Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникла на большие расстояние от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважины оставляют на некоторое время в покое для реогирования кислоты с породой, после чего пускают в эксплуатацию.

При обработке слабопроницаемых пород часто удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты.

В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-Зм раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты 5-7 м

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора.

Успешно применяется специальные кислотные обработки скважин через гидромониторные насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке ствола скважины.
2.2 Технологичная эффективность
2.2.1 Технологичная эффективность от проведения СКО
При использовании большинства способов обработки пласта соляной кислотой соляная кислота поглощается дренированными зонами пласта, а не работающие участки так и остаются не обработанными. Этим объясняется низкая эффективность повторных соляно кислотных обработок

Рекомендуется дальнейшее проведение СКО, из-за их простоты и дешевизны.

Выбор метода СКО призабойной зоны скважин определяется пластовыми условиями, т.е. зависит от коллекторских характеристик пласта: проницаемость, пористость, карбонантность, глинистость.

Также необходимо искать новые методы воздействия на пласт, комбинировать старые: механические методы с химическими. Например: ГРП+СКО т.е. перфорация химически активной жидкостью, что позволяет при тех же параметрах воздействия увеличить размеры получаемых каверн.
2.2.2 Расчет технологической эффективности от проведения СКО
2.3 Расчеты технологических процессов
Таблица 2 - Определение технологической эффективности от применения СКО

Скважина	ДО			ПОСЛЕ			ПРИРОСТ
	Дебит нефти, т/сут	Дебит дижкостей, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
9	0,58	8,1	94,6	0,63	13,5	90,5	0,05	5,4
10	1,36	7,9	84,9	1,54	10	79,3	0,18	2,1
11	1,68	2,5	36,3	2,58	4,6	33,9	0,9	2,1
ИТОГО	3,62	18,5	215,8	4,75	28,1	203,7	1,13	9,6

---

Произведем расчет объем добычи при базовом дебите нефти

---

[6, стр 6] (1)
где

T – период между обработками, сут







Производим расчет планируемой добычи нефти
[6, стр 6] (2)



Расчет дополнительной добычи по трем скважинам
[6, стр 6] (3)



Дополнительная добыча по трем скважинам
, т [6, стр 6] (4)

Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам

по жидкости.
, т [6, стр 6] (5)




Произведем расчет планируемой добычи жидкости
[6, стр 6] (6)



Расчет дополнительной жидкости по скважинам

---

[6, стр 6] (7)



Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
, т [6, стр 6] (8)

По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 105,1 т и по жидкости 537,9 т
2.3.1 Расчет дебита скважин
Исходные данные:
- приведенный радиус скважины

- толщина пласта

- плотность нефти в пластовых условиях

- вязкость нефти в пластовых условиях

- плотность дегазированной нефти

- радиус контура питания

- приведенный радиус скважины

- пластовое давление

- газосодержание пластовой нефти

- давление насыщения при

- пластовая температура

- содержание метана в газе при стандартных условиях

- содержание метана в газе у азота

Решение:
Рассчитываем объемный коэффициент нефти.
[3, стр 70 ] (9)
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой:

---

[3, стр 70 ] (10)
Приводим заданное газосодержание пластовой нефти к размерности в вышеприведенном уравнении. Для этого воспользуемся формулой:
[3, стр 70 ] (11)
Таким образом, давление насыщения при

Рассчитываем по дебит скважины
[3, стр 70 ] (12)
Вывод: расчётный дебит скважины в стандартных условиях составляет 295,3 т / сут.

2.3.2 Расчет термокислотной обработки забоя скважин
Исходные данные:

H = 1006 – глубина, м

h = 8 - эффективная мощность пласта, м

D = 0,15 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны , м

d = 0,05 - диаметр промывочных труб, м

T = 308 - температура на забое, К

- начальный дебит нефти

- текущий дебит нефти,
Решение:

Необходимое количество магния для повышения температуры W = 4 кислотного раствора от 293 до 353 К можно определить по формуле:
[8, стр 162 ] (13)

Процент уменьшения концентрации кислотного раствора, нейтрализующегося полностью
,% [8, стр 162 ] (14)

где, A - коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218, а при концентрации до 12% - 214
[8, стр 162 ] (15)
Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора от 15 до 12%, можно определить по формуле:
[8, стр 162 ] (16)

где, - начальная (15%) и остаточная (12%) концентрации кислотного раствора;

и

---

Смотрите также файлы

• Ганя М. В руководитель проекта Ибрагимова И. М.pptx

• Баланы жбірлеуді (буллингті) профилактикасы аидаларын бекіту туралы.docx

• Типовойпроек т производства буровзрывных работ в подземных условиях шахт.doc

• КМ05 Автоматтандыру аспаптары мен ралдарыны кйін техникалы жне метрологиялы баылау.docx

• Министерство здравоохранения российской федерации фармакопейная статья.docx