Font Size

Cpanel

Влияние минерализации технологической жидкости на продуктивность скважин

Значительная часть запасов нефти в России находится в глиносодержащих коллекторах, а коэффициент глинистости в призабойной зоне скважин очень высокий вследствие бурения на глинистом растворе. Наблюдаемое на практике падение дебитов после технологических операций в скважинах может составлять несколько десятков процентов.

На основе уравнения капиллярной пропитки призабойной зоны и экспериментальных зависимостей влияния минерализации водной фазы на проницаемость и пористость, проведены расчеты влияния минерализации технологической жидкости на дебит скважины для условий нефтяных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья.

Расчетами продемонстрировано, что в течение месяца полуметровая зона от ствола скважины, определяющая дебит, полностью пропитывается водной фазой технологического раствора. Показано, что капиллярная пропитка призабойной зоны за время технологической операции в течении от 1 до 3 суток приводит к существенному падению дебита даже при минерализации воды близкой к пластовой и составляет 20-30%. При уменьшении минерализации влияние еще более значительно - дебит добывающей скважины падает в 2-3 раза.

Использование низкоминерализованной жидкости в этом случае приводит к полной кольматации призабойной зоны скважины вследствие разбухания глин, в то время как использование раствора высокой минерализации позволяет вновь освоить скважину после удаления раствора из скважины. В случае применения низкоминерализованной жидкости последующая закачка глиностабилизаторов приводит к экономической прибыли в 9,5 млн, руб. вследствие одной обработки.

При остановке скважины на год и более, потери дебита вследствие капиллярной пропитки станут практически стократными.

 

Хавкин А.Я., Светковская А.В.

Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России

Добавить комментарий


Защитный код
Обновить


Anti-spam: complete the taskJoomla CAPTCHA