Технология проведения глушения скважин на Самбурском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Технология проведения глушения скважин на Самбурском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Эффективная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений невоз-можна без ремонтных работ внутри скважин, а также спущенного в них под-земного оборудования.
Одной из серьезных проблем перед текущим и капитальным ремонтом скважин является глушение скважин, а именно правильный подбор жидкости для глушения, качественное её приготовление и закачка этой жидкости в скважину, то есть глушение скважины.
В целях предупреждения нефтегазопроявлений при текущем и капиталь-ном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта, необходимо провести комплекс мероприятий по выбору, приготов-лению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих пре-кращение притока жидкости из пласта в открытой скважине при ремонтных работах. А после окончания ремонтных работ, быстрый выход скважины на доремонтную продуктивность (дебит) и увеличение межремонтного периода работы скважинных насосов.
Выбор жидкости глушения осуществляется с учетом горно-геологических и технологических условий работы каждой скважины индиви-дуально.
Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидстей или их сочетаний.
1.1 .Глушение жидкостями на водной основе:
- подтоварной водой (технической);
- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хло-ристый кальций,
хлористый магний, хлористый калий);
- сеноманской водой.
1.2. Глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмуль-сии).
1.3. Объединяет преимущества двух первых способов глушения, вклю-чает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализо-ванной воды.
Применение водных растворов с неорганическими солями приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта.
А применение жидкостей на углеводородной основе (обратные эмуль-сии) позволяет избежать недостатки водных растворов, но имеют сложности в приготовлении, особенно при минусовых температурах, и пожароопасны.
Исходя из вышеперечисленных преимуществ и недостатков жидкостей глушения, на месторождениях применяют жидкости глушения на водной ос-нове с применением ПАВ.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

"СеверЭнергия", совместное предприятие "Газпром нефти", "НО-ВАТЭКа", Enel и ENI, в апреле 2012 года начала промышленную добычу углеводородов на Самбургском месторождении в ЯНАО, говорится в кор-поративном журнале ОАО "Газпром нефть".
Мощности по подготовке газа составляют 2,3 млрд куб.м в год. Вторая очередь аналогичной мощности будет запущена в конце 2012 года. Далее будут вводиться в эксплуатацию другие участки. К концу 2013 года ожида-ется порядка 15 млрд куб. м добычи газа в год, а в целом добычные возмож-ности месторождений "СеверЭнергии" позволят в ближайшие годы довести добычу по газу более чем до 30 млрд куб. м, уточнил глава "НОВАТЭКа" Леонид Михельсон. На эти показатели предполагается выйти в 2017 году.
С запуском первой очереди месторождения будет добываться порядка 600 тонн газоконденсата в сутки, к концу года с вводом второй очереди по-казатели превысят 1 млн тонн в сутки. С выходом на добычу газа в более 30 млрд куб м. добыча газоконденсата составит порядка 6 млн тонн. Газовый конденсат будет поступать в конденсатопровод "Юрхарово — Пуровский ЗПК", а природный газ — в Единую систему газоснабжения.
Самбургское месторождение стало первым из участков "СеверЭнер-гии", на котором начата промышленная добыча углеводородов. Запасы природного газа категории АВС1 + С2 на месторождении составляют 1,264 млрд барр. нефтяного эквивалента, жидких углеводородов (нефть и газовый конденсат) — 0,918 млрд барр. н.э.
Проект «СеверЭнергия» в значительной степени уникален для нашей страны — ведь в его реализации участвуют сразу четыре российских и итальянских компании. Доля в 51% принадлежит совместному предприя-тию НОВАТЭКа и «Газпром нефти» — «Ямал развитию» (у сторон паритет-ное участие), а 49% находятся в собственности Artic Russia B.V. — совместного предприятия итальянских энергетических компаний ENI и Enel (у них по 60 и 40% соответственно).
«СеверЭнергия» владеет достаточно большой ресурсной базой. На территории Самбургского лицензионного участка также находятся Урен-гойское, Северо-Есетинское и Восточно-Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения. Кроме того, «СеверЭнергии» принадлежат лицензии на Яро-Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные участ-ки. Запасы природного газа категории АВС1 + С2 на Самбургском место-рождении составляют 1,264 млрд баррелей нефтяного эквивалента, жидких углеводородов (нефть и газовый конденсат) — 0,918 млрд барр. н.э. Вся ре-сурсная база «СеверЭнергии» оценивается по категории АВС1 + С2 в 23 млрд барр. н.э. по газу и жидким углеводородам. По нефти гео логиче-ские запасы составляют около 600 млн тонн, извлекаемые запасы оценивают-ся в 200 млн тонн.
Самбургское месторождение стало первым из участков «СеверЭнер-гии», на котором начата промышленная добыча углеводородов. Запущен-ные в апреле 2012 года мощности по подготовке газа составляют 2,3 млрд кубометров в год. Вторая очередь аналогичной мощности будет запущена в конце года. Далее будут вводиться в эксплуатацию другие участки. К концу следующего года мы ожидается порядка 15 миллиардов кубов добычи по газу в год. В целом, добычные возможности месторождений „Север Энер-гии“ позволят в ближайшие годы довести добычу по газу более чем до 30 миллиардов кубов». На эти показатели предполагается выйти в 2017 году.



Рис. 2.1. Извлекаемые запасы

С запуском первой очереди месторождения будет добываться порядка 600 тонн газоконденсата в сутки, к концу года с вводом второй очереди по-казатели превысят 1 млн тонн в сутки. По его словам, с выходом на добычу газа в объеме более 30 млрд кубометров добыча газоконденсата составит порядка 6 млн тонн. Газовый конденсат будет поступать в конденсатопровод «Юрхарово — Пуровский ЗПК», а природный газ — в Единую систему га-зоснабжения.
Развитие Самбургского месторождения также предполагает разработ-ку нефтяных оторочек с подключением к строящемуся нефтепроводу «Запо-лярье — Пурпе». По утвержденной стратегии „СеверЭнергии“ добыча нефти составит до 5 млн тонн в год. В целом, перспективы разработки нефтяных залежей определяются в первую очередь сроками ввода магистрального нефтепровода „Заполярье — Пурпе“, строительство которого должно быть закончено к концу 2015 — началу 2016 года». Разработка нефтяных оторо-чек сложна в силу геологических особенностей Самбургского месторожде-ния. По его словам, четыре года до момента запуска нефтепровода будут ис-пользованы для того, «чтобы эти залежи изучить и составить проект разра-ботки». Те объемы, которые будут добываться до момента пуска «Запо-лярье — Пурпе», придется вывозить по зимникам и железной дороге.
Капитальные вложения компании в 2014 году составят 34–35 млрд руб лей, а «в следующем году — немного больше. Инвестиции будут осуществ-ляться за счет кредитной линии, открытой для «СеверЭнергии» Сбербанком, Газпромбанком и ВТБ. Размер кредитной линии — свыше 90 млрд рублей.
Участники проекта оценивают его перспективы как отличные и ждут высокой отдачи от вложений. По предварительным оценкам, «Газпром нефти» участие в проекте «СеверЭнергия» принесет до 10 млн тонн добычи углеводородов в год в нефтяном эквиваленте.
Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1974 году (при испытании неокомских отложений получен приток нефти). Нефте-газоносность ачимовских отложений была доказана в 1989 году. Всего на месторождении открыто 24 залежи углеводородного сырья в отложениях от валанжина до ачимовских включительно.
В 1993 году ОАО «Арктикгаз» получило лицензию на право пользо-вания участком недр Самбургского месторождения с целью разведки и до-бычи нефти, газа, газового конденсата из меловых и юрских отложений. До-быча углеводородного сырья по состоянию на январь 2013 года составила: нефти – 341 тыс. тонн, газа – 3945,9 млн. кубометров, конденсата – 746,5 тыс. тонн.
В апреле 2012 года российско-итальянское СП ООО «СеверЭнергия» запустило Самбургское месторождение. Для обеспечения месторождения электроэнергией и теплом было принято решение о строительстве автоном-ной электростанции. Для реализации этого проекта, после проверки ауди-торской итальянской фирмы представляющей интересы компании Eni, был выбран технический холдинг «Электросистемы».
Конструкция энергетического комплекса позволяет обеспечивать экс-плуатацию всего оборудования в комфортных условиях при крайне тяжелых внешних климатических факторах. Технологические схемы предусматривают возможность электроснабжения особо ответственных потребителей как от ГПУ, так и от ДГУ, а так же совместную параллельную работу ГПУ и ДГУ для запуска потребителей с большими пусковыми токами.
В настоящее время запущен первый этап энергокомплекса, включаю-щий пять ГПУ GE Jenbaher JMS 620GS мощностью по 3048 кВт, три водо-грейных котла фирмы Wolf, два ДГУ фирмы CTM (Италия) мощностью по 1360 кВт. Все работы выполнялись в соответствии с требованиями россий-ских нормативных документов, а также стандартами качества ISO и допол-нительными требованиями внутренних стандартов фирм Eni и Enel.





2.2 Назначение процесса глушения скважин

Глушение скважин (а. shutoff of wells; н. Воhrlochabsperrung; ф. obturation des trous de forage; и. paralizacion de pozos) — прекращение фон-танирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специаль-ной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбро-сов пластового флюида.
Основные вопросы, решаемые при глушении скважин: выбор рабочей жидкости и режим её закачки в скважину. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горнотехнических условиях: обеспечение минимального про-никновения фильтрата и твёрдых частиц из рабочей жидкости в призабой-ную зону пласта-коллектора, стабильность жидкости при контактировании с пластовой водой, сравнительно лёгкое удаление фильтрата и твёрдых частиц, проникающих в призабойную зону; недопущение взаимодействия фильтрата с глинистым материалом в пласте-коллекторе; предотвращение образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; соответствие давле-ния закачки рабочей жидкости прочности фонтанной арматуры и обсадных колонн. В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наибо-лее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, которые не содержат глинистых частиц и допус-кают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидро-статического (при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидко-сти используются специальные двух- и трёхфазные пены.
Нефтяные и газовые скважины, организованные на суше и море при по-мощи буровых установок обычно используются весьма длительное время. Однако в процессе такой эксплуатации рано или поздно возникает необхо-димость провести текущий или капитальный подземный ремонт скважин: с целью профилактики или устранения тех или иных осложнений, возникших в процессе добычи.
Глушение скважин предотвращает выбросы нефти или газа во время снятия оборудования и подъема труб из скважины на время подземного ре-монта. Чтобы произвести такое глушение, используют специальные химиче-ские составы: жидкости глушения, которые создают противодействие давле-нию пласта. Эти жидкости должны обладать следующими характеристиками:
Не снижать проницаемость призабойной зоны;
Не оказывать разрушительного воздействия на оборудование;
Не оказывать отрицательного воздействия на пласт.
Быть безопасными, не токсичными, экономичными и доступными.
Выбор жидкости глушения скважин зависит от индивидуальных условий каждого газового или нефтяного месторождения. Самый экономичный вари-ант - использовать водно-солевые растворы. Однако если скважину часто глушить водно-солевыми растворами, ухудшаются свойства призабойной зоны и в итоге снижается количество добытой нефти. Существуют модифи-цированные жидкости, которые позволяют сократить сроки вывода скважи-ны в прежний режим работы после ремонта.































Рис. 2.2. Схема процесса глушения скважины

Нарушение технологии глушения скважины может привести к возникно-вению газонефтеводопроявлений при ремонте скважины и отрицательно по-влиять на процесс вывода скважины на режим после проведения ремонта.
В целях предупреждения нефтегазопроявлений при текущем и капиталь-ном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта, необходимо провести комплекс мероприятий по выбору, приготов-лению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих пре-кращение притока жидкости из пласта в открытой скважине при ремонтных работах. А после окончания ремонтных работ, быстрый выход скважины на доремонтную продуктивность и увеличение межремонтного периода работы скважинных насосов.
Глушению перед началом ремонтных работ подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых со-храняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пла-стовых давлениях ниже гидростатического.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предвари-тельного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами-отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений или их отдельных участков согласовывается с территориальными органами Ро-стехнадзора и противофонтанной службой.
В настоящее время на стратегически важных и уникальных по запасам месторождениях Западной Сибири из-за сложных геолого-технических и климатических условий разработки, низкой эффективности существующих технологических процессов и отсутствия химических реагентов специального назначения происходит серьёзное отставание ремонтно-восстановительных работ скважин от имеющихся потребностей. Значительное число скважин нуждается в расконсервации и выводе из бездействия, требует проведения работ по капитальному и текущему ремонту.
В процессе проведения ремонтных работ на скважинах из-за использо-вания несовершенных технологических жидкостей происходит глубокая и зачастую необратимая кольматация порового пространства околоскважин-ной зоны, приводящая к кратному снижению продуктивности скважин. Для предотвращения выбросов применно на половине скважин осуществляются повторные глушения, что приводит к еще более глубокой кольматации пори-стой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. На газокон-денсатных месторождениях Западной Сибири ситуация с каждым годом усу-губляется существенным снижением пластового давления. Восстановитель-ные работы и продолжительное освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства.
Традиционно используемые солевые растворы вызывают засоление поч-вы и водоёмов, а ныне применяемые эмульсионные системы содержат реа-генты нефтехимического происхождения с низкой биоразлагаемостью, что приводит к загрязнению окружающей среды.
На основе всестороннего анализа указанных проблем и многолетнего опыта работы предлагаются современные высокоэффективные химические реагенты и комплексные технологии их применения для глушения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях высокопроницаемых кол-лекторов и аномальных пластовых давлений.


2.3 Требования к жидкостям глушения

В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин жидкости глушения (ЖГ) должны соответствовать следующим критериям ка-чества процесса:
 надежность глушения на период подземного и капитального ремон-тов скважин;
 минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);
 экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала;
 соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.
Требования к жидкостям глушения:
1. Требуемую плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП.
2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м3.
Таблица 2.1
Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения
Глубина скважины, м Допускаемые отклонения в (кг/м3)при плотности глушения
 До 1300 кг/м3 1300- 1800 кг/м3 Более 1800 кг/м3
До 1200 20 15 10
До 2600 10 10 5
До 4000 5 5 5

3. Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флю-идами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим дей-ствием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом зна-чении рН пластовой воды.
5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и сниже-нию капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»
6. Жидкость глушения не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,020г/л. (20млг/литр)
7. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
8. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год [2, 3].
9. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.
10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробез-опасной, нетоксичной.
11. Жидкость должна быть технологичной в приготовлении и исполь-зовании.
12. Плотность и вязкость жидкости глушения должны регулироваться.
13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
14. Выбор жидкости глушения а также способов их приготовления (с содержанием твердой фазы на основе минеральных солей, на углеводород-ной основе, пены) осуществляется в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.
Нормальными следует считать горно-геологические и технологические условия, удовлетворяющие следующим требованиям:
- исправное техническое состояние эксплуатационной колонны и це-ментного кольца, обеспечивающее разобщение эксплуатируемого пласта от пластов с другими геологическими параметрами;
- в интервале перфорации отсутствуют естественные и искусственно со-зданные трещины, способствующих интенсивному поглощению ЖГ;
- пластовое давление в зоне дренирования скважины равно или на 10% выше гидростатического
- средний уровень проницаемости (до 400мД);
- в цементе продуктивных пород отсутствует или присутствует незна-чительно монтмориллонит и хлорит;
- относительно невысокие значения газового фактора(не >200м3/м3).
При нормальных условиях в качестве жидкостей глушения применяют водные растворы следующих солей:
- наиболее доступной, широко производимой промышленностью и де-шевой солью, обладающей хорошей растворимостью в воде является NaСl, позволяющая получать растворы плотностью до 1180 кг/м3.
- в случае повышенной склонности глинистого цемента продуктивных пород к набуханию в присутствии воды и растворов NaСl при нормальных условиях глушения , при нормальном давлении в обязательном порядке сле-дует применять КСl, либо сильвинит – смесь NaСl и КСl.
- допустимо применение в качестве жидкости глушения вод сеноман-ского горизонта с плотностью 1,03 г/см3 , в этом случае следует применять все рекомендуемые ниже добавки – ингибиторы.
Аномально высоким пластовое давление называется в случае превыше-ния им на 10 и более процентов давления гидростатического.
Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью, чем в случае с нормальным пластовым давлением.
В данной области глушения наиболее массовой и дешевой солью явля-ется СаСl2 , которая используется для создания раствора плотностью выше 1180 кг/м3 и до 1400 кг/м3.
Возможно применение и других, более редких солей, но для этого необходимо владеть информацией о максимально возможной плотности рас-твора.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии глушения скважин на Сам-бурском месторождении произошло увеличение дебита скважины на 13,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3626 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на3324,5 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию в сумме 20,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли со-ставила 34,5 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внед-рения мероприятия на 28,72 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, на одну тонну нефти, в результате проведения мероприятия она увеличилась на 3324,5руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения глушения скважин на Самбурском ме-сторождении.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из способов достижения наиболее эффективного и полного из-влечения углеводородов из эксплуатируемых нефтегазовых месторождений является внедрение новых технологий, направленных на сохранение коллек-торских свойств продуктивного пласта, и особенно призабойной зоны пласта (ПЗП).
Состояние ПЗП, через которую происходит фильтрация флюида из пласта в скважину, оказывает большое влияние на продуктивность скважин. Снижение проницаемости ПЗП по сравнению с удаленной зоной пласта мо-жет достигать 10 раз и более, резко снижая дебит скважин, а иногда может приводить и к полному прекращению фильтрации флюидов.
Одной из многочисленных вероятных причин ухудшения состояния ПЗП являются операции по глушению скважин. В результате происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за протекания в пласте следующих процессов:
• поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с жидкостью глушения;
• в поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в резуль-тате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
• в пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии;
• возникает эффект «водной блокады», обусловленный увеличением во-донасыщенности пород ПЗП вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири;
• происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов.
Компания «Зиракс-Нефтесервис» выводит на рынок новую технологию - щадящее глушение с использованием временно блокирующих составов для нефтегазодобывающих скважин при аномально низком пластовом давлении.
Высокоэффективные солевые системы «Зиракс-Нефтесервис» на основе хлористого кальция предназначены для щадящего глушения скважин, в том числе c аномально низким пластовым давлением. Специально для глушения таких скважин в компании был разработан временно блокирующий состав, позволяющий избежать поглощения жидкости глушения.
Технология щадящего глушения заключается в поэтапной закачке, от-дельных порций состава глушения, каждая из которых обеспечивает селек-тивную проницаемость в прискважинной зоне коллектора. При этом пропус-кается только углеводородная часть пластового флюида.
Щадящее глушение скважин представляет собой комплекс мероприя-тий по выбору, приготовлению к закачке в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ) обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ре-монтных работ.
Рациональный выбор ЖГ осуществляется с учетом горно- геологиче-ских и технических условий работы скважин, способствующих предотвраще-нию таких осложнений как поглощение ЖГ продуктивным пластом, сниже-ние продуктивности скважин в послеремонтный период, увеличение периода выхода скважин на режим после ремонта.
Негативное влияние солевых растворов на призабойную зону пласта и добываемые флюиды нивелируется путем модификации жидкости глушения (МЖГ), введением в ее состав химреагентов, смягчающих агрессивное воз-действие на ПЗП и придающих МЖГ щадящие свойства. За счет гидрофоби-зации порового пространства призабойной зоны пласта предполагается зна-чительное увеличение производительности скважин в послеремонтный пери-од и сокращение сроков вывода на режимные параметры.
Группа технологий щадящего глушения направлена на сохранение первоначальной продуктивности добывающих скважин в процессе их теку-щего и капитального ремонта. Для скважин с низким (аномально низким) пластовым давлением с целью снижения влияния жидкости глушения на при-забойную зону, а также снижения поглощающей способности пласта.
В случае высокого пластового давления могут применяться не только солевые растворы. Технологией предусматривается не только полное запол-нение скважин при щадящем глушении, но и установка блокирующих «па-чек» в интервал перфорации с последующим заполнением оставшегося объ-ема водными растворами солей.
Поскольку агент практически не фильтруется в продуктивный пласт и обладает гидрофобными свойствами, сроки освоения скважин после КРС и вывода их в работу значительно сокращаются, отсутствует влияние на даль-нейшую подготовку нефти.
Основная жидкость глушения представлена солевой композицией на основе хлористого кальция и гидрофобизатора. Наличие гидрофобизатора в приготовленной жидкости глушения позволяет снизить гидрофильность пла-ста и предотвращает набухание породы.
Новая технология "Зиракс-Нефтесервис" в 2 раза сокращает время вы-вода скважины на режим, и как следствие, сокращает затраты на проведение капитального ремонта скважин. Нефтеотдача пластов в результате повыша-ется на 55 – 80%.