ходе массовых испытаний реагента СНПХ-6012. Настоящие реагенты дают хороший эффект и при дополнительном ингибировании кислотных составов.

Разработана технология ОПЗ полимиктовых коллекторов кислотными составами при повышенных пластовых температурах. Установлена новая, отличная от ранее принятых последовательность технологических операций применительно к условиям Ноябрьского нефтегазового региона. Одним из основных факторов, влияющих на эффективность кислотного воздействия, является сохранение в течение более долгого времени активного кислотного раствора в условиях повышенных пластовых температур с целью обработки наиболее удаленных зон пласта (патенты РФ №№2042807, 2065950,2077666, 2077667).

При испытании разработанной технологии обработке подвергались скважины с различным сроком эксплуатации, как безводных, так и с обводнением добываемой продукции. Нагнетательные скважины подвергались обработкам при стабильно низкой приемистости или при снижении приемистости в процессе эксплуатации.

Разработанный комплекс мероприятий по интенсификации эксплуатации скважин и пластов успешно используется на месторождениях Ноябрьского нефтегазового региона.

50 55 60 65 70

Температура, оС

2 ---А---3 - -о- 4 - -д- 5

Рис. 1. Зависимость скорости коррозии стали "Д" в растворах 12% соляной кислоты от температуры: 1 - химически чистая; 2 - техническая ингибированная; 3 - пленочная защита ГИПХ-3; 4 - пленочная защита СНПХ-6012; 5 - пленочная защита КОА.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1 .Анализ промыслового материала и результатов исследований показывает, что продуктивность и дебит значительной части добывающих скважин ниже потенциальных, несмотря на проведение большого объема геолого-технологических мероприятий. Обработки призабойной зоны не достигают возможной эффективное™ из-за недостаточного учета геолого-физических условий разрабатываемых объектов.

2.Установлено, что забойные отложения на 50-60 % имеют техногенный характер отложения. Разработаны рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя скважин, пескоудерживающая способность которых в 6 и более раз выше традиционно используемых на месторождениях.

3.Предложено использование раствора фильтрата технического пентаэритрита в качестве жидкости глушения скважин, эксплуатирующих высокотемпературные заглинизированные пласты.

4. Разработаны рецептуры кислотных композиций, способных к более глубокому проникновению в пласт и облегченному извлечению их фильтратов. Установлено, что добавление ПАВ (ГИПХ, кубовых остатков аминов, превоцела NG-12, неонола АФ9-12) снижает скорость взаимодействия кислотных составов с породой пласта и позволяет воздействовать на большую глубину призабойной зоны.

5. Экспериментально подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках в условиях высоких пластовых температур. Выявлено, что предварительное покрытие металлических изделий 0,1 % растворами КОА, ГИПХ-3, ГИПХ-Зм, ГИПХ-4, СНПХ-6012, корексит 7798, а также добавление их в кислотные составы снижают скорость коррозии до 22,5 раз.

б.Обоснован комплекс мероприятий, позволяющий интенсифицировать эксплуатацию скважин. Разработана и внедрена технология ОПЗ полимиктовых коллекторов кислотными составами при высоких пластовых температурах. Предложена новая последовательность технологических операций применительно к условиям Ноябрьского нефтегазового региона.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монография

1.Сафин С.Г., Мухаметзянов Р.Н. Исследования по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина в АО Ноябрьскнефтегаз. - М.: ВНИОЭНГ, 1995.-96 с.

Статьи

2. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Валиуллин A.B., Черкасов А.Б. К вопросу повышения эффективности обработок призабойной зоны добывающих скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, НТИС Нефтепромысловое дело, 1992, вып.4. -С.14-16.

3. Валиуллин A.B., Салямов 3.3., Черкасов А.Б., Сафин С.Г. Предварительные результаты применения химреагентов для повышения

нефтеотдачи пластов на Вынгапуровском и Новогоднем месторождениях. -М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело. - 1992. - Вып.6. - С..8-10.

4. Сафин С.Г., Валиуллин A.B., Сафин С.С. Исследования растворимости асфальтосмолопарафиновых отложений в побочных продуктах газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело, 1993, Вып. 1,- С. 19-21.

5. Сафин С.Г. Методика оптимизации обработки прюабойной зоны. -М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело, 1993, Вып. 3. - С.3-9.

6. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Калашнев В.В. и др. Исследования по подбору рецептур кислотных растворов для пород продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих призабойную зону пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело.-1993. - №11-12. - С.21-24.

7. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.С. Изучение фильтрационных характеристик буферной жидкости и влияние ее состава на проницаемость пористых сред. -Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Сб. науч. трудов СибНИИНП. Тюмень, 1994. -С.176-187.

8. Сафин С.Г., Сафин С.С. Исследования по разработке технологии комплексной обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело, 1994, №2.-С.13-14.

9. Кутырев Е.Ф., Сафин С.Г. О некоторых проблемах оценки состояния призабойной зоны пласта в условиях недонасыщенных нефтью коллекторов месторождений Западной Сибири. - М.: ВНИИОЭНГ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1995, №7. - С.38-41.

10. Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Вопросы коррозии скважинного оборудования при работах по интенсификации нефтедобычи. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1995, № 11-12.-С.2-4.

11. Сафин С.Г. Основы комплексной технологии интенсификации эксплуатации недонасыщенных нефтью залежей. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело, 1996. № 3-4. - С.28-30.

12. Сафин С.Г. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов. -Нефтяное хозяйство. 1996. №4. - С.47-50.

13. Калашнев В.В., Сафин С.Г. Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Нефтепромысловое дело, 1996. №5. - С.29-32.

14. Макеев Г.А., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Эффективность геолого-технических мероприятий на Суторминском нефтяном месторождении. - М.: ВНИИОЭНГ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. №5. - С.32-34.

15. Сафин С.Г. Исследования с целью подбора технологических жидкостей с оптимальными параметрами. - Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Сб. науч. трудов СибНИИНП. Тюмень, 1996. - С. 140-144.

16. Сафин С.Г. Технология кислотных обработок высокотемпературных пластов. - Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Сб. науч. трудов СибНИИНП. Тюмень, 1996. - С.145-149.

17. Сафин С.Г. Проектирование кислотного воздействия на призабойную зону пласта с учетом коррозионной активности среды. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ Защита от коррозии и охрана окружающей среды, 1996. №8-9.-С. 13-15.

18. Сафин С.Г., Кутырев Е.Ф. Условия и методы повышения эффективности обработок призабойных зон скважин. - Нефтяное хозяйство. 1996. №10. -С.32-34.

19. Сафин С.Г., Белоногов В.В. Некоторые особенности геологического строения продуктивного пласта БС-10-2 Крайнего месторождения. -М.: ВНИИОНГ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. №12. - С.2-5.

20. Сгфин С.Г., Гафиуллин М.Г., Макеев Г.А. Особенности разработки Крайнего месторождения. - М.: ВНИИОНГ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997. №2. - С.13-15.

Патенты

21. Патент РФ №2042798 Жидкость глушения для ремонта скважин Сафин С.Г. и др. БИ №24 от 27.08.95.

22.Патент РФ №2042807. Способ обработки призабойной зоны. Сафин С.Г. и др. БИ №24 от 27.08.95.

23.Патент РФ №2065950 Способ кислотной обработки продуктивного пласта. Сафин С.Г. и др. БИ №24 от 27.08.96.

24.Патент РФ №2077666. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. Сафин С.Г. и др. БИ №11 от 20.04.97.

25.Патент РФ №2077667. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. Сафин С.Г. и др. БИ №11 от 20.04.97.

Соискатель

Сафин С.Г.