Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах

Краткое описание

Содержание
Введение... 3

1. Обзор методов и технологий ограничения водопритока в добывающих скважинах... 7

1.1. Причины обводнения скважин... 7

1.2. Современные методы и технологии ограничения водоприто-

ков... 8

1.3. Эффективность методов ограничения водопритока на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз»... 19

1.4. Постановка задач исследований... 32

2. Лабораторные исследования гелеобразующих составов на основе полиакриламида и фенолоспирта... 34

2.1. Выбор компонентов гелеобразующего состава... 34

2.2. Исследование времени гелеобразования составов... 35

2.3. Исследование реологических характеристик составов... 44

2.4. Выводы... 49

3. Испытание гелеобразующих составов на установках физического моделирования пластовых условий... 52

3.1. Методика и условия проведения исследований... 52

3.2. Результаты фильтрационных исследований составов... 56

3.3. Выводы... 68

4. Выбор участка и скважин для проведения опытно-промысловых испытаний разработанной технологии... 70

4.1. Выбор участка и скважин... 70

4.2. Опытно-промысловые испытания... 82

4.3. Выводы... 101

Основные выводы и результаты... 103

Список использованых источников... 106

Приложения... 120
Введение

Введение

Актуальность проблемы

На протяжении последних десятилетий одной из острых проблем нефтедобычи является ограничение попутно добываемой воды. Прорывы закачиваемой воды при реализации интенсивных систем разработки заводнением ведут к образованию целиков нефти за фронтом вытеснения и неполному охвату процессом заводнения малопродуктивных разностей пласта. В неоднородных пластах первоочередной выработке и обводнению подвергаются наиболее проницаемые интервалы, характеризующиеся меньшим начальным градиентом давления при движении жидкости. Эти же интервалы чаще всего являются путями полного обводнения скважин, когда менее проницаемые прослои остаются невыработанными, а на участке продуктивного пласта еще сосредоточены значительные извлекаемые запасы нефти.

В процессе разработки пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения, характеризующегося высокой расчлененностью и послойной неоднородностью, происходит преждевременное обводнение добывающих скважин в результате прорыва нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам верхнего пласта БСКЬ- Современные методы повышения нефтеотдачи пластов и ремонтно-изоляционных работ (РИР) не приводят к существенному снижению обводненности продукции, ограничению попутно добываемой воды и увеличению добычи нефти в условиях пласта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Традиционно применяемые технологии имеют низкую успешность и технико-экономическую эффективность. Необходимы новые подходы к решению данной проблемы, в частности, в условиях неоднородного пласта БСКЬ+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Без этого невозможно достичь запланированной добычи нефти на участках, где произошел преждевременный прорыв нагнетаемой воды, но имеются значительные остаточные извлекаемые запасы, которые могут быть потеряны, или в дальнейшем для их извлечения потребуются большие ресурсы и за-

4

траты. Учитывая реально сложившуюся ситуацию, можно прийти к выводу, что только применение новых способов РИР позволит ограничить объемы попутно добываемой воды и увеличить нефтеотдачу пластов.

Цель работы: разработка технологии болыпеобъемных закачек геле-образующих составов с регулируемыми реологическими свойствами, позволяющей эффективно изолировать несколько высоко обводненных интервалов продуктивного пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Анализ существующих технологий водоизоляционных работ в различных геолого-физических условиях скважин.

2. Научное обоснование подбора компонентов и разработка составов на основе полиакриламида (ПАА) и фенолоспирта (ФС) для изоляции водо-притока в добывающих скважинах.

3. Отработка элементов технологии на установках фильтрационных исследованиях, максимально приближенных к пластовым условиям;

4. Промысловые испытания новой технологии ограничения притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах пласта БСЮг+з Тевлинско-Русскинского месторождения с использованием гелеобразующих составов (ГОС) на основе полиакриламида и фенолоспирта и докреплением зоны изоляции более прочным тампонажным материалом.

Методы решения поставленных задач

При анализе результатов промышленно освоенных и применяемых на Тевлинско-Русскинском месторождении технологий изоляции нагнетаемой воды использованы методы ретроспективного и статистического анализа с применением ПЭВМ.

5

Теоретические исследования и обоснование перспективного направления разработки технологии изоляции воды для условий пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения проведены на базе литературно-патентных публикаций за последние 15 лет.

Исследования реологических характеристик и подбор оптимальных концентраций ингредиентов гелеобразующих составов проведены с использованием современного оборудования и приборов: микропроцессорного рН-метра «МР 225К», реометра «Рото Виско 1». Фильтрационные эксперименты выполнены на установке физического моделирования условий пласта и исследования проницаемости керна «УИПК 1М».

Испытания разработанной технологии проведены прямыми экспериментами на реальных объектах - скважинах пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

При анализе, обобщении промыслового материала и расчетах достигнутой технологической эффективности использован применяемый в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» программный продукт «EOR-Analyst». Расчет эффекта от проведенных мероприятий произведен по методике, утвержденной НК ОАО «ЛУКОЙЛ».

Научная новизна

1. Установлены зависимости изменения реологических параметров гелеобразующих составов, приготовленных на воде сеноманского комплекса Тевлинско-Русскинского месторождения, от концентраций бихромата калия, фенолоспирта и полиакриламидов.

2. Установлены диапазоны изменения фильтрационных параметров на естественных образцах горных пород пласта БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения в зависимости от скорости закачки, вязкости и времени гелеобразования разработанных составов.

3. Разработана технология изоляции попутно добываемых вод в скважинах на основе применения поочередной закачки составов различной вяз-

6

кости и времени гелеобразования, обеспечивающих увеличение охвата воздействием обрабатываемого пласта и высокую изолирующую способность.

Защищаемые положения

1. Новые водоизолирующие составы ГОС на основе ПАА и фенолос-пирта, позволяющие создать в водопромытых интервалах неоднородного пласта тампонирующий барьер требуемой протяженности.

2. Новая технология изоляции притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах с использованием разработанных ГОС и последующим док-реплением зоны изоляции более прочным тампонажным материалом.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Разработана и внедрена в промысловых условиях новая технология ограничения притока нагнетаемой воды новыми гелеобразующими составами на основе ПАА и фенолоспирта. Закачка большеобъемных оторочек композиций ГОС в высокообводненные добывающие скважины позволяет блокировать обводненные нагнетаемой водой высокопроницаемые интервалы пласта, что приводит к перераспределению потоков нагнетания, увеличению охвата пласта заводнением и повышению полноты выработки запасов. Внедрение данной технологии на трех скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения Till! «Когалымнефтегаз» позволило дополнительно добыть более 5,7 тыс. тонн нефти. Предложенная технология может применяться на месторождениях, имеющих горно-геологические условия, аналогичные пласту БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

При работе над диссертацией автор использовал как самостоятельные исследования, так и выполненные в соавторстве с другими сотрудниками ООО «КогалымНИПИнефть».

Автор выносит глубокую благодарность за оказанную помощь при выполнении настоящей работы научному руководителю - профессору, д.т.н. Гуторову Ю. А., а также начальнику отдела ремонтно-изоляционных работ ООО «КогалымНИПИнефть», к.т.н. Земцову Ю. В.

7

^ 1. Обзор методов и технологий ограничения водопритока в

добывающих скважинах

1.1. Причины обводнения добывающих скважин

Все причины обводнения добывающих скважин можно разделить на две большие группы [1]:

1. Технические - обводнение происходит из-за нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозийного разрушения, механического повреждения труб при ремонтных работах.

2. Геолого-физические - обводнение происходит из-за прорыва на-^ гнетаемой воды по высокопроницаемым пластам в неоднородных пластах,

поступления подошвенной воды в литологически однородных пластах, зако-лонной циркуляции.

Появление заколонной циркуляции в процессе эксплуатации скважин происходит в результате проводимых многочисленных операций по интенсификации притока (кислотные обработки скважин под давлением, перфорации, гидроразрыва пласта), а также при различных операциях в процессе капитального ремонта скважин (глушение, закачка технологических жидкостей, при бурении, ловильных работах).

Прорыв закачиваемых и пластовых вод связан со сложностью геологического строения пластов. Неоднородность пластов по проницаемости -одна из главных причин неравномерного вытеснения нефти водой и преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и добывающих скважин при неполной выработке пласта. Эксплуатация их сопровождается отбором большого количества воды.

Добыча нефти, основанная на отборе большего количества воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения [2]. На начальных стадиях разработки это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких за-

8

тратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления на-гнетаения приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды, как следствие, повышению себестоимости продукции при наличии значительных невыработанных запасов нефти в низкопроницаемой части коллектора. Поэтому необходимо комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод:

ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;

перераспределение движения закачиваемых вод из промытых высокопроницаемых интервалов пласта;

вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.

1.2. Современные методы ограничения водопритоков

Обводнение пластов по наиболее проницаемым интервалам (пропласт-кам) происходит, в основном, за счет прорыва нагнетаемых или контурных вод. Литературно-патентные исследования показывают, что при указанных видах обводнения основное количество РИР выполняется с использованием цементных растворов. Технология изоляции водопритоков цементом счита- ется базовой. Наиболее успешно цементные суспензии применяются для отключения нижних водоносных пластов или пропластков. Успешность таких работ, указываемая многими авторами, близка к 100 % [3]. Менее успешны работы по отключению обводненных верхних пластов и промежуточных интервалов - 50-59 % [3]. Некоторые авторы считают эти данные завышенными и приводят успешность 30-35 % [1, 4]. Следует отметить, что последние замечания хорошо согласуются с данными по эффективности таких работ на месторождениях ТИП «Когалымнефтегаз». Продолжительность эффекта при использовании цементов невелика: 2-4 месяца, и определяется, в основном, способностью созданного экрана выдерживать перепады между пластовым и

9

забойным давлениями. Низкая проникающая способность цементных суспензий не позволяет создать водонепроницаемый экран достаточной глубины, что является причиной поиска новых тампонажных материалов и технологических решений.

Прежде всего, проводится работа по «облагораживанию» цементной суспензии введением добавок, придающих составам повышенную проникающую способность, понижение водоотдачи, водо- и газонепроницаемость, повышенные адгезионные свойства и т.д. В качестве добавок используются ПАА, КССБ, таловый пек, гипан, ПАВ, наполнители - бентонит, мел и др. [5-8]. Применение цементных суспензий, модифицированных различными добавками, по мнению многих авторов, ненамного повышает эффективность изоляции обводненных верхних пластов и промежуточных интервалов. Необходим водоизолирующий экран значительных размеров, образуемый лег-кофильтруемыми реагентами. Причем тампонирующий материал должен образовываться преимущественно в водоносной зоне и не образовываться или легко удаляться из нефтяной.

Прежде всего, этому условию отвечают водонефтяные эмульсии, применение которых носит, все-таки, ограниченный характер. Для повышения устойчивости и изолирующего эффекта в эмульсии вводят ПАВ, наполнители, и применяют докрепление цементом [9-11]. Более вязкие эмульсии образует тяжелая смола пиролиза, используемая в смеси с серной кислотой или с хлоридом алюминия. Такие композиции, рекомендуемые для селективной изоляции водопритоков, защищены патентами [12-13], но показатели их практического применения отсутствуют.

Закачка нефтесернокислотных смесей широко применяется на месторождениях республики Татарстан. За 1980 - 1982 гг. ограничение высоконапорных закачиваемых вод было проведено на 73 скважинах Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. Средняя величина успешности равняется 54,8%, что на 22 - 25% выше, чем при отключении пластов цементированием. Дополнительная добыча нефти из отремонтированных скважин достигает

10

136,39 тыс. т. [1]. Условия, при которых данная технология показала высокую успешность: проницаемость пород - 0,2 - 0,7 мкм2; обводненность продукции — до 99%; дебит жидкости более - 1 т/сут; пластовая температура — не выше 50° С; минерализация воды - не ограничивается. Основное ограничение применения на месторождениях Западной Сибири — пластовая температура, которая выше 70° С. Успешность данной технологии в этих условиях не высока (50 %) при продолжительности эффекта не более 2 месяцев, поэтому широкого распространения этот метод не получил [3; 14-16].

Высокие показатели выявлены при изоляции обводненных интервалов применением лигносульфонатов и композиций на их основе. На месторождениях республики Башкортостан успешность работ составила 71-87 %, а при докреплении смолой ТСД-9 - 100 %, продолжительность эффекта от 1 до 3,5 лет. Особо следует отметить, что реагент зарекомендовал себя при РИР в монолитных пластах, так как обладает хорошей фильтруемостью в пласт, а также при изоляции негерметичных резьбовых соединений обсадных труб и заполнения микротрещин в цементном камне [17-20]. Основные недостатки данной технологии - отверждение происходит в любой среде, в том числе нефтесодержащей [1], кроме того данная технология сложна в приготовлении и обладает высокой чувствительностью к окружающей среде. В Западной Сибири лигносульфонаты нашли применение в методах повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) при закачках в нагнетательные скважины, но публикаций об их применении в качестве реагентов РИР не обнаружено.

Ограниченное применение имеют водные растворы СЖК и отходы производства СЖК и целлюлозы (талловый пек), образующие вязкую закупоривающую массу при взаимодействии с едким натром или углекислыми солями [21-24]. Приведены единичные примеры РИР с их применением, но судить об их эффективности по имеющейся информации не представляется возможным.

Для изоляции водопритоков в пластах с аномально высоким давлением предлагается осадкообразующая композиция едкого натра и аммонизиро-

11

ванного раствора нитрата кальция [25]. Однако примеров практического применения не приводится, так же, как и в технологиях, использующих композиции на основе смол с различными добавками [26-31], сополимеров стирола и малеинового ангидрида [32-35], полимера «Флучан» [36]. Это говорит об ограниченном применении данных технологий в настоящее время.

Технология изоляции водопритоков с использованием суспензии резиновой крошки успешно испытана на месторождениях республики Татарстан [37-40]. Продолжительность эффекта в приведенных примерах составила 12-22 месяца. Следует отметить, что такая суспензия может использоваться в трещиноватых или кавернозных коллекторах, имеющих высокую проницаемость. Это ограничивает область ее применения. Использование в изолирующих композициях различных модификаций каучука и латекса также носит ограниченный характер [41-43].

Разработанная в 80-х годах технология КазНИПИнефть с использованием полиуретанов, имеющая отличные технологические показатели, из-за высокой стоимости реагентов не получила дальнейшего развития [44]. Также не нашла широкого применения технология ВНИИ с использованием полисахаридов [45].

Наиболее распространенный метод борьбы с обводнением скважин -изоляция водопритоков водорастворимыми полимерами. Широкое применение получила закачка гипана [46]. На месторождениях Республики Татарстан с применением гипана обработаны обводненные пласты в 442 скважинах. Получены следующие результаты: дополнительно добыто 2,3 млн. т нефти, объем попутно добываемой воды уменьшен на 46,5 млн. м3, среднегодовой прирост добычи нефти составил 329,2 тыс. т при снижении объема попутной воды на 6,64 млн. м3. Применение данной технологии позволило дополнительно добыть более 5,0 млн. т нефти в различных регионах страны. Гипан рекомендовано применять в следующих условиях: проницаемость 0,35 -6,0 мкм2, обводненность - более 70%, пластовое давление - до 19,0 МПа, пластовая температура — до 50° С. Опытно — промышленные работы с приме-

12

нением гипана в Западной Сибири проводились на Самотлорском, Шаим-ском и Усть-Балыкском месторождениях. Наряду с неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов этих месторождений, в отличие от месторождений Урало-Поволжья характерны: низкая минерализая воды и высокая пластовая температура - более 60° С. Работы были проведены на 16 скважинах с обводненостью - 80 - 90%. В результате обработки обводненных пластов дополнительно добыто 317 тыс. т нефти, ограничение попутно добываемой воды - 544 м3. Успешность работ составила: при обводнении пластовой водой - 75%, при обводнении закачиваемой водой - 25%. Ввиду быстрого обводнения эксплуатационного фонда закачиваемой водой эта технология не была рекомендована для условий месторождений Западной Сибири. [1]. В настоящее время, в основном, используется полиакриламид, на основе которого ведут разработку технологий и композиций ГОС и ВУС почти все ведущие институты отрасли. Характерной особенностью ПАА является растворимость в воде и образование закупоривающей массы в пласте за счет насыщающих его минерализованных вод. ПАА может образовывать тампонирующий материал в виде осадка, но в большинстве случаев используется гелеобразование в присутствии сшивающих агентов, которыми обычно служат поливалентные металлы, например, соединения хрома - бихромат калия и хромокалиевые квасцы. Публикации, посвященные композициям на основе ПАА с добавками, в основном, представлены в виде охранных документов, поэтому даны без технологических показателей эффективности их примене-ния [47-56]. Исключение составляет технология изоляции водопритоков, разработанная ВНИИ, ТатНИПИнефть и СибНИИНП, с использованием ГОС на основе ПАА, КССБ и БХК [1], внедренная в ТПП «Урайнефтегаз» с успешностью 81 %. В материалах по технологии ПермНИПИнефть, использующей композицию ПАА, КФВК и формальдегида, приведены только отдельные успешные обработки [57].

С целью увеличения эффективности применение ПАА может комбинироваться с осадкообразующими составами [58-60], а для увеличения изо-

13

ляционного эффекта, особенно при РИР в трещиноватых и неоднородных коллекторах, в раствор ПАА вводят наполнители - органоминеральный наполнитель «К», вспученный перлит или вермикулит, бентонит, сухие полимеры [61-67]. Отмеченные методы также имеют ограниченную область применения, в основном для закачки в нагнетательные скважины с целью повышения охвата пласта заводнением.

Следует выделить технологию изоляции водопритоков ВНИИКР-нефть с использованием ГОС на основе ПАА с последующим докреплением цементом и аналогичную технологию ТатНИПИнефть, дополненную предварительной закачкой глинистой суспензией [68,69]. Докрепление составов ГОС водо- или нефтецементным раствором значительно повышает эффек-тивность РИР. При внедрении указанной технологии на Самотлорском и Мыхпайском месторождениях были получены снижения обводненности скважин с 92,7 до 84,5-59,3%, рост дебитов нефти на 13,5 - 44,3 т/сут с продолжительностью эффектов 3-13 месяцев.

Разработаны водоизолирующие составы на основе ПАА в композиции с жидким стеклом, которое увеличивает прочность и адгезионные свойства тампонирующего материала [70-72]. Две последних из указанных публикаций являются охранными документами, не содержащими данных практического применения составов. По приведенным в статье [70] результатам работ на одной скважине сделать заключение об эффективности таких композиций также не представляется возможным. В работах [73-74] рассмотрены вопросы изоляции обводненных интервалов с применением псевдопластика «Тем-поскрин» (модифицированный ПАА), но не приведены данные его практического применения. Примеры использования водонабухающего полимера марки АК-639 на Бухарском, Шугурчинском месторождениях АО «Татнефть» [75] свидетельствуют о высокой эффективности изоляции отдельных нижних или верхних пластов в условиях высокой приемистости, но не позволяют рекомендовать его при отключении верхних или промежуточных обводнившихся интервалов.

14

Другим видом изолирующих материалов, которому посвящено значительное количество публикаций, являются водорастворимые силикаты (жидкое стекло). Силикат натрия образует тампонирующую массу одновременно по двум механизмам. При взаимодействии с бивалентными ионами кальция и магния пластовой воды образуются нерастворимые осадки тонкодисперсного силиката кальция (магния), хорошо закупоривающие поры и трещины в породе, скрепляющие ее частицы между собой. При увеличении кислотности раствора происходит образование геля кремневой кислоты, в результате образуется плотная закупоривающая масса.

Базовым вариантом считается закачка раствора жидкого стекла без добавок, осадкообразование происходит только под действием ионов пласто-вой воды [76]. По этой технологии ПО «Удмуртнефть» проведено более 40 обработок с успешностью 71 %. Продолжительность эффекта составила в среднем 6 месяцев. В высокотемпературных скважинах с высокой минерализацией пластовой воды при контакте с раствором силиката образуется пленка геля и препятствует закачке основной массы тампонажного материала в зону изоляции. Для предотвращения преждевременной закупорки в изолируемую зону предварительно закачивают буфер щелочного реагента (едкий натр, карбонат или бикарбонат натрия) [77-83]. Успешность данной технологии на месторождениях Северного Кавказа составила 67-93%, продолжительность эффекта 6 месяцев. При высокой минерализации пластовых вод используют смесь жидкого стекла и щелочи [84-85], предлагается использовать также смесь жидкого стекла и фосфатов [86]. В случае недостаточной минерализации пластовой воды рекомендуют предварительную закачку раствора хлорида кальция (магния) или введение их непосредственно в раствор, либо про-давку в пласт специально подготовленными рассолами [87-90]. В некоторых технических решениях преимущество отдается формированию закупоривающей массы за счет гелеобразования жидкого стекла под действием кислоты. Используют соляную кислоту [91-93] или реагенты образователи кислоты [40]. Основная область применения данных составов в основном на нагнета-

15

тельных скважинах с целью повышения охвата пласта заводнением. На Ар-ланском месторождении Башкирии применение композиции на основе жидкого стекла и соляной кислоты позволило дополнительно добыть 21260т нефти, при этом объем попутно добываемой воды уменьшился на 259910м [94]. Увеличение проникающей способности растворов жидкого стекла достигается введением спиртов или полигликолей [90,95-97]. Предлагается также использовать специально подготовленные легкофильтрующиеся растворы кремнезолей марки АДЕГ [98] или лигносульфонаты и НПАВ [99]. Для увеличения изолирующего эффекта в растворы жидкого стекла рекомендуют вводить другие структурообразующие реагенты (лигносульфонаты, гипан, гивпан, смолы) и наполнители, например, глину [100-103]. К сожалению, в перечисленных публикациях отсутствуют данные практического, тем более масштабного, применения этих предложений и рекомендаций.

Кремнийорганические соединения (КОС) относятся к классу селективных водоизолирующих материалов. Это класс реагентов представлен большим числом публикаций.

Гидрофобные кремнийорганические жидкости (ГКЖ-10 и ГКЖ-11, ГКЖ-94) используются в технологии УкрНИИ природных газов и ЗапСиб-БурНИПИ [104-106]. Продукт переработки кубового остатка отхода производства тетраэтоксисилана применяется в технологии Грузинского отделения СевКавНИПИнефть в композиции с СЖК, углеводородной жидкостью, хлоридом кальция и едким натром [107]. Применение этих технологий в настоящее время носит ограниченный характер. Все остальные публикации посвящены трем основным видам водоизолирующих КОС: этилсиликату (ЭС), Продукту 119-204 и реагенту АКОР, созданному на основе этилсиликата, а также составам и композициям на их основе.

В технологии «ПермНИПИнефть» ЭС используется в смеси с этано-ламином, в технологии ЗапСибБурНИПИ - в смеси с полимером «Унифлок» и сульфатами, в технологии ТюменНИИГипрогаза - в смеси с полимером ВПК-402 и медным купоросом [108-110]. Композиция ЭС и Продукта 119-

16

204 в нефти используется в технологии изоляции водопритоков с предварительным блокированием нефтенасыщенных зон раствором ПАВ и газом [111]. Практическое применение указанных композиций и технологий их использования ограничено, что подтверждается отсутствием литературных данных об их масштабном внедрении.

Продукт 119-204 является разработкой СибНИИНП и применяется на месторождениях Западной Сибири с 1980 г. На стадии опытно-промышленных работ успешность изоляции водопритоков составляла 76 % при продолжительности эффекта 9 месяцев. При массовом применении успешность снизилась до 60 % [112-113]. Это объясняется тем, что при контакте с водой реагент практически мгновенно образует закупоривающий материал, что не позволяет создать изолирующий экран достаточной протяженности. Технология, использующая Продукт 119-204 в композиции с одноатомным спиртом и мелкодисперсным наполнителем [114], также не получила широкого распространения. Вместе с тем высокая прочность тампо-нажного материала, получаемого на основе Продукта 119-204, послужила основанием для использования его в композициях с другим кремнийоргани-ческим реагентом АКОР. Селективный изолирующий реагент АКОР, имеющий самое широкое из числа КОС распространение на сегодняшний день, разработан институтом «ВНИИКРнефть». В Западной Сибири его начали применять в 1986 году в ПО «Юганскнефтегаз». На стадии опытно-промысловых работ успешность изоляции обводненных интервалов при наличии непроницаемой перемычки составляла 85 % при продолжительности эффекта 10 месяцев. В монолитных пластах успешность работ была на уровне 50 %, продолжительность эффекта - 3 месяца. Работы, проведенные в ТПП «Лангепаснефтегаз», имели еще более низкие показатели, причем было установлено, что докрепление цементом заметно увеличивает эффективность изоляции [115-117]. В последующие годы были проведены работы по совершенствованию технологии, разработан водорастворимый реагент АКОР-Б100, получивший самое широкое распространение [118-122]. По ли-

17

тературным данным РИР с применением АКОР-Б100 в Западной Сибири имеют успешность 75-80%, при продолжительности эффекта до 12-ти месяцев дополнительная добыча после РИР достигает 1,0-2,5 тыс.т/скв. Это хорошо согласуется с данными эффективности работ с КОС в ТПП «Когалым-нефтегаз» (следующий раздел этой главы). Практически все виды работ с АКОР-БЮО проводятся с докреплением цементом. ПО «СургутНИПИ-нефть» был предложен водорастворимый реагент ВТС, представляющий собой композицию ЭС, Продукта 119-204 и неонола, позволяющий проводить работы без докрепления цементом [3,123]. «КогалымНИПИнефть» также предлагает использовать составы ВТС и НВТС, технология применения которых регламентирована СТП 5804465-117-2000 «Технология изоляции водопритоков в скважинах кремнийорганическими реагентами» [124-125]. Продолжительность эффекта при применении указанных реагентов составляет 7-12 месяцев. Основные данные по технико-экономической эффективности применения КОС на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» более подробно рассмотрены в следующем разделе этой главы.

Из числа последних разработок в области РИР проведены испытания технологии с предварительной закачкой легкофильтрующегося ГОС для формирования изолирующего экрана большой протяженности и докрепле-ние его кремнийорганическими реагентами [3]. Эта технология отмечена как наиболее перспективная. При ее апробации в «Сургутнефтегазе» достигалось снижение обводненности продукции с 92 до 32% при приросте дебита нефти на 23 т/сут, дополнительная добыча составила 3 тыс.т/скв.

Таким образом, за последние годы в методах изоляции водопритоков в нефтяных скважинах наблюдаются следующие тенденции развития способов и технологий РИР:

- применение водоцементных заливок под давлением; облагораживание и повышение проникающей способности в пористые среды цементных растворов введением в них различных добавок;

Список литературы