Глава 4. Селективные методы ограничения водопритока (стр. 3 )

Реагент разбавляется водой и из 1 т концентрированной жидкости получается несколько тонн рабочего состава. Обычно на одну скважино-операцию используют 1-3 м3 товарного материала, приготавливая из этого объема 6-15 м3 водного рабочего раствора.

Состав широко применялся на месторождениях Западной Сибири и на малодебитных скважинах Краснодарского края. В среднем количество добытой нефти составляло 2 тыс. т. на тонну закачанной продукции, при средней продолжительности эффекта 12 мес. и успешности равной 80 %.

Практика применения тампонажного материала АКОР показала, что в каждом конкретном случае, в зависимости от характера притока пластовой воды, необходимо использовать различные технологические приемы обработки.

Похожие составы были разработаны Маляренко получили название ВТС [35, 78].

ВТС-1 представляет собой смесь этилсиликата с гликолем, содержащим 20 % раствор соляной кислоты. При температурах 40-700С время отверждения состава колеблется от 16 до 350 минут.

Этилсиликат представляет собой смесь тетраэтоксисилана и линейных олигомеров, преимущественно следующего состава [86, 87].

В зависимости от степени полимеризации (n) и, следовательно, от содержания кремния (в пересчете на SiO2) этилсиликат выпускают разных марок: этилсиликат– 40 % SiO2), этилсиликатSiO2) и этилсиликат-50 (до 50 % SiO2).

ВТС-2 представляет собой смесь этилсиликата, продукта 119-204 и полигликоля. При температурах 40-700С время отверждения состава колеблется от 16 до 315 минут.

Составы ВТС-1 и ВТС-2 отличаются от продукта 119-204 способностью растворяться в воде, но по степени разбавления водой и регулирования времени отверждения уступают составам АКОР. Кроме того, их недостатком является многокомпонентность состава.

Олигоорганосилоксаны (ГКЖ-10, ГКЖ-11, ПМС-100, ПМС-200 и др.) нередко вводятся в состав композиций для ограничения водопритока для попутной гидрофобизации пород пласта и подробно их воздействие будет рассмотрено в следующем разделе.

Полифенилэтоксисилоксаны (ПФЭС) относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113-63 или 113-65). Структурная химическая формула модификатора [76, 86, 87]:

В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной актив­ностью. ПФЭС хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Об­разующийся при гидролизе полимер имеет повышенную адгезию к стеклу, це­ментному камню, горным породам.

Продукт 119-296Т – композиция для селективной изоляции водопритока, представляющаяся собой смесь отходов производства этилсиликата-40, тетраэтоксисилана и метилкарбинола [80]. Эфиры ортокремниевой кислоты при смешении с водой расслаиваются и образуют две несмешивающиеся фазы. Процессы гидролиза и поликонденсации происходят на границе раздела двух фаз с образованием твердого полимера в зоне контакта. Состав готовится непосредственно на скважине и может использоваться в широком диапазоне температуры окружающего воздуха. Время отверждения композиции регулируется количеством добавляемой соляной кислоты. Композиция позволяет изолировать нижние, верхние и подошвенные воды любой минерализации при температурах пласта до 80 0С, а также при больших перепадах давления и малых перемычках между пластами. Физико-химические показатели продукта 119-296Т по ТУ приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7

Физико-химические показатели продукта 119-296Т

Показатели	Норма
Внешний вид	Однородная жидкость от желтого до темно-коричневого цвета со специфическим запахом
Массовая доля, %, не более
механических примесей	5,0
хлористого водорода	0,3
метилкарбоната	17
тетраэтоксисилана	20
Продолжительность гелеобразования при температуре 200С, мин	80-600
Динамическая вязкость, мПа·с	1,0-9,0
Водорастворимость	Выдерживает испытания

4.11. Гидрофобизация поверхности пород

призабойной зоны пласта

В последнее время развиваются методы увеличения производительности нефтяных скважин, которые основываются на концепции придания нефтяным пластам гидрофобных свойств [76, 88, 89, 90].

Гидрофобная обработка предназначена для интенсификации притока нефти в добывающие скважины из преимущественно гидрофильных пластов, содержащих в составе нефтеэмульсий большое количество воды. В основе лежит одновременная обработка призабойных зон добывающих и (или) нагнетательных скважин специальными композициями, гибко регулирующими гидрофильно-гидрофобный баланс пород нефтяного пласта.

Обработка добывающих скважин гидрофобными композициями приводит к гидрофобизации пласта на определенную глубину, и как следствие, к образованию в призабойной зоне пласта гидрофобизирующей мембраны, изменяющей фильтрационные параметры породы, увеличивающей фазовую проницаемость для нефти и снижающей ее для воды. Это позволяет повысить дебит добывающих скважин и снизить обводненность нефтеэмульсии.

Первоначально для этих целей применялись композиции катионоактивных ПАВ на основе неполярных (бензин, ШФЛУ, нефть и др.) и полярных (вода, водный раствор соляной кислоты и др.) жидкостей [88]. При этом закачивалось от1 до 2 м3 композиции на метр толщины пласта с последующей продавкой нефтью. Применение подобных гидрофобизирующих композиций в основном было направлено на удаление капиллярно-удерживаемой воды из призабойной зоны добывающей скважины, в меньшей степени приводя к гидрофобизации поверхности породы. В результате удаления водяной блокады из призабойной зоны скважины увеличивался общий дебит скважины и снижалась обводненность нефтеэмульсии. Недостатком указанной технологии является непродолжительность эффекта обработки вследствие быстрого восстановления первоначальной блокады рыхло-связанной воды в призабойной зоне, т. к. КПАВ оказывают слабый гидрофобизирующий эффект на поверхность породы.

Помимо КПАВ для гидрофобизации призабойных зон применяются кремнийорганические продукты – ГКЖ, ЭТС, Экстракт–700 и некоторые другие, как в чистом виде, так и в сочетании с ПАВ и полимерами.

Практический интерес для изоляции водопритоков представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения, которые, со­держа связи Si-О и Si-С, занимают промежуточное положение между органическими и неорганическими соединениями [38, 76, 81 и др.]. Большинство используемых кремнийорганических продуктов имеют в цепи молекул силоксановую связь Si-О и называются полиорганосилоксанами. Эта связь почти на 50 % обладает чисто ионным характером. Дипольный момент связи равен 2,8 D, угол связи Si-О-Si лежит в пределах 2,80-2,97 рад. (). Молекулы полиорганосилоксанов имеют линейную, циклическую, разветвленную или «сшитую» структуру, которая в значительной мере определяет свойства соединений.

Многочисленными исследованиями установлена способность полисилоксанов сорбироваться на силикатсодержащих породах, слагающих нефтяной пласт и образовывать на их поверхности тончайшее гидрофобное покрытие. Полисилоксаны обладают рядом физико-химических свойств, обеспечивающих их эффективное использование при добыче нефти:

·  низкое поверхностное натяжение; хорошую растекаемость и смачиваемость поверхности нефтью, гидрофобное воздействие на породу;

·  термостабильность в диапазоне температур от – 40 до 2000С;

·  отсутствие коррозионного воздействия;

·  химическая инертность исключающая экологические проблемы.

Отечественной промышленностью выпускается ряд олигоорганосилоксанов, различных по строению и свойствам: олигометилсилоксаны (ПМС), олигоэтилсилоксаны (ПЭС), олигометилфенилсилоксаны (ПФМС), олигоорганосилоксаны с атомом галогена в органическом радикале и органогидридсилоксаны (ГКЖ). Олигометилсилоксаны коррозионно инертны, обладают хорошими диэлектрическими свойствами и поверхностной активностью, температура за­стывания ниже – 60 0С. Олигоэтилсилоксаны обладают более низкой температу­рой застыванияС) [108].

Введением в органические радикалы гетероатомов (F, С1, S и др.) или по­лярных групп (СN, NH2, ОН и др.) можно регулировать такие свойства олигоорганосилоксанов как поверхностное натяжение и диэлектрические свойства при сохранении высокой термостойкости (250 0С), низкой температуры застывания (-100 0С) и малой зависимости вязкости от температуры.

Олигометилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11), олигогидридэтилсилоксан (ГКЖ-94, ГКЖ-94М) благодаря наличию в составе атомов кремния обладают способностью адсорбироваться на поверхности силикатсодержащей породы, а органические радикалы придают реагентам гидрофобные свойства.

Олигогидридэтилсилоксан ГКЖ-94 – наиболее универсальный гидрофобизатор. У каждого атома кремния в молекулах соединения сохраняется связь Si-Н, которая и определяет реакционную способность ГКЖ-94 при гидрофобизации. Реагент применяется в виде раствора в органических растворителях.

Олигометилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) – прозрачная бесцветная жидкость, применяется для гидрофобизации в виде водных растворов.

с соавторами был предложен метод, в котором обрабатывали призабойную зону нагнетательных скважин кремнийорганической эмульсией «Экстракт–700» с последующим вытеснением нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды.

«Экстракт – 700» представляет собой водную эмульсию силиконового масла с массовым содержанием основного компонента 10 %. Выпускается фирмой «Wacker-Chemie» в различных модификациях, различающихся вязкостью и концентрацией основного компонента, а также типом эмульгаторов и антикоагулянтов. Он хорошо разбавляется водой, устойчив к действию щелочей и кислот [90].

Состав был апробирован на ряде месторождений Западной Сибири. Обработке подвергались в основном нагнетательные скважины. Через 10 – 15 дней после закачки приемистость нагнетательных скважин снизилась на 20-30 %, а через 3-4 месяца началось увеличение дебита нефти (на 3-5 т/сут.) и снижение обводненности продукции на 2-10 %. Средняя эффективность по всем обработанным месторождениям составила 1900т/т реагента. Однако экономическая целесообразность применения данной технологии не слишком высока вследствие высокой стоимости реагента (≈ 5 тыс. долл. за тонну), притом, что на одну обработку требуется порядка 5-10 тонн.

Химические составы, обладающие высокими гидрофобизирующими свойствами разработаны Уфимским нефтяным техническим университетом (УНИ-1 и УНИ-4). Лучший из них УНИ-4 представляет собой 1 %-ную водную дисперсию композиции трех химических реагентов: гидрофобизатора, ингибитора коррозии и бактерицида. Данным составом были обработаны 24 скважины Самотлорского и Мыхнайского месторождений, в том числе 20 добывающих и 4 нагнетательных. Обработка проводилась из расчета соответственно 1 и 3 м3 на 1 м интервала перфорации добывающей и нагнетательных скважин, с последующей продавкой в пласт сеноманской водой и выдержкой на реагирование в течение не менее 24 час.

Иной метод был предложен и др [89, 91, 92, 93]. Призабойные зоны добывающих и нагнетательных скважин обрабатывались суспензией специальных гидрофобных веществ в органическом растворителе. Гидрофобные вещества, используемые в этом методе представляли высокодисперсные материалы с химически измененными поверхностями, с краевыми углами от 114-178 0 и степенью гидрофобности от 96.0 до 99.99 %.

Твердые гидрофобные материалы на основе тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия и цинка получались модификацией поверхности этих веществ элементоорганическим соединением общей формулы Cl4-nSiRn, где n = 1-3, R = H, метил-, этил-, Cl-метил-, фенил-, с последующей химической обработкой соединением, выбранным из тетраметоксисилана или тетраэтоксисилана, или олигомера полиметил(этил)силоксана, или полиметилсилазана [94 - 96].

Призабойная зона нагнетательных и добывающих скважин обрабатывалась дисперсией твердого гидрофобного материала в органическом растворителе содержанием его 0,1-2,5 масс. %. В качестве растворителей использовались легкие фракции нефти типа керосина, ацетона, газойля, гексана и бензола. Процесс осуществляли при давлении закачки от 4.0 до 38.0 мПa, используя нефть в качестве продавочной жидкости в добывающих и воду в нагнетательных скважинах. После закачки суспензии в пласт ее выдерживали там под давлением от 12 до 96 часов перед началом откачки (время реагирования). Высокодисперсные гидрофобные материалы реагируют с поверхностью пор пласта, и в результате в призабойной зоне пласта образуется гидрофобная мембрана изменяющая скорость фильтрационных потоков для воды и нефти.

Обработка призабойных зон нагнетательных скважин, кроме того, приводила к удалению рыхлосвязанной воды из пор пласта и таким образом к снятию водяной блокады.

Используя этот метод, было возможно увеличить приемистость нагнетательных скважин на 200-300 %, получить увеличение дебита добывающих скважин в три или четыре раза, снизить обводненность нефтеэмульсии. Эффект был заметен в течение полутора лет. Данная технология успешно применялась на ряде месторождений Поволжья и Западной Сибири и дала очень хороший положительный эффект. Только в гг. по этой технологии было обработано более 200 скважин.

В дальнейшем были разработаны более экономичные способы получения твердых гидрофобных веществ на основе применения более дешевых материалов и расширена зона гидрофобизации породы с нескольких до десятков метров, увеличен срок действия гидрофобной мембраны, добавлено кольматирование крупных каналов поступления воды в пласт [97, 98].

4.12. Неорганические водоизолирующие материалы

Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелочной воды отмечалась еще при разработке Бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими со щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями – типа «вода в нефти». Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость. Снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-раствор щелочи приводит к увеличению эффективности вытеснения нефти [6, 99, 51, 100].

Помимо этого растворы щелочи уменьшают контактный угол смачивания породы водой, т. е. увеличивают гидрофилизацию пористой среды, что в свою очередь повышает коэффициент вытеснения нефти водой.

При щелочном заводнении в основном используются:

Едкий натр (каустическая сода) NaOH

Углекислый натрий (кальцинированная сода) Na2CO3

Гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH

Силикат натрия (растворимое или жидкое стекло) Na2SiO3

Щелочное заводнение применялось на целом ряде месторождений, однако, в настоящее время более широкое применение находит использование закачек жидкого стекла не для увеличения вытеснения из-за снижения межфазного натяжения, а для блокирования промытых зон пласта и селективного ограничения водопритоков [6, 14, 15].

При закачке жидкого стекла в пласт происходит выпадение нерастворимого осадка, что снижает проницаемость высокопроницаемых зон пласта. Особенно эффективны они в условиях глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов трещинного, порового и трещинно-порового типа. При высоком давлении и температуре до 2000С жидкое стекло в течение длительного времени сохраняет свои свойства и почти не взаимодействует с породами пласта. Особенностью растворов силиката натрия является способность последнего взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и образовывать гелеобразные системы и твердый тампонажный материал.

Для обеспечения возможности закачки в пласт запланированного объема изолирующего состава перед жидким стеклом желательно нагнетать буферную жидкость, представляющую собой водный раствор карбоната натрия. Карбонат натрия, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемое за ним жидкое стекло достигает в нескоагулированном состоянии заданную глубину проникновения в пласт. В процессе выдержки в пласте жидкое стекло коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы. В нефтенасыщенных зонах коагуляции жидкого стекла не происходит, так как отсутствует источник ионов кальция и магния. После пуска скважины в эксплуатацию жидкое стекло удаляется из нефтенасыщенных зон.

Для устранения зависимости применения составов на основе жидкого стекла от минерализации пластовой воды, было предложено закачивать жидкое стекло после или совместно с кислотой, как правило, соляной. Именно этот метод получил наиболее широкое распространение [100-103]. Однако его применение может снизить селективность материала и, как следствие, сделать необходимым проведение операций по перфорации пласта.

Жидкое стекло хорошо растворяется в пресной воде, растворы имеют низкую вязкость, регулируемую в широком диапазоне концентрацией силиката.

Широкое распространение получило применение тампонажных составов на основе жидкого стекла за рубежом. Уже в восьмидесятые годы выпускалось несколько модификаций тампонажных растворов. Компания «Халлибартон» разработала следующие тампонажные составы [78]:

Инжектрол G – для песчаников и известняков в скважинах с пластовой температурой до 1200С. До и после обработки этим реагентом необходимо закачивать пресную воду.

Инжектрол H – для скважин с забойными температурами до 1630С (наиболее дорогостоящий).

Инжектрол L – для обработки скважин с породами из известняков и известковистых песчаников и пластовой температурой 15,6 – 93,30С. Обычно применяется в тех случаях, когда требуются высокопрочные гели.

Компанией «Дауэлл» были разработаны составы «Зоунлок», компанией «Би-Джей Хьюз» - состав «Силджел».

Главным преимуществом этих составов является их низкая стоимость, позволяющая проводить большеобъемные обработки скважин. Причинами сдерживающими более масштабное применение жидкого стекла для ограничения водопритока является низкая прочность образующегося геля и сложность проведения обработки при отрицательных температурах воздуха.

Помимо жидкого стекла для ограничения водопритоков возможно применение магния, способного гидролизовываться водой с выделением нерастворимого осадка гидроокиси магния. Суспензию порошкообразного или гранулированного магния в углеводородной жидкости-носителе вводят по схеме гидроразрыва в продуктивный пласт. Поскольку магний не растворим в углеводородах и инертен к ним, реакция гидролиза происходит только в обводненной части пласта с образованием мучнистого осадка гидроокиси магния, закупоривающего водонасыщенные зоны.

Технология ограничения притока пластовых вод с применением гранулированного магния апробирована и внедрена на обводняющихся месторождениях Укрнефти и Мангышлакнефти. Промысловые испытания и внедрение этого метода оказались успешными. Однако из-за наличия твердой фазы в изолирующей композиции метод применим лишь в трещинноватых коллекторах [35].

Возможно применение для закачки в нефтяной пласт высококонцентрированных или слабых водных растворов сернокислого алюминия. При взаимодействии сульфата алюминия Al2(SO4)3 с пластовой водой в пористой среде выпадают кристаллы гидроксида алюминия Al(OH)3, образуется вязкая масса, которая закупоривает промытые водой каналы, а непромытые нефтенасыщенные зоны подключаются к разработке. Интенсивность выпадения кристаллов гидроксида алюминия и вязкость формируемой среды зависят от концентрации сульфата алюминия в воде, кислотности композиции, температуры времени старения раствора.

4.13. Пенные системы

При изоляции подошвенных вод и собственно пластовых вод широкое применение нашли так называемые пенные системы [9]. Механизм изоляции вод при применении пенных систем заключается в следующем:

·  очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворения) образовавшихся мицелл в пенной системе. Главным результатом этого является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков;

·  блокирование путей продвижения воды в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений;

·  изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения.

Применяются двух - и многокомпонентные пенные системы. Для получения двухфазной пены применяются следующие химические реагенты:

Пенообразователь (нефтерастворимые ПАВ) Стабилизатор пены (КМЦ-600, ММЦ и др.) Пресная вода Газовая фаза (природный газ, воздух, азот и др.), на м3 раствора

1,5 – 3,0 масс. % 1,0 – 1,5 масс. % Остальное 50-100 м3

Концентрация компонентов при получении многокомпонентной пенной системы, следующая:

Пенообразователь (нефтерастворимые ПАВ) Стабилизатор пены (КМЦ-600, ММЦ и др.) Углеводородная жидкость (нефть) Силикат натрия Хлористый кальций Пресная вода Газовая фаза (природный газ, воздух, азот и др.), на м3 раствора

1,5 – 3,0 масс. % 1,0 – 1,5 масс. % 0,05–0,1 масс. % 10 – 11 масс. % 2 – 4 масс. % Остальное 50-100 м3

Введение в состав многокомпонентной пены нефти оказывает благоприятное действие на устойчивость пены, так как нефть в отличие от ПАВ, не имеет гидрофильных групп (молекулы нефти имеют только аполярную фобную часть). Благодаря этому молекулы нефти «вклиниваются» в молекулы ПАВ, образующих адсорбционные слои пены, и гидрофобизируют их, что повышает устойчивость пены.

При гидролизе силиката натрия в присутствии катионов многовалентных металлов (Ca+2, Al+3, Mg+2, Fe+3), к примеру - хлористого кальция, образуется вторичная пленка на границе пены (газ+жидкость) из коллоидно-дисперсных частиц, обладающая структурно-механическими свойствами и препятствующая утончению первого слоя пленки из ПАВ + нефть.

Благодаря дополнительным компонентам устойчивость многокомпонентных пенных систем в 15 – 60 раз выше, чем для двухфазной пены.

Областью эффективного применения пенных систем является: низкое и среднее пластовое давление, неограниченная обводненность скважины, четко выраженная неоднородность пропластков, наличие глинистой корки на стенках скважины, наличие в терригенных породах глинистого цемента.

Данная технология внедрена на месторождениях Оренбургской области, однако, статистика применения ее еще недостаточна для того, чтобы делать четкие выводы о результатах и экономических показателях внедрения. К определенным недостаткам относятся: усложнение приготовления и закачки состава из-за его многокомпонентности и сложности с закачкой в зимнее время.

Заключение

Объемы и эффективность применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов являются важнейшими характеристиками существующего уровня разработки нефтяных месторождений, что в свою очередь позволяет планировать возможности использования сырьевой базы страны. Для России, в условиях постоянного роста доли трудноизвлекаемых запасов, это особенно важно. Между тем, отсутствие объективной информации по технологиям и методам интенсификации нефтедобычи, реагентной базе для их реализации, не позволяет проводить быстрое внедрение новых эффективных подходов. Достаточно отметить, что Россия не участвует в подаче статистических данных о МУН в «Oil and Gas Journal». Именно поэтому в данном обзоре сделана попытка определенной систематизации сведений по применению химических реагентов для решения задач ограничения водопритока при процессах добычи нефти.

Характеризуя положение дел, в первую очередь отметим, что в 90-х годах резко сократились масштабы применения методов, повышающих вытесняющую способность закачиваемой воды (полимерное, щелочное, мицеллярное заводнение). Причинами явились, с одной стороны, прогрессирующая обводненность пластов, с другой, резкий рост стоимости химических реагентов. Фактически эти методы достаточно широко применяются только на месторождениях вовлекаемых в активную разработку, да и то в основном на низкопроницаемых пластах. Изменяющиеся геолого-промысловые условия, приводящие к формированию протяженных и значительных по размерам промытых зон, потребовали применения более доступных и дешевых реагентов или их композиций (биополимеров, жидкого стекла, отходов производства капролактама, алюмохлорида, гидрофобизирующих веществ и т. п.). В полимердисперсных системах для замены дорогостоящего полиакриламида широко применяют древесную и органическую муку, силикатно-щелочные составы, часто в сочетании с глинистыми компонентами. Кроме этого, все большее применение находят обработки призабойных зон скважин относительно небольшими оторочками, направленно влияющих на изменение свойств призабойной зоны пласта. Для этого применяются полимерные композиции, кремнийорганические реагенты, различные гидрофобизаторы.

Весьма желательной операцией, дополняющей процесс тампонажа крупных водных каналов и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, является введение в пласт нефтевытесняющих флюидов. Последние, снижая энергию взаимодействия нефти с породой и межфазное натяжение на границе нефть-вода, приводят к увеличению охвата пласта вытеснением. В качестве таких реагентов применяют растворы неионных ПАВ, причем максимальный эффект реализуется в щелочных буферных системах. Роль щелочной среды обусловлена участием гидроксил-ионов в механизмах вытеснения нефти из капиллярно-пористой среды пласта водными растворами ПАВ. К числу таких взаимодействий относятся реакции нейтрализации кислотных групп нефти, омыление сложноэфирных связей, депротонирование донорных гетероатомов гетероатомных соединений, влияние на структуру воды и, тем самым, на гидрофобное связывание, на конформационную подвижность гидрофобных фрагментов ПАВ.

В целом, оценивая существующие технологии и реагентную базу для обработки нагнетательных скважин, отметим, что они позволяют решать задачи по вытеснению нефти как в слабодренируемых коллекторах (полисил, применение виброволновых методов, обработки кислотами, растворителями и т. п.), так и в коллекторах с наличием промытых зон. Широкий набор реагентной базы позволяет гибко маневрировать процессом разработки технологических приемов обработки применительно к самым различным типам месторождений и коллекторов.

Менее однозначна ситуация с обработками добывающих скважин. Несмотря на широкий набор существующих технологических приемов их обработки и используемых реагентов, пока нельзя говорить о создании оптимального комплекса технологий, обеспечивающего уверенное решение задачи ограничения водопритока. Это связано и с многообразием причин обводнения скважин, требующих создания избирательных технологий в каждом конкретном случае, и со сложностями закрепления реагентов в пласте для предупреждения их вымывания, и необходимостью соблюдения принципа селективности воздействия, для исключения отрицательного воздействия на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта. Указанные обстоятельства вызывают необходимость интенсификации научно-исследова-тельских работ в области ограничения водопритока и капитального ремонта скважин, создания более эффективных методов увеличения нефтедобычи.

Необходимым этапом при планировании проведения мероприятий по применению технологий ограничения водопритока является точное определение источника обводнения скважины. Только в этом случае возможен грамотный выбор технологии, обеспечивающей блокирование поступления воды в скважину. Существующий арсенал геофизических и гидродинамических методов дает возможность получения достаточно адекватной картины процессов, происходящих в призабойной зоне пласта.

Тенденцией последних лет является понимание роли полного научно-инженерного сопровождения работ в области повышения нефтеотдачи пластов, включающего анализ геолого-физических особенностей пластов, оценку текущего состояния разработки, анализ опыта применения МУН и прогноз динамики базовых показателей добычи нефти. Систематизация подобной информации позволяет привлекать методы математического моделирования для разработки месторождений, а также для обоснования и оптимизации объемов закачиваемых реагентов и периодичности проведения обработок скважин.

Для успешного применения методов увеличения нефтеотдачи не на отдельных скважинах, а на участках месторождения или на целом месторождении необходимо применение комплекса методов, объединенного на основе некоторых принципов. РМНТК «Нефтеотдача» и ОАО«ВНИИнефть» при активном участии разработали системную технологию воздействия, построенную на принципах комплексного воздействия на нефтяную залежь в целом. Соблюдение этих принципов позволяет усилить эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи [104].

Весь опыт работ в области доразработки малопродуктивных нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации свидетельствует об экономической целесообразности введения их в промышленную разработку, что может явиться существенным резервом для развития сырьевых отраслей промышленности России. И роль создаваемых методов и технологий селективной изоляции водопритока в реализации указанных проблем трудно переоценить.

Библиографический список

1.  , Максимов геология. – Гостоптехиздат. - М.: 1958.

2.  , , Чоловский геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов. – М.: Недра,1985.

3.  , , Шугрин геология и гидрогеология: Уч. для вузов. – М.: Недра, 1985.

4.  Максимов основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975.

5.  Справочник по нефтепромысловой геологии /, , и др. – М.: Недра, 1981.

6.  Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ Под ред. . – М.: Недра, 1989.

7.  Сургучев и третичные методы увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1985.

8.  Чулков топлива: ресурсы качество, заменители. Справочник. – М.: Политехника, 1998.

9.  Персиянцев нефти в осложненных условиях. - М.: Недра, 2000.

10.  , , Челоянц добычи нефти. – М.: Наука, 2000.

11.  Муравьев нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.

12.  , Ширковский нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1981.

13.  Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Перевод с англ. – М.: Недра, 1974.

14.  Методы извлечения остаточной нефти / , , и др. – М.:Недра, 1991.

15.  Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / , , и др. – М.: Недра, 1976.

16.  Сухарев нефтяных и газовых месторождений М.:Недра, 1979.