інтенсифікації видобутку нафти шляхом перемикання роботи як окремих так і рядів нагнітальних свердловин (гідродинамічний метод). Фільтрація флюїду в шарувато-неоднорідних пластах досить широко описується в літературі, загальними висновками для цього процесу є: обводнення поклади відбувається вкрай нерівномірно; вода проривається у видобувні свердловини по високопроніцаемого пропласткам, залишаючи НЕ витісненої нафту в низькопроникних слабодреніруемих зонах; масовий прорив води призводить до високого обводнення видобутої продукції, що зумовлює відключення таких свердловин; при слабкій гідродинамічної взаємозв'язку пропластков з різними фільтраційними параметрами боротьба з обводненість продукції ведеться за допомогою фізико-хімічних методів впливу, основною метою яких є створення гелевих бар'єрів або опадів у промитих водонасичених зонах пласта. [3,15]
Значущим напрямом в області підвищення нафтовіддачі пластів є проведенням заходів з вирівнювання профілю прийомистості і зниження тиску закачиваемой рідини нижче тиску гідророзриву пласта. Одне з першочергових завдань, яке вирішує вирівнювання профілю прийомистості (ВПП) - коригування кінематики потоків нагнітається агента шляхом локалізації системи високопроводящей каналів і техногенних тріщин з метою залучення в процес розробки запасів, зосереджених в пропластками і зонах, не охоплених виробленням. Цього результату можна досягти шляхом цілеспрямованого тампонування фізико - хімічними складами з подальшим підтриманням тиску нагнітання на рівні, що виключає утворення техногенної тріщинуватості. У більшості випадків відбувається перерозподіл потоків, тобто зниження фільтраційних характеристик високопроникних інтервалів, а іноді їх повна ізоляція і, як наслідок, підключення в роботу раніше недреніруемие інтервалів пластів. [3]
Дані технології на практиці реалізуються шляхом закачувань в нагнітальні свердловини малообьемних оторочек 300-700 м 3 різних фізико-хімічних композицій, в основному, на обводнять об'єктах.
4.4 Огляд існуючих видів потокоотклоняющіх технологій
Існує велика кількість складів, що застосовуються для обмеження водопритоків в високопроникних прослоях неоднорідного пласта при видобутку нафти. На основі аналізу сучасних джерел літератури, розглянуто найпоширеніші склади.
В умовах глубокозалегающих високотемпературних колекторів трещинного, порового і тріщини-порового типу ефективні неорганічні гелеобразующіе склади, серед яких найбільш перспективними є склади на основі рідкого скла.
Розчинне скло стійко в лужному середовищі. У нейтральному середовищі і в присутності багатовалентних іонів відбувається коагуляція кремнієвої кислоти з утворенням гелеобразующіх опадів. У кислому середовищі рідке скло утворює золі кремнієвої кислоти, які перетворюються на гелі при витримці в спокої [16].
На родовища з шарувато-неоднорідними колекторами в якості вирівнюючого агента часто застосовують міцелярні розчини з зовнішньої нафтової фазою. У процесі фільтрації по пористому середовищі міцелярні розчини, що мають в'язкість від 50 до 1000 мПа? с, значно знижують рухливість наступної за ними води. Для вирівнювання профілю прийомистості свердловин використовують також суміші ПАВ різних класів. Найчастіше їх застосовують у вигляді водних дисперсій. Механізм вирівнюючого дії їх пояснюють утворенням в'язкого мікроемульсії, що сприяє перерозподілу фільтраційних потоків в пласті. [15]
Відомий склад для ізоляції водопритоків в нафтових і газових свердловинах, що містить розчин поліакриламіду у воді з добавкою сшивающих агентів - солей тривалентних металів [9]. Однак застосування даних композицій, а також вищеописаних складів на основі силікату натрію, може призвести до повного блокування високо- і среднепроніцаемих інтервалів пласта, що володіють, незважаючи на свою підвищену водонасиченому, значними запасами нафти, що може призвести до їх безповоротної втрати. У той же час, реанімація пропластков, блокованих даними композиціями, є досить складним і дорогим процесом. Таким чином, повне відключення від процесу дренування окремих прослоев може призвести до збільшення частки важко запасів нафти і зниження кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі. [6,12]
Найбільш близьким аналогом для заявленого складу є гідрофобний полімерний тампонажний склад для нафтових і газових свердловин, що містить полімер, розчинник, сшивающий агент і наповнювач [9]. Зазначений склад як полімеру містить форполімер - уретановий предполімер типу ФП - 65-2, як розчинник - вуглеводневу рідину, а в якості агента, що зшиває - воду при наступному співвідношенні компонентів, вес.ч .: предполімер 100 вуглеводнева рідина 50-100 вода 1-3 наповнювач 1-10. Недоліком даного складу є його гідрофобні властивості, оскільки при закачуванні в нафтову свердло...
