Нагнетательные скважины

Кроме перечисленных выше причин снижения проницаемости ПЗП могут быть выделены факторы, связанные с закачкой рабочего агента.

Закачка пресных вод - определяющими факторами являются наличие мехпримесей в воде, продукты коррозии и солевая совместимость. Первый из них может проявляться при недостаточно высокой степени очистки от мехпримесей на пункте водоподготовки. Данный случай снижения проницаемости ПЗП иллюстрирует рис. 1 зоной I, в которой глубина проникновения механических примесей незначительна. Основная доля мехпримесей накапливается в стволе и призабойной части скважины. Второй фактор (продукты коррозии) в условиях ПЗП (на расстоянии

до 1,5 - 2 м от забоя) сказывается незначительно до того времени, пока они имеют рыхлую структуру. Третий фактор (солевая совместимость) связан с тем, что при закачке пресных вод в процессе контакта с пластовой водой, нефтью и породой могут происходить химические реакции с образованием новых солей с повышенным содержанием солеобразующих ионов Са+2, SO4 -2, СО3 -2, выпадение которых в виде твердых кристаллов приводит к снижению проницаемости коллектора, в особенности в присутствии в закачиваемой воде растворов химреагентов.

Закачка сточных вод  -  присущи факторы снижения проницаемости ПЗП приведенные выше, но при этом добавляются и дополнительные факторы. Так, например, в сточной воде Миннибаевской УКПН содержание мехпримесей на входе в резервуар-отстойник распределялось следующим образом, %: FeS -  25; SiO2 - 63; CaCO3 - 8,5; другие компоненты - 3,5, - при плотности мехпримесей FeS - 5200;   SiO2 - 2650; СаСО3 -  1500 кг/м3. Причем после подготовки содержание FeS в сточной воде иногда даже несколько увеличивается в сравнении с исходной.

Другой фактор связан с наличием в сточной воде остаточного количества нефтепродуктов, которые, распределяясь в сточной воде по объему и, претерпевая в процессе закачки различные термодинамические и гидродинамические состояния, значительно изменяют свои начальные физико-химические свойства. Как правило, это - высокомолекулярные соединения с повышенной плотностью. При добыче и предварительной подготовке тяжелых высоковязких нефтей в сточной воде остается нефть со значительным содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений, распределенных в мелкодисперсном состоянии в водной фазе. Исследования показали, что остаточная нефть в сточной воде распределена в виде глобул диаметром от 0,1 до 10 мкм.

Изменение и значительное различие размеров капиллярных каналов приводит к снижению проницаемости ПЗП за счет проникновения в более крупные каналы высоковязкой остаточной нефти, которая, постепенно накапливаясь в ПЗП (зона II), может снизить приемистость скважины в некоторых случаях до полного прекращения закачки. Надо иметь в виду, что по мере движения в системе транспортировки остаточная нефть коалесцирует и может накапливаться в стволе скважины и ПЗП в значительных объемах. Такой механизм снижения проницаемости ПЗП нагнетательных скважин может иметь место при реализации чередующейся закачки   растворителей, воды, ШФЛУ, СО2 и т. д.

При использовании оторочек сточной воды, растворителя и СО2 происходит наиболее интенсивное изменение   фильтрационной   характеристики ПЗП. Это связано с высокой степенью растворимости нефти и переносом из ствола скважины в ПЗП и пласт в первую очередь ее легких компонентов. Они образуют зону III (см. рис. 1). Количество АСПО от зоны III к зоне I увеличивается, превращаясь в ПЗП почти в твердую фазу. Повышенной растворяющей способностью обладают сжиженные углеводороды  -  ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и двуокись углерода. Как показали результаты опытно-промышленной закачки чередующихся оторочек двуокиси углерода и сточных вод на Радаевском месторождении, снижение приемистости нагнетательной скважины зависит не только от количества остаточных нефтепродуктов в воде, но и от соотношения времени закачки СО2 и воды, температуры в начале процесса в стволе скважины, скорости закачки и давления.

Таблица 3

Содержание тяжелых компонентов (%) в шламе

нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения

Примечание. Масла и легкие углеводороды  -  остальное.

Причем состав и объемы отдельных компонентов осадка во времени изменяются достаточно сильно. Анализ состава нефтепродуктов и шлама нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения (табл. 3) показывает,

что при начальном определении (данные УНИ) содержание асфальтенов не превышало 15%, а через 16 мес (данные ВНИИЦ НГТ) оно увеличилось до 18%.