WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах

На правах рукописи

БОЧКАРЕВ ВИКТОР КУЗЬМИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ВОДОПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ

В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ГОУ ВПО «ТюмГНГУ») Федерального агентства по образованию.

Научный руководитель – доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Клещенко Иван Иванович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Паникаровский Валентин Васильевич

- кандидат технических наук

Саунин Виктор Иванович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно – исследовательский институт нефтяной промышленности»

(ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 25 апреля 2009 г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 25 марта 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современное состояние разработки многих месторождений нефти в Западной Сибири характеризуется снижением дебитов скважин, повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин и низким (до 0,4) коэффициентом извлечения нефти (КИН).

В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со слабосцементированными коллекторами, в том числе и Барсуковскому, на примере которого выполнены исследования и решены задачи, поставленные в данной диссертационной работе.

Длительные периоды эксплуатации скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование песчаных пробок. Форсированные отборы жидкости, а иногда и бессистемное закачивание воды, создали условия для прорыва нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин.

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству (до 26 %) неработающих скважин по причине высокой обводненности (до 96 %) и наличия песка (до 0,5 кг / 1 м3 нефти) в продукции. Отключение этих скважин из процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Цель работы

Повышение эффективности работы нефтяных скважин путем научного обоснования, разработки и внедрения технико-технологических решений по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.

Основные задачи исследования

  1. Анализ состояния разработки Барсуковского месторождения и эффективности геолого-технических мероприятий, выполняемых при эксплуатации скважин.
  2. Исследование процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления (КПД) с целью обоснования и разработки технологий и технических средств для снижения обводненности добываемой продукции.
  3. Разработка технологических жидкостей для глушения скважин на углеводородной и водно-солевой основах, водоизоляционной композиции для ликвидации заколонных перетоков и технологии ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин.
  4. Разработка технологий и технических средств для ограничения и ликвидации пескопроявлений в нефтяных скважинах.

Научная новизна выполненной работы

  1. Разработаны методика и программа численного моделирования процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте и поступления их в скважину при заводнении с использованием производных давления при интерпретации диаграмм КПД.
  2. Научно обоснованы составы технологических жидкостей на углеводородной и водно-солевой основах для глушения скважин, водоизоляционной композиции для ликвидации заколонных перетоков, технологии ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин и дано теоретическое объяснение эффективности их применения.
  3. Обоснован состав полимерной водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции, объяснен механизм снижения пескопроявлений при ее применении и разработаны скважинные песочные сепараторы и технологии их применения для ограничения и ликвидации пескопроявлений.

Практическая ценность и реализация

На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований на скважинах можно констатировать следующее.

  1. Интерпретация диаграмм падения давления, записанных в обводненных скважинах, с использованием производных давления, позволит выполнить расчет оптимальных режимов и объемов закачивания водоизолирующих композиций по ликвидации прорывов нагнетаемой воды в эксплуатационные скважины.
  2. Технологическая жидкость для глушения скважин на водно-солевой основе из карналлита [(KClMgCl2)6H2O] внедрена на многих месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО), Шаимского нефтегазоносного района с высокой (более 90 %) эффективностью. По разработанным техническим условиям (ТУ 2111-013-05778557-2002) осуществляется выпуск водорастворимой солевой композиции отечественной промышленностью под названием «Триасалт».
  3. Разработанная полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (NH4)2СO3 и технология ее применения для повышения добычи апробированы на месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области, о. Сахалин, Ставропольского, Краснодарского краев с высоким (более 0,9) коэффициентом успешности. По разработанным, техническим условиям (ТУ 2257-075-26161597-2007) осуществляется выпуск водопескоудерживающей (закрепляющей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».
  4. Разработанные скважинные песочные сепараторы и устройства для ограничения и ликвидации пескопроявлений широко применяются на месторождениях Надым-Пурской НГО и др. регионов. Песочный сепаратор (ППМС) выпускается отечественной промышленностью.

Экономический эффект от применения авторских разработок за 2001-2008  гг. составил более 130 млн. руб.



Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на Всероссийских научно-практических и научно-технических конференциях: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001 г.), «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001, 2004 гг.), «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (Ханты-Мансийск, 2003 г.), семинарах и симпозиумах: Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, 2002 г.). Результаты были обсуждены на заседаниях научно – технического совета ООО «Роснефть-Пурнефтегаз», 2005-2007 гг.; заседаниях кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» и «Ремонт и восстановление скважин», 2008-2009 гг.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 11 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Получено четыре патента РФ на изобретение и два патента на полезную модель.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 33 рисунка. Состоит из введения, трёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 104 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.





В первом разделе представлены результаты анализа геолого-физических характеристик пород-коллекторов, состояния фонда скважин, добычи нефти и геолого-технических мероприятий, применяемых на Барсуковском месторождении с целью стабилизации добычи на проектном уровне.

Основной и самой крупной по запасам нефти на Барсуковском месторождении является залежь пласта ПК19-20 с извлекаемыми запасами нефти 62,3 млн. т. Текущий коэффициент извлечения нефти по объекту ПК19-20 составил 0,25 при текущей обводненности добываемой продукции более 86 %, а максимальная обводненность достигла 96 %

Эффективность применения новых технико-технологических решений должна осуществляться за счёт повышения нефтеотдачи пластов, то есть добычей от вовлеченных в разработку ранее недренируемых запасов нефти, текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации притока, ограничения водопескопроявлений и сокращения объема попутно добываемой воды.

Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) использована обобщенная зависимость вида:

qн = F ( t, qж ), (1)

где qн – дебит нефти; t – время работы скважины; qж – дебит жидкости.

Дебит жидкости вводится для того, чтобы уменьшить ошибки в изменении дебита нефти, снизить влияние случайных остановок скважин, смены режимов и аппроксимировать непрерывную часть работы скважины данной обобщенной функцией (1).

Сводные данные по проведенным мероприятиям и распределение удельного технологического эффекта показаны на рисунке 1.

Из анализа состояния разработки установлено, что на месторождении имеется резерв увеличения отборов жидкости (нефти) оптимизацией - изменением режима эксплуатации, выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

 Рисунок 1 – Распределение удельного технологического эффекта от проведенных-0

Рисунок 1 – Распределение удельного технологического эффекта от проведенных ГТМ на Барсуковском месторождении.

Во втором разделе представлены результаты исследования процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления (КПД) и даны обоснование и разработка технологий производства водоизоляционных работ и технических средств для их осуществления, причин осложненного состояния и проблем эксплуатации водопескопрояв-ляющих нефтяных скважин.

Рядом исследователей ТюмГНГУ (Р.Я. Кучумов и др.) установлено, что заключительная стадия разработки нефтяных и газовых месторождений, сопровождающаяся значительными водо- и пескопроявлениями в зоне фильтра, с точки зрения теории надежности сложных систем, должна характеризоваться либо резким ростом количества отказов основных элементов системы, либо резким увеличением профилактических мероприятий для снижения числа отказов.

Основные причины преждевременного обводнения скважин и применяемые технологии проведения РИР рассмотрены во многих отечественных и зарубежных публикациях и наименее изученной является проблема обводненности скважин водой, участвующей в вытеснении нефти из продуктивного пласта (нагнетаемая вода).

В работе предлагается способ оценки характера вытеснения нефти водой, основанный на изучении результатов гидродинамических исследований нагнетательных скважин, так как наиболее информативным методом изучения процессов нагнетания жидкости в пласт является метод замера снижения давления в пласте после длительной закачки – метод записи КПД.

Процессы нестационарной фильтрации обычно исследуются на основе решений дифференциального уравнения (уравнения диффузии) для радиального потока, которое имеет вид

, (2)

где Р - давление в пласте на расстоянии r от скважины, Па; t - время, с; - пьезопроводность, = k/(m), м2/с; k - проницаемость, м2; m - пористость, д.ед.; - вязкость, Пас; - сжимаемость, Па-1.

Поскольку целью данного исследования является рассмотрение процессов, сопровождаемых изменением проницаемости пласта, то при вытеснении нефти водой в тех зонах, где фильтруются водонефтяные смеси, в исходном уравнении следует записать пьезопроводность как величину переменную, зависящую от радиуса (т.е. соответствующую той зоне пласта, в пределах которой фильтруется смесь жидкостей). Таким образом, исходное уравнение следует рассматривать в видоизмененной форме

, (3)

где  = k(r)/(m), м2/с; k(r) – проницаемость, зависящая от радиуса рассматриваемой зоны пласта, м2.

При рассмотрении динамических процессов нестационарной фильтрации, как правило, распределение давлений в пласте рассматривается в виде логарифмических зависимостей, когда в скважине имеют место высокие градиенты давлений, а в удаленных зонах пласта градиенты давлений уменьшаются и принимают совсем малые значения. Поэтому для моделирования процессов фильтрации удобнее применять модели с переменным шагом.

Исходя из допущений о существовании различных областей фильтрации в зонах дренирования нагнетательных скважин, можно задать начальные условия для моделирования процессов снижения давления в скважине после длительного закачивания в нее воды.

Поэтому в диссертационной работе рассмотрены алгоритм и программа, на основе которых воспроизведены процессы фильтрации. Были выбраны режимы с фронтом вытеснения на расстоянии 100-140 м от скважины. Результаты моделирования процессов снижения давления в гипотетической скважине при вышеприведенных условиях фильтрации показаны на рисунке 2 (А, Б).

Кривые падения давления на рисунке 2 (А) отражают изменение давления после остановки скважины в виде кривых, построенных в координатах «давление-логарифм времени». Как следует из рисунка 2(А), КПД имеют «двухслойный» вид, напоминающий КВД, получаемые при исследовании скважин, вскрывших порово-трещинный коллектор.

Рисунок 2 - Кривые падения давления при вытеснении с фронтом вытеснения 100 – 140 м

В диссертационной работе более точно выявлены границы квазиустановившихся потоков во всех трех зонах (а, б, в) по графикам производных давления (рисунок 2 Б), то есть диагностическая КПД в билогарифмических координатах позволяет более точно выделить режимы фильтрации и запланировать меры по регулированию закачивания воды в нужный объект. Это, например, система, сочетающая в себе циклическое (нестационарное) заводнение с переменой направления фильтрационных потоков (ИНФП) - блочное заводнение.

При реализации технологии РИР необходимо выбрать нагнетательные и добывающие скважины для ограничения водопритоков (селективная изоляция в области добывающей скважины и потокоотклоняющие технологии со стороны нагнетательной скважины)

Наиболее рациональным с гидравлической и технологической точек зрения необходимо создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водонепроницаемого экрана. Для оценки влияния протяженности толщины и места расположения экрана на дебит скважины и безводный период, требующей решения сложной пространственной задачи, рекомендуется воспользоваться решением А.П. Телкова, который на основе дифференциального уравнения движения подошвенной воды от начального ВНК до забоя скважины вдоль главной линии тока и решения для напорного притока к несовершенной скважине, получил аналитическое выражение для определения эффективности экрана в зависимости от его размеров и расположения в виде

, (4)

где Т – время безводной эксплуатации с экраном, с; to – время безводной эксплуатации без экрана, с; 0 - безразмерное время безводной эксплуатации без экрана; 1 – безразмерное время, за которое подошвенная вода достигнет экрана; 2 – безразмерное время продвижения воды от экрана до забоя; ro – радиус экрана, м; ho – толщина пласта, м; bo – расстояние от подошвы экрана до кровли пласта, м; - толщина экрана, м.

Известно, что большинство РИР производится с предварительным блокированием продуктивного пласта и глушением скважины. Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при глушении скважин с сильно дренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: показатель фильтрации, СНС и др. В развитие этого направления разработан состав для глушения нефтяных и газовых скважин (решение на выдачу патента по заявке № 2007132047), который включает в себя дизельное топливо, эмульгатор -эмультал, минерализованную воду, наполнитель  -  алюмосиликатные микросферы (АСМ), термостабилизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость (ГКЖ-11Н), при этом минерализованная вода готовится на основе соли одновалентного металла-хлорида натрия (NаСl).

В соавторстве с профессором А.Т. Горбуновым и другими сотрудниками ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова дано обоснование возможности применения для глушения скважин, вскрывших апт-альбские отложения месторождений севера Западной Сибири, технологической жидкости на водно-солевой основе, получаемой из природной водорастворимой карналлитовой руды [(KClMgCl2)6H2O]. На основе этого раствора с добавками понизителя фильтрации (загустителя) и кислоторастворимого кольматанта разраработана технологическая жидкость для блокирования пластов.

Взаимное влияние ингредиентов друг на друга, их синэргетическое действие придает технологической жидкости псевдопластичные свойства – низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерную для течения в трубах, а также высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерную для течения в пластах. Графические зависимости, построенные по результатам исследований эффективной вязкости () и динамического напряжения сдвига (), измеренных на ротационном вискозиметре ФЭНН при различных скоростях сдвига (), показаны на рисунке 3.

 Рисунок 3 – Зависимость эффективной вязкости (1) и динамического напряжения-5

Рисунок 3 – Зависимость эффективной вязкости (1) и динамического напряжения сдвига (2) от скорости сдвига () для технологической жидкости на основе минеральной смеси «Триасалт»

Для ликвидации заколонных перетоков и ремонта эксплуатационных колонн разработано несколько композиций на основе смол, отвердителей, дисперсно-эмульсионного расширителя и др., а также разработана технология изоляции притока пластовых вод при сложной конструкции забоя горизонтальных скважин как с обсаженным или открытым забоем, так и с хвостовиком-фильтром на забое с помощью колтюбинговой установки (рисунок 4).

 Рисунок 4 – Схема проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине-6

Рисунок 4 – Схема проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с помощью колтюбинговой установки. 1 – гибкая труба; 2 – блокирующая жидкость; 3 – жидкость глушения; 4 - водоизолирующая композиция; 5 – обводненный фильтр; 6 – необводненный фильтр; 7 - центратор.

В третьем разделе дано обоснование применению методов и технологий для ограничения и ликвидации пескопроявлений и технических средств для их осуществления.

В мировой практике для предупреждения выноса песка в ствол скважины применяют как механические, так и химические методы.

В период падающей добычи в связи с закономерными проявлениями обводнения и разрушения коллекторов в ПЗП, растет число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, выносом жидкости и мехпримесей.

Рассмотрение проблемы влияния высоты песчаной пробки на дебит скважины и на вынос песка из пласта, и решение задачи о дебите несовершенной скважины по степени вскрытия осуществлено Н. Кристеа. Точное решение задачи было получено М. Маскетом и позволило количественно оценить влияние песчаной пробки на дебит скважины.

Методы борьбы с выносом пластового песка из скважин можно подразделить на механические (установка фильтров различных конструкций) и химические (закачивание химических реагентов для искусственной цементации зерен коллектора в ПЗП).

Предпочтение отдается механическим способам задержания песка, поскольку они обеспечивают прогнозируемую техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

Гидравлические характеристики фильтров различных конструкций исследовались Д. Клотцем, который построил графики зависимости проницаемости (потери напоров) фильтров от их скважности. Эти графики приведены на рисунке 5 и из них следует, что наилучшей проницаемостью обладают каркасно-проволочные фильтры. Причем, проницаемость изменяется в зависимости от скважности в широком диапазоне (корпусный фильтр ФСК).

При эксплуатации скважин на новых месторождениях и при бурении и эксплуатации новых скважин на давно разрабатываемых месторождениях, необходимо в процессе заканчивания оборудовать скважины фильтрами с гравийной набивкой, поскольку мероприятия по предотвращению пескопроявлений из апт-альб-сеноманских отложений, предпринятые с самого начала эксплуатации, будут более эффективными, чем последующие ремонтно-восстановительные работы.

 Рисунок 5 – Распределение потерь напора фильтров различных конструкций от-7

Рисунок 5 – Распределение потерь напора фильтров различных конструкций от скважности (по Д. Клотцу)

Как было показано выше, основной причиной разрушения коллекторов в ПЗП апт-альб-сеноманских залежей углеводородов является резкое снижение прочностных свойств коллекторов в результате размывания глинистого цемента и переувлажнения песчаников при обводнении нефтегазонасыщенных интервалов. Поэтому очевидно, что основным методом борьбы с образованием песчаных пробок на таких месторождениях необходима изоляция водопритоков.

В работе исследован универсальный состав и технология его применения для ограничения водопескопроявлений и повышения добычи нефти, причем в скважинных условиях они одновременно выполняют функции ограничения притока пластовых вод и закрепления пород-коллекторов в ПЗП, что препятствует обводнению и разрушению коллекторов и образованию песчаных пробок в стволе скважины, и способствует увеличению проектных дебитов, повышению добычи нефти. Оптимальная композиция для закрепления ПЗП и повышения нефтеотдачи пласта (патент РФ № 2246605) состоит из смолы, жидкого отвердителя и порообразователя. Для установления оптимальной (наиболее эффективной) концентрации химических реагентов были проведены масштабные лабораторные экспериментальные исследования с использованием теории математического планирования эксперимента.

В качестве параметра, характеризующего процесс закрепления песка в ПЗП, принята степень отверждения («Y» 100%) композиции по объему, влияющая на прочность вновь образуемого коллектора; Х1, Х2, Х3 – концентрации, соответственно, в составе композиции смолы, отвердителя и порообразователя.

Обработка результатов экспериментов проведена с использованем метода наименьших квадратов и при помощи регрессионного анализа. Проведение регрессионного анализа осуществлялось при помощи модуля Multiple Regressions программного пакета «Statistica – 6» компании StatSoft.

В результате проведенного регрессионного анализа получено уравнение регрессии (5) – взаимосвязи между коэффициентом «Y», характеризующим степень отверждения разработанной пескозакрепляющей композиции по объему с обеспечением оптимальной прочности и проницаемости коллектора в ПЗП, и концентрацией каждого компонента состава (X1, X2, X3):

Y = -1,651+0,526 X1+ 1,213 X2 + 0,517 X3. (5)

Разработаны составы крепящих и изолирующих композиции на основе смол и отвердителей под товарным названием «Геотерм – 01; 02; 03» и выпускаемые отечественной промышленностью по ТУ 2257-075-26161597-2007 для различных термобарических условий нефтяных и газовых залежей.

Решение проблемы выноса песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при освоении и эксплуатации скважин, повышении их производительности. Для этих целей разработан и выпускается отечественной промышленностью, скважинный многосекционный песочный сепаратор (ППМС, патент РФ № 2191261), (рисунок 6). Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает максимальное удаление песка из продукции скважины. Предлагаемое устройство решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.

Разработанный скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, когда скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости, что обеспечивает осаждение песка.

На рисунке 7 приведены данные по скважинам Барсуковского месторождения (дебит жидкости, концентрация выносимых частиц и средняя наработка на отказ) до установки односекционных и многосекционных песочных сепараторов и после установки. Из рисунка следует, что применение многосекционных песочных сепараторов эффективнее односекционных в части уменьшения концентрации выносимых частиц и увеличения наработки на отказ.

Рисунок 6 – Схематический разрез скважинного песочного сепаратора

 Рисунок 7 – Данные по скважинам до установки песочных сепараторов (а) и после-9

Рисунок 7 – Данные по скважинам до установки песочных сепараторов (а) и после установки (б)

При эксплуатации нефтяных скважин и проведении ремонтных работ происходит накопление твердых сыпучих материалов (песок, глина) и механических примесей (окалина, куски металла, кабеля и др.) на забое и в ПЗП. Это приводит к перекрытию фильтрационных отверстий, через которые нефть поступает в скважину, снижению продуктивности скважин и уменьшению добычи нефти. Существуют различные способы и устройства, служащие для удаления механических примесей.

В работе предложены устройства, с помощью которых можно многократно создавать депрессию до полного заполнения контейнера-накопителя твердыми частицами без подъема устройств на поверхность, а давление на забое скважины понижать постепенно. Кроме того, они позволяют извлекать крупные частицы, размер которых ограничен только внутренним диаметром труб. Устройства для очистки скважин защищены патентами Российской Федерации на изобретение и свидетельствами на полезную модель (№№ 2268353, 2280759 и №№ 33396, 33397).


ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. По результатам анализа ГТМ, выполняемых на Барсуковском месторождении, установлено наличие значительного резерва увеличения добычи нефти за счет оптимизации режима эксплуатации и проведения мероприятий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений.
  2. Разработаны методика и программа численного моделирования процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте и поступления их в скважину при заводнении. Интерпретация КПД, записанных с использованием производных давления, позволяет более точно, в сравнении с решением на основе численного моделирования, фиксировать фактическое наличие и глубину зоны заводнения и вычислить (спрогнозировать) появление закачиваемой воды в добывающих и рядом расположенных, скважинах, т.е. регулировать закачивание воды по времени и объемам.
  3. Разработаны технологические жидкости для глушения скважин на углеводородной основе (дизельное топливо, эмультал, хлорид натрия и АСМ - решение о выдаче патента по заявке № 20071332047) и на водно – солевой основе из карналлита [(KClMgCl2)6H2O] (выпускается по ТУ 2111-013-05778557-2002), а также водоизоляционная композиция для ликвидации заколонных перетоков и технология ограничения водопритоков в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин. За счет взаимного влияния ингредиентов технологических жидкостей друг на друга, их синергетического действия в разработанных составах, обеспечивается минимальная фильтрация в ПЗП при глушении скважин и высокая адгезия к породе и металлу обсадной колонны при РИР. Внедрение этих разработок на месторождениях Надым – Пурской НГО осуществлено с высокой эффективностью (более 90 %).
  4. Дано обоснование и разработаны технологии и технические средства для ограничения и ликвидации пескопроявлений:

- полимерная водопескоудерживающая (закрепляющая) композиция на основе смолы ФР, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя (NH4)2СO3 (патент РФ № 2246605) и технология ее применения. Выпускается отечественной промышленностью под товарным названием «Геотерм» по ТУ 2257-075-256161597-2007 (внедрена на месторождениях Западной Сибири, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев с эффективностью более 90 %);

- противопесочный многосекционный сепаратор с размещением секций друг над другом (ППМС), обеспечивающий максимальное удаление песка из продукции (патент РФ № 2191261), выпускается отечественной промышленностью;

- устройства для очистки скважин (свидетельства № 33396, № 33397, патенты РФ № 2268353, № 2280759).

  1. Применение авторских научно – технических и технологических разработок в области ограничения водопескопроявлений, только на месторождениях Надым – Пурской НГО, дало экономический эффект болле 100 млн. рублей. Разработки нашли применение также на месторождениях Шаимского НГР, Среднеобской НГО Западно-Сибирской НГП, о. Сахалин, Ставропольского и Краснодарского краев и рекомендуются к более широкому внедрению на нефтяных и газовых месторождениях России.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

  1. Горбунов А.Т. Некоторые важные аспекты применения растворов для глушения скважин / А.Т. Горбунов, Э.Ю. Тропин, В.К. Бочкарев // Интервал. – 2002. - № 10. – С. 70-76.
  2. Пат. № 2191261 РФ, С 1 Е 21 B 43/38. Скважинный песочный сепаратор / В.К. Бочкарев, Ю.И. Тропин, Э.Ю. Тропин, В.Ф. Бульба (Россия) // № 2001105605/03; Заявлено 03.03.2001; Опубл. 21.09.2002., Бюл. № 17.
  3. Свидетельство РФ на полезную модель № 33396, 7 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2001203701/10; Заявлено 03.03.01; Опубл. 21.09.02, Бюл. № 17.
  4. Свидетельство РФ на полезную модель № 33397, 7 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2002301604/11; Заявлено 28.11.02; Опубл. 11.07.03, Бюл. № 18.
  5. Карнаухов М.Л. Исследование нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления / М.Л. Карнаухов, А.Ю. Николаев, Н.Н. Даниленко, В.К. Бочкарев // Сб. трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». – Тюмень, ТюмГНГУ. Вып. 1, 2004. - С. 11-25.
  6. Пат. РФ № 2246605, Е 21 В 33/138. Состав для повышения нефтеотдачи пласта / С.С. Демичев, К.А. Баздуков, А.И. Багров, В.К. Бочкарев. (Россия) // № 2003104383; Заявлено 13.02.03; Опубл. 20.02.05. Бюл. № 13.
  7. Демичев С.С. Актуальность работ по ограничению пескопроявлений в нефтяных скважинах / С.С. Демичев, О.Г. Отрадных, В.К. Бочкарев // В кн.: Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. – Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. – 244 с.
  8. Пат. РФ № 2268353, С2 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2003124014/03; Заявлено 08.04.2003; Опубл. 20.01.2006; Бюл. № 19.
  9. Пат. РФ № 2280759, С2 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважин / В.К. Бочкарев, В.Ф. Дроков, П.В. Лубяко (Россия) // № 2003124014/03; Заявлено 08.04.2003; Опубл. 27.07.2006; Бюл. № 22.
  10. Клещенко И.И. Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных нефтяных и газовых скважинах с помощью колтюбинговой установки / И.И. Клещенко, В.К. Бочкарев, С.К. Сохошко, С.С. Демичев // Известия вузов. Нефть и газ. - № 6. - 2007. – С. 66-69.
  11. Клещенко И.И. Технологическая жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, В.К. Бочкарев, С.С. Демичев // Известия вузов. Нефть и газ. – № 1. - 2009. – С. 16-19.

Соискатель В.К. Бочкарев

Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 19.03.2009 г.

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 155.

Отпечатано с готового набора в типографии

издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.



 





<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.