Анализ системы поддержания пластового давления на Кудринском месторождении, страница 20

Для нейтрализации или ослабления действия кислот на металл необходи­мо в кислоты вводить ингибиторы коррозииформалин (до 0,6 %), уникол (0,25 - 0,5 %), И-1-А (0,4%) и другие реагенты подобного назначения.

Для повышения эффективности воздействия кислоты на породу в сква­жинах, где непосредственный контакт затруднен наличием нефтяной плен­ки или асфальтено-смолистых соединений, применяют интенсификаторы. Их задача — снизить силу поверхностного натяжения на границе «нефть-кислота». В качестве интенсификаторов применяют различные поверхност­но-активные вещества (ПАВ): ОП-10, 44-11, 44-22 и другие.

Отдельную группу добавок в кислоту составляют стабилизаторы — ве­щества, удерживающие в растворенном состоянии продукты реакции. К стабилизаторам относятся уксусная (СН3СООН) и плавиковая (HF) кисло­ты. Уксусная кислота удерживает в растворе соли железа и алюминия и за­медляет реакцию раствора с породой. Это позволяет закачивать кислоту в удаленные участки пласта.

Плавиковая кислота предупреждает образование геля кремниевой кисло­ты, закупоривающего поры, и растворяет цементную корку.

Необходимость проведения кислотой обработки должна быть решена после анализа промысловых данных, изучения опыта применения кислот­ных обработок в условиях, аналогичных проектируемым, и диагностики состояния призабойных зон.

Наиболее простой метод диагностики — прослеживание изменения коэф­фициента продуктивности в течение последних месяцев эксплуатации сква­жин.

Устойчивое снижение коэффициента продуктивности — один из симпто­мов засорения призабойной зоны.

4.4 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону  пласта

4.4.1 Обоснование технологий воздействия на призабойную зону

Как показали промысловые исследования, основными причинами, осложняющими работу скважин Кудринского месторождения, являются отложения солей. Кроме того, снижение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин обусловлены выпадением в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) продуктов коррозии (окислы и закись железа) внутрискважинного и наземного оборудования и других механических примесей (сульфид железа) из нагнетаемых в пласт сточных вод; отложением в поровом пространстве ПЗП асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) при нарушении термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе; образование в поровом пространстве ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий (при глушении скважин водными растворами минеральных солей) и окисленных загущенных нефтепродуктов (при взаимодействии нефти с кислородом от закачиваемой воды); закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей, содержащимися в нагнетаемых и ремонтно-технологических жидкостях и породой из продуктивного пласта (кварц, кальцит), которая выносится из удаленной части с продукцией скважины.

Незначительный объем мероприятий по обработке призабойной зоны (ОПЗ) на Кудринском месторождении не позволяет установить какие-либо зависимости технологической эффективности обработок от геолого-физических характеристик продуктивных пластов на данной стадии разработки. Опыт проведения ОПЗ на Мамонтовском и Тепловском месторождениях, аналогичных по геолого-физическим параметрам, показал, что достаточно эффективными являются как простые соляно- и глинокислотные обработки и композиции на их основе (удельный технологический эффект от 0,2 до 0,4 тыс. т на скважину), так и проведение ОПЗ композициями на основе нефтяных растворителей (0,3-0,5 тыс. т на скважину).

С целью восстановления и увеличения проницаемости пород-коллекторов в ПЗП добывающих скважин предлагается следующий комплекс технологий по ОПЗ (в зависимости от вида загрязнителей):

-  комбинированные обработки составами на основе кислот, ПАВ (циклическое ПАВ-кислотное воздействие), растворителя, влагопоглотителя  и гидрофобизатора;

-  различные варианты технологий ОПЗ композициями на основе нефтяных растворителей в сочетании с кислотными составами и ПАВ.