Результаты использования ИКД на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений

Условный Номер скважины, основная проблема	Число проводимых ремонтов на скважине за год, шт	МОП, МРП/сут.
до спуска контейнера с ИКД	после спуска контейнера с ИКД	до спуска контейнера с ИКД	после спуска контейнера с ИКД
АСПО		ремонтов не было	МОП	МОП 910
АСПО,			МОП	МОП 530
АСПО			МОП	МОП
АСПО		ремонтов не было	МОП	МОП
эмульсия			МОП	МОП
эмульсия		ремонтов не было	МОП	МОП
коррозия			МРП	МРП
коррозия		ремонтов не было	МРП	МРП

Закачку жидких ингибиторов АСПО можно осуществлять с помощью дозировочной установки УДЭ, которая в зависимости от дозировочного насоса имеет следующие типоразмеры: УДЭ 0, 4/6, 3; УДЭ 1, 0/6, 3; УДЭ 1, 6/6, 3; УДЭ 1, 9/6, 3 или установкой глубинных дозаторов, а также подачей ингибитора через полые штанги.

При капитальных ремонтах после длительной эксплуатации насоса в затрубном пространстве может образоваться парафиновая пробка из-за изменения динамического уровня. В таких случаях рекомендуется проводить промывку скважин органическими растворителями «Флэк-Р0017», «Стабикар», «гексановой фракцией», БГС (бензином газовым стабилизированным).

Возможным осложнением при разработке пластов Павловского месторождения является снижение продуктивности скважин после подземных ремонтов, при их глушении минерализованной водой.

Глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению к закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.

Применение пластовых вод, водных растворов солей натрия и кальция для глушения скважин при подземном ремонте или вторичном вскрытии пласта приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород ПЗП, к длительному периоду их освоения и выводу скважин на режим и, соответственно, значительным потерям нефти.

В ООО ПермНИПИнефть разработана жидкость глушения (ЖГ) скважин, позволяющая сохранить коллекторские свойства ПЗП и исключить:

· затраты, связанные с продолжительным освоением и выводом скважин на режим после смены подземного оборудования;

· потерю работоспособности подземного оборудования, связанную с откачкой задавочного раствора до приема насоса или прекращения его подачи;

· снижение продуктивности скважин в послеремонтный период.

Основными компонентами ЖГ являются минерализованные технологические воды и поверхностно-активное вещество (ПАВ-ГФ-1)[24], небольшие добавки которого снижают межфазное натяжение на границе раздела ЖГ-нефть:

Межфазное натяжение на границе ЖГ с нефтями

При проникновении ЖГ в пласт происходит изменение смачиваемости пористой среды, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода-порода, уменьшается величина капиллярных сил с одновременным снижением глубины пропитки породы водой, что сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах пористой среды: