foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин

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

 

Статистика



Яндекс.Метрика