Ивано-ФранковскиИ институт нефти и газа (ИФИНГ)

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ)

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ВНУТРИПЛАСТОВОЙ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ УЗЕНЬ

РД-39-1-204 - 79

1979 г

Ивано-Франковский институт нефти и газа (ИФИНГ)

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательским институт (ВНИИ)

СОГЛАСОВАНО:

Зам•начальника Управления нефтегазодобычи

АЛ.Галустов

■> " J 1979 г.

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ВНУТРШ1ЛАСТОВОЙ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ СКВАаИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ УЗЕНЬ

РД-39-1- 204 - 79

1579 г

Узень предусмотрена эксплуатация скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения на 25%•

3*2* Охлаждение призаболных зон пластов наблюдается при вскрытии продуктивных пластов бурением (до 26°С) и в результате закачки в пласт холодной воды для ПЛД (до 20°С). (Рис J, 2, "О*

3»3« Снижение проницаеюсти призабойных зон и неравномерная приемистость воды по толщине пласта в нагнетателвных скважинах происходит по следующим причинам:

а)    закупоривание порового пространства парафино-силистыми компонентами в резулнтате охлаждения призабойных зон пластов при вркрытии их бурением и закачки холодной воды в пласт;

б)    закупоривание филнсрационных каналов призабойных зон пластов продуктовыми коррозии водоводов и подземного оборудования нагнетательных окважин в результате закачки агреосавной морской воды, содержащей в овоем ооставе растворенного кислорода до 12 кг/л5

в)    закупоривание порового пространства и трещин продуктами органической жизни (ракушки, водоросли, планктон), содержащейся в морской воде;

г)    раскрытие и смыкание трещин призабойных зон пластов в ^эультата изменения забойного давления; исследования показывают, что критические давления раскрытия трещин пласта находятся в интервалах устьевых давлений нагнетания 50-90 кГс/си^.^;

4. Теоретические отновы метода внутрипластовой термохимической обработки окважин.

4.1, Сущноогь термохимической обработки нефтяных и нагнетательных окважин ооотоит в том, что по схеме гидравлического раз-

Смб. 67Q

I, 2 - томограммы, снятые 15 и 2Р I.T9⁷** г.

3,4 - термогрзмгы, снятые 13 и 15.П.1974 г.

5,6,7,8,^ - термоггамкы, с.лтые 2,7,17,2? и 29.^,4.x97^;f г. 70,11,12,13 - 5,9,Г* и i5.iy.I774 г.

Рио, 2

Тврмограмма, снятая ТЗ#ШЛ974 г.

рыва пласта в призабойную зону вводят гранулированный или поров-ковый магний* вслед за которым закачивают в пласт ра. гвор соляной кислоты 155* концентрации* В результате происходит экзотермическая реакция магния о раствором соляной кислоты в трещинах пласта о выделением растворимой соли хлористого магния* газообразного водорода и большого количества тепла

Му / 2/see ^Л/уве_е +//г + //О***" тема.    (I)

4*1*2* При растворении одной граммолекулы магния в ооляной кислоте выделяется ПО,2 ккал.тепла. I кГ магния при растворении в соляной кислоте выделяет 4520 ккал.тепла* Для полного растворения I кГ магния требуется 18,6 л 15% концентрации раствора соляной кислоты*

4*1.3* Для обработки нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами на I кГ магния берется 60 л раствора 15% концентрации соляной кислоты* 1/7 часть которого расходуется на реакцию взаимодействия с магнием и прогрев пород призабойной зоны, а 2/3 часть нагретого раствора соляной кислоты - на растворение карбонатных пород, в том числе и гидроокиси железа, в нагнетательных скважинах*

4.1.4. После ввода магния в пласт закачка кислотного раот-вора производится на I скорости одного агрегата, т;е. Qf& Ус 4.1*5. Б результате при cooTBeTC' зуювдгу пластовых давлениях в эевиоимооти от скорости закачки кислотного рас вора и температуры кипения пластовой жидкости породы продуктивного nrur* негре ваются до 1с0-140°С и происходит быстрое р< строение *'пр-бонатных включения пород пласта и расплавление парафино-смолистых отложений, выпаривание тонких широтных слоев водг и раст-

ворение отложения кристаллов оолей в поровом пространстве, что приводит к восстановлению или увеличение проницаемооти приза-<к>йной зоны пласта.

4.2. Как известно, в нефтяных коллекторах всегда имеются изолированные или полузапечатакные поры, каверны, трещины или трещинно-пористые, кавернозные и тупиковые зоны, которые не участвуют в работе продуктивного пласта в целом. Поэтому при проведении даже обычных кислотных обработок возможно соединение кхчврёз микротрещины с основными высокопроницаемыми дренажными каналами, что приводит к многократному увеличению дебитов скважин по сравнению о их начальными дебитами. Однако в условиях залежей, насыщенных высоковязкими тяжелыми нефтями, эти микротрещины в больней части оказываются запечатанными осадками парафино-смолистых вещеотв и не пропускают через оебя холодного кислотного раствора.

4.2.1. При реакции магния с раствором соляной кислоты с выделением тепла за счет нагрева пород призабойной зоны пласта, а также увеличения проникающей способности горячего кислотного раствора через мелкие поры и микротрещины происходит соединение выооконапорных изолированных участков пласта с высокопроницаемыми дренажными каналами призабойных зон пластов, и скважины начинают работать о более высокими дебитами з течение длительного период времени.

4.3. Как чэвеотно, нефти многих щесторождений, в т.ч. и Увечье: ij, облагают эя-кооластичными (неньютоновским,|) овоРст-в плеотовых условиях или приобретают их в процессе эксплуатации залежи в результате нарушения термодинамического равновесия пластовой скстс.4Ы« В связи с этим, для освоения скважин

и пуска их в эксплуатацию о высокими дебитами необходимо создавать выоокие перепады между пластовым и забойным давлениями.величины которых должны превышать величины начальных статических напряжений сдвига таких нефтей. Однако в условиях конкретных месторождений по ряду причин часто не удается создавать такие высокие депрессии на пласт, и скважины осваиваются с низхими дебитами или вообще не удается их пустить в эксплуатацию.

4.3.1.    После нагрева призабойной гони пласта путем проведения ВПТХО увеличивается подвижность нефти в пластовых условиях и дебиты скважин повышаются.

4.4.Как уже было отмечено выше, в процессе закачки воды в пласт, в том числе и промысловых сточных ъод, происходит кольма-тация поверхностей фильтрации призабойной зоны продуктами коррозии, углеводородными комплексами и др. При закачке промысловых сточных вод, коррозионные отложения обволакиваются тяжелым* компонентами нефти, вносимыми в пласт вместе с закачиваемой водой.

В результате затрудняется контакт кислотного раствора с продуктами коррозии и замедляется их растворение в кислоте.

4.4.1.    При проведении ВПТХО в нагнетательных скважинах происходит расплавление парафино-смолистых оболочек и более ускоренное растворение коррозионных отложений в горячем растворе соляной кислоты. Кроме того, происхо/чт диопергация нерастворимых в соляной кислоте твердых осадков и вынос их в скважину при отборе жидкости или перенос в ^v6t пласта при закачке воды.

4.4.2.    Реакция гидроокиси железа с горячим раствором соляной кислоты происходит по охеме

р_е (о^ .знее= г_есе, +зн*о

4.4.3.    При освоении нагнетательных скважин разрезающего ряда, особенно при закачке холодной воды, происходит охлаждение призабойной зоны пласта, что способствует интенсивному отложение високомоллокулярных углеводородных комплексов в порах пласта до полной потери их проницаемости. В связи о этим погловдие воды пре исходит, в основной, по трещинам только через узкие участки пласта, и коэффициент охвата пласта заводнением снижается.

4.4.4.    При термохимической обработке нагнетательных скважин за счет выделения большого количества тепла и высокой температуры происходит прогрев призабойной зоны по всей мощности пласта, расплавление парафино-смолистых веществ, находящихся в порах пласта. В результате охват плаота заводнением увеличивается.

4.5. Известно, что для получения наибольшего эффекта от гидравлического разрыва пласта необходимо добиваться рассредоточенной упаковки песка в трещинах о тем, чтобы гроницаеность их была намного выше проницаемости поровых участков пласта.

4.5Л. Для этого в трещины пласта при ГТП закачивают смесь крупно-зернистого песка о гранулированным или порошковым магнием о последующей закачкой раствора оолякой кислоты В результате магний растворяется в соляной кислоте, увеличивая пористость «целого сия neoud.

4<*>.<>. Чтос* не допустить переуплотнения введенного в тре-щиг зека закачк кислотного раствора проводится прк: значительно kkjkmx и зл ниях. 4sA ото было в гроцессе введения в гзает песка с магнием, т.е. закачку кислотного раствора в пласт необходимо проводить прл защемленном в трещинах пескл.

4.6. Из уравнения (I) видно, что при взаимодействии металлического магния о раствором соляной кислоты образуется растворимая ооль хлористого магния. Насыщенный раствор оодержит 62,9 г МуС£_г на 100 г воды, кипит при температуре 130°С. В интервалах температур ^ * 3,4-П6,7°С устойчив в равновеоной сиотеме МфСв_г- 6//г&    •    ^ПР^И температурах И6,7°С и выяе

обезвоживается и образуется цемент Соредя 0MG6 .

При £ = 116,7-181,5°С    -

£ - 181,5-гад⁰с    -    Но    г н* о    ■,

£ - 2¹Ю-285°С    -    М$се_г и_гО,

Ь внше 285°С    -    Му (MjCg

При снижении температуры ниже 160°С из таких растворов кристаллизуется

ее_г • зм$ (он)_г б Иг о и 5Мр (ои)_г • гн*о, .

а при температуре I00°C    -    О    и

• 4 WeQ . Эти соединения входят в состав магнезиального цемента, который схватывается в пласте в течение 2-3 часов в зависимости от началвяой температуры пласта и плотности кристаллогидрата хлористого магния.

6.6.1. Магне3ж!альный цемент иожет образоваться и в результате взаимодействия окиси магния, содержащего    в

A/OJHtyc,

гранулированное в виде оксидншс пленок, л&'у'У*.

Му о + Му се_г * Нг (7 « <? Mq о * Н.'О О)

4.6.2. При соединении металлического мегмиь с водой про

исходит реакция гидролиза с получением гидроокиси магния

. При повышении температуры скортхэть гидролиза увели-

чивеется.

4.6.3. При соединении металлического магния с минерализованной водой, содержащей в овоем составе    С_а    С£_г, в«л

происходит реакция гидролиза с получением    •    При по

вышении температуры, скорость реакции увеличивается* Например, по / 6 7 при температуре 130°С и давлении 100 кГс/см^ в течение одного часа в объеме I м³ девонской пластовой воды с плотностью I.I8 т/м³ за счет гидролиза может образоваться 160 кГ осадка гидроокиси магния*

4*6.4. При разработке залежей нефти о сильнообводненными коллекторами, когда приток жидкости к скважине происходит через трещины и сильно раздренированные каналы, выпадение гидрофобных осадков гидроокиси магния и образование магнезиального цемента в процессе термохимической обработки пластов может привести и к ограничению притоков пластовых вод*

4*6*3* Ограничению притоков пластовых вод при термохимической обработке окважин способствует также переотложение высоко-моллекулярных гидрофобных компонентов нефти, к которым относятся асфальтены, смолы и. другие углеводородные комплексы с минералами. Последние, являясь полярными., взаимодействуют с поверхностями пор и трещин и образуют олой отложений, уменьшая при этом сечение дренажных каналов.

4*6*5.1. Пепеотло-ения асфальтенов и углеводородных ком-»1Лексов создают благоприятные условия для гидрофобизации осадков, полученных при термохимическом воздействии с кислотой . хлоридами, и поводят к ограничению притоков пластовых вод.

4.6.6* Ограни ению притшков пластовых вод при термохимической обработке окважттн способствует также увеличение вязкости

нефти на 20-30g, закачанной в водяную часть призабойной зоны пласта в качестве жидкости-магнийносителя. В результате повышается устойчивость не 1«ти размыву пластовой водой и уменьшается фазовая проницаемость для воды.

4.6.7. Следует отметить, что для образования магнезиального цемента путем потери гидрокисльной группы необходима высокая температура, которая достигается путем создания определенных условий при термохимической реакции, т.е. при малой скорости прокачки кислотного оаствора и избыточного объема магния. При этом возможно "запекание" гранулированного магния и порошка гидроокиси магния с магнезиальным цементом и полное закупоривание норового пространства и трещин призабойной зоны с прекращением как притока воды, так и нефти.

4*7. Для предупреждения выпадения продуктов реакции магния и кислотного раствора, а также возможности формирования магнезиального цемента в пласте, необходимо проводить освоение скважины для эксплуатации сразу же после проведения термохимической обработки (не более чем через 60 пин).

4.6. Осадок гидроокиси магния легко растворяется в соляной кислоте

+2мсе*мдсе₂ +гм₂о    W

4.8.1. Поэтому после проведения термохимической обработки схважиь с применением гранулированного магния, пека наблюдается положительный эффект (увеличение дебита скважины по нефти или ограничение притоков пластовых вод), не рекомендуется проводить повторную простую кислотную обработку. Этим можно намного уменьшить полученный эффект ограничения притока пластовых вод при

АННОТАЦИЯ

Настоящая инструкция составлена в соответствии с приказом йиннефтепрома % 680 от 12.ХП.1977 г. “О мерах по улучшению разработки месторождения Узень объединения ^пМвчгышлакнвфть^м.

В инструкции изложены теоретические основы и методические положения по внутрипластовой термохимической обработке окважин, применительно к особенностям эксплуатации нефтяного месторождения Узень, разработанные Ивано-Франковск*к институтом нефти и газа на основе хоздоговоров с Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом. Башкирским Государственным научно-исследовательским и проектным институтом по добыче нефти и Производственным объединением "Узбекнефть",

Инструкция разработана Ивано-франковским институтом нефти и газа и Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом.

Авторы: к.т.н., доцент Абдулин Ф.С. и к.т,н. Лесик Н.П.

В работе принимали участие : м.н.с. Занык В.П,, аспиранты -Грабилин В.Г., Лапиин В.П., Терко Я.Б. и Ясова Л.В,

незначительном увеличении дебита скважины по нефти,

4,8.2, Полная или частичная ликвидация достигнутого аффекта ограничения притоков пластовых вод будет происходить еще потому, что при проведении простой кислотной обработки будут увеличены диаметры дренажных каналов и будут нарушены устойчивость нефти с повышенной вязкоотью после термообработки, кольматиро-ванкых продуктов реакции, осадков асфальто-смолистых вещеотв и минеральных солей,

4*9, В зависимости от температуры прогрева призабойной зоны, происходит потеря гидроксильных групп оульфатов Ге В результате становито* возможным быотрое растворение их в горячем растворе оодянсй кислоты и удаление • ; из порового пространства.

5* Свойства гранулированного и пороюсового-магния и условия их хранения.

5,1, Для производства термохимической обработки нефтяных и нагнетательных скважин применяется гранулированный или порошковый магний.

5.1Л. Магний представляет собой белый серебристый металл, обладающий пластической деформацией. На воздухе довольно медленно покрывается тонкой окионой пленкой, придающей ему матовый цвет.

£ 1*2. Моллекул^рный вес магния - 24,32, плотность 17 0 кГ/м³, при нагревании на воэд^тсе сгорает белым ослепительным пламенен с образо^нием окиси магния.

5.1*3. Магний легко соединяется с галоидами, а при Вч.нии, также о оерой и азотом. Рескции сопровождаются с

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Инструкция по внутри пластовой термохимической обработхе скважин месторождения Узень

РД 39-I-204-7&    Вводится впервые

Приказом по Миннефтепрому В 412 от 20 августа 1979 г.

Срок введения с 1.ХП- 1979 годе.

Срок действия - 5 лет

I. Введение

1Л. Одной из основных особенностей разработки месторождений о высоковязкими нефтями или нефтями с высокой температурой насыщеныя парафином является возможность отложения парафино-смолистых компонентов в поровом пространстве призабойной зоны в результате нарушения термодинамического равновесия пластовой системы.

1*2. Нефти продуктивных горизонтов месторождение Узень относятся к категории легких, подвижных в начальных условиях пяю-тж. Однако при снижении температуры на 2-3°С по сравнению с начальными пластовыми температурами (63-69°С) начинается выпадение парафина в пласте. Температура массовой кристаллизации парадка составляет 45°С, а температура плавления головных фракций парафина - 82-87°С.

1.2Л. Анализ геолого-промысловс *о материала по вскрытию продуктивного пласта бурением, освоения скважин и иУ эксплуатации показывает, что температура на забоях эксплуатационных р нагнетательных скважин месторождения Узень снижается до 23-40 С.

В результате этого поровые пространства призабойных зон пластов закупориваются парафино-смолистыми отложениями и производитель)*

нооти окважян резк* снижаются вплоть до прекращения фильтрации жидкости, особенно в нм эко проницаемых участках пласта.

1.3.    Опыт обработки окмжин месторождения Узень с целью восстановления или повышения их производительности показывает сравнительно низкую эффективность тех методов, которые связаны

с закалкой холодных рабочих жидкостей в призабойные зоны пласта, гидравлический разрыв пласта, кислотные обработки. Обработки же окзажин, проведенные о применением методов прогрева призабойных зон пластов или закачки растворителей, оказалочь более аффективными, т.к* при этом расплавляются и растворяются твердые компоненты нефти, улучшаются их отруктурно-механические и реологические свойства и происходит очистка порового пространства от закупориваю них материалов.

1.4.    Для восстановления или повышения производительности скважин месторождения Узень, разработан метод внутрипластовой термохимической обработки (ВПТХО) о использованием экзотермической реакции гранулированного или порошкового магния с киолотсыпи растворами нееооредетвенно в призабойной зоне пласта, которая внедрена в производство о положительным аффектом. Обработка окважин о применением метода ВПТХО приводит к резкому увеличению их производительности о ддотелышм сохранением достигнутого аффекта. В таблице I приведена эффективность ВПТХО в сравнении

о другими методами.

J.S. При проведении внутрипластовой термохимическою обработки окважин, как правило, наблюдается и ограничение притоков пластовых код что объясняется возможностью отложения гидроокиси магния в обводненной чаоти пласта и изменением фазовой проницаемости пород при оовмеотном движении нефти и воды.

Таблица I.

:    Методы_

; единицы ; :Хблодн.tгорячий!

ГизмеренияГ ТГХВ :конденз^конденс: ВПТХО • * # • # ♦

1.6.    В работе приведены теоретические основы и технология проведения внутрипластовой термохимической обработки скважин

применительно к условиям месторождения Узень.

1.7.    Гранулированный магний, применяемый для проведения внутрипластовой термохимической обраоотки скважин, выпускается Калушоким Производственным объединением "Хлорвинил".

1.8.    В окончательной редакции настоящей инструкции были учтены дополнения и предложения Производственного объединения "Мангыллакнефгь", НГДУ "Узеньнефть',' института "КазННПИнефть' и замечания секции Ученого Совета ВНИЙнефтъ по технологии и технике добычи нефти.

2. Характеристика нефте с одержания пород и млсищлюшх их флюидов.

2.1,    Месторождение Узень приурочено к крупной ассиметркч-ной антиклинальной структуре юрских отложений с размерами 40x1Dh

2.1.1.    В продуктивной толще верхнего эеажа нефтеносности, мощностью 350-400 м, выделено 6 обьектов оксплуатации - ХШ, Х1У, ХУ, ХУ1, ХУЛ и ХУШ горизонты *

Таблица 2.

Гопи Средние мощное-:Средние эффектив-:К-во    :Каксимальное irtSSu"*™ горизонтов,м:ные мощности плаоГв пластах :к-во пластов-_:    тов.    м_:_: коллекторов

хш 42 10,8 5 12 Х1У 65 24,0 3 IX ХУ 45 15.5 3 8 ХУ1 22 12,8 I I ХУ1 10 <•.7 I 3 ХУЛ 48 23,4 2 8 ХУШ 55 19,8 3 8

2.1.2.    Коллектора продуктивных пластов представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, характеризующимися повышенной глинистостью (15-35,0 •

2.1.3.    Коллектора средние и крепко сцементированные с неоднородным по типу и составу цементом, основу которого представляют глину каолинового и монтмориллонитового типов: встречаются глинисто арбонатнчй, каььцитовый и гидрослюдистый цементы,

2.x,4 Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, сложенные кварцем (30-60JO, полезными шпатами (20-35£), обломками пород .кО~ЧО%), слюдами (#), кальцитами (5-8,0, сидеритами (2,2-2,4#) пиритами (1,4-30.

2*1.5. Алевролиты по минералогическому составу мало отличаются от песчаников, за исключением несколько повышенной глинистости и карбонатности.

2*1*6. Пористость коллекторов составляет 20-26^, с увеличением глинистости пористость снижается до 14#. Размеры поровых каналов не превышают 10 мкм.

2*1*74 Проницаемость коллекторов, определенная при исследовании скважин йа приток и по керну, в среднем составляет для горизонтов: Х1Г - 0,206 дарси, Х1У - 0,29 дарси, ХУ - 0,167 дарси, ХУ1 - 0,207 дарси, ХУП - 0,276 дарси, ХУШ - 0,178 дарси.

2,2. Мощность глинистых прослоев, разделяющая продуктивные горизонты, колеблется от I до 20 м, чаще 8-9 м.

2.3* Величины начальных пластовых давлений закономерно растут с глубиной залегания залежей от 104 кГс/см^ (ХШ горизонт,отметка приведения - 860 м) до 124 хГс/см^ (ХУШ горизонт, отметка приведения - 1120 м).

2.3.1* Величина минимального пластового давления в зоне отбора 85-103 кГс/см^.

2*3*2. Забойные давления при работе скважин изменяются в среднем от 50 до 90 кГс/см .

2,3*3. Давления в затрубном пространстве составляют 23-60 кГс/см^*

'^>*4. Начальная пластовая ^емператуа месворождгчия Узень составляет 58-69°С.

2,4.1. В процессе эксплуатации скво» i нередко наблюдался снижение забойных температур ниже пластовых.

2.5. Нефть месторождения Узень относился к категории легких (плотность в пластовых условиях 0,766-0,777 кг/м³), малосер-

нилтых (до 0,25/0, с высоким содержанием высокомолекулярных парафиновых углеводородов (24-28£), омол (до 20f) и асфальтенов (до 6,050.

2.5*1. Температура начала насыщения нефти парафином практически равна начальной пластовой (58-69°С). Массовая кристаллизация парафина происходит на глубине 500-800 м при температуре 45°С. Температура застывания нефти составляет 30-35°С, температура плавления головных фракций парафина - 82-87°С

2.5*2. Диаметры кристаллов парафина соизмерю* о диаметрами пор коллекторов и составляют в среднем 15 мкм /*8J•

2.6.    Газовый фактор при начальных пластовых давлениях 70-100 м³/и³.

2.7.    Вязкость нефтей в пластовых уоловиях изменяется от 3,41 до 4,5 СП, Снижение пластовой температуры до 40-45°С приводит к возрастание вязкости в несколько раз. Вязкость дегазированной нефти, в зависимости от онижения температуры, может повыватьоя в сотни раз.

2.8.    Пластовые воды месторождения Узень относятся к типу хлормагниевых вод и имеют плотность 1,008-1,102 г/см³.

2.9.    Разработка залежей нефти проводится с поддержанием пластового давления, в основном* путем за качки морокой (холодной) воды при внутрикочтурном разрезании залежей на блоки шириной 2 км. Расстояние между нагнетательными скважинами в разрезающих: рядах равно сЗО м.

3. Причини снижения проницаемости призабойных зон пластов нефтяных и нагнетательных скважин.

3.1. Причинами снижения проницаемости призабойных зон гавотов в нефтяных скважинах являются:

а)    набухание глинистых частиц пород пласта в результате взаимодействия с фильтратом глинистого раствора, проникающим в призабойную зону в процессе вскрытия пласта бурением и рабочим* жидкостями на водной основе, применяемыми при проведении различных ремонтных работ;

б)    выпадение в порах пласта солей железа в результате взаимодействия фильтрата глинистого раствора и промывочных жидкостей, применяемых при ремонтных работах, с пластовыми водам*;

в)    образование стойких водонефтяных эмульсий и закупоривание ими порового пространства;

г)    образование граничных слоев воды в поровом пространстве в резулшгате проникновения фильтрата глинистого раствора * снижение фазовой проницаемости;

д)    прорыв пластовой и закачиваемой вод и онилеьие фазовой проницаемости пород призабойных зон пластов для нефтг. и увеличение забойного давления в результате возраст; *ия плотности водонефтяной смеси в скважинах;

ж)    выпадение сульфатов кальция, железа, бария в призабойных З'*нах пластов в результате взаимодействия заказываемой вода с породами пласта и пластооыми подам*;

з)    выделение свободного газа т призабойных зонах пластов и выпадение парафино-смолистых компонентов р поровом пространстве в результате охлаждения пластов и снижения забойных давлений ниже давлений насыщения (проектом разработки, месторождения