Обоснование выбора и требования к рабочим агентам

Для всемерного исключения загрязнения призабойной зоны пласта первичное, вторичное вскрытие пласта, операции по оборудованию забоя (в том числе фильтрами) рекомендуется, по возможности, проводить на депрессии или равновесии, либо с применением специальных полимерных растворов, либо загущенных растворов хлористого кальция. Использование растворов хлористого кальция, кроме того, будет оказывать укрепляющее действие на прочность скелета пород призабойной зоны. С целью выявления возможного выпадения парафина на опытном участке были проведены анализ свойств нефтей и расчет температурного режима эксплуатации скважин. Сравнение устьевых температур нефти и температуры выпадения парафина показывает, что отложений парафина не ожидается. Отсутствие проблемы парафинизации оборудования подтверждают предложенные схемы разработки участка (применение ПТОС+ПТВ, закачка оторочек полимера), которые приводят к увеличению температуры в призабойной зоне и у добываемой жидкости, и будут осуществляться на фоне высоких значений обводненности нефти.
Как показала практика заводнения нефтяных месторождений Западной Сибири, в поверхностных источниках воды содержатся клетки сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые, попав в благоприятные условия, начинают усиленно размножаться. Физико-химическая характеристика воды р. Таз и близ расположенных озер (небольшая минерализация, рН-7,4, содержание сульфатов 10 мл/л, t = 200°C) может способствовать развитию СВБ. Из-за отсутствия проб на микробиологический анализ из возможного источника заводнения нами предварительно может быть рекомендовано 1 раз в год обрабатывать призабойную зону нагнетательных скважин ударными дозами бактерицидов (формалин и 2,4 динитрофенол из расчета 1кг/м3 закачиваемой воды)

. Учитывая реальность адаптации микроорганизмов к химическим реагентам, необходимо производить периодическую смену бактерицида конкретных источников водоснабжения необходимо выполнить гидрогеологическое и гидрологическое изучение территории.
Закачанная вода (при ПТВ в виде пара, а при любом виде заводнения, как основной компонент закачиваемого раствора), соединившись с минерализованными (от 7 до 35 г/л) пластовыми водами, в дальнейшем в составе продукции скважин будет вновь извлечена на поверхность. Вода, состоящая из смеси закачанной и пластовых вод, после отделения от нефти будет загрязнена нефтепродуктами, мехпримесями и иметь значительную минерализацию, хотя и более низкую, чем пластовые воды. Сбрасывать такую воду в открытые водоемы нельзя, чтобы не допускать загрязнения их и других объектов окружающей среды. Наиболее целесообразный путь ее дальнейшего использования – это повторная закачка в продуктивный пласт, что будет предусмотрено, по-видимому, при любом выбранном методе воздействия и масштабах его применения. Лабораторными исследованиями, осуществленными в СибНИИНП, выявлено, что растворы щелочи, длительное время контактирующие с нефтью Русского месторождения, имеют межфазную активность выше ее значения у исходного раствора (таблица 3.1).
Таблица 3.1 - Результаты исследований межфазной активности обработанных растворов щелочи
Концентрация растворов щелочи, вес в % Межфазное натяжение на границе с раствором щелочи, эрг/см2 10-3
до обработки после обработки
0,01 2,5 1,2
0,06 0,28 0,1
0,14 0,04 0,02
В процессе реализации опытно-промышленных работ по закачке водного раствора щелочи в добываемой продукции нефтяных скважин ожидается появление со временем смеси щелочи с продуктами ее реакции с нефтью, которая, как показали эксперименты, улучшает нефтевытесняющие свойства воды