kabobo.ru Повышение эффективности технологий водоизоляционных работ с применением
страница 1


На правах рукописи

Вафин Рустам Ильдусович




Повышение эффективности технологий водоизоляционных работ с применением
гидрофобных эмульсий



Специальность:

25.00.17.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук


Уфа — 2007

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»).






Научный руководитель:




доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич



Научный консультант:




доктор технических наук

Нугайбеков Ардинат Галеевич




Официальные оппоненты:




доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович









кандидат технических наук, доцент

Щербинин Виктор Георгиевич




Ведущая организация:




Общество с ограниченной ответствен­ностью научно-производственная фирма «Нефтегазразработка» (ООО НПФ «Неф­тегазразработка»), г.Уфа

Защита состоится «30» мая 2007 г. в 1500 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «27» апреля 2007 г.


Ученый секретарь диссертационного совета

доктор химических наук Д. А. Хисаева


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность проблемы.

Большинство нефтяных месторождений Республики Башкортостан находятся на поздней и завершающих стадиях разработки, которые характеризуются увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, снижением годовых отборов по нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Поэтому проблемы совершенствования ранее известных технологий, направленных на снижение объемов попутно добываемой воды и увеличение нефтеотдачи частично заводненных пластов, являются весьма актуальными.

Одним из перспективных направлений борьбы с обводнением является проведение водоизоляционных работ (ВИР) с применением гидрофобных эмульсий. В различных геолого-промысловых условиях технологии изоляции водопромытых зон реагентами-аналогами показывают неоднозначную эффективность. Выявлению и обоснованию геолого-промысловых условий эффективного применения и оптимизации состава обратных эмульсий на основе реагентов «Нефтенол» посвящена данная работа.
Цель работы.

Повышение эффективности технологий водоизоляционных работ с применением гидрофобных эмульсий на основе реагента «Нефтенол» с учетом геолого-технологических характеристик эксплуатации место­рождений северо-запада Башкортостана.



Основные задачи исследований:

  1. Проанализировать современное состояние применения технологий, направленных на снижение обводненности добываемой продукции, и определить перспективные технологии ограничения водопритока с целью их дальнейшего совершенствования.

  2. Исследовать реологические и фильтрационные свойства гидрофобных эмульсий с использованием эмульгатора «Нефтенол» и оптимизировать параметры эмульсеобразующей композиции.

  3. Провести классификацию эксплуатационных объектов нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана с учетом геолого-физических и физико-химических параметров пластовых систем.

  4. Проанализировать результаты проведения ВИР в добывающих скважинах рассматриваемых месторождений. Выявить комплекс геолого-технологических параметров обрабатываемых скважин, оказывающих наибольшее влияние на эффективность проводимых ВИР с использованием гидрофобной эмульсии.


Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе геолого-физических характеристик месторождений Башкортостана и использовании современных методов обработки статистической информации, а также аналитических исследованиях методом главных компонент и регрессионного анализа, обобщении результатов экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях.


Научная новизна работы.

  1. Установлена степень влияния температуры, соотношения исходных компонентов состава на реологию, фильтрационные характеристики и стабильность обратных эмульсий на основе реагента «Нефтенол».

  2. Проведена классификация эксплуатационных объектов северо-запада Башкортостана по геолого-физическим параметрам объекта и пластовых флюидов, а также технологических параметров для выявления и выбора объектов под внедрение технологий ВИР.

  3. Получена функциональная связь между снижением обводненности продукции и геолого-технологическими параметрами призабойной зоны пласта после проведения ВИР.


Основные защищаемые положения.

  1. Результаты экспериментальных исследований физико-химических и фильтрационных характеристик обратной эмульсии.

  2. Классификация эксплуатационных объектов рассматриваемых месторождений с использованием методов теории распознавания образов по геолого-технологическим параметрам для выбора объектов под проведение ВИР.

  3. Методика оценки эффективности ВИР с использованием реагента «Нефтенол» по геолого-технологическим характеристикам объекта.


Практическая ценность и реализация работы.

Оптимизирован состав гидрофобной эмульсии на основе рекомендованного реагента «Нефтенол» для использования в технологиях ВИР. Технологии были применены для ограничения водопритока в 70 скважинах шести месторождений северо-запада Башкортостана, что позволило получить дополнительную добычу нефти в количестве более 30 тыс.т.

Предложены геолого-статистические модели по оценке эффективности ВИР с применением гидрофобных эмульсий для использования в промысловых условиях, позволяющие более обоснованно подбирать скважины для данной технологии.
Апробация работы.

Основное содержание работы докладывалось на научно-практической конференции молодых специалистов ООО «Уренгойгазпром», г.Новый Уренгой (2004 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология. Природные ресурсы-2005», г.Уфа-Москва (2005г.), технических советах ОАО НПФ «Геофизика».


Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 6 печатных работ (3 статьи и 3 тезиса докладов), в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована без соавторов. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задачи, участие в лабораторных и промысловых исследованиях, обобщение полученных результатов.


Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 153 страницы машинописного текста, 41 рисунок, 11 таблиц, 143 библиографические ссылки.



СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, цели и задачи исследований, приводятся научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.
В первой главе представлен обзор работ в области технологий, направленных на борьбу с обводнением скважин.

Приведен обзор публикаций по регулированию заводнения путем изменения фильтрационного сопротивления водопромытых зон коллектора.

Существенный вклад в развитие данного направления внесли: Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Андреев В.Е., Газизов А.Ш., Горбунов А.Т., Гарейшина А.З., Жданов С.А., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Г.З., Кабо В.Я., Котенев Ю.А., Кукин В.В., Леви Б.И., Лозин Е.В., Меркулов В.П., Муслимов Р.Х., Позднышев Г.Н., Рахимкулов И.Ф., Рогачев М.К., Селимов Ф. А., Сургучев М.М., Соляков Ю.В., Телин А.Г., Фахретдинов Р.Н., Хайрединов Н.Ш., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Хлебников В.Н., Швецов И.А. и др.

Определены перспективные направления совершенствования технологий ограничения водопритоков, использующих физико-химическое воздействие на призабойную зону продуктивных пластов:



  1. Повышение эффективности изолирующих свойств применяемых реагентов.

  2. Повышение вариативности параметров применяемых композиций реагентов, т.е. возможности изменения соотношения компонентов в композиции с целью адаптации ее к конкретным геолого-промысловым условиям.

  3. Повышение технологичности процесса ВИР.

  4. Применение в технологических процессах более дешевых реагентов и материалов с целью снижения стоимости проводимых работ.

  5. Повышение экологической безопасности проводимых работ с целью снижения отрицательного воздействия на окружающую среду.

Одним из перспективных составов являются гидрофобные эмульсии на основе реагента «Нефтенол». Перспективы применения гидрофобных эмульсий в ВИР связаны с положительными сторонами технологии: избирательность воздействия на водопромытые зоны пласта, технологичность и экологическая безопасность процесса ВИР, использование дешевых реагентов и материалов. Тем не менее, существуют и некоторые проблемы в применении гидрофобных эмульсий — низкая стабильность в условиях высокотемпературных пластов и неопределенность изоляционных свойств эмульсий в высокопроницаемых трещинных зонах пластов. Поэтому дальнейшее совершенствование обратных эмульсий с использованием реагента «Нефтенол» направлено на решение этих проблем и представляется весьма интересной и актуальной темой для теоретических и экспериментальных исследований.
Во второй главе представлены результаты экспериментальных исследований, проведенных в процессе оптимизации состава гидрофобной эмульсии на основе реагента «Нефтенол». В процессе исследований было изучено влияние состава и условий приготовления на реологические свойства и стабильность обратных эмульсий.

Уменьшение содержания нефти в составе эмульсии сопровождается увеличением вязкости состава. При этом увеличивается степень отклонения реологического поведения эмульсий от уравнения Ньютона и растет консистентность составов. Максимальные реологические характеристики обратных эмульсий достигаются при соотношениях нефть/вода равных 25/75  30/70. Полученные зависимости показывают, что эмульсия может быть использована для селективной водоизоляции в добывающих скважинах: смешение с нефтью уменьшает вязкость, а смешение с водой увеличивает её.

Исследования показали, что для приготовления устойчивых к расслаиванию при 20  40 °С эмульсионных составов может быть использована не только пресная, но и минерализованная вода нефтяных месторождений, что позволяет повысить плотность гидрофобных составов. Рост минерализации увеличивает стабильность эмульсий при 40 °С и несколько уменьшает при 19  22 °С. Уровень плотности водной фазы не оказывает большого влияния на реологию гидрофобных эмульсий, несколько увеличивая их вязкость и консистентность.

Рост интенсивности перемешивания при приготовлении способствует получению более устойчивых к расслаиванию гидрофобных эмульсий. Однако для эмульсии с минимальным содержанием нефтяной фазы (25 об. %) зависимость стабильности при 40 °С от интенсивности перемешивания носит экстремальный характер — наибольшая стабильность достигается при скорости вращения 500  750 об./мин.

Следующим этапом экспериментов было получение устойчивых гидрофобных эмульсий при повышенных температурах, а также исследование влияния температуры на их реологические характеристики. Для получения обратных эмульсий использовали нефть ачимовской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (вязкость — 1,33 мПас, плотность 785 кг/м3 при 20 °С), водный раствор хлорида кальция и эмульгатор «Нефтенол».

Исследования степени влияния на стабильность эмульсионных систем показали, что максимальная стабильность при 96 °С наблюдается для составов, содержащих 15  25 об.% нефти и 85  75 об.% рассола соответственно. Период, в течение которого обратные эмульсии стабильны, достаточен для проведения операций при подземном ремонте скважин. Применение концентрированных растворов хлорида кальция и малое содержание нефтяной фазы позволяет получать составы достаточно высокой плотности и использовать гидрофобные эмульсии в качестве жидкостей глушения скважин.

Дальнейшим этапом экспериментов было исследование фильтрационных и реологических характеристик обратной эмульсии и изучение влияния направления закачивания эмульсии, нефтенасыщенности и проницаемости гидрофильных пористых сред на результаты фильтрации.

Для фильтрационных исследований была выбрана обратная эмульсия с минимальным содержанием нефтяной фазы, т.к. среди изученных эмульсий реология этого состава в максимальной степени отклоняется от реологии ньютоновских жидкостей. По своим реологическим свойствам состав приближается к углеводородным гелям и поэтому должен быть наиболее эффективен в водоизоляционных работах в нефтяных пластах.

Для фильтрационных экспериментов были выбраны насыпные пористые среды (модели пласта) из гидрофильного кварцевого песка, т.е. гидрофобная эмульсия не являлась смачивающей фазой.




Рисунок 1. Динамика фильтрации гидрофобной эмульсии на основе нефтенола

В ряде опытов направление вытеснения флюидов и закачка эмульсии совпадало (моделирование призабойной зоны нагнетательных скважин) и не совпадало (моделирование призабойной зоны добывающих скважин). В последнем случае эмульсию закачивали через выход из модели пласта. Фильтрационные эксперименты проводили при постоянной скорости фильтрации.

Результаты опытов, моделирующих нагнетательные скважины, показывают, что эмульсия легко вытесняет воду и остаточную нефть из трещин и крупных пор, размеры которых превосходят размер частиц эмульсии. Часть остаточной нефти оттесняется в глубь пористой среды, а часть смешивается с эмульсией, уменьшая её вязкость; прорыв воды через пористую среду, заполненную эмульсией, происходит по узким каналам. Эмульсия защемляется в свободном объеме пор (т.к. является несмачивающей жидкостью), что объясняет высокие значения остаточного фактора сопротивления.

Результаты опытов, моделирующих добывающие скважины (рис. 1), показывают, что чем выше нефтенасыщенность пористой среды, тем ниже максимальные и остаточные факторы сопротивления и тем легче вытесняется из пористой среды обратная эмульсия. Это снижение тампонажных свойств обратной эмульсии объясняется уменьшением ее вязкости в результате разбавления нефтью. Полученные данные показывают, что для водоизоляционных работ в добывающих скважинах наиболее подходят гидрофобные эмульсии с минимальным содержанием нефтяной фазы.

Таким образом, проведенные исследования показали, что:



В третьей главе проведена классификация эксплуатационных объектов нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. Обобщены и систематизированы накопленные в процессе длительной эксплуатации геолого-физические и промысловые данные, характеризующие геологическое строение рассматриваемых месторождений, физико-химические свойства их пластовых систем и степень выработанности запасов углеводородов.

Нефтяные месторождения расположены в пределах крупной структуры I порядка — Бирской седловины (северо-запад Башкортостана), которая по нижнепермским отложениям имеет ширину не более 85 км и прослеживается до г. Благовещенска. Юго-восточнее от субмеридиана с. Кушнаренково она плавно переходит в Благовещенскую впадину. По гипсометрическому положению и основным чертам геологического строения прослеживается типичный для Бирской седловины пологий наклон на северо-запад (отметки - 200 м). Только юго-восточнее линии Благовещенск - Тавтиманово наблюдается погружение.

Нефтяные месторождения, приуроченные к Бирской седловине, характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий, степени извлечения запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. По 23 месторождениям рассматриваемой тектонической структуры выделены 118 продуктивных объектов (68 объектов в терригенных коллекторах, 50 — в карбонатных), по которым получен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации.

В целом основные эксплуатационные объекты северо-запада Башкортостана находятся на поздних стадиях разработки. Особенности поздней и заключительной стадий разработки рассматриваемой группы месторождений характеризуются:



Основные перспективы повышения эффективности доизвлечения остаточных запасов связаны с проведением детального геолого-промыслового анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает, прежде всего, выделение объектов разработки со схожими геолого-физическими параметрами пластовых систем. Одним из способов выделения относительно однородных групп эксплуатационных объектов является метод главных компонент (МГК).

Результаты анализа с использованием МГК показали, что из 15 главных компонент на первые шесть (фильтрационные характеристики пластов, физико-химические свойства пластовых флюидов, технологические параметры разработки и эксплуатации и др.) приходится 74,1 % общей дисперсии параметров, т. е. при выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве только этих компонент. Каждая из шести главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, емкостно-фильтрационные, физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, текущее состояние разработки этих объектов.

Необходимо отметить, что на пятую и шестую компоненты приходятся наименьшие значения общей дисперсии параметров — 7,6 % и 6,7 % соответственно.

Как видно, каждая компонента отражает геологические и технологические особенности объектов разработки на том или ином иерархическом уровне.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент Z1 – Z2, Z1 – Z3, Z1 – Z4, Z1 – Z5, Z1 – Z6 позволило выделить четыре группы объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве главных компонент.

Качественная характеристика и выявление особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам требует расчета их значений для «средних» гипотетических залежей. Каждая из выделенных групп объектов обладает своими специфическими особенностями.

В первую группу вошли 30 объектов. Группа объектов представлена терригенными коллекторами отложений нижнего карбона и характеризуется: наибольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины пластов, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и извлечения нефти, содержанием в пластовой нефти смол и асфальтенов; высокими показателями обводненности и использования запасов; наименьшим показателем плотности нефти.

Во вторую группу вошли 29 объектов. Группа объектов представлена терригенными коллекторами отложений девона с малой толщиной продуктивных пластов, наибольшими значениями плотности нефти и содержания в ней парафинов, низкими значениями вязкости нефти и обводненности добываемой продукции.

Двадцать два объекта третьей группы представлены карбонатными коллекторами, которые характеризуются наибольшими значениями общей толщины продуктивных отложений, вязкости пластовой нефти и содержания серы, коэффициента использования запасов и обводненности добываемой продукции; наименьшими значениями коэффициента пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, содержания парафинов и асфальтено-смолистых соединений, пластовой температуры.

В четвертую группу вошел 31 объект. Группа представлена также карбонатными коллекторами с наименьшими значениями коэффициента извлечения нефти и использования запасов.

Первая группа объектов представлена высокопродуктивными терригенными коллекторами - пластами тульско-бобриковско-радаевского горизонта, которые в настоящее время, в основном, выработаны и находятся на поздних стадиях разработки. Объекты второй группы — терригенные пласты девона. Основная часть запасов группы относится к категории трудноизвлекаемых. Залежи этой группы, в основном, характеризуются низкой выработанностью запасов и находятся на ранних стадиях разработки.

Третья и четвертая группы объектов представлены карбонатными объектами турнейского яруса и каширо-верей-башкирских отложений. Продуктивные пласты четвертой группы характеризуются лучшими емкостно-фильтрационными параметрами, чем пласты третьей группы. Но запасы, приуроченные к пластам четвертой группы, относят залежи к категории мелких. Запасы залежей пластов третьей группы более крупные и характеризуются большей выработанностью. Эксплуатационные объекты находятся на поздних и завершающих стадиях разработки.

Таким образом, эксплуатационные объекты первой и третьей групп находятся на поздних стадиях разработки, которые характеризуются низкими уровнями добычи нефти и высокой обводненностью. Параметры пластовых систем этих групп объектов, в целом, отвечают критериям применимости технологии ВИР с использованием обратной эмульсии на основе реагента «Нефтенол».
В четвертой главе приведено геолого-статистическое моделирование применения композиции на основе реагента «Нефтенол». ВИР проводились в добывающих скважинах, эксплуатирующих, в основном, бобриковский горизонт. Работы проводились в скважинах Игметовской, Абдуллинской, Яркеевской, Кувашской площадей Манчаровского, Юсуповской площади Арланского, Менеузовском, Андреевском, Таймурзинском и Саитовском месторождениях.


а.

б.

Рисунок 2 — Динамика технологических показателей эксплуатации обработанных добывающих скважин №№ 526 (а) и 1498(б)

Успешность проведенных работ составила 79 %. Максимальное снижение обводненности добываемой продукции после мероприятии составило 20 % (скважина № 526 Юсуповской площади, рисунок 2),


в среднем 3,8 %. В среднем удельный технологический эффект составил 561,5 т/скв.-обр. Суммарная дополнительная добыча за счет проведения всего комплекса ВИР составила 30 881 тонну нефти.

По результатам применения технологии были построены геолого-статистические модели. Целью исследований являлось определение геолого-промысловых и технологических параметров, влияющих на величину эффекта от применения эмульсеобразующей композиции. Причем рассматривалось не единичное влияние одного конкретного параметра на эффективность, а весь комплекс параметров, их взаимное влияние на изменение промысловых параметров и их граничные значения.

Эффективность применения эмульсеобразующей композиции может зависеть от многих геолого-физических факторов и условий разработки конкретных месторождений. Для определения этих факторов были построены геолого-статистические модели изменения технологических параметров добывающих скважин после проведения на них водоизоляционных работ с использованием реагента «Нефтенол».

По исходным геолого-промысловым параметрам и результатам проведенных работ были построены геолого-статистические модели на основе методов регрессионного анализа с использованием прикладных программ. В таблице 1 представлены интервалы изменения параметров вышеуказанных геолого-промысловых данных и их математическое ожидание.

Таблица 1 — Интервал изменения геолого-промысловых данных модели технологической эффективности воздействия на ПЗП


Параметры, единица измерения

Минимум

Максимум

Математическое ожидание

, т

0

3569

441,2

, %

0

20

3,5

, мкм2

0,105

0,93

0,51

, м

1,2

28

8,63

, ед.

1

11

2

, т/сут

0

18,7

2,8

, %

92,9

100

97,9

, д.е.

0,257

0,939

0,677

, т

0,3

2,7

1,5

Были выделены 7 различных геолого-физических и технологических факторов, оказывающих влияние на процесс извлечения нефти с применением реагента «Нефтенол». В качестве зависимых параметров рассматривались следующие технологические показатели: дополнительно добытая нефть (), снижение обводненности добываемой продукции ().

Среди влияющих факторов выделены: работающая перфорированная толщина продуктивных пластов (), коэффициент проницаемости (), коэффициент расчлененности (), дебит по нефти до обработки (), доля воды в добываемой продукции до обработки (), отношение забойного давления к пластовому до обработки (), объем использованного реагента при обработке (). С целью определения степени влияния независимых факторов на зависимые все параметры нормировались. Взаимосвязь между параметрами оценивалась множественным коэффициентом корреляции. Адекватность полученных уравнений множественной линейной регрессии оценивалась по критерию Фишера. Значимость оценок коэффициентов уравнения — по критерию Стьюдента.

Были получены следующие модели:

1. Дополнительная добыча нефти за счет водоизоляционных работ с использованием реагента «Нефтенол»:
.
Множественный коэффициент корреляции равен 64 %. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 80 %. Наибольшее положительное влияние на величину дополнительно добытой нефти оказывает перфорированная толщина пласта.

2. Снижение обводненности добываемой продукции. Зависимость между снижением обводненности добываемой продукции после проведения водоизоляционных работ (ВИР) и геолого-технологическими параметрами обрабатываемых скважин:



Множественный коэффициент корреляции составил 74 %. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 86 %. Наибольшее положительное влияние на снижение обводненности оказывают величины обводненности до проведения ВИР и объемы закачиваемых реагентов.

Таким образом, анализ полученных уравнений множественной линейной регрессии показал, что статистическая взаимосвязь между исследуемыми величинами существует и с достаточно высокой степенью достоверности. Из полученных нами зависимостей можно сделать вывод, что наибольшее влияние на процесс извлечения нефти с применением «Нефтенол» оказывают следующие факторы: дебит по нефти до обработки, обводненность добываемой продукции, работающая перфорированная толщина пласта, коэффициент расчлененности и объем используемого реагента. Поэтому подбор скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ с использованием реагентов «Нефтенол» необходимо осуществлять с учетом выявленных геолого-технологических параметров этих скважин, которые оказывают сильное влияние на эффективность планируемых мероприятий.



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ


Проведенные диссертационные исследования позволили получить следующие результаты:

  1. На основе анализа современного состояния применения технологий ВИР определены направления их дальнейшего совершенствования путем повышения изолирующих свойств применяемых реагентов, вариативности параметров применяемых композиций реагентов, технологичности процесса водоизоляционных работ, экологической безопасности и применения относительно дешевых реагентов и материалов. Определено, что одним из перспективных составов, применяемых в ВИР, является гидрофобная эмульсия.

  2. Экспериментальные исследования реологических и фильтрационных свойств гидрофобных эмульсий с использованием эмульгатора «Нефтенол» показали, что

- изменяя соотношение нефть / вода и условия приготовления составов можно в широких пределах регулировать реологические свойства эмульсий (оптимальное соотношение нефть / вода / «Нефтенол» в % — 11 / 85 / 4);

- не только состав эмульсии, но и правильно подобранные условия приготовления определяют устойчивость обратных эмульсий при повышенных температурах;



- гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в нагнетательные скважины) и для селективной водоизоляции в добывающих скважинах, в последнем случае рекомендуется использовать эмульсионные составы с низким содержанием нефтяной фазы, что обеспечивает снижение проницаемости трещинного коллектора по воде в 51 раз.

  1. Проведена классификация и группирование эксплуатационных объектов месторождений северо-запада Башкортостана с учетом геолого-физических характеристик объекта и физико-химических параметров пластовых флюидов, что позволило выделить четыре группы эксплуатационных объектов. На основании лабораторных исследований установлено, что применение гидрофобной эмульсии на основе реагента «Нефтенол» для ограничения притока воды в добывающие скважины в большей приоритетности рекомендуется в объектах первой и третьей выделенных групп.

  2. Выявлена высокая степень влияния комплекса геолого-технологических параметров обрабатываемых скважин на величину эффективности проводимых водоизоляционных работ с использованием композиции на основе реагента «Нефтенол». Наибольшее влияние оказывают следующие факторы: дебит по нефти до обработки, обводненность добываемой продукции, работающая перфорированная толщина пласта, коэффициент проницаемости и расчлененности, объем используемого реагента. По результатам исследований разработана методика расчета эффективности применения технологии ВИР для использования в промысловых условиях.

  3. Внедрение результатов диссертационных исследований обеспечило снижение обводненности добываемой жидкости и дополнительную добычу нефти более 30 тыс. т.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих печатных работах

  1. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н., Вафин Р.И. Исследование гидрофобных эмульсий. Эмульсии для высокотемпературных нефтяных пластов // Башкирский химический журнал. – 2004. - т11, №2 – С.30-34.

  2. Вафин Р.И. Обзор применяемых технологий водоизоляции на месторождениях западного региона Республики Башкортостан / Вафин Р.И., Чижов А.П., Нугайбеков А.Г. // Мат-лы всеросс. науч.-практ. конф. «Уралэкология. Природные ресурсы - 2005». – Уфа-Москва, 2005. – С. 114-115.

  3. Вафин Р.И. Особенности геологического строения месторождений западного региона Республики Башкортостан / Чижов А.П., Султанов Ш.Х., Вафин Р.И. // Мат-лы всеросс. науч.-практ. конф. «Уралэкология. Природные ресурсы - 2005». – Уфа-Москва, 2005. – С. 146-147.

  4. Вафин Р.И. Текущее состояние разработки месторождений западного региона Республики Башкортостан / Чижов А.П., Вафин Р.И., Нугайбеков А.Г. // Мат-лы всеросс. науч.-практ. конф. «Уралэкология. Природные ресурсы - 2005». – Уфа-Москва, 2005. – С. 147-148.

  5. Чижов А.П., Султанов Ш.Х., Вафин Р.И., Нугайбеков А.Г. Группирование объектов разработки месторождений Бирской седловины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2007. – № 2. – С. 16-21.

  6. Вафин Р.И. Геолого-статистическое моделирование применения композиции на основе реагента «Нефтенол» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2007. – № 2. – С.33-35.


страница 1
скачать файл

Смотрите также:
Повышение эффективности технологий водоизоляционных работ с применением гидрофобных эмульсий
216.2kb. 1 стр.

План мероприятий («дорожную карту») «Изменения в отраслях социальной сферы, направленные на повышение эффективности здравоохранения в Чувашской Республике»
960.1kb. 2 стр.

Порядок организации и проведения государственной (итоговой) аттестации студентов заочного отделения рфэи, обучающихся с применением дистанционных технологий и выпускающихся в июне 2013 года
87.33kb. 1 стр.

© kabobo.ru, 2017