Анализ физико-химических факторов, осложняющих глушение скважин, на примере группы залежей АО "НИС" (Сербия)
УДК: 622.276
DOI: -
Авторы:
ЕРМОЛАЕВ А.И.
1,
СТУЛОВ Л.Г.2,
ЛОСЕВ А.П.1,
КИЛЬМАМАТОВ А.А.2,
ПОПИЧ Д.2,
ПАНТИЧ Я.2
1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
2 НИС-Нафтагас, Нови-Сад, Сербия
Ключевые слова: глушение скважин, литология, нефть, пластовая вода, жидкость глушения, седиментационная стабильность, совместимость
Аннотация:
В статье приводится пример подробного анализа промыслово-геофизических и лабораторных данных исследования горных пород, нефти, пластовых вод и жидкостей глушения, проведенного для обоснования технологии глушения скважин группы залежей. Горные породы описаны как по групповому минеральному составу, так и по содержанию ионообменных глинистых минералов, с учетом данных рентгенофазового анализа. Показано, что риски набухания глин велики для некоторых групп залежей. Ионный состав пластовых вод анализировали с использованием диаграмм Пайпера и Шоллера. Сделан вывод о том, что все воды натриевые, в ходе возможных обменных реакций в процессе глушения образуют растворимые соли, проблем с несовместимостью не ожидается. Проведен комплексный анализ устьевых проб нефти. Подчеркнута необходимость учета наличия в нефти поверхностно-активной коллоидной фазы, риск формирования которой подтвержден расчетом критерия устойчивости. Приводятся результаты экспериментов по определению термической устойчивости и коррозионного действия жидкостей глушения на основе доступных товарных форм хлоридов натрия, калия, кальция. По результатам исследования установлено, что растворы на основе товарного хлористого кальция во всём диапазоне концентраций формируют осадки.
Список литературы:
1. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов [и др.]. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. – 543 c.
2. Разработка матрицы критериев для оценки применимости жидкостей глушения / Е.В. Бойков, И.Н. Евдокимов, А.З. Кильмаматов [и др.] // Бурение и нефть. – 2019. – № 2. – С. 20–27.
3. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. – М.: Недра, 2000. – 270 с.
4. Integrated X-ray powder diffraction software PDXL // The Rigaku J. – 2010. – Vol. 26(1). – P. 23–27.
5. Karpiński B., Szkodo M. Clay Minerals – Mineralogy and Phenomenon of Clay Swelling in Oil & Gas Industry // Advances in Materials Science. – 2015. – Vol. 15, № 1(43). – Р. 37–55. – DOI: 10.1515/adms-2015-0006
6. Adsorption of Methylene Blue on raw and activated Clay: case study of Benguerir clay / K. Allam, K. Gourai, A. EL Bouari [et al.] // J. of Materials and Environmental Science. – 2018. – Vol. 9, Issue 6. – P. 1750–1761. – DOI: 10.26872/jmes.2018.9.6.195
7. Piper A.M. A graphic procedure in the geochemical interpretation of water-analyses. Transactions, American Geophysical Union. – 1944. – Vol. 25(6). – P. 914. – DOI:10.1029/tr025i006p00914
8. Schoeller H. Geochemistry of groundwater: an international guide for research and practice // UNESCO. – 1967. – Ch. 15. – Р. 1–18.
9. Wauquier J.-P. Petroleum Refining V.1: Crude Oil. Petroleum Products. Process Flowsheets. – Paris: Editions Technip, 1995. – 471 p.
10. Tianguang Fan, Wang Jianxin, Buckley Jill. Evaluating Crude Oils by SARA Analysis // SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. – DOI: 10.2523/75228-MS
11. Evdokimov I.N. The Importance of Asphaltene Content in Petroleum III – New Criteria for Prediction of Incompatibility in Crude Oil Blends // Petroleum Science and Technology. – 2010. – Vol. 28. – P. 1351–1357. – DOI: 10.1080/10916460903096731
12. Физико-химические и фильтрационные исследования гидрофобизирующих реагентов / А.Н. Игнатов, А.А. Селезнев, Р.М. Абдуллин, А.В. Кореняко // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 1. – С. 30–41.
13. Ладыгин А.Н. Лабораторные исследования ингибиторов коррозии глубинно-насосного оборудования скважин нефтяных месторождений Пермского края // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 7(619). – С. 71–75. – DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-71-75
Назад в номер