Учитывая то, что для распреснения попутно добываемых рассолов необходимо производить закачку в пласты вод низкой минерализации, а также ожидаемую быструю промывку при этом системы фильтрационных каналов от галита и увеличение обводненности добываемой продукции, здесь желательно организовать закачку для ППД вод с минерализацией 150 – 200 г/л.
В заключение следует отметить, что зачастую для подливов в скважины с целью растворения выпавшего галита используются высокоминерализованные воды. Такой подход требует существенно больших объемов подливаемой воды для растворения выпавшего минерала, чем при использовании пресных вод. В этой связи целесообразным представляется применять для выполнения этих технологических мероприятий только пресные или маломинерализованные воды. Проведенные исследования также показывают, что нередко засоление связано с неправильной подборкой технологии обработки скважин. В частности, при глушении скважин насыщенным раствором хлористого кальция и его смешении с попутными водами в стволах скважин и призабойной зоне могут выпадать галит и сульфатные минералы, что негативно сказывается на процессе добычи нефти.
к служебной записке «Рекомендации по оптимальной минерализации
нагнетаемых вод для ППД, предотвращающей выпадение солей
в стволах и на оборудовании при разработке залежей»
К наиболее проблемным по солевыпадению относятся залежи следующих месторождений: Ю-Сосновского, Давыдовского, Золотухинского, Дубровского, Осташковичского, Левашовского, Полесского и Ново-Давыдовского.
В подавляющем большинстве случаев осложнения в добыче нефти связаны с выпадением галита, и только для Полесского месторождения характерно отложение гипса. Ниже приводятся основные рекомендации, реализация которых будет способствовать уменьшению солеотложений в скважинах наиболее проблемных залежей.
Ю-Сосновское месторождение. Для ППД в залежи закачиваются высокоминерализованные рассолы с плотностью 1,15 – 1,18 г/см3. Рекомендуется снизить минерализацию до 150 – 180 г/л (плотность 1,10 – 1,12 г/см3).
Давыдовское месторождение. Минерализация закачиваемых для ППД вод аналогична тем, что закачиваются в Ю-Сосновское месторождение. Рекомендуется также снизить плотность закачиваемых вод до 1,10 – 1,12 г/см3.
Золтухинское месторождение (подсолевые залежи). До 2002 г. в залежь закачивались в основном высокоминерализованные рассолы. С мая по сентябрь текущего года производилась закачка пресных вод, что позволило снять остроту проблемы солеотложений в скв. 74, 75, 108, 109. В сентябре текущего года закачка высокоминерализованных рассолов возобновилась. Рекомендуется продолжить начатую закачку пресных и маломинерализованных вод до распреснения попутных вод в большинстве скважин с последующим увеличением плотности закачиваемых вод до 1,10 – 1,12 г/см3.
Дубровское месторождение. В продуктивные пласты закачиваются высокоминерализованные сточные рассолы. Рекомендуется снизить плотность вод до 1,10 – 1,12 г/см3.
Осташковичское месторождение (межсолевая залежь). В продуктивные пласты закачиваются воды относительно небольшой минерализации (~ 100 г/л). Изменение типа закачиваемых в залежь вод не рекомендуется. В целях борьбы с солеотложением можно рассмотреть возможность организации внутриконтурной (очаговой) закачки вод в пределах участков, где добываются попутные воды высокой (> 300 г/л) минерализации.
Левашовское месторождение. В законтурную скважину закачивалась маломинерализованная вода. Закачка в пласты относительно небольших объемов вод не привела к сколь-нибудь значительному опреснению попутных рассолов. Рекомендуется продолжить закачку маломинерализованных вод с переходом в дальнейшем на воды более высокой минерализации (~ 150 г/л).
Полесское месторождение. Для ППД используются пресные воды. В скв. 4 установлено выпадение гипса. Рекомендуется закачивать в пласты воды с минерализацией 150 – 200 г/л. Для борьбы с выпадением сульфатов в настоящее время целесообразно применение эффективных ингибиторов.
Ново-Давыдовское месторождение. Месторождение разрабатывается на естественном режиме. В добываемой продукции появилась пластовая вода. Для ППД рекомендуется использовать воды с плотностью 1,10 – 1,12 г/см3.
Зав. лабораторией нефтепромысловой
гидрогеологии БелНИПИнефть В.Д. Порошин
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.