Совершенствование технологий ремонтно-изоляционных работ для высокотемпературных пластов

• Автор: Стрижнев, Кирилл Владимирович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 143 с.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ РИР, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ
1.1 Актуальность разработки и внедрения технологий РИР в процессе разработки нефтяных месторождений

1.2 Обзор технологий РИР, применяемых на месторождениях Западной Сибири

Выводы
2 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО СОЗДАНИЮ НОВЫХ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ИЗВЕСТНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР 60-120 °С

2.1 Разработка рецептур тампонажных составов на основе

стирола
2.2 Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ
Выводы
3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ОБОСНОВАНИЮ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ РИР С ЗАКАЧИВАНИЕМ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ОБВОДНЕННЫЕ ПЛАСТЫ
3.1 Исследование параметров зон перемешивания водорастворимых тампонажных составов с технологическими жидкостями при движении их но НКТ в интервал изоляции
3.2 Исследование параметров закачивания тампонажных
составов на основе стирола по НКТ в интервал изоляции

Выводы
4 РАЗРАБОТКА, ВНЕДРЕНИЕ И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ
4Л Краткая геолого-физическая характеристика Талинского нефтяного месторождения
4.2 Состояние выработки запасов Талинского нефтяного месторождения
4.3 Совершенствование технологий РИР по отключению отдельных обводненных интервалов продуктивного пласта в скважинах Талинского месторождения
4.4 Рразработка, испытание и анализ технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективности в скважинах Талинского месторождения
4.4.1 Обоснование проведения РИР по отключению ЮК-11..
4.4.2 Разработка технологии РИР по отключению ЮК-
4.4.3 Анализ технологии РИР по отключению ЮК-
Выводы
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы.
Проблема притока воды в скважины не теряет своей актуальности, причем не только для скважин, находящихся в эксплуатации, но и для только что вышедших из бурения. Резко возрос объем вводимых в эксплуатацию скважин, требующих ремонта из-за прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов. Около 20% общего объема осложнений составляют скважины с межпластовыми перетоками, что, как правило, связано с некачественным первичным цементированием. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15 - 20% и более. В результате почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 82%, причем это в среднем по стране и при массовом отключении из работы высокообводненных скважин. Многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98 - 99%.
Анализ работы скважин, переведенных на механизированный способ эксплуатации, показывает, что в 70 - 90% случаев в результате прорыва подошвенных или посторонних вод резко возрастает обводненность, и снижается добыча нефти. Более 89% работающих скважин эксплуатируются насосным способом главным образом из-за обводнения скважин. При форсировании добычи нефти или газа, например при увеличении депрессии на пласт, происходит активизации водопроявлений, часто сопровождаемых выносом породы. Проблема очень актуальна на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин. На месторождениях, где вследствие строения продуктивного пласта будет добываться обводненная продукция, своевременное проведение водоизо-

водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты, но продукт токсичен.
Смолки этилсиликатов представляют собой ЭТС-40, загрязненный продуктами его гидролиза - гелем эфира ортокремниевой кислоты в виде осадка, допустимого ТУ. Химические свойства сходны со свойствами этилсиликата, главное из которых - подверженность действию воды. Продукт при этом гидролизуется до окиси кремния. Плотность его 1100 кг/м3, температура замерзания минус 45 °С. Срок хранения с гарантией кондиционных свойств 6 мес. Продукт горюч, невзрывоопасен, растворим в органических растворителях. К безводным растворам кремнийорганических соединений относятся растворы органохлорсиланов в ацетоне, н-гексане, толуоле, дизельном топливе, которые действуют как ПАВ.
После обработки нефтеводонасыщенных пластов вышеуказанными растворами у пород появляются гидрофобные свойства — проницаемость для нефти увеличивается.
Этил- и метилсиликонаты натрия (ГКЖ-10 и ГКЖ-11) являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия). Товарной продукцией являются 30%-ные водоспиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия. Эти жидкости имеют щелочную реакцию (рН=ТЗ-14), плотность 1170-1210 кг/м3, хорошо растворяются в воде и этиловом спирте, не смешиваются с углеводородами и при использовании не выделяют вредных паров и газов, не взрыво- и пожароопасны.
Полифенилэтоксисилоксаны относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113 - 63 или 113 - 65). В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной активностью. Они хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Образующийся при гидролизе полимер