foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, 

соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

- частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

- кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

- повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

- кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

- набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

- снижение проницаемости породы-коллектора на 15 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт первичной или повторной воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl - ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 - . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

Показатели первичной воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.

Первичные воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.).

Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.

 

Характеристика первичной воды, нагнетаемой в пласты Ромашкинского месторождения

Табл. 1.1.

Показатели

Источник первичной воды, номер источника

Карабашское водохранили-ще (№1)

Река Зай

 

( № 2 )

Река Ик и ее подрусловые во-ды ( № 3 )

Река Степной Зай

и река Кама

( № 4 )

Плотность при 200 С

кг / м 3 ;

Содержание железа

мг / л :

общего

окисного

закисного

Содержание ионов,

мг / л :

Са 2+

Mg 2 +

К + Na +

Cl

SO4 2

НСО3-

СО3 2 -

Суммарное содер-

Жание ионов, мг /л

Показатель рН

1000

0, 32

0, 24

0, 08

80, 16

21, 88

171

175

172

221, 06

269, 4

 

909, 1

7 - 7,8

1000

0, 36

0, 28

0, 08

104, 2

37, 69

87, 8

159, 64

148, 9

317, 2

-

831, 03

7,2 7,6

1000

0, 24

0, 16

0, 08

168, 33

44, 99

135

244

283, 4

292, 9

-

1192, 92

6,4 7,4

 

1000

0, 32

-

0,32

120, 23

32, 8

143

271

139, 3

231

-

974, 73

7 7,6

 

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Как снять комнату в коммунальной квартире здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика