Cтраница 3
Преимуществом этих жидкостей перед известными химическими составами, применяемыми при глушении скважин с сероводородсодержащей продукцией, является способность обеспечивать сохранность коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта, наличие бактерицидных и антикоррозионных свойств, экологическая безопасность, доступность и дешевизна базовых компонентов, простота приготовления и применения. [31]
Всем вышеперечисленным требованиям отвечает разработанный состав консервационной жидкости КЖ-1. Использование этого состава решает задачу защиты металла от коррозии в добывающих и нагнетательных скважинах при их эксплуатации и консервации с сохранением коллекторских характеристик пород призабойной зоны скважин и выполнением требований экологической безопасности. Этот состав может быть также использован для консервации нефтепромысловых коммуникаций. [32]
В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей. В основе этих технологий находятся новые химические реагенты и составы технологических жидкостей: реагенты для снижения аномалий вязкости пластовой нефти; составы для восстановления приемистости нагнетательных скважин; жидкости для глушения скважин, сохраняющие коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладающие свойствами нейтрализатора сероводорода; антикоррозионные и консервационные жидкости для скважин; эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых для различных процессов нефтедобычи; реагенты-гидрофобизаторы для обработки призабойной зоны пласта. [33]
Причинами таких простоев являются: физико-химическое взаимодействие фильтратов ЖГС с пластом, технологические сложности процессов освоения скважин, отсутствие нефтепромыслового оборудования для добычи нефти и низкое качество выполняемых на скважинах работ. Применение минерализованных вод при глушении скважин приводит к необратимому снижению коэффициентов продуктивности, дебитов по жидкости и росту обводненности продукции скважин. Поэтому с целью обеспечения сохранности коллекторских характеристик пород ПЗП требуется проведение работ по подбору технологий и химических составов жидкостей глушения скважин непосредственно для геолого-физических условий Волковского месторождения. [34]
Причинами таких простоев являются: физико-химическое взаимодействие фильтратов ЖГС с пластом, технологические сложности процессов освоения скважин, отсутствие нефтепромыслового оборудования для добычи нефти и низкое качество выполняемых на скважинах работ. Применение минерализованных вод при глушении скважин приводит к необратимому снижению коэффициентов продуктивности, дебитов по жидкости и росту обводненности продукции скважин. Поэтому с целью обеспечения сохранности коллекторских характеристик пород ПЗП требуется проведение работ по подбору технологий и химических составов жидкостей глушения скважин непосредственно для геолого-физических условий Волконского месторождения. [35]
Аэрированный буровой раствор ( АБР) - применяется для проведения операций вскрытия пласта при условии РплРзаб. Данный раствор получают путем смешивания в специальном устройстве воздуха и водного раствора ПАВ неионогенного типа. Применение АБР позволяет практически полностью сохранить коллекторские характеристики пород ПЗС и уменьшить обводненность продукции скважин после их освоения. [36]
В четвертой главе описаны разработанные технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин. Эти технологии основаны на использовании в качестве технологических жидкостей ( перфорационных и жидкостей глушения) составов УНИ: состава УНИ-1 и состава УНИ-3. Преимуществом последних перед известными химическими составами технологических жидкостей является способность обеспечивать сохранность коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта, наличие бактерицидных и антикоррозионных свойств, экологическая безопасность, доступность и дешевизна базовых компонентов, простота приготовления и применения. [37]
В результате проведенных исследований были разработаны: состав для снижения аномалий вязкости пластовой нефти ( а. РФ 2011800); жидкость для глушения скважин - состав УНИ-3, сохраняющая коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладающая свойствами нейтрализатора сероводорода ( пат. [38]
В этом случае обязательно происходит проникновение промывочных, задавочных и других жидкостей ( составов) в пласт, объем которого зависит главным образом от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗС и физикохимических характеристик фильтрата. В составе большинства ПЖ и ЖГС имеется водная фаза. Как правило, состав и свойства водной фазы отличаются от состава и свойств пластовых вод. Поэтому проникновение в пласт очуждых вод приводит к многочисленным изменениям коллекторских характеристик нефтегазонасыщенных пород. [39]
В этом случае обязательно происходит проникновение промывочных, задавочных и друтих жидкостей ( составов) в пласт, объем которого зависит главным образом от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗС и физикохимических характеристик фильтрата. В составе большинства ДЖ и ЖГС имеется водная фаза. Как правило, состав и свойства водной фазы отличаются от состава и свойств пластовых вод. Поэтому проникновение в пласт чуждых вод приводит к многочисленным изменениям коллекторских характеристик нефтегазонасышенных пород. [40]
В этом случае обязательно происходит проникновение промывочных, задавочных и других жидкостей ( составов) в пласт, объем которого зависит главным образом от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗС и физикохимических характеристик фильтрата. ПЖ и ЖГС имеется водная фаза. Как правило, состав и свойства водной фазы отличаются от состава и свойств пластовых вод. Поэтому проникновение в пласт чуждых вод приводит к многочисленным изменениям коллекторских характеристик нефтегазонасыщенных пород. [41]
Однако на практике керновый материал зачастую бывает непредставительным. В ряде случаев коллекторы нефти совершенно не охарактеризованы керном, что исключает экспериментальное обоснование коэффициента вытеснения: нефти водой. В подобных случаях оценку возможной величины коэффициента вытеснения производят по аналогии с и &-следованными одноименными пластами близлежащих месторождений или на основании обобщенных статистических зависимостей коэффициента вытеснения: от коллекторских характеристик породы пласта и физико - - химических свойств пластовой нефти. При этом в каждом нефтяном районе страны используют свои обобщенные зависимости, выявленные на основании анализа накопленного экспериментального материала. [42]
ГЬмимо высокого зашитого действия к качеству этих жидкостей предьявляются дополшггельные требования, среди которых особо важное значение имеет свойство сохранять коллекторские характеристики горной породы в случае их проникновения в пршабойную зону скважин. Всем этим требованиям отвечает разработанный состав кон-сервашонной ( антикоррозионной) жидкости ЮК-1. Изюльзование этого состава решает задачу зашиты от коррозии металла в добывающих и нагнетательных скважинах при их эксплуатации и консервации с сохранением коллекторских характеристик пород призабойной зоны скважин и выполнением требований экологической безопасности. Этот состав может быть также использован для консервации нефтепромысловых коммуникаций. [43]