Волобуев С.С., Айдаров Р.Б.
ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ НА СОСТОЯНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА *
Аннотация:
Статья затрагивает проблемы возникавшее при воздействии солевых растворов на призабойную зону пласта, оценка негативного воздействия и подбор наиболее оптимальных методов предотвращения солеотложений
Ключевые слова:
призабойная зона пласта (ПЗП), коэффициент извлечения нефти (КИН), жидкость глушения (ЖГ), инертные солевые растворы (ИСР)
Актуальность проблемы связана с широкомасштабным применением на месторождениях России традиционных технологий глушения скважин водными растворами неорганических солей. Состояние призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин является важнейшей областью нефтеотдачи, от которой зависит условие фильтрации и притока пластового флюида к забою скважины, потенциал текущей скважины и, как итог, коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождения в целом. Основное негативное влияние на призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) оказывают технологические операции, проводимые в скважинах, и жидкости, которые при этом применяются. Одним из наиболее массовым видом воздействия на скважину является глушение, которое состоит из комплекса мероприятий по подготовки и закачке специальной жидкости глушения (ЖГ), обеспечивающий необходимое давление на забое скважины для предотвращения самопроизвольного поступления флюида из пласта при проведении ремонтных работ. В процессе эксплуатации каждая скважина подвергается глушению в среднем не менее одного раза в год, в связи с необходимостью проведения ремонтных работ и «профилактических» мероприятий (промывка забоя, соляно-кислотные обработки). При стандартном глушении скважин в призабойную зону пласта проникают водные солевые растворы, которые при взаимодействии с минералами породы, нефтью и пластовой водой могут оказывать значительное влияние на продуктивность скважины. Основными осложняющими факторами после глушения скважины водными растворами являются: • образование водной блокады; • образование водонерастворимых солей; • образование стойких водонефтяных эмульсий; • набухание глинистых минералов. Использование различных ингибиторов и химических добавок позволяет значительно сократить риск снижения продуктивности после глушения скважин и вывести скважину после ремонта на запланированный режим работы. К глушению скважин в низкопроницаемых пластах, довольно часто содержащих большое количество глинистых минералов, необходимо подходить наиболее тщательно, так как использование в таких пластах стандартных водных растворов глушения приводит к значительному снижению продуктивности, восстановление которой повлечет за собой дополнительные затраты времени и средств. Для стабилизации глинистых минералов в пласте при глушении скважин традиционно применяют хлорид калия (KCl) или солевые смеси его содержащие. При этом весь объем жидкости глушения готовится с использованием этого реагента. Более эффективно применение технологии глушения, когда в качестве ингибирующей жидкости используется только первая порция (3-7 м3 ) солевого раствора необходимой плотности, содержащего активные добавки. При такой технологии в качестве ингибитора набухания глин рекомендуется использовать хлорид аммония (NH4Cl), который способствует также удалению гидроксида железа и отложений солей. Для лучшего удаления отложений с забоя скважины в состав жидкости глушения дополнительно следует вводить водорастворимые растворители. Такие составы получили название инертных солевых растворов (ИСР). Промысловые испытания ИСР на основе хлорида аммония при глушении добывающих скважин на месторождениях Сургутского района показали, что в среднем на опытных скважинах коэффициент продуктивности по нефти увеличился в 1.13 раза. Средний прирост дебита нефти после глушения скважины инертной жидкостью составил 6.1 т/сут. Обводненность добываемой продукции скважин сохранилась на прежнем уровне
Номер журнала Вестник науки №6 (15) том 4
Ссылка для цитирования:
Волобуев С.С., Айдаров Р.Б. ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ НА СОСТОЯНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА // Вестник науки №6 (15) том 4. С. 318 - 322. 2019 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/1829 (дата обращения: 18.04.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2019. 16+