автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Создание методов прогнозирования и предотвращения солеобразования при разработке нефтяных месторождений с технологиями повышения нефтеотдачи

Актуальность проблемы

Проблема солеобразования связана е заводнением залежей нефти, являющимся основным методом их разработки. За счет заводнения обеспечивается более 90% извлекаемой из недр нефти. Проблема может усугубляться с применением технологий наиболее полного извлечения нефти из недр, особенно с использованием химреагентов, стимулирующих процесс солеобразования. ■

Накапливаясь в эксплуатационных колоннах скважин, на поверхности глубинно-насосного оборудования и в системах внутрипромысло-вого сбора и подготовки нефти солевые отложения приводят не только к большим материальным затратам по их удалению, но и к значительным потерям в добыче нефти. Если затраты на капитальный ремонт от солеот-ложений и связанных с ним последствий одной вертикальной скважины достигают до 20-30 тысяч долларов США, то образование солевых осадков в горизонтальной части ствола горизонтальных и разветвленно-горизон-тальных скважин, стоимость которых в 2-3 раза выше стоимости вертикальных, может приводить к их потере.

Основным направлением борьбы с отложением солей при добыче нефти должно быть их предупреждение, как постоянно действующая мера на основе оптимальных технологических решений, что требует научно-методических обобщений, системного подхода в решении столь сложной многогранной проблемы с учетом геолого-физических условий залегания нефти и особенностей разработки месторождений р применением современных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Цель работы.

Научно-методическое обоснование и создание методов и систем . атизированного прогнозирования и предупреждения осадкообразова-;комплекса солей при разработке и эксплуатации нефтяных месторо-; 1'ий на суше и на море с применением современных технологий ышения нефтеотдачи пластов.

Основные задачи исследований

•Изучение влияния природных и геолого-промысловых факторов на процесс солеобразования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений с заводнением.

•Разработка и опробование методов прогнозирования комплексного солеобразования на основе численного моделирования и компьютеризации расчетных процессов.

•Анализ и прогноз процесса солеобразования по фактическим данным при промышленном применении методов увеличения нефтеотдачи пластов.

•Комплексное исследование щелочного воздействия на нефтяные пласты с учетом процесса солеобразования.

•Создание автоматизированной системы предупреждения осадкообразования комплекса солей при добыче нефти.

•Установление особенностей освоения трудноизвлекаемых глинистых и гранитоидНых коллекторов нёфти при высоких пластовых температурах в условиях моря, влияющих на процесс солеобразования.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в работе задачи решались на основе классических представлений растворимости солей в водном растворе электролитов применительно к естественным условиям вытеснения нефти, ее подъема и внутрипромыслового сбора, лабораторными и промысловыми методами исследований. При анализе и обобщении использовались результаты, полученные стандартными методами. Широко использовались методы математической статистики, гидрохимии, системного анализа.

Научная новизна

Установлены закономерности насыщения пластовых вод солями месторождений Урапо-Поволжья с учетом их возраста, показывающие, 'что при обводнении добывающих скважин пластовыми водами девона и карбона солеобразований не-происходит.

Исследовано влияние природных и технико-технологических факторов на солеобразование при заводнении залежей нефти, позволившее установить, что на различных стадиях их разработки происходит перегруппировка факторов, способствующих процессу отложения солей с изменением интенсивности их действия. Интенсивность солейбразования снижается с применением активных систем воздействия на пласт и при заводнении с повышенным давлением нагнетания.

Выявлено, что выпадение неорганических солей в наиболее проницаемых (трещиноватых) элементах пласта-коллектора носит избирательный характер, способствующий выравниванию его неоднородности и снижению темпов обводнения добывающих скважин. Данное явление послужило созданию целого ряда технологических решений с внутриплас-товым осадкообразованием с целью наиболее полного извлечения нефти из недр.

Выполнен комплекс исследований щелочного воздействия на пласт, как метода повышения нефтеотдачи, включающий влияние свойств нефтей, пластовых вод, глинистости пород-коллектора и его неоднородности; изотермические исследования межфазного натяжения на границе нефть-растворы щелочей для более чем 80 залежей в различных нефтедобывающих регионах; термошахтный способ извлечения тяжелых нефтей с использованием щелочей; осадкообразования и их регулирование при щелочном заводнении залежей малоактивных нефтей.

На основе численного моделирования разработана система автоматизированного прогнозирования и предупреждения осадкообразования комплекса солей с учетом динамики термобарических условий и смешения химически несовместимых вод с высаливающим эффектом на всем пути технологического процесса добычи нефти с оптимальным подбором ингибиторной защиты скважин и оборудования.

Впервые оценены и обобщены масштабы и объемы внедрения термических, физико-химических и газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала их применения по стране с учетом охвата запасов нефти воздействием на основе разработанной методики.

Выявлены особенности освоения трудноизвлекаемых глинистых и гранитоидных коллекторов нефти морского шельфа, в условиях высоких температур и еолеобразования.

Практическая значимость работы

На основе собственных научных и промысловых исследований процесса еолеобразования при добыче нефти, анализа и обобщения опыта промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при разработке отечественных и зарубежных нефтяных месторождений созданы и внедрены:

•Автоматизированная система прогнозирования и предупреждения комплексного еолеобразования при добыче нефти (впервые).

Способы оперативного контроля за отложением солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании.

•Комплекс технологических решений по повышению нефтеотдачи пластов в условиях еолеобразования. (A.c. 929820).

•Методика промысловых исследований щелочного воздействия на пласт с целью повышения нефтеизвлечения.в условиях еолеобразования.

•Методика определения охвата залежи воздействием методов повышения нефтеотдачи пластов.

•Информационная система с автоматизированной обработкой данных промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях еолеобразования.

Результаты исследований соискателя внедрены на месторождениях Урало-Поволжья (Самарская и Оренбургская области), Западной Сибири (Урайнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз), Анголы (месторождения Кабинды) и морского шельфа юга Вьетнама

Апробация работы

Основные результаты и положения работы представлялись и докладывались на Всесоюзном семинаре руководящих работников нефтедобывающей промышленности в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина (г.Москва, октябрь 1972 г.); на Всесоюзном семинаре по разработке нефтяных месторождений во ВНИИнефть (г.Москва, июнь 1975 г.); на научно-техническом семинаре "Основные направления создания оборудования для новых технологических методов увеличения нефтеотдачи пластов" (г.Казань, октябрь 1977 г.); на Всесоюзной научно-технической конференции (г.Тюмень, 1977 г.); на научно-технической конференции "Проблемы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии" (г.Альметьевск, 1978 г); на Франко-Советском сипозиуме "Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов" (г.Париж, декабрь 1980 г.); на семинаре British Petroleum Со. "Повышение нефтеотдачи пластов и подготовка воды для заводнения" (г.Москва, март 1984 г.); на научном семинаре по освоению шельфа Анголы (г.Луанда, 1989 г.); на Международной научной коференции "Нефтегазовая промышленность Вьетнама - 20 лет развития и перспективы" (г. Ханой, сентябрь 1995 г.); на научной конференции, посвященной 15-летию со дня создания СП "Вьетсовпетро" и 10-летию получения первой тонны нефти (г.Вунг-Тау, июль 1996 г.); на научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина (г.Москва, январь 1999 г.); на 1У Международной конференции "Новые идеи в науках о Земле", посвященной 275-летию Российской Академии наук (г.Москва, апрель 1999 г.).; на отраслевых совещаниях и технических советах производственных объединений.

Публикации

По теме диссертации соискателем опубликовано 85 печатных работ и изобретений, в том числе 5 научно-технических брошюр, учебное пособие, монография.

Структура и объем работы

Диссертация выполнена по совокупности опубликованных работ соискателя в виде научного доклада. Научный доклад состоит из общей характеристики работы, введения, краткого изложения основных защищаемых положений, заключения и списка основных опубликованных работ по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Проблема солеобразования при добыче нефти является осложняющим фактором и практически нет ни одного из нефтедобывающих регионов- страны, где бы данная проблема не проявилась, но набольшее распространение она получила на месторождениях Урало-Поволжья, в том числе таких крупных регионов как Татария и Башкирия, и на месторождениях Западной Сибири, Северного Кавказа. Например, в период интенсивной добычи нефти бывшего СССР (конец 70-х начало 80-х годов) около 40% объектов нефтедобычи были подвержены процессу солеобразования. Доля солеобразующих скважин относительно общего солевого фонда на месторождениях одной лишь Башкирии достигала до 30%, а среднегодовой темп роста фонда солеобразующих скважин в важнейшем нефтедобывающем регионе - Западной Сибири превышал на 20-30%, чем в остальных районах страны [1,47].

В современных условиях нефтедобычи в стране, когда вырабатываются старые месторождения и растет доля трудноизвлекаемых запасов нефти, освоение которых требует высокоэффективных технологий разработки с повышенными требованиями к охране к окружающей среды проблема солеобразования требует комплексного решения.

Проведенный на основе публикаций и экспертных оценок анализ степени изученности проблемы при добыче нефти показал, что при всей ее значимости нет оптимальных решений [45]. Слабо изучены методы выявления причин и условий солеобразования применительно к конкретным месторождениям с учетом особенностей их геологического строения и разработки, что является сдерживающим фактором комбинированного применения существующих в отечественной практике нефтедобычи экономически эффективных методов борьбы с отложением неорганических солей. Получивший распространение ингибиторный способ защиты нефтяных скважин и оборудования от отложения солей все еще остается дорогостоящим. Отсутствуют надежные методы прогнозирования комплексного осадкообразования солей. Практически не изучается проблема в связи с применением и тенденцией развития современных технологий повышения нефтеотдачи пластов, обработки призабойных зон скважин, особенно на основе использования низкостоимостных рабочих агентов вытеснения нефти [37,39,84].

Требуется компьютеризация расчетных процессов по предупреждению осадкообразования комплекса солей на основе численного моделирования, что - позволяет осуществлять поиск и изучения принципиально новых методов, способствующих нефтевытеснению и предупреждению солеобразования

Свой вклад в решение проблемы солеобразования при добыче нефти внесли многие иследователи - Д.М.Агаларов, О.К.Ангелопуло Ю.В.Антипин, И.З.Ахметшина, В.Н.Ахметов, К.Б.Аширов, В.М.Балакин, С.Б.Вагин, М.Д.Валеев, А.Г.Габдрахманов, Ю.П.Гаттенбергер, Ш.К.Гйматудинов,

A.А.Глазков, В.И.Гусев, Н.И.Данилова, Р.Н.Дияшев, Дунюшкин И.И. Л.Т.Дытюк, Н.М.Дятлова, А.А.Емков, О.Т.Золоев, Л.Х.Ибрагимов,

B.К.Ким, Г.В.Кострюков, Р.И.Кузоваткин, С.Ф.Люшин, Л.Б.Лялина, Р.А.Максутов, И.Л.Мархасин, Ю.В.Маслянцев, Ф.Н.Маричев, С.А.Михайлов, И.Т.Мищенко, Л.К.Мухин, А.Ю.Намиот, Д.С.Однорог, А.И.Пагуба, В.А.Панов, Г.Н.Позднышев, Ф.М.Саттарова, Р.Х.Самакаев, А.Ш.Сыртла-нов, В.П.Ташлыков, В.П.Тронов, Э.М.Халимов, М.Х.Хуснуллин, Л.А.Чернобай, А.И.Чистовский, П.М.Южанинов, L.E. Davis, L.C. Case, J.E. Oddo, A.G. Ostroff, H.A. Stiff, M.B. Tomson, Ch.C.Templeton, O.J. Vetter и.др.

Вклад в изучение и решение практических вопросов повышения нефтеотдачи пластов в условиях солеобразования внесли отечественные исследователи - Т.А.Бурдынь, Л.Н.Бученков, ГГ.Вахитов, С.П.Верес, В.Е.Гавура, А.Т.Горбунов, В.В.Девятов, С.А.Жданов, Ю.В.Желтов Ю.П.Желтов, Г.З.Ибрагимов, Н.Г.Кубагушев, А.С.Кувшинов, Б.И.Леви, Л.В.Лютин, Б.М.Лейберт, Г.Е.Малофеев, В.Г.Михневич, Р.Г.Мухтаров, В.И.Назаров, Э.М.Симкин, М.Л.Сургучев, Т.Д.Фадеева, Н.И.Хисамут-динов, Н.И.Юркив и другие.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН И УСЛОВИЙ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наиболее распространенными типами солей, выпадающих при заводнении залежей нефти являются сульфатные (СаБОд - ангидрит, Са804 * 2Н20 - гипс, Ва504 - барит, 8гБС>4 - целестин, 1У^804 - сульфат магния) и карбонатные (СаС03 - кальцит, М§С03 - магнезит). Реже выпадают хлористые соли и другие.

С включением неорганических (кремнезем, продукты коррозии и пр.) и органических (остатки продуктов нефти) компонентов солевые осадки образуют сцементированные трудноудаляемые отложения, а осадки солей барита и целестина практически не удаляемые.

Успешность предотвращения образования неорганических солей, как наиболее эффективная мера борьбы с их отложением при добыче нефти зависит от знания причин и условий солеобразования, которые определяются как природными, так и технологическими факторами в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

2.1. Природные и геолого-промысловые причины образования солей [1,2,4,10,15,16,17,22,23]

Основным источником выпадения неорганических солей при добыче нефти являются поступающие при обводнении нефтяных скважин воды, насыщенные солями. В результате термобарических изменений (давления и температуры) и при смешении химически несовместимых вод из пересыщенных солями растворов происходит выпадение осадка.

Причины насыщения вод солями различны и разнообразны. На формирование химического состава попутнодобываемых с нефтью вод большое влияние оказывают подстилающие залежь пластовые воды. Представляет практический интерес знание закономерностей распределения в них солеобразующих компонентов, что изучалось на примере нефтяных месторождений Урало-Поволжья, где наибольшее распространение получило отложение сульфатных солей, в частности сульфата кальция [16].

Для каждой залежи по наиболее достоверным глубинным пробам воды, отобранных в различных частях структуры, определялись наиболее распространенные солеобразующие компоненты. Было выявлено, что с возрастом нарастает общий фон дефицита насыщения пластовых вод сульфатом кальция. По сравнению с пластовыми водами, подстилающими залежи девона, воды карбона и пермских отложений были неоднородны по степени насыщения сульфатными солями, на что указывают коэффициенты вариации, V = 64 % для вод карбона и V = 66 % для вод пермских отложений.

Известно, что признаком несовместимости вод по отношению к сульфатно-кальциевым солям является наличие в одних водах высоких концентраций сульфат-иона, в других - содержание кальция.

Для пластовых вод по более чем 320 залежей нефтяных месторождений Урало-Поволжья была установлена зависимость концентраций сульфатного иона от содержания кальция (рис.2.1), что позволяет избирательно подходить к процессу заводнения продуктивных пластов.

Были установлены пределы соотношений солеобразующих компонентов, при которых с закачкой в залежь пластовых вод солеобразование не происходит [16,17].

Анализ и практика показали, что при обводнении добывающих скважин высокоминерализованными пластовыми водами, подстилающими залежи девона и карбона выпадение сульфатных солей не происходит. Выпадение сульфатных солей не происходит и при заводнении залежей пластовыми водами с преобладающим содержанием хлористого натрия.

В практике заводнения залежей нефти с целью нефтевытеснения распространена закачка в пласт пресных и слабоминерализованных вод. В результате внутрипластовых процессов и обмена с породой пласта-коллектора и пластовыми флюидами формируется промежуточный химический состав закачиваемых вод, способствующий солеотложению. В связи с этим методом статистического многофакторного анализа изучалось влияние геолого-промысловых факторов на степень насыщения попутно добываемых с нефтью вод сульфатом кальция [23].

Таблица 2.1: Зависимость насыщенности попутных вод гипсом

Тип коллектора т Уравнения регрессии Я с„ Р N

Карбонатный 0,2 Б = -184 + 29,3 СГ + 183,4 (80427Са2+) -0,066РПЛ + 33,37 Кпесч 0,91 37,6 5,41 50

2,0 1,62

Карбонатный 0,3 8 = -256,7 + 52,9(80427Са2+) +61,54СГ + 0,861Н + 134,418н 0,9 25,4 4,08 33

2,0 1,85

Карбонатный 0,5 8 = -28,75 + Ю9,9(80427Са2+) + 522,8Коп - 0,05Ь + 2,96СГ 0,75 11,9 2,97 50

2,0 1,62

Терригенный 0,2 Б = 1,02 + 1,72Н + 46,23(80427Са2+) + 1,928н 0,93 47,4 7,18 53

2,0 1,58

Примечание: Б - насыщенность вод сульфатом кальция, г/м^ Я -коэффициент корреляции; Р, (:„ критерии Фишера и Стьюдента, соответственно (в знаменателе приведены справочные значения при вероятности Р = 0.95); N - число исследованных скважин, т - кратность промывки, определяемая объемом нагнетания рабочего агента в долях от объема пор пласта.

В целях определения влияния промывки пласта при заводнении на солеобразование рассматривались различные стадии разработки залежей нефти. Приоритетность влияния определяющих факторов на насыщенность вод солями подтверждалось коэффициентами эластичности (табл.2.2).

На примере выше приведенных уравнений можно видеть, что на различных стадиях заводнения залежей нефти происходит перегруппировка факторов по степени их влияния на солеобразование. Так, на начальной Стадии обводненности залежей (т=0,2; т=0,3) определенное влияние оказывают такие факторы, как пластовое давление (РГ]Л., МПа) и неоднородность пласта (Кпесч - коэффициент песчанистости).

Таблица 2.2: Значения коэффициентов эластичности

Тип коллектора т §о42" Са2+ СГ р 1 пл Кпесч Коп Ь Н 8Н

Карбонатный 0,2 1,131 0,27 -0,134 0,054 - - -

Карбонатный 0,3 0,621 0,109 - - - - 0,077 1,734

Карбонатный 0,5 0,818 0,037 - - 0,465 -0,244

Терригенный 0,2 0,299 - - - - - 0,611 0,012

Примечание: Знак (-) показывает обратную зависимость между функцией цели и выделенным фактором.

На стадии интенсивного обводнения залежей (т=0,5) наряду с постоянно действующими факторами БО/'/Са2' (сульфатно-кальцевое отношение закачиваемых в залежь вод) и содержание в породе пласта-коллектора сингенетичного гипса (СГ,%) значение приобретает структурное положение скважин относительно внешнего контура нефтеносности (Ь,м). Отрицательное значение Ь связано с тем, что в условиях внутри-контурного заводнения изолированных залежей вода при продвижении к удаленным от нагнетания добывающим скважинам промывает пласт по более удлиненному пути, что способствует большему ее насыщению солями. Отсюда следует, что сокращение пути фильтрации может привести к уменьшению солеобразования.

На солеобразование влияют свойства нефти, на что косвенно указывает оптическая плотность нефти (Коп) и наличие в нефти серы (8Н,%). Этаж нефтеносности (Н,м) предполагает участие в процессе сульфато-образфвания погребенных вод.

Погребенные воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья имеют повышенную сульфатность и зонально тяготеют к сводовым частям структуры залежей [ 4 ].

Таким образом можно сделать вывод, что причины, влияющие на степень насыщенности вод солями, не однозначны и зависят не только от геологических особенностей месторождения, но и от стадии обводнения залежей.

2.2. Влияние технологических факторов на процесс солеобразования

20,22,24,26,33]

Наряду с природными факторами существенное влияние на солеоб-разование оказывают технологические.

На примере отложения сульфата кальция, как наиболее распространенного типа солеобразования при добыче нефти были рассмотрены причины и условия осадконакопления в нефтяных скважинах. Для исследований использовались более 50 добывающих скважин, отличающихся полнотой информации при эксплуатации в условиях солеобразования.

В качестве функции исследования была принята мощность гипсовой пробки (Н,м), накапливающеся в эксплуатационной колонне скважины за период от начала её обводнения до первой чистки. Степень насыщения вод солями, поступающих в скважину, определялась с учетом её забойных условий.

Было рассмотрено более 15 факторов, определяющих параметры работы скважины, её производительность, техническое состояние и конструктивные особенности, тип оборудования и другие. Расчетами на ЭВМ с последующим исключением несущественных факторов была получена зависимость:

Нг=8,042+0,7068+0,068АР-1,696у+0 ,219рв+5,109У-3,814Кпрод., где Б - степень насыщения поступающих в скважину вод сульфатом кальция,г/м"; ДР = Рнас. - Рзаб. - разность между давлением насыщения нефти газом и забойным давлением, МПа; V - скорость потока жидкости в эксплуатационной колонне скважины до приема подъемного лифта, см/сек; (^в - количество отобранной воды из скважины с начала её обводнения до первой чистки от гипсовой пробки, тыс.м^У - свободный объем в эксплуатационной колонне до приема подъемного лифта, м3 ; КПрод ~ коэффициент продуктивности скважины, т/сут/(МПа).

Уравнение имеет следующие статистические характеристики: II = 0,94 - коэффициент корреляции; Я2 = 0,88 - коэффициент множественной детерминации; ^ = 48 и Р = 8,28 - критерии, определяющие значимость коэффициентов множественной корреляции и уравнения регрессии соответственно. В данном случае расчетные значения и Р превосходят критические (справочные), соответственно 2,0 и 1,62 (при Р = 0,95), то есть значимы. Коэффициенты эластичности соответственно факторам равны ■Б = 1,02; ДР = (- 0,038); V = (-0,035); Кпрод = (-0,031); (}в = 0,02 и V = 0,114.

Полученные зависимости позволяют выделить три основные группы факторов, определяющих кинетику солевых отложений в скважинах.

К первой группе относятся факторы, характеризующие свойства пластовой системы в процессе закачки в залежь воды. Комплексным отражением внутрипластовых процессов является степень насыщения вод солями (Б).

Вторая группа факторов несет информацию о технологических особенностях системы разработки. В частности, параметр АР = Рнас. -Рзаб. определяет состояние разработки залежи с переходом на естественный режим истощения. Величины С?в, V, Кпр0д. характеризуют степень промывки пласта рабочим агентом при заводнении и активность системы воздействия.

Третья группа факторов определяет технические условия подъема жидкости по стволу скважины. Например, величина V показывает пропускную способность подъемного лифта, а величина V - глубину его спуска в скважину.

Анализ полученной модели позволяет сделать вывод о выборе системы заводнения и условий эксплуатации скважин. Развитие режима растворенного газа недопустимо, так как нарушается термодинамическое равновесие, что способствует интенсивному солеобразованию.

Увеличение скоростей потоков в фонтанном лифте снижает соле-образование, что обеспечивается в результате применения высокопроизводительных активных систем воздействия.

Техническими средствами профилактики солеобразования в скважинах могут служить уменьшение объёма колонны от забоя до приема фонтанного лифта и увеличения скоростей потока за счет спуска "забойных" хвостовиков.

Превалирующее влияние фактора насыщение вод солями (Б) показывает, что для предотвращения солеобразований в скважинах необходимо тщательно подходить к выбору источников нагнетания или производить соответствующую обработку закачиваемых в нефтяную залежь вод.

Изучалось влияние систем воздействия на солеобразование в скважинах [26]. Выбирался объект, характерными особенностями которого являлись гидродинамическая изолированность залежи от пластовой водонапорной системы; наличие одно- и трех-рядных систем расположения скважин и различная их удаленность от источников нагнетания; заводнение при различных давлениях нагнетания (от 6 до 10 МПа); постоянный длительный контроль за процессом солеобразования, что позволило отразить влияние систем воздействия на солеобразование при постоянных геолого-физических условиях залежи.

Было отмечено, что при увеличении числа рядов добывающих скважин степень насыщения вод солями растет, а минимальное её значение достигается при однорядной блоковой системе заводнения. При обводнении добывающих скважин, расположенных в разрезающих рядах нагнетания, что относится к элементам площадной системы воздействия с наибольшей активностью, отмечается дефицит насыщения вод солями.

Отмечено также, что динамика насыщения вод солями хорошо согласуется с динамикой средневзвешенного пластового давления в зоне нагнетания и темпом закачки воды в пласт, с ростом которых насыщенность вод солями снижается.

Был сделан вывод, который подтвердился на практике, что использование активных систем воздействия на нефтяной пласт в сочетании с повышенным давлением нагнетания способствует снижению солеобразования в скважинах.

2.3. Особенности солеобразования в нефтяных пластах и его влияние на нефтеотдачу [6,7,11,12-14,19]

Факт отложения неорганических солей в нефтяных пластах при их разработке отмечается многими исследователями, однако неоднозначность выводов о влиянии данного процесса на нефтеотдачу, по-видимому, обусловлена различными условиями и причинами.

В результате длительных промысловых исследований данный вопрос изучался в условиях залежей нефти с карбонатным типом коллектора при наличии широко развитой трещиноватости. Особенностью разработки подобных коллекторов с внутриконтурным заводнением является прогрессирующее обводнение добываемой продукции после прорыва закачиваемой воды по системе трещин. Как показывает опыт, предотвратить прогрессирующее обводнение добывающих скважин, а следовательно, повысить нефтеотдачу неоднородных трещиноватых пластов без проведения соответствующих технологических мероприятий практически невозможно.

Обводнение скважин в условиях солеобразования, расположенных в части пласта с повышенной трещиноватостью коллектора свидетельствует об интенсивном росте обводненности продукции с темпом 4 - 6 % в месяц только в начальной стадии обводнения. В дальнейшем, после достижения 30 - 40 % обводненности, происходит аномальное снижение ее в течение продолжительного периода времени - до трёх лет и более [6,7,11]. Такое явление при установившемся режиме движения жидкости в пласте объяснить довольно трудно, тем более для трещиноватого коллектора и нефтей повышенной вязкости, какими являлись исследуемые объекты.

Интересно отметить, что никаких изменений в технологии заводнения залежей не осуществлялось: закачка воды и отбор жидкости носили стабильный характер, что исключало влияние циклического воздействия на эффективность заводнения.

Как показал анализ геолого-промыслового материала, в том числе и кернового из скважин в зоне солеобразования, уменьшение темпа обводнения залежи было вызвано процессом избирательного осаждения гипса в наиболее проводимых для жидкости заводненных участках пласта, в первую очередь трещинах.

Положительное влияние избирательного осаждения гипса в обводненных, наиболее проводимых элементах пласта - трещинах подтверждается и результатами гидродинамических исследований по определению характера приемистости нагнетательных скважин (рис.2.2). а4 & <3 %% 11 РадиаактиВпый • каратам бмес. 12 мес. 18 мес. 24 мес.

520 930 н

Ш

3$9

960 970 980 930 * ИГ

Р" . ■ ' в—

0 = 125гЩ1 #=2Жм3/сут й=188г>/цг

Рис.2.2. Динамика изменения профилей приемистости нагнетательных скважин в период интенсивного солеобразования при заводнении коллекторов нефти с развитой трещиноватостью

Зохв - охват пласта воздействием по мощности; <3 - приемистость нагнететельной скважины)

Из рисунка 2.2 следует, что в результате отложения гипса в наиболее трещиноватых интервалах пласта 920-921 м и 922-925 м произошло смещение интервала приемистости в более однородную область коллектора, в интервалы 921-922 и 925-929 м. Другими словами, в результате выпадения гипса произошло повышение степени охвата пласта заводнением, приводящее к повышению нефтеотдачи.

Суммарный эффект от выравнивания неоднородности пласта при его избирательном загипсовыванйи оценивался путем сопоставления фактической и прогнозной динамики показателей разработки, что свидетельствовало о значительном сокращении объема закачиваемой воды, необходимого для достижения заданного уровня нефтеотдачи [6,11,12].

Однако, несмотря на положительное влияние избирательного осаждения гипса в пласте на охват его заводнением, выпадение солевых осадков в добывающих скважинах значительно осложняет добычу нефти [1214 и др.].

Таким образом, анализ результатов внутриконтурного заводнения неоднородных трещиноватых карбонатных коллекторов нефти позволил выявить, что наряду с осложнениями в скважинах, выпадение неорганических солей в наиболее проводимых трещинных элементах пласта-коллектора носит избирательный характер, способствующий выравниванию неоднородности пласта и снижению темпов обводнения добываемой продукции при заводнении.

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЁОБРАЗОВАНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В отечественной нефтепромысловой практике прогноз солеобразо-вания осуществляется относительно моносолей, однако для правильного подбора ингибиторной защиты скважин и оптимизации всей технологии предупреждения солеотложения важно знать комплексный состав возможных осаДков. Кроме того не учитывается динамика температуры, давления и изменение химического состава вод при их смешении с высаливающим эффектом, что не позволяет осуществлять автоматизацию прогнозных оценок на всем пути технологического процесса добычи нефти, когда при многочисленности обводненного фонда добывающих скважин и внутри-промысловых объектов обсчета требуются сложные гидрохимические расчеты. Необходим системный подход на основе численного моделирования. . .

3.1. Итерационное моделирование процесса солеобразования

66,81,83,851

При гидрохимических расчетах процесса солеобразования необходимо использование ряда констант и параметров, которые для различных термобарических условий определяются экспериментальным путем и не всегда достаточны для автоматизированных итерационных расчетов, так как отражают лишь отдельные, частные случаи.

Определяющим параметром, используемого в расчетах солеобра-зования является константа произведения растворимости солевого соединения при равновесном состоянии. На основе обобщений экспериментальных данных и численного моделирования для констант растворимости наиболее распространенных при добыче нефти солевых отложений в метрической системе единиц были получены зависимости от температуры, давления и солевого состава вод, которые могут быть алгоритмически описаны [83].

Расчеты процесса солеобразования усложняются с использованием при заводнении залежей с целью наиболее полного извлечения нефти из недр различных композиций химреагентов, в особенности на основе щелочного и углекислотного воздействия на пласт. В данном случае наряду с константами растворимости солевых соединений в модельных расчетах особую важность преобретают зависимости констант диссоциации угольной и уксусной кислоты. Как и для констант растворимости подобные зависимости также были получены в метрической системе единиц [85].

Сопоставление расчетов констант по полученным зависимостям с экспериментальными значениями показывает, что расхождения находятся в пределах точности аналитического определения, допустимой для практики.

В отличие от сульфатных солей на процесс образования карбонатов существенное влияние оказывает наличие растворенной в воде двуокиси углерода (С02), которая входит в расчеты осадкообразования карбонатных солей. Трудность возникает при непосредственном определении С02 в воде, поступающей из пласта на забой скважины, так. как это связано с отбором глубинных проб воды, что не всегда возможно. Предложенные А.Ю.Намиотом. методы для определения углекислоты в пластовой воде по содержанию ,С02 в пластовой нефти или газе газовой шапки с использованием констант фазового равновесия не могут быть использованы для копьютеризации итерационных расчетов, так как требуют экспериментальных; определений в системе "газ-нефть".

Исследованиями А.Ю.Намиота также показано, что с падением давления при движении воды с пластовой нефтью по стволу скважины количество выделившейся из воды С02 тем меньше, чем больше обводненность добываемой продукции и при ее достижении 20% не следует ожидать существенного влияния газа на достоверность расчетов растворенной в воде углекислоты. Поэтому при обводненности нефти более 20% в пределах допустимой погрешности весовое содержание углекислоты (С,;, г/л) в попутно добываемых с нефтью водах предлагается осуществлять с учетом общего давления (Р, МПа), температуры (Т, °С) и ионной силы раствора (¡д) по уравнению:

С^ =\%РСОг - 7,7 х Ю"2//0,5 - 5,9 х 10~2// - 1,055х 10~2 Г + 3,3 х 10"5Г2 - 1,87 х 10~3 .Р - 2,245-где Рщ - парциальное давление СОг в газе дегазированной нефти.

Уравнение получено на основе обобщений экспериментальных данных и исследований Дж.Е.Оддо и М.Б.Томсона (Хьюстон).

Таким образом, важность итерационного моделирования уже в том, что позволяет в автоматизированном режиме осуществлять контроль и регулирование процесса солеобразоования не только на всем технологическом пути добычи нефти, но и на всех этапах разработки залежей, что необходимо для практики.

3.2. Методика прогнозирования комплексного солеобразования при добыче нефти [9,58,63,65,66]

Проведенный сравнительный анализ применяемых в нефтепромысловой практике прогнозных оценок наиболее распространенных типов солеотложений сульфата и карбоната кальция показал, что общая тенденция сохраняется для расчетных методов, основанных на теории активности по растворимости неорганических соединений в водных растворах солей. Сравнения проводились с использованием уравнений Дебая-Гюккеля с поправкой Дж.Бренстеда и Э.Б.Штерниной, а также по методам Скил-мена - Мак Дональда - Стиффа, В.П.Зверева, В.А.Панова, А.И.Чистовского, Ю.П.Гаттенбергера, Д.М.Бриль и Р.А.Рашитовой для температуры 25°С [58,66].

Расчеты по прогнозным оценкам обычно сводятся к единому безразмерному показателю Б - коэффициенту насыщения, характеризующему отношение произведения фактической молярной концентрации солеоб-разующего катиона (К1+) и аниона (Ап") в воде к равновесной, постоянной при данной температуре и давлении (Ьк^Ап- константа произведения растворимости солевого соединения). Используются соотношения [КГ]х[Ап~]

5 =

-К/Ап где выпадение осадка соли фиксируется при Б>1, или [К1*]х[Ап] по выражению

5 = & где выпадение осадка соли

-'Шп соответствует значению Б>0.

При наличие растворенной в воде углекислоты прогнозные оценки выпадения карбонатных солей осуществляются с использованием равенства: тса съсц х К]

V „ где ш - фактическая концентрами ция ионов в воде, число молей на 1000 г воды.

Если используемые в равенстве константы диссоциации угольной кислоты первой и второй ступени (Кь Ки) и произведение растворимости

СаС03 при равновесном состоянии (^саго,), могут определяться по результатам численного моделирования [83,85], то коэффициенты активности (у) солеобразующих ионов определяются экспериментально, что затрудняет компьютеризацию прогнозных оценок.

С целью упрощения и автоматизации итерационных расчетов образования карбонатных солей предлагается использовать обобщенную в метрической системе единиц зависимость, учитывающую динамику термобарических условий и изменения химсостава вод: , [Са2+1х[#С<Г]2 , ,,

5 = 1„ I-- 1,966// + 0,695// - 1,136 х 10"2//'

С02 ]в

- 2,887 x 10"4 7>05 + 1,565 x 10"3 Г + 2,925x 10'5 Т2

- 1,076 х 10"3 Р- 4,07 где Б - коэффициент насыщения карбонатом кальция; [Са2+], [ НСО'3 ] и [С02]в - мольные концентрации компонентов в воде, моль/л; Т- температура,°С; Р-давление, МПа; ц- ионная сила раствора.

Количественные соотношения между солеобразующими ионами карбонатных солей (С02, НСО3~ и СО2') могут определяться концентрацией в растворе водородного иона - величиной рН. Непосредственные замеры рН позволяют оценивать возможное выпадение карбонатных солей как при наличии, так и отсутствии газовой фазы в потоке, в связи с чем было составлено в метрической системе единиц следующее уравнение: 5 = \%(Са2*) х (НСО^) + рН+0,316/;+ 5,37 х 10~2//1,5 + + 2,335x 10"3 Г//0'5 +1,63x10"3Т + 6,11x10"-Т2 --7,04 х 10'3 Р-2,242 где (Са2+) и (НСОъ ) - соответственно весовые концентрации ионов, мг/л Данное уравнение удобно еще и тем, что в промысловой практике при химических анализах попутных вод, как правило, определяется гидрокарбонатный ион (НСО~).

На основании полученных и представленных выше уравнений, а также результатов итерационного моделирования [83,85] был разработан программный модуль автоматизированного прогнозирования осадкообразования комплекса солей. Комплексность осадка определялась последовательностью выпадения солей от менее к более растворимым по схеме связывания ионов:

Ва2+—>802"4, 8г2+—>802"4, Са2+->С02"3, М^-^СО^з, ^О2^ яНССГз

Са2+Ы , №+ ->802~4 , >8024, >СГ и т.д.

НСО"з)2 МС02"3

Например, при наличии в воде ионов бария (Ва+) или стронция (8г2+) после взаимодействия их с сульфат-ионом (504г") избыток последнего связывается с ионом кальция (Са2+) и так далее по схеме.

Результат прогнозирования

Месторождение: Участок (блок): Продуктивный пласт: Число анализов: 1 т Степень насыщения (в) Ингибитор п/п СКВ "с Вав04 вгвО« СаЭО,, СаСОз СНПХ 5306, ВРК,

1 1 25 1,06 1,06 1,65 1,35 СНПХ 5301

Диаграмма осадка солей

СаСОЗ 26%

21%

Состав раствора (мг-экв/л): рН=6.9,М=4168,а=2033,304=45.7,НС03=1.5.Са=412,Мд=172, Ыа+К=1483,вз=0.0023,3г=0.026, ГС=25

Рис.3.1. Пример автоматизированного прогноза осадка солей

Методика также учитывает долевое распределение смешиваемых вод в смеси, так как образование солевых осадков происходит в определенном диапазоне смешения химически несовместимых вод, что важно при расчетах. При некотором допущении для этих целей может использоваться метод гидрохимии, в частности формула а\ ~

100(/,-/2) объемная доля первой воды в смеси, %; 1ь 12и 1с - содержание иона в первой, во второй смешивающихся водах и в смеси, соответсвенно. Расчеты рекомендуется производить по наиболее устойчивым компонентам воды, например, хлор-иону, так как он не образует труднорастворимых соединений, редко адсорбируется коллоидными системами и не усваивается биогенным путем. Обычно используются средние значения объемов определяемой воды, вычисленных по данным нескольких устойчивых компонентов в смеси.

Суть реализации методики заключается в следующем. Заполняется для пластовой, закачиваемой в залежь и попутно добываемой с нефтью вод в мг-экв/л; число задаваемых определений. Запускается программа.

Результат выдается в табличном и графическом виде (диаграммы, графики), как это показано ниже на примере (рис.3.1).

3.3.Способы контроля солеотложения [8,9,19,21,25]

В нефтепромысловой практике часто приходится сталкиваться с наличием уже образовавшихся солевых отложений. Трудности раннего обнаружения солевых отложений обусловлены самим процессом эксплуатации объекта без его остановки, когда прямые замеры и визуальные наблюдения практически невозможны. Разработаны способы, позволяющие контролировать осадкообразование в действующих скважинах на основе косвенных показаний их эксплуатации.

В результате исследований и обобщения промыслового опыта выявлено, что для однотипных конструкций добывающих скважин между её производительностью и количеством накапливающегося в эксплуатацион

-Ь нои колонне осадка существует зависимость вида х = ау , что подтверждается на практике (рис.3.2). входной индентификатор, содержащий следующие необходимые показатели: температуру в °С (Т); давление в МПа (Р); ионный состав:

СГ ,НСО; ,Б024',Са2\Мё2+ ,(№г+ + К+),Ва2+ ,Бг2*,рН динамограмм работы штанговых скважинных насосов обусловлены в определенной мере такими явлениями, как неполное заполнение насоса жидкостью, срыв подачи насоса затрубным газом и др., чем сопровождается (наряду с другими осложнениями) также и процесс отложения в добывающих скважинах твердых неорганических, солей. Одновременно с анамольным характером очертания динамограмм появление солевых осадков в скважинах сопровождалась неуклонным снижением дебита жидкости и водонефтяного фактора [19.21].

При эксплуатации нефтяных скважин центробежными электронасосами (ЭЦН) появление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по снижению дебита скважины и резкому повышению динамического уровня. При отложениях твердых повышается до устья скважины.

Таким образом, предложенные способы в комплексе с другими показателями работы скважин и губиннонасосного оборудования позволяют осуществлять контроль за появлением неорганических солей уже на ранних стадиях их образования без проведения специальных промысловых работ и остановки скважин.

4. СОЛЕОБРАЗОВАНИЕ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Промышленное освоение методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), особенно связанных с использованием различных химреагентов и их композиций может стимулировать процесс солеобразования. В одних случаях это приводит к непроизводительному расходу рабочего агента, снижая его концентрацию, необходимую для вытеснения нефти, в других, способствует технологическим решениям по повышению нефтеотдачи пластов [31,36,46,79 и др.].

В связи с этим при применении МУН важно знать их влияние на прооцесс отложения солей. Кроме того возникает необходимость прогнозных оценок солеобразования на перспективу в пределах месторождения, группы месторождений и региона, что требует обобщений и определенных методических исследований по промышленному освоению МУН.

4.1. Методика оценки влияния МУН на солеобразование [61,64,69,70]

Задача решается на основе фактических данных опытно-промышленного испытания МУН, что позволяет учитывать природные факторы реальных пластов (литолого-фациальные, физико-геохимические, гидрогеологические и др.) и отражать внутрипластовые процессы, что нельзя сделать на искусственных моделях пласта в лабораторных условиях.

Суть в том, что устанавливаются закономерности изменения ионного состава попутно добываемых с нефтью вод от их минерализации как при обычном заводнении, так и с применением МУН. Используются данные по всему обводненному фонду добывающих скважин с учетом качества отбора проб воды и их химического анализа.

По выявленным статистическим зависимостям строятся так называемые прогнозные кривые насыщения вод солями. Использование компьютерной техники на основе разработанного программного модуля прогнозирования солеобразования [66,83] позволяет без существенных затрат времени производить определения по любому объему данных.

Проводилась сравнительная оценка влияния МУН на солеобразование по следующим объектам промышленного освоения: щелочного заводнения со средней концентрацией в растворе 0.6 % NaOH (III блок пласта П Трех озерного месторождения); ПАВ ОП-Ю средней концентрацией в растворе 0.1 и 0.03 % (соответственно опытный участок пласта БВ8 Самотлорского месторождений и менилитовая залежь Струтынского месторождения); растворов полимера средней концентрацией 0.1 % (месторождение Каламкас, пласт Ю-IV); концентрированной серной кислоты (Шагиртско-Гожанское месторождение, яснополянский надго-ризонт) [61,64]. Объекты различались длительностью разработки е применением МУН и информативностью.

В отличие от заводнения с ПАВ и полимерами заводнение с растворами щелочи наиболее способствует насыщению попутно добываемых вод карбонатом кальция и повышает вероятность выпадения осадков в нефтепромысловых коммуникациях на всех стадиях обводнения залежи (рис.4.1).

Рис. 4.1. Сравнительная оценка влияния методов увеличения нефтеотдачи на солеобразование

Обычное заводнение - 1,2,4,5; Заводнение с применением: 1', 4' -растворов щелочи и полимеров; 2',3' - ПАВ; 5' - серной кислоты. Б -степень насыщения вод солями, при Б>1 перенасыщение и возможно выпадение солей; X - минерализация вод).

Закачка в пласт растворов ПАВ несколько уменьшает степень насыщения попутно добываемых вод неорганическими солями и не увеличивает возможность осадкообразования, что объясняется проявлением их ингибирующих свойств (рис.4.1, кривые 2', 3').

Полимерное заводнение (закачка растворов ПАА) практически не влияет на степень насыщения попутно добываемых вод солями (рис.4.1, кривые 4', 4). Противоположное действие оказывает закачка алькилиро-ванной серной кислоты (АСК). Если при обычном заводнении попутно добываемые воды недонасыщаются сульфатом кальция (рис.4.1, кривая 5), то осуществление уже разовых закачек АСК приводит к перенасыщению вод данным соединением и выпадению в скважинах гипса (рис.4.1, кривая 5')- Подобное наблюдается и на месторождениях Татарии, где заводнение с серной кислотой с целью повышения нефтеотдачи получило широкое распространение.

В отличие от других химических реагентов, используемых для увеличения нефтеотдачи пластов, серная кислота содержит ионы £С>42 , что при наличии в воде ионов кальция, бария, стронция способствует отложению сульфатных солей.

Исходя из вышеизложенного при применении тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов (термозаводнение и внутрипластовое горение) в призабойной зоне скважин и в условиях пласта стимулируются отложения карбонатных солей, а в скважинах и в системе внутрипромыслового сбора, когда термоусловия ближе к поверхностным, преобладают условия для отложения сульфатных солей.

4.2 Методика определения текущих запасов нефти, вовлеченных в разработку с МУН [3,42]

Охват запасов нефти воздействием МУН определяет объем их промышленного внедрения, что важно для контроля и регулирования процесса разработки нефтяного месторождения, в том числе в условиях солеобразования.

Не всегда предоставляется возможным оперативно устанавливать, например, текущие геологические запасы нефти, подверженные воздействию МУН традиционными методами.

Разработана методика, позволяющая оценивать охват запасов нефти МУН с учетом реакции добывающих скважин на воздействие применяемого метода.

Подсчет в данном случае проводится в границах участка, прилегающего к нагнетательным скважинам с моментазакачки в них рабочих агентов - растворы химических веществ, пара, воздуха, газа, теплоносителей и др.

Границы участков предлагается определять по местоположению добывающих скважин, расположенных вокруг нагнетательных по любой системе размещения (площадной, рядной или нерегулярной) согласно схеме на рис. 4.2. По этапам воздействия эти границы изменяются скачкообразно, причем площадь участков от этапа к этапу увеличивается. 2 1 ° I 2\ 1 0 / ° 1 4 Ь ф | | * 1

1 —/ 1 • ' ' ■ 1 • ' П ° | -Г/!" . 1 3- 1 1 1

1 ' 1. 4 'Р -Л 1 I '. —1 1 1 * . 1 -с. о.-о-" О 1—>—о->

I о

Рис. 4.2. Схема определения текущих границ охвата запасов нефти для различных систем размещения скважин (А,Б,В,Г)

Границы: а - выделенных участков при подсчете запасов нефти; б - элементов размещения скважин. Скважины: в - добывающие, г - нагнета-тательные)

Первый этап воздействия характеризуется нагнетанием рабочего агента при отсутствии выявленной реакции на процесс в окружающих добывающих скважинах. В этом случае граница участков воздействия условно определяется ломанной линией, соединяющие точки, отстоящие от нагнетательной скважины на половину расстояния до добывающих скважин (при площадных и очаговых системах), или прямой линией на середине расстояния между нагнетательным и первым добывающим рядом (при рядных системах), что отражено на рисунке 4.2. Геологические запасы нефти на данном этапе рассчитываются в пределах выделенного ¡-го участка обычным объемным методом.

Второй этап воздействия характеризуется наличием одной или нескольких добывающих скважин, реагирующих на нагнетание рабочих агентов в процессе реализации МУН. На этом этапе границы скачкообразно переносятся за линию размещения ближайших добывающих скважин на половину расстояния до следующих (рис.4.2, линия 2). Геологические запасы рассчитываются в пределах всего участка, подверженного воздействию МУН, ограниченного линией 2, но умножаются на коэффициент реагирования (Кр), представляющего отношение числа реагирующих скважин к общему числу добывающих скважин на выделенном участке.

Третий этап воздействия возможен в очаговых и рядных системах, когда начинают реагировать добывающие скважины вторых рядов. Тогда границы участков переносятся скачкообразно за линию размещения скважин вторых рядов (рис.4.2, линия 3). При трехрядной системе размещения скважин граница проводится по линии стягивающего ряда.

Реакцию добывающей скважины на нагнетание рабочих агентов в процессе воздействия МУН можно устанавливать по изменениям следующих параметров: пластового давления, состава добываемой воды, дебита жидкости, обводненности продукции, дебита нефти и наличия в продукции скважин индикатора, закачиваемого с нагнетаемым агентом.

Для выделения реагирующих скважин необходимо наличие не менее двух факторов с устойчивыми изменениями в течение длительного периода. •

Если обнаруживаются отдельные добывающие скважины, не реагирующие на воздействие применяемого метода вследствие низкой продуктивности, то после проведения мероприятий по увеличению продуктивности их призабойной зоны они также могут быть причислены к реагирующим.

По мере увеличения числа реагирующих скважин коэффициент Кр будет возрастать и в пределе достигнет единицы.

Часто МУН применяются в процессе и после разработки залежи на естественном режиме или при заводнении. В этом случае воздействием может быть охвачена только часть начальных геологических запасов нефти, то есть остаточные запасы к началу применения МУН. Кроме того, необходимо учитывать возможные перетоки нефти через границу выделенного участка в результате несоответствия темпов отбора и закачки при заводнении [3]. В данном случае запасы определяются по формуле: п п п

Р — С? I нач ~ С? | н. ест. — С? 1 зак. / Р \ ж. зав.) Р 1 н. зав. 5 ¡=1 1=1 ¡=1 где <3 ( нач- начальные запасы нефти ¡-го участка, определяемые обычным объемным методом на основе принятых для залежи подсчетных параметров, т;

О 1 н ест. накопленная добыча нефти в пределах выделенных границ ¡-го участка на режиме истощения, т;

О | н зав , 0 ; ж зав. - соответственно накопленные добыча нефти и отбор жидкости в выделенных границах ¡-го участка за период заводнения (до применения МУН);

0 | зак - объем закачки воды при заводнении на 1 - м участке;

О (зак. / 0 1 ж зав." коэффициент, учитывающий перетоки нефти через выделенные границы участка. п - число подсчетных участков залежи.

Если (СМ зак. / С) | ж. зав. ) > 1, то некоторое количество нефти перетекло в соседние участки пласта; при (С) , зак. / С? \ ж. зав.) < 1 часть нефти притекло из соседних участков.

4.3. Анализ и обобщение промышленного применения МУН на основе информационных систем [40,41,44,50-57,59,62,68,71,74]

Систематизированный опыт промышленного применения МУН позволяет решать проблему солеобразования в перспективе, так как данное явление может проявляться практически при всех технологиях повышения нефтеотдачи пластов на базе заводнения залежей нефти. Вместе с тем постоянно увеличивающиеся объемы фактической информации об эффективности МУН и особенностях их реализации в различных геолого-физических условиях отечественных и зарубежных месторождений создает определенные трудности в ее анализе и обобщении и практическом использовании. В связи с этим при непосредственном участии автора была разработана автоматизированная система хранения и обработки информации [56,59], позволившая методически решить ряд практических вопросов по промышленному применению МУН [40,50,51,57,62].

В частности, на основе статистического анализа была разработана методика выбора эффективного МУН на участке освоения. По результатам опытно-промышленного применения МУН информационная система с помощью стандартных программ позволяет строить статистические многомерные модели. В качестве функции исследования используется показатель удельной эффективности (Эуд), характеризующийся дополнительной добычей нефти за счет применения метода на единицу затраченного реагента, т/т. (Эуд=£С)д0П н/ £<3реаг.> где = Х^ДОп.н - дополнительная суммарная нефть, добытая за счет метода; Е(Зреаг - суммарный расход реагента за период процесса). Данный показатель, обоснованный фактическим опытом, без предварительных трудоемких расчетов дает возможность оценивать масштабы применения методов с учетом их материально-технической обеспеченности, что важно при проектировании и планировании. Суть заключается в том, что по средним геолого-промысловым показателям участка с помощью уравнений регрессии определяют возможную удельную технологическую эффективность, с учетом которой рассчитываются затраты за срок применения МУН. Если затраты превышают реализацию дополнительно добытой нефти за счет МУН с учетом рыночных цен, то применение метода не рентабельно, то есть рентабельность должна отвечать условию: где П'7. - интегральный эффект по ¡-му МУН за весь период его реализации; В'т - результаты, полученные за весь период реализации ¡-го МУН; Р'г - затраты, связанные с использованием ¡-го МУН за данный период:-

На основе информационной системы был проведен сравнительный анализ, позволивший сделать выводы по совершенствованию системы разработки залежей нефти с применение термического воздействия на пласт, заключающиеся в том, что при переходе от нагнетания пара к закачке холодной воды для перемещения тепловой оторочки, а также при переходе с сухого-на влажное внутрипластовое горение показатели разработки объектов значительно улучшаются [50,51].

С использованием информационной системы впервые были определены масштабы и объемы опытно-промышленного применения МУН с начала их освоения в России и странах бывшего СССР [68] (см. рис.4.3).

П'г = (£.;. -/>/)->• шах

Рис. 4.3 Сопоставление объемов внедрения МУН (1 - по России; 2 - по регионам бывшего СССР, а) - охват запасов нефти б) - добыча нефти за счет

МУН

МУН б)

5. ЩЕЛОЧНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В УСЛОВИЯХ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ

Использование растворов щелочей в практике разработки нефтяных месторождений получило широкое распространение.

Особенность их в том, что на контакте с нефтью достигается снижение межфазного натяжения, способствующее нефтевытеснению. Происходит деспергирование нефти в пласте, снижающее подвижность вытесняющего агента, уменьшается вероятность его прорыва за счет неблагоприятного соотношения вязкостей, в результате повышается охват пласта заводнением, особенно в неоднородных коллекторах, снижается обводненность скважин и увеличивается нефтеотдача.

Эффективность нефтевытеснения в значительной мере обусловлена изменением характера смачиваемости пород коллектора. Коэффициент вытеснения нефти тем больше, чем больше степень гидрофильности пористой среды. За счет инверсии смачиваемости пород можно существенно достичь повышения нефтеотдачи, чему способствуют щелочные растворы. Исследованиями (Вагнер, Лич, Л.В.Лютий и др.) показано, что воздействием щелочными растворами характер смачиваемости пород реальных коллекторов нефти может меняться с гидрофобного на гидрофильный.

Применение щелочного заводнения значительно расширяется за счет использования при разработке залежи модификаций метода, в частности, щелочно-силикатного и с контролем подвижности (осадкообразование в пласте), а также использование щелочей в комбинации с другими технологиями МУН. Щелочные растворы используются при обработке скважин и их призабойной зоны.

В связи с мероприятиями по охране окружающей среды все попутно добываемые воды должны закачиваться обратно в пласт. При щелочном заводнении попутные воды могут использоваться для нагнетания без ущерба для эффективности нефтевытеснения, так как будут являться в той или иной степени щелочными, К тому же известно, что щелочные воды не способствуют коррозии оборудования.

Все, это предопределяет актуальность исследований в данном направлении.

5.1 Лабораторно - промысловый комплекс исследований [29,32,34,35,36,38,43,48,60,79]

На эффективность щелочного воздействия на пласт особое влияние оказывают свойства нефтей и пластовых вод, глинистость пород-кол-лектора.

Эффект снижения поверхностного натяжения на контакте нефть-раствор щелочи проявляется в ограниченном диапазоне концентраций реагента в растворе, с превышением которого межфазное натяжение воз-растает.По данным многочисленных исследований нефтей [30,35,48,60] было выявлено, что наиболее благоприятными для щелочного заводнения являются нефти с повышенным содержанием органических кислот, особенно нафтеновых, для которых достигается наименьшее значение межфазного натяжения на границе нефть-раствор щелочи, что можно видеть на рисунке 5.1,а. На рисунке 5.1 приведены результаты исследования для нефтей, содержащих от 0,3 до 2 % нафтеновых кислот [30,35].

При моделировании вытеснения данных нефтей щелочными растворами малой концентраций (0,1-0,2%) на кернах естественных пород эффективность достигалась на 10% выше по сравнению с обычным заводнением, что в дальнейшем подтвердилось промысловым опытом (месторождения Кюровдаг, Кюрсангя и др.).

На примере азербайджанских нефтей исследовалось влияние повьГшение температуры на снижение межфазного натяжения при действии растворов щелочей [35].

Было выявлено, что с ростом температуры до определенного предела величина поверхностного натяжения уменьшается, а затем несколько возрастает, но остается достаточно низкой при относительно высоких пластовых температурах (рис.5.1,6).

Данное обстоятельство Использовалось для выработки высоковязких нефтей на месторождениях Республики Коми [43,48]. а в

Рис. 5.1 Изотермы поверхностного натяжения ( и) на границе нефть-раствор ЫаОН а - в зависимости от концентрации, €N304- (Месторождения Азербайджана: Нижний отдел свиты продуктивной толщи - 1-калинская (КаС), 2-подкирмакинская (ПК), З-кирмакинская(КС), 4-надкирмакинская песчанная (НКП), 5-надкирмакинская глинистая (НКГ). Верхний отдел свиты - 6-баланханская, 7-сабунчинская, 8-сураханская). о-в зависимости от температуры, Т°С (1,2,3 - концентрации ШОН в растворе, соответственно, 0,1; 0,15 и 0,25%)

На снижение необходимой для вытеснения нефти концентрации реагента в растворе влияет высокое содержание в водах кальция и магния и глинистость пород-коллектора. Если непроизводительные потери щелочи за счет взаимодействия с ионами кальция и магния в пластовых водах можно свести к минимуму, например путем буферных оторочек не содержащих двухвалентных солей или путем анионных добавок и др., то влияние глинистой части пород-коллектора неизбежно.

В связи с этим было исследовано влияние растворов щелочи (ЫаОН) на нефтевытеснение из пористых сред с включением глинистых фракций монтморилонитового типа, отличающихся повышенной адсорбцией [29,34].

Для сопоставления на первом этапе проводились опыты по вытеснению нефти водой и раствором №ОН из пористых сред, не содержащих глинистых фракций.

Опыты показали, что для идентичных условий коэффициент нефте-вытеснения в безводный период практически не отличаются как при вытеснении нефти водой, так и раствором щелочи.

В водный же период он существенно возрос при вытеснении нефти раствором щелочи и составил на 11,4% больше, чем при вытеснении водой (33,2% против 21,8%), что говорит о преимуществе щелочного заводнения.

-С добавлением глин коэффициент нефтевытеснения при щелочномзаводнении пористой среды соответственно снижается. Так при содержании в пористой среде 25% глин он снижался на 12,7%. Однако, если сравнить эти данные с результатами вытеснения нефти пресной водой, то преимущество щелочного заводнения остается очевидным (рис. 5.2).

Наряду с опытами по влиянию глинистости пород на нефтевы-теснение при щелочном воздействии были проведены исследования по влиянию глинистости на расход рабочего агента.

На рисунке 5.2 показаны результаты исследования нефтевытеснения в зависимости от кратности промывки рабочим агентом пористой среды с различным содержанием глин. Можно видеть, что с увеличением глинистости пористой среды расход раствора щелочи для получения одинакового объема нефти резко возрастает. Например, для вытеснения 50% нефти из пористой среды с глинистостью 25% необходимо было прокачать объем щелочи в 7 раз больше, чем при глинистости 5%, т.е. от 0,6 до 4,2 порового объема.

В свою очередь при прокачке одного порового объема раствора ЫаОН через среду, без примеси глин вытеснялось свыше 56% нефти, содержащейся в модели. При тех же условиях вытеснения в объеме прокаченного раствора щелочи из пористой среды, содержащей 5 и 25% глин, было получено 54 и 40% нефти, соответственно.

Рис. 5.2. Зависимость коэффициента нефтевытеснения (?]) от кратности промывки (V) пористой среды с различной глинистостью

1- вытеснение нефти раствором №ОН из пористой среды без примеси глин; 2,3,4,5,7 - вытеснение нефти раствором 1ЧаОН из пористой среды с примесью глин, соответственно, 5,10,15,20 и 25%; 6-вытеснение нефти пресной водой из пористой среды без примеси глин)

Таким образом исследования показали, что малое содержание глин в породе-коллектора не столь влияет на нефтеотдачу, как на расход рабочего агента. Резкое влияние на нефтевытеснение начинает оказывать содержание в породе глин порядка 15-25%. С возрастанием содержания в породе глин количество реагирующей с ней щелочи увеличивается, что снижает необходимую концентрацию раствора. Кроме того, повышенная глинистость обуславливает и повышенную остаточную водонасыщенность пористой среды, что в свою очередь также разбавляет раствор щелочи. Снижение эффективной концентрации щелочи в растворе приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта.

Однако необходимо отметить, что кроме адсорбции химреагента глинами в пласте происходят десорбционные процессы. Поэтому выбор оптимальной концентрации реагента в растворе должен производиться в соответствии с составом пород и на основе экспериментальных исследований нефтевытеснения применительно к конкретным условиям.

Помимо лабораторных исследований при непосредственном участии соискателя метод щелочного воздействия на пласт исследовался в промысловых условиях результатом чего явился комплекс технологических решений, используемых на практике, в частности при разработке высоковязких нефтей [36,43,48], малоактивных нефтей в высокопроводимых промытых зонах пласта [31,32,38], при освоении низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях высоких температур [75,79,80].

5.2 Учет осадкообразования солей при щелочном воздействии на пласт [60,63,81-83]

Особенностью щелочного заводнения является образование при взаимодействии с пластовыми водами из 4-х возможных солевых соедине-— ний - СаС03, MgC03, Са(ОН)2 и Mg(OH)2 до 11 видов различных по качественному составу осадков (моно, двойных и тройных солей). Это обстоятельство используется при разработке технологий с внутрипластовым осадкообразованием с целью селективной изоляции дренированных водо-проводимых зон пласта и увеличения его охвата воздействием для повышения нефтеотдачи [32].

Для оптимизации технологического процесса щелочного воздействия на нефтяные пласты и обоснования рабочей концентрации реагента в растворе важной задачей становится учет и регулирование комплексного осадкообразования.

Вследствие медленного диффузионного характера смешения растворов и менее интенсивного процесса солеобразования в пористой среде, количество образующегося в свободном объеме солевого осадка можно рассматривать как максимальный вариант. Процесс солеобразования при смешении химически несовместимых вод в свободном объеме доступен математическому описанию, что позволяет с запасом "прочности" для практики количественно и качественно оценивать осадкообразование применительно к конкретным условиям разработки залежи.

В связи с этим расчеты осадкообразования комплекса солей при щелочном воздействии на пласт предлагается производить на основе итерационного моделирования с использованием критерия:

Ь= ехр[ (ац°'5+Ь|д+с|д''5+с1Т(а0,5+еТ+ГГ2+£Р+Ь)Ьп10], где Ь - произведение растворимости солей, соответствующее равновесному состоянию; р. - ионная сила раствора ; Т - температура, °С; Р -давление, МПа; а,Ь,сДе,^ и Ь - эмпирические коэффициенты по данным итерационного моделирования [83].

Для выпадения тех или иных осадков солей должно выполняться хотя бы одно из ниже приведенных неравенств:

1-а)*[Са2+]*(а[ОН"])2 > Ьса(ОН), (1-а)*[М§2+]*(а[ОЬГ|)2 >Ьмё(ощ, (1-а)*[Са2+]*а[С032"] > ЬсаШ3 (1-а)*[М§2+]* а[С032"] > Ьмёсо3, где а - объемная доля щелочного раствора в смеси; [са2+], [1^2+] - концентрация ионов в пластовой воде, г-ион/л; [ОН~], [С032~] - концентрация ионов в щелочном растворе, г-ион/л;

На основе компьютерной реализации был разработан программный модуль с визуализацией результатов. В зависимости от исходных данных ив диалоговом режиме модуль позволяет определять область выпадения осадка и его солевой состав, устанавливать динамику возможного осадкообразования в зависимости от термобарических условий , оценивать оптимальные расходы щелочного агента на солеобразование, что позволяет с учетом его взаимодействия с нефтью и породой пласта -коллектора обосновывать начальную концентрацию без ущерба для процесса нефте-вытеснения.

Для упрощения ввода исходной информации и решения задач используется интерактивный экранный редактор.

6. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНЙ [18,19,66,67,72,84]

Автоматизированная система представляет компьютеризированный модульный комплекс на основе разработанного автором методического комплекса и позволяет взаимосвязано решать задачи по предупреждению осадкообразования солей в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти. На рисунке 6.1 приведена структура и этапы реализации автоматизированной системы.

Рис.6.1. Схема автоматизированной системы предупреждения солеобразованш при добыче нефти и этапы ее реализации.

Выделяется три группы задач, которые приходится решать как непосредственно на действующих объектах (скважине, коммуникациях вну-трипромыслового сбора и подготовки нефти), так и при проектировании и анализе процесса разработки нефтяных месторождений. Каждая группа задач сопровождается специальным меню.

Особенностью действующих объектов является необходимость постоянного контроля за возможным осадкообразованием солей в процессе обводнения нефтяных скважин, что требует оперативности решения. Оценка возможного солеобразования по отдельным химическим анализам проб воды обычным расчетом - задача трудоемкая и длительная. Автоматизированная система обсчитывает сотни анализов в течение минут и позволяет прогнозировать возможное солеобразование по всему обводненному фонду добывающих скважин в различном диапазоне температур и давлений. Кроме того, она дает возможность получать не только численный результат, но и обобщать его в виде карт (схем) с выделением зон солеобразования различной интенсивности.

Следующими взаимосвязывающим этапом являются приоритетный подбор ингибиторов предотвращения отложения солей и технологии инги-биторной защиты скважины (объекта) на основе созданного банка данных. Последний содержит качественную и количественную информацию об ингибиторах отечественного и зарубежного производства.

Подбор ингибиторной защиты осуществляется на основе критериев, учитывающих комплексность осадка (долевой состав и тип солей), геолого-промысловые условия, свойства ингибирующих составов (совместимость с пластовыми водами, адсорбционно-десорбционную способность и прочее). Не выходя из системы, пользователь может получать полную информацию об ингибиторе, начиная от его свойств и кончая способом применения и хранения.

При разработке залежей и эксплуатации скважин возникает необходимость различных обобщений, анализа и решения многофакторных задач, связанных с процессом солеобразования, что возможно с помощью отдельных программ интегрированных с системой. База включает апробированные модели для решения таких задач, как многофакторный анализ причин и условий солеобразования, оценка влияния отложений солей на работу глубиннонасосного оборудования и эксплуатации скважин без их остановки, разделения отбора жидкости и закачки воды по многопластовому объекту, анализ влияния систем разработки на солеобразование, анализ процесса солеобразования при применении различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, оценка солеобразования в пласте и призабойной зоне скважин и др. [1,3,5,20,23,25,26,45,55,61,69,70].

Поскольку при всей многогранности проблема солеобразования в нефтяной практике недостаточно изучена и многие явления методически не обоснованы и алгоритмически не описаны, система создавалась с перспективой расширения и дополнения.

Система работает в диалоговом режиме, при необходимости с выдачей инструкций пользователю при ее реализации.

7. ОСОБЕННОСТИ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ

ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ

МОРСКОГО ШЕЛЬФА 174,76,77]

Необходимость изучения процесса солеобразования на начальном этапе освоения морских месторождений обусловлена спецификой их разработки с платформ и ограниченным сроком эксплуатации промысловых конструкций, что требует интенсификации добычи нефти уже на ранних стадиях. Необходимость использования при заводнении залежей нефти морской воды и композиционной обработки призабойных зон скважин в отличительной от континентальных месторождений фациальной обстановке способствует образованию новых типов солевых осадков, с которыми нет опыта борьбы в нефтепромысловой практике.

Проблема изучалась на примере уникальной в мире гранитоидной залежи кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр (Южный Вьетнам). Залежь массивного типа на глубине 3000-4000 м и более, с высокой пластовой температурой (до 140°С) и давлением (до 40 МПа). Этаж нефтеносности превышает 1200 м , нефть легкая (до 0,5 мПас), упруго-замкнутый естественный режим. Заводнение залежи начало осуществляться с закачкой морской воды в подошвенную часть массива.

Особенностью начального обводнения добывающих скважин фундамента в том, что попутно добываемые с нефтью воды имеют значительно меньшую минерализацию и отличаются по химическому составу от закачиваемой в залежь морской воды. Средняя минерализация морской воды составляет 32-33 г/л с повышенным содержанием магния (1,2-1,3 г/л) и сульфат-иона.

Поскольку подстилающая массивную залежь пластовая вода отсутствует следует предполагать, что на фронте вытеснения нефти образовывается вал из подвижной остаточной ("погребенной") воды, которая прорывается в добывающие скважины в начальный период их обводнения. В подобном случае солевые осадки как при нагнетании, так и отборе формируются за счет термобарических изменений без смешения вод. Проведенная в связи с этим оценка насыщения вод солями показала, что если в системе нагнетания в условиях низких температур возможно выпадение сульфатных солей, то в забойных термальных условиях скважин выпадают карбонатные соли.

Известно, что при определенных условиях перенасыщенные солями растворы могут оставаться стабильными, не проявляя склонности к осадкообразованию, что подтверждается практикой. К числу таких условий относятся: высокие и более или менее постоянные давления нагнетания (>/0 МПа); относительное постоянство анионно-катионного состава нагнетаемой в залежь воды; исключение смешения закачиваемых в залежь вод с пластовыми и другими химически несовместимыми растворами, включая химреагенты; высокие скорости подъема добываемой продукции и др. Все выше перечисленные условия отвечают ситуации при заводнении залежи фундамента на месторождении Белый Тигр.

Особенностью также является то, что разнообразный минеральный состав пород кристаллического фундамента в термальных условиях взаимодействуя с реагентами композиций, применяемых при обработке при-забойных зон скважин способствует образованию стимулирующих осадкообразование гелеподобных веществ. Например, традиционные соляно-кислотные обработки скважин фундамента на месторождении Белый Тигр приводят к образованию циолитовых осадков, как результат взамодейст-вия кислоты с силикатами кристаллических пород. Кристаллический массив фундамента на месторождении Белый Тигр представлен гранитами, гранодиоритами при подчиненном значении кварцевых диоритов с содержанием в последних от 40 до 60% плигиоклаза, который наименее устойчив по отношению к соляной кислоте.

Дело в том, что плагиоклазы содержат кальций и при их разрушении соянокислотными обработками в условиях закачки в залежь морской воды с повышенным содержанием магния может приводить к образованию доломитизированных осадков - Са1У^(СОз)2

Таким образом, исследования показали, что солеобразования при разработке залежей в породах кристаллического фундамента не однозначны и зависят как от состава пород-коллектора, так и способов воздействия при их освоении. При выборе технологий воздействия на пласт и приза-бойную зону скважин необходимы предварительные лабораторные испытания, приближенные к реальным промысловым условиям.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертационная работа носит комплексный характер и представляет обобщение результатов многолетних аналитических, методических и промысловых исследований автора в области борьбы с отложением солей при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений с заводнением, с применением технологий повышения нефтеотдачи пластов, в условиях морской добычи нефти, что является важной научно-технической проблемой. Научные разработки и технологические решения автора нашли успешное применение при освоении отечественных и зарубежных месторождений

Для публичной защиты выдвигаются следующие основные положения: ■

• Оценка причин и условий солеобразования по промысловым данным в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с использованием многофакторного статистического анализа.

• Результаты промысловых исследований внутрипластового отложения солей, показавшие, что наряду с осложнениями в скважинах солеобразо-вание в наиболее проводимых трещинных элементах пласта-коллектора носит избирательный характер, способствующий выравниванию неоднородности пласта и снижению темпов обводнения добываемой продукции, что послужило созданию целого ряда технологий с внутрипластовым осадкообразованием с целью повышения нефтеотдачи пластов.

• Методика автоматизированного прогнозирования и контроля осадкообразования комплекса солей с учетом термобарических условий и изменения химического состава вод, позволяющий осуществлять прогноз и количественный учет солеотложений на всем пути технологического процесса добычи нефти, от пласта, скважины до внутрипромыслового сбора и подготовки нефти.

• Методический комплекс по анализу и обобщению опытно-промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) в условиях солеобразования, включающий оценку влияния МУН на солеобра-зование, оценку вовлекаемых воздействием МУН текущих запасов нефти, выбор эффективного применения МУН на основе созданной информационной системы.

• Комплекс исследований щелочного воздействия на пласт, как метода повышения нефтеотдачи пластов в условиях солеобразования, включающий результаты исследований по влиянию свойств пород пласта-коллектора и пластовых флюидов на вытеснение нефти, технологию щелочного заводнения высоковязких нефтей в условиях высоких температур, результаты исследования щелочного воздействия на пласт и призабойную зону скважин с учетом особенностей залежей нефти морского шельфа, метод регулирования процесса солеобразования при применении технологий вытеснения нефти с осадкообразованием.

• Методика системного подхода к предупреждению солеобразования на основе численного моделирования, позволяющая в автоматизированном режиме осуществлять оптимальный подбор ингибиторной защиты скважин и оборудования и решать комплекс задач по анализу процесса солеобразования при разработке и эксплуатации залежей нефти.

• Результаты исследований солеобразования при освоении низкопроницаемых глинистых и гранитоидных коллекторов нефти морского шельфа, отличающихся высокотемпературными условиями ее залегания, низкой минерализацией пластовых вод по сравнению с закачиваемой в залежь для нефтевытеснения морской водой, особенностями морской добычи нефти.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Предупреждение солеобразования при добыче -нефти. - М.: Недра., 1985, монография 216 с.

2. Обработка данных химических анализов пластовых вод методом математической статистики. //Нефтепромысловое дело: НТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1969,- Вып.З,- С.18-20.

V 3. Выявление межпластовых перетоков нефти в процессе разработки продуктивных пластов. //Нефтепромысловое дело: НТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1970,- Вып.1- С.13-17.

4. Характер перемещения погребенных вод на нефтяных залежах в процессе разработки с внутриконтурным заводнением. // Нефтепромысловое дело: НТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1971,- Вып.2,- С.6-9. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.) 5. К вопросу изучения зональной неоднородности нефтяных пластов. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1971.-Вып.ХУ,- С.129-136. 6. О динамике обводнения и нефтеотдаче пласта А4 Якушкин-ского нефтяного месторождения. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1971.-Вып.ХУ,- С.191-208. (в соавторстве с В.Е.Гавурой и др.)

7. Особенности заводнения неоднородных коллекторов нефти в условиях образования осадков гипса. // Нефтепромысловое дело: НТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1971,- Вып. 10,- С.20-24. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым и др.)

8. Борьба с отложением гипса в скважинах при разработке нефтяных залежей. //Нефтяное хозяйство.-1971.-№11,- С.48-50. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

9. Прогнозирование и контроль за отложением гипса в скважинах в процессе разработки нефтяной залежи. // Нефтепромысловое дело: РНТС, М: ВНИИОЭНГ,- 1972,- Вып.5,- С.10-16.

0. Выявление изменчивости физических свойств пластовых неф-тей в пределах залежи с помощью многофакторного дисперсионного анализа. //Геология нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипро-востокнефть,-1973.-Вып.ХУП.- С.233-244.

77. Влияние выпадения гипса в нефтяных пластах на их разработку с внутриконтурным заводнением. //Разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1973.-Вып.ХУШ.- С.41-51. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым и др.)

72. Опыт борьбы с отложением гипса в скважинах на Якушкин-ском нефтяном месторождении. //Разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть,-1973,-Вып.ХУШ,- С.225-232. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

13. Предотвращение выпадения гипса в процессе разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области. //Нефтяное хозяйство.-1973.-№6.- С.56-60. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

14. Химические методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах. //Нефтепромысловое дело: РНТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1974,-Вып.4,-С.20-25. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

5. О методах борьбы с отложениями гипса при эксплуатации нефтяных скважин. //Нефтепромысловое дело //Труды Ин-та /Гипровостокнефть,- 1974.-Вып.ХХП,- С. 187-197. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

16. О влиянии пластовых вод на выпадение гипса в нефтяных скважинах. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды инта /Гипровостокнефть.-1974.-Вып.ХХШ,- С.211-216. (в соавторстве с К.Б.Ашировым и др.)

77. Исследование условий выпадения гипса и способов борьбы с его отложением в процессе разработки нефтяных месторождений. //Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Уфа,- 1973,-25 с.

78. Методы борьбы с отложением гипса при добыче нефти. //Обзор, информ. Серия Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ.-1975,- 35 с. (в соавторстве с Н.И.Даниловой)

79. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. //Обзор, информ. Серия Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1976,- 62 с. (в соавторстве с Л.Г.Дытюк и Др.)

20. Опыт регулирования заводнения на Дмитриевском месторождении нефти. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1976.-Вып.ХХУП,- С.32-37. (в соавторстве с Б.Ф.Сазоновым и др.).

27. Контроль за отложением неорганических солей в действующих нефтяных скважинах. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та/Гипровостокнефть.-1976.-Вып.ХХУП,- С.61-65.

22. Условия отложения гипса при обводнении скважин. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1976.-Вып.ХХУП.- С.65-67. . (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым).

23. Многофакторный анализ гипсообразования в процессе разработки нефтяных пластов. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.-1976.-Вып.ХХУП.-С.68-71. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым)

24. Особенности гипсообразования при заводнении нефтяных пластов. //Нефтепромысловое дело: РНТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1977.-Вып.6,-С.17-20. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым)

25. Методика разделения отбора жидкости и закачки воды по многопластовому объекту. //Нефтяное хозяйство.-1977.-№3.- С.31-33. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым)

26. Влияние систем воздействия на солеобразование в нефтяных скважинах. //ЭИ Серия Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ.- 1977,-Вып.10.- С.3-7. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым)

27. Состояние разработки и требования к оборудованию для закачки мицеллярных растворов, микроэмульсий, щелочей. //В сборнике: Основные направления создания оборудования для новых технологий методов увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: ЦИНТИХИМнефтемаш.

1977.- С.31-34. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

28. Отечественный и зарубежный опыт применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов. //В сборнике: Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии.-Альметьевск,- 1978.-С.48-53. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

29 Влияние глинистых пород на нефтевытеснение при щелочном воздействии на пласт. //Нефтепромысловое дело: РНТС, М.: ВНИИОЭНГ.

1978.- Вып.7.- С.3-5. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

30. Перспективы повышения нефтеотдачи при заводнении с применением щелочей. //Нефтяное хозяйство,-1978.-№9.- С.48-59. (в соавторстве с М.Т.Аббасовым и др.)

37. Результаты закачки раствора щелочи в пласт на Трехозерном месторождении. //Нефтяное хозяйство.-1978.-№12,- С.41-44. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

32. Разработка месторождений с применение щелочного заводнения. //Серия Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1979,- 55с. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

33. Эффективность интенсификации системы заводнения и увеличения нагнетания как метод повышения нефтеотдачи. //Геология и разработка нефтяных месторождений //Труды ин-та /Гипровостокнефть.

1979.-Вып.ХХХШ.- С.60-67. (в соавторстве с В.С.Ковалевым и др.)

34. Относительная проницаемость пористых сред с различной глинистостью при вытеснении нефти раствором щелочи. //Исследование методов увеличения нефтеотдачи пластов.//Труды ин-та /ВНИИ.-1979.-Вып.69.- С.68-72. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

35. Исследование процесса нефтевытеснения растворами щелочи применительно к месторождениям Азербайджана. //Исследование методов увеличения нефтеотдачи пластов. //Труды ин-та/ВНИИ.-1979.-Вып.69.-С.58-67. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

36. Термический способ извлечения нефти посредством шахт. //Патент №2420025 с приоритетом от 16 февраля 1979. (в соавторстве с В.П.Табаковым и др.)

37. Тенденция в развитии методов повышения нефтеотдачи пластов. //Нефтепромысловое дело: РНТС, М.: ВНИИОЭНГ.- 1980,-Вып.7.- С.32-35. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

38. Приготовление растворов и регулирование расхода реагента при щелочном заводнении нефтяных пластов. //Нефтяное хозяйство,-1980,-№10,- С.38-41. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

39. Состояние изученности методов повышения нефтеотдачи пластов. //Нефтяное хозяйство.-1980.-№11,- С.27-29. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

40. К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. //Совершенствование методов повышения нефтеотдачи пластов //Труды ин-та /ВНИИ.-1980,- Вып.71,- С.34-37. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым и др.)

41. Опытно-промышленные испытания методов повышения нефтеотдачи пластов. //Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов //Франко-Советский симпозиум. Париж,- декабрь, 1980. ( в соавторстве с Г.Г.Вахитовым и др.)

42. Определение охвата залежи воздействием методов повышения нефтеотдачи. //Геология нефти и газа.- 1981.- №4,- С.47-49. (в соавторстве с Н.Л.Раковским)

43. Термический способ добычи нефти. //Патент №1105379 с приоритетом от 21 июля 1981. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

44. Состояние опытно-промышленного испытания методов повышения нефтеотдачи пластов. //Нефтяное хозяйство.-1981.-№8.- С.25-29. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

45. О состоянии изучения проблемы солеобразования при нефтедобыче. //Методы повышения продуктивности скважин //Труды ин-та /ВНИИ,- 1981,- Вып.30- С. 10-15.

46. Способ термошахтной добычи нефти. //Патент №4283088 с приори-тетом от 11.08.1981. (в соавторстве с В.П.Табаковым и др.)

47. Состояние и пути решения проблемы солеобразования при добыче нефти. //Нефтепромысловое дело: РНТС, М.: ВНИИОЭНГ,- 1981.-Вып. 10,-С.28-31. (в соавторстве с В.Д.Москвиным.)

48. Термошахтная разработка нефтяного месторождения. //Авт. свид. №929820 с приоритетом от 21 января 1982. (в соавторстве с Л.Н.Бученковым и др.)

49. О необходимости дополнительного промышленного испытания методов увеличения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях. //Геология нефти и газа,- 1982.- №1.- С.3-7. . (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

50. Сравнительная оценка эффективности паротеплового воздействия на пласт. //Исследование новых методов повышения нефтеотдачи пластов //Труды ин-та /ВНИИ.- 1982,- Вып.80.- С.111-118. (в соавторстве с С.А.Ждановым и др.)

51. Об зффктивности разработки нефтяных месторождений тепловыми методами. //Нефтяное хозяйство.-1983.-№9,- С.39-43. (в соавторстве с Г.Г.Вахитовым и др.)

52. Промышленное испытание новых методов повышения нефтеотдачи пластов. //ОИ Серия Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.-1983.-Вып.23 (72).-92 с. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

53. Анализ и обобщение опыта промышленного испытания и применения методов увеличения нефтеотдачи пластов,- М.: ВНИИ, ГР 01.83.0052757.- 1983,- 220 с. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

54. Применение методов повышения нефтеотдачи пластов //Повышение нефтеотдачи пластов и подготовка воды для заводнения //Симпозиум British Petroleum Со,- Москва,- март, 1984. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.) ,

55. Результаты опытно-промышленных работ по увеличению нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. //В кн.: Совершенствование разработки нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ.-19894.- С. 151-157. (в соавторстве с С.А.Ждановым и др.)

5<5.Информационная система для методов повышения нефтеотдачи пластов. //Нефтяное хозяйство.-1985.-№9.-С.39-37. (в соавторстве с М.Л.Сургучевым и др.)

57. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов. //Исследование испытаний новых методов воздействия на пласт. //Труды ин-та /ВНИИ,-1985,- Вып.92.- С.15-21. (в соавторстве с С.А.Ждановым и др.)

58. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними. //Учебное пособие.- М.: ГНИ.- 1985.- 85 с. (в соавторстве с Ш.К. Гиматудиновым и др.).

59. Создание и внедрение банка данных геолого-промысловых и технологических показателей крупных объектов промышленного испытания методов повышения нефтеотдачи пластов по зарубежным месторождениям." М.: ВНИИ, №ГД 01.85.0060406,- 1985,- 128 с. (в соавторстве с С.А.Ждановым и др.)

60. Комплекс промысловых исследований методов щелочного заводнения. //ОИ Серия Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.

1986,- Вып. 17(124).- 44 с. (в соавторстве с А.Т.Горбуновым и др.)

61. Оценка влияния технологий применения методов повышения нефтеотдачи пластов на солеообразованйе. //Методы повышения нефтеотдачи пластов //Труды ин-та /ВНИИ.- 1986,- Вып.96,- С.146-154.

62. Выбор метода увеличения нефтеотдачи при разработке залежей нефти. /ЭИ Серия Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ.

1987,- Вып.7,- С.1-5. (в соавторстве с С.А.Ждановым и др.)

63. Методические рекомендации по прогнозированию соле-отложения при щелочном заводнении залежей нефти,- М.: ВНИИ.- 1987.20 с.

64. Оценка влияния методов увеличения нефтеотдачи на отложение солей. //Нефтяное хозяйство.-1988.-№5,- С.38-43.

65. Методика прогнозирования комплексного солеобразования и анализа фактических данных при разработке с заводнением Вынгапу-ровского и Новогоднего месторождений НГДУ "Заполярнефть",- М.: ВНИИ,- 1992.-25 с.

66. Автоматизированное прогнозирование комплексного солеобразования при добыче нефти. //Нефтяное хозяйство.-1993.-№3.- С.29-31.

61. Подбор ингИбиторной защиты скважин от солеобразования при добыче нефти. /НТЖ Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.-1993,- Вып.6-7,- С.21-23.

6%. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР //Нефтяное хозяйство.-1993.-№10.- С.16-20. (в соавторстве с В.П.Филипповым и др.)

69. Salt of the earth. //Oil and Gas, Central Asia the Caucasus.- Spring /994.-Vol.3 Number 7 - P.4-7.

70. Статистические закономерности изменения химсостава попутно добываемых вод при разработке залежей нефти. //Труды ин-та /ВНИИ,- 1995,-№121.

11. Перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НРА. //Труды ин-та/ВНИИ,- 1995.-№121.

72. Автоматизированная система для предупреждения солеобразования при добыче нефти: //Нефтяное хозяйство.-1995.-№9.- С.35-37.

73. Evalution of Stimulation Effects on Oil Recovery in White Tiger Field. //Vietnam Oil and Gas Industry 20 year development and prospects.- Ha Noi.- September.- 1995,- P.31-40. (в соавторстве с Т.К. Тай и др.)

74. Системный подход к интенсификации добыче нефти в условиях моря. //Нефтяное хозяйство.- 1995.-№11,- С.19-21. (в соавторстве с Ю.В.Маслянцевым и др.)

75. Особенности интенсификации притока нефти из низкопроницаемых глинистых коллекторов залежи олигоцена месторождения Белый Тигр. //Тезисы докл. научной конференции. - Вьетнам, Вунг-Тау.-июль, 1996. (в соавторстве с Ч.Л.Донг и др.)

16. Изменение подготовки воды в системе ППД на месторождении Белый Тигр путем исключения ингибитора солеобразова-ния.//Удостоверение на усовершенствование № 516 с приоритетом 20 апреля 1996 г. , СП "Вьетсовпетро" в соответствии с Постановлением Правительственного совета No 31-СР.- Вьетнам, Вунг-Тау.-1996. (в соавторстве с В.В.Донцовым, Ч.Н.ШаномД. Лойем и др.)

77. Автоматизированный подбор технологий воздействия на призабой-ную зону пласта в условиях нефтяного месторождения Белый Тигр. //Тезисы докл. научной конференции. - Вьетнам, Вунг-Тау- июль,

1996. С.94-95. ------\

78. The Complex Method of Evaluation of Bed Stimulation Effects in the Conditions of White Tiger Field. //Culture and Information Publishing House Ha Noi - 1997. - p.229-240 (в соавторстве с Ф.К.Нгок и др.)

79. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр. //Нефтяное хозяйство.

1997.-№8.- С.13-15. (в соавторстве с Ч.ЛДонг и др.)

80. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфа Вьетнама. //Нефтяное хозяйство.

1998.- №9 - 10,- С.21-24. (в соавторстве с А.Я.Хавкиным и др.)

81. Количественная оценка солеобразования в призабойной зоне пласта (на основе методов математического моделирования). //Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России.-Тезисы докладов научно-технической, конференции, посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. акад. И.М.Губкина. - М.-1999.-С.50-51.

82. Контроль солеобразования при добыче обводненной нефти. //Новые идеи в науках о Земле,- Материалы 1Y Международной конференции, посвященной 275-летию РАН.-М.- апрель 1999.

83. Итерационное моделирование комплексного солеобразования при добыче обводненной нефти.//Нефтяное хозяйство.-1999.- №9.-С.38-41.

84. Проблема,которая остается. //Нефть России. - 1999.-№11.

С.84-86.

85. Регулирование процесса кальцитообразования при добыче нефти на основе компьютерного моделирования.//Нефтяное хозяйство.

1999.- №12.- С.35-37.

Соискатель

В.Е.Кащавцев