Файл: Международный научный журнал символ науки 72016 issn 2410700X.pdf

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X
14
Основная цель применения этих веществ состоит в предотвращении отрицательного влияния воды и других промывочных жидкостей на продуктивный пласт при проведении в скважине ремонтных работ, повышения приемистости нагнетательных скважин и эффективности СКО, селективной изоляции притоков пластовых вод, создания более глубоких перфорационных каналов при гидропескоструйном методе перфорации скважин (применение ПАВ как понизителей твердости) и создания более глубоких перфорационных каналов при гидропескоструйном методе перфорации скважин (применение ПАВ как понизителей твердости).
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м
3
на 1 м толщины обрабатываемого пласта. В качестве растворителей (веществ, неограниченно смешивающихся с нефтью), вытесняющих нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др.
В качестве веществ, смешивающихся с нефтью для её вытеснения из пласта, применяют сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и др. в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.
В пласте ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств призабойной зоны и на границе раздела нефть-вода тем самым понижая поверхностное натяжение. В случае с обводнёнными скважинами применение ПАВ снижает приток воды к скважине тем самым облегчая приток нефти. Связано это с тем что применение веществ уменьшает физико-химическое сродство породы с водой. Необходимо учесть, что эффективность вытеснения нефти будет зависит от следующих факторов:
- структуры порового пространства
- доли пленочной нефти
- характера взаимодействия ПАВ и коллектора.
После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 суток возобновляют эксплуатацию скважины.
Особенностью применения ПАВ является возможность создания таких композиционных систем, которые будут максимально учитывать определенные геолого-физические условия данного нефтяного месторождения: состав горной породы, пластовую температуру, соленость пластовой воды и т.д. Закачка водного раствора ПАВ наиболее эффективна как первичный метод вытеснения, с увеличением обводненности пласта эффективность метода снижается, а при доотмыве остаточной нефти метод не эффективен.
Список использованной литературы:
1.Николин И.В. методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов.
© Галимова А.Г., 2016
УДК 550.38
Сысолятин Анатолий Александрович,
Магистр 1 г.о. географического факультета
Башкирского государственного университета, г.Уфа, РФ
Е-mail: vtrosov@gmail.com
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП
Аннотация
Для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС применяется ГРП, создание

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X
15
искусственных и расширение естественных трещин. В статье кратко описаны этапы и технология проведения
ГРП.
Ключевые слова
Промывка скважины, закачка жидкости разрыва, ГРП, искусственные трещины.
Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.
ГРП состоит из трех принципиальных операций:
1. Создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);
2. Закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;
3. Продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.
Проводить ГРП следует в следующей последовательности:
1. Подготовка скважины;
2. Промывка скважины;
3. Закачка жидкости разрыва;
4. Закачка жидкости- песконосителя;
5. Закачка продавочной жидкости;
6. Вызов притока.
На первом этапе скважины исследуют на приемистость, это позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик. На следующем этапе скважины промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4". При закачки жидкости разрыва создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия, существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости. Стоить отметить что повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при опережении скоростью закачки скорости поглощения жидкости пластом.
Излом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительное снижение давление закачки будет характеризовать момент образования трещин в монолитном коллекторе.
Плавное изменение зависимости «расход-давление» без снижения давления закачки будет характеризовать раскрытие уже существующих в ПЗС трещин.
При закачки жидкости-песконосителя используют жидкости которые характеризуются низкой фильтруемостью. В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт и др.
Далее осуществляется продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине.
Последним этапом при проведение ГРП будет вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.
Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рисунке 1. При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X
16
Рисунок 1 – Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП: 1 — продуктивный пласт; 2 — трещина; 3 — хвостовик; 4 — пакер; 5 —якорь; 6 — обсадная колонна; 7 — колонна НКТ; 8 — устьевое оборудование; 9 — жидкость разрыва; 10 — жидкость-песконоситель;
11 — жидкость продавки; 12 — манометр.
Список использованной литературы:
1. Мищенко. И.Т., Скважинная добыча нефти. М., Нефть и газ, 2003.
© Сысолятин А.А., 2016