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

17.  и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981.

18.  , Умрихина методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. - М: Недра, 1981.

19.  , Газизов эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. – М: -Бизнесцентр», 1999.

20.  , , Смирнов эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения непроизводительной фильтрации закачиваемых и пластовых вод по промытым зонам пласта. // Нефтепромысловое дело. – 2000. - № 7. – С. 2-10.

21.  , , Давыдов нефтеотдачи - новые возможности // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 1. – С.

22.  Справочник мастера по капитальному ремонту скважин / , – М.: Недра, 1985.

23.  Сургучев контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968.

24.  , , Шевкунов геология и геофизика: Учеб. пособ. для вузов. – М.: Недра, 1986.

25.  Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки /, , и др. – М.: Недра, 1983.

26.  , , А, Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1991.

27.  Токарев геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990.

28.  , , Кузнецов курс геофизических исследований скважин. Уч. для вузов. – М.: Недра, 1984.

29.  , Мерзлякова ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин. – Уфа: изд. БашНИПИнефть. 1995.

30.  Результаты применения новейших методов увеличения нефтеотдачи пластов на девонских залежах Ромашкинского месторождения / , , // Интервал. – 2002. - № 3. - С.21-25.

31.  , , Ручкин, А. А., Л, , Цыкин технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 9. - С. 72-75.

32.  , Бриллиант направления совершенствования физико-химического заводнения на Самотлорском месторождении //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 9. - С. 47-50.

33.  Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения /, , // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 10. – С. 27 – 32.

34.  Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах / , , //Нефтяное хозяйство, 1989. - № 4. - С. 47 – 53.

35.  Обобщение современного состояния ремонтно-изоляционных работ обводняющихся скважин (отечественный и зарубежный опыт). – М.:: ИРЦ Газпром, 1998.

36.  , , Фомин полимерного заводнения слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 1. – С.

37.  Мамедов опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов // РХЖ. – 1995. - № 5. - С. 13-16.

38.  , , Телков работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. – М.: Недра, 1997.

39.  Применение полимеров в добыче нефти / , , и др. – М.: Недра, 1978.

40.  и др. Биополимеры для нефтяной промышленности. – М.:ЦНИИОЭНГ,1990.

41.  Каушанский биотехнологические и физико-химические технологии воздействия на нефтяные пласты // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 11. - С. 47-51.

42.  Патент РФ № 000. Способ непрерывного получения экзополисахаридов.

43.  Патент РФ № 000. Штамм бактерий – продуцент экзополисахарида.

44.  Патент РФ № 000. Способ повышения нефтеотдачи нефтяной скважины.

45.  Патент РФ № 000. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений.

46.  А. С. СССР № 000. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений.

47.  А. С. СССР № 000. Способ разработки нефтяных залежей.

48.  и др. Использование полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Шестой Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. Ставангер, 1991. – Т 2.

49.  и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи /Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С. 12-14.

50.  , Боровиков полимердисперсных систем на выработку продуктивных пластов /Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 4. - С. 21-24.

51.  З, Хисамутдинов пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983.

52.  Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки / , Г, //Нефтяное хозяйство. – 1996. - № 2. - С. 29 – 31.

53.  Патент РФ № 000. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта.

54.  Патент РФ № 000. Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти.

55.  Патент РФ № 000. Способ разработки неоднородных пластов.

56.  Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов / , , // Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2-3. - С. 29-34.

57.  Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами/ , , и др. //Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 7. – С. 42-43.

58.  , Хисамов проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера // Нефтяное хозяйство, - 2003. - № 1. – С. 48 – 53.

59.  Патент РФ № 000. Способ заводнения нефтяного пласта.

60.  Радиационно-сшитые водонабухающие материалы на основе сополимера аклиламида-акрилата натрия / , , // Интервал№ 2. - С. 10-13.

61.  и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. – С. 24-28.

62.  и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы – новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2-3. – С. 38-41.

63.  О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ / , , // Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 11. - С. 34-35.

64.  Патент РФ № 000. Закачка волокнисто-дисперсных систем.

65.  Патент РФ № 000. Состав для добычи нефти.

66.  Патент РФ № 000. Состав для добычи нефти.

67.  Патент РФ № 000. Состав для изоляции притока воды в скважину.

68.  Патент РФ № 000. Способ изоляции вод в трещиноватых пластах.

69.  Патент РФ № 000. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

70.  и др. Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ на скважинах. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 21.

71.  Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин /, , и др.//Нефтепромысловое дело.-1995.–№ 2-3.– С. 34-37.

72.  Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. / , , //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С. 35-38

73.  , , Федорова углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 11. - С. 20 – 23.

74.  Углеводородные композиции ПАВ для обработки призабойных зон нефтяных скважин / , , //Нефтепромысловое дело– Вып.1. – С. 8-14.

75.  , , Шарбатова технологии ЗАО “РИТЭК-ПОЛИСИЛ” и АО “РИТЭК” //Нефтяное хозяйство. – 2001. - № 11. - С. 70-73.

76.  Клещенко -промысловые основы методологии и технологий ограничения водогазопритоков при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин Западной Сибири // Диссерт. на соискание ученой степени доктора геол.-мин. наук – Тюмень, 1999.

77.  Ограничение притока вод составами АКОР / , , // Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 4. - С. 32-34.

78.  Отчет о НИР «Материал на основе кремнийорганических соединений для выполнения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с температурой до 3000С», ВНИИКрнефть, Краснодар, 1987.

79.  Отчет о НИР «Разработка тампонажных кремнийорганических компаундов для водоизоляции и крепления газовых скважин», КубГУ, Краснодар, 1987.

80.  Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины /, , //Нефтяное хозяйство№ 12. - С. 84 – 86.

81.  Клещенко кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 1989. - № 3. – С. 53-56.

82.  Патент РФ № 000. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений.

83.  Патент РФ № 000. Способ разработки обводненной залежи.

84.  Патент РФ № 000. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

85.  , , Рябоконь эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100 / Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 2. - С. 16-19.

86.  М Химия и технология элементоорганических мономеров и полимеров: Учебник для вузов. М.: Химия, 1998.

87.  , , Попелева и области применения кремнийорганических продуктов. М., Химия, 1975.

88.  Минаков испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении //Нефтяное хозяйство. - № 6. - С.17-19.

89.  Новые технологии АО «РИТЕК» повышают эффективность нефтедобывающего комплекса /, , //Нефтепромысловое дело. – 1998. - № 9-10. - С. 7-10.

90.  Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie Gmbh для повышения нефтеотдачи пластов/ и др.// Нефтяное хозяйство. – 1995. - № 3. - С. 65-68.

91.  , Грайфер малопродуктивных нефтяных месторождений. – М.:-Бизнесцентр», 2001.

92.  Патент РФ № 000. Способ повышения нефтеотдачи пластов.

93.  Патент РФ № 000. Способ интенсификации добычи нефти.

94.  Патент РФ № 000. Состав для модификации твердых поверхностей.

95.  Патент РФ № 000. Способ получения гидрофобного дисперсного материала.

96.  Патент РФ № 000. Способ получения гидрофобной дисперсии.

97.  Патент РФ № 000. Способ получения гидрофобного дисперсного материала.

98.  Патент Великобритании № WO 01/33039 position and process for oil extraction.

99.  Т, Бученков заводнение. – М.: Недра, 1989.

100. , , Санкин водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

101. Патент РФ № 000. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков.

102. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов./ , //Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 8. - С. 13-15.

103. Разработка и испытание селективного изолирующего состава и технология его применения / , , //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С.29-30.

104. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия / , , //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 12. - С.

Содержание

Введение……………………………………………………………. Глава 1. Геологические и технические факторы, влияющие на обводнение скважины………………………………….. 1.1. Коллекторские свойства горных пород……………………. 1.2. Вещественный состав нефтеносных пластов……………... 1.3. Неоднородность порового пространства …………………. 1.4. Неоднородность нефтяных пластов……………………….. 1.5. Свойства нефти……………………………………………… 1.6. Давление и температура……………………………………. 1.7. Техническое состояние скважины…………………………. 1.8. Состояние призабойной зоны пласта……………………… 1.9. Характер и режим заводнения……………………………… Глава 2. Причины обводнения скважин…………………………… 2.1. Воды нефтяных месторождений…………………………… 2.2. Свойства вод нефтяных месторождений…………………... 2.3. Источники обводнения …………………………………….. Глава 3. Методы определения источника обводнения…………... 3.1. Технические методы определения притока воды………… 3.2. Геофизические методы определения притока воды……… 3.3. Определение обводнившихся пластов……………………. 3.4. Оценка технического состояния скважины………………. 3.5. Выявление заколонных перетоков жидкости…………….. Глава 4. Методы ограничения водопритока……………………… 4.1. Классификация методов борьбы с обводнением скважин 4.2. Полимерное заводнение……………………………………. 4.3. Полимердисперсные системы……………………………… 4.4. Полимергелевые системы………………………………….. 4.5. Волокнисто-дисперсные системы…………………………. 4.6. Ограничение водопритока с применением резиновой крошки………………………………………………………. 4.7. Отверждающиеся химические реагенты…………………... 4.8. Нефтекислотные системы………………………………….. 4.9. Обратные эмульсии…………………………………………. 4.10. Кремнийорганические реагенты………………………….. 4.11. Гидрофобизация поверхности пород призабойной зоны пласта……………………………………………………….. 4.12. Неорганические водоизолирующие материалы…………. 4.13. Пенные системы…………………………………………… Заключение………………………………………………………… Библиографический список……………………………………...

стр. 5 8 8 11 12 20 24 29 32 37 42 45 45 48 51 59 59 62 74 85 91 96 98 105 112 113 117 120 121 123 127 129 138 143 147 150 154

МАГНИТНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ЖИДКОСТЕЙ Назначение

Предназначены для магнитной обработки жидкостей, в том числе добываемых в скважинах нефтегазовых смесей с целью предотвращения (или существенного снижения) образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солей в насосно-компрессорных трубах (НКТ), уменьшения коррозии поверхности трубопроводов.

Область применения

Используются при добыче нефти и газа и её интенсификации, для защиты поверхности трубопроводов от коррозии. В теплоэнергетике магнитные устройства применяются для предотвращения накипи, осадкообразования, биообрастаний и снижения коррозии в котах, теплообменниках, трубопроводах, компрессорах, печах.

Конструкция

Конструктивно магнитное устройство представляет собой отрезок цилиндрической трубы со встроенной в неё магнитной системой, состоящей из нескольких мощных постоянных магнитов, разделённых антимагнитными вставками. Соединения осуществляются с помощью стандартных соединительных муфт. Конструкция магнитных устройств защищена патентами Российской Федерации.

Технические характеристики антипарафинных магнитных устройств

Диаметр и длина устройства, мм - 73×372;

Срок службы, лет, не менее – 15.
Исполнение – взрывозащищённое.

Рабочее давление, МПа – до 10.
Масса магнитного устройства - не более 10 кг.

Диапазон рабочих температур скважинной жидкости, °С – 0-120.

Параметры	Существующие аналоги	Предлагаемое магнитное устройство
1. Максимальная напряженность воздействующего на жидкость магнитного поля 2. Максимальный градиент напряженности 3. Возможность регулировки распределения магнитного поля 4. Возможность поставки с заданными параметрами магнитного поля 5. Длина канала с воздействующим магнитным полем 6. Возможность получения высоких напряженностей и градиентов напряженности при больших диаметрах трубопроводов 7. Срок эксплуатации	20 – 250 кА/м 1000 – 10000 кА/м2 Отсутствует, либо в пределах 10-15 % Отсутствует 0,06 – 0,5 м Отсутствует Сведения отсутствуют	50 – 400 кА/м 5000 – 30000 кА/м2 Имеется возможность изменения параметров в 2-6 раз Имеется 0,4 – 3 м Имеется Не менее 15 лет

Контактная информация:

Тел: (845

(845

Е-mail: *****@***ru

Состав и способ очистки промыслового оборудования и призабойной зоны пласта

от асфальтосмолопарафиновых отложений

Значительное количество месторождений содержат нефти с повышенным содержанием асфальтенов, парафинов и смолистых веществ. В процессе нефтедобычи происходит выделение их из нефти и отложение в призабойной зоне и внутренних стенках скважины. Это приводит к уменьшению каналов фильтрации нефти и снижению дебита скважин, повышению давления, а иногда и к полной закупорке скважины асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Реагент для очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эффективно очистить внутрискважинное оборудование и призабойную зону пласта от скопившихся отложений. В качестве реагента растворителя используют водную эмульсию, содержащую НПАВ и комбинированный растворитель (состав которого определяется составом АСПО). Расход составляет 4÷10 м3 смеси на одну скважину.

В зависимости от места отложения нежелательных осадков возможно проведение двухстадийной обработки: очистки внутрискважинного оборудования и обработки призабойной зоны пласта. На первой стадии обработки проводят очистку труб, насосного и внутрискважинного оборудования с круговой циркуляцией по схеме: насос – устье – затрубное пространство – НКТ – насос. На второй стадии проводят закачивание указанной выше эмульсии или растворителя в ПЗП, осуществляют выдержку в пласте и далее удаляют продукты растворения и диспергирования из пласта

Предлагаемый антипарафинный реагент обладает высокой моющей способностью и выгодными ценовыми показателями.

Данная технология обработки нефтескважин защищена патентом РФ.

Контактная информация:

Тел: (845

(845

Е-mail: *****@***ru

Выравнивание проницаемостной

неоднородности коллектора

Одна из главных причин неполной выработки пластов связана с проницаемостной неоднородностью. Поэтому ограничение нерационального распределения закачиваемого агента с целью вовлечения в процесс разработки застойных зон залежи и интенсификации добычи из слабодренируемых пластов является одним из необходимых условий при решении проблемы повышения нефтеотдачи.

Основным методом борьбы с преждевременным и неравномерным обводнением скважин является выравнивание проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых интервалов, т. е. активное регулирование заводнением отдельных прослоев. С этой целью воздействию могут подвергаться одновременно или раздельно нагнетательные и добывающие скважины

Технический эффект достигается обработкой скважины комплексом реагентов, блокирующих высокопроницаемые интервалы разреза, выравнивающих профиль приемистости нагнетательных скважин, стимулирующих перераспределение фильтрационных потоков и изменяющих фильтрационное сопротивление призабойной зоны пласта добывающих скважин для воды и нефти.

Применение данной технологии приводит к увеличению дебита нефти и снижению ее обводненности. Эффект от воздействия продолжается в течение 6-12 месяцев.

Технология работ достаточно проста, реализуется с помощью штатного оборудования при проведении плановых ремонтных работ и не предъявляет специальных требований к квалификации персонала. Ее достоинством является небольшое количество закачиваемого композита, длительность сохранения положительного эффекта при одноразовой обработке скважины, малая токсичность используемых реагентов (соответствие требованиям РД 97).

Контактная информация:

Тел: (845

(845

Е-mail: *****@***ru

Учебное издание

Селективные методы

изоляции водопритока

в нефтяные скважины

Подписано в печать. Формат.

Усл. печ. л. 9,53 (10,25). Уч.-изд. л. 9,4.

Бумага офсетная. Печать офсетная.

Тираж 200 экз. Заказ № .

Авторы благодарят ИД «Нефть и капитал» за разрешение

использовать фотографии для оформления обложки.

http://www. *****/

Издательство ГосУНЦ «Колледж»,

Саратов, Астраханская, 83.

Отпечатано в -Принт»

4, к. 37.

Тел.: