Соляно-кислотная обработка

       – при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего  потока при обратной промывки в несколько  раз больше скорости при прямой промывке;

       – почти полностью устраняется  прихват труб вследствие того, что  в затрубном пространстве находится  чистая жидкость, а размытая порода выносится по промывочным трубам; 

       – обратная промывка производится при  меньшем давление на выкиде насоса, так как скорость потока жидкости, необходимая для выноса песка, может  быть достигнута при сравнительно меньшем  расходе жидкости.

       Недостатками  обратной промывки являются:

       – необходимость применения специального оборудования для герметизации устья  скважины;

       – малая скорость нисходящей струи  в кольцевом пространстве, в связи  с чем снижается интенсивность  размыва пробки; поэтому обратную промывку нельзя применять для очистки  скважины от плотной пробки, когда  требуется сильная размывающая  струя, а рекомендуется применять  комбинированную промывку.

       Комбинированная промывка заключается в периодическом  изменение направления. 

       1.11 Анализ эффективности проведения СКО 

       Дебит по скважине 1771 до проведения СКО был 3,4 т/сут, после проведения СКО – 3,9 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 174 сут. Дополнительная добыча 87 т

       Дебит по скважине 2249 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,6 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 196 сут. Дополнительная добыча 98 т

       Дебит по скважине 12314 до проведения СКО был 5,1 т/сут, после проведения СКО – 5,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 210 сут. Дополнительная добыча 21 т

       Дебит по скважине 12523 до проведения СКО был 5,4 т/сут, после проведения СКО – 5,7 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 153 сут. Дополнительная добыча 45,9 т

       Дебит по скважине 12899 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 149 сут. Дополнительная добыча 163,9 т

       Дебит по скважине 13512 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 183 сут. Дополнительная добыча 73,2 т

       Дебит по скважине 13813 до проведения СКО был 4,9 т/сут, после проведения СКО – 6,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 171 сут. Дополнительная добыча 273,6 т

       Дебит по скважине 14015 до проведения СКО был 1,5 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 160 сут. Дополнительная добыча 112 т. 

Таблица 7. Эффективность проведения СКО. 

       Дебит по скважине 14175 до проведения СКО был 2,0 т/сут, после проведения СКО – 2,4 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 189 сут. Дополнительная добыча 75,6 т

       Дебит по скважине 14292 до проведения СКО был 0,9 т/сут, после проведения СКО – 1,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 229 сут. Дополнительная добыча 68,7 т

       Дополнительная  добыча после проведения СКО на 10 скважинах составила 1018,9 т, то есть 101,9 т на 1 скважину. Средняя продолжительность  эффекта – 181,4 суток. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

       Основным  методом ОПЗ для скважин с  карбонатными трещиновато – пористыми  коллекторами является соляно-кислотная  обработка. Существуют различные способы  воздействия соляной кислоты  на карбонатный пласт (ванны, простые  кислотные обработки, глубоконаправленные, поинтервальные и т.д.).

       Большинство соляно – кислотных обработок  позволяет улучшить проницаемость  призабойной зоны пласта. Обработка  удалённых от ствола скважины зон  представляет определённые трудности  из-за невозможности доставки соляной  кислоты в глубину пласта. В  результате высокой скорости реакции  кислоты в карбонатной составляющей пласта в призабойной зоне выделяется вода, которая и проталкивается в  глубину пласта очерёдной порцией  кислоты.

       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. 

       СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

       1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная  книга по текущему и капитальному  ремонту нефтяных и газовых  скважин» М. Недра, 1979 г.

       2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль  при добыче нефти и газа»  М. Недра, 1983 г.

       3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П.  «Изучение особенностей проникновения  в коллекторы известково-битумных  растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

       4. Бухаленко Е.И. «Справочник по  нефтепромысловому оборудованию»  М. Недра, 1983 г.

       5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка  нефтяных месторождений, приуроченных  к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980г.

       6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная  книга по добыче нефти» М.  Недра, 1980 г.

       7. Зарипов С.З. «Применение жидкостей  для задавливания скважин при  их ремонте» Обзорная информация, серия «Техника и технология  добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.

       8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску  А. «Увеличение продуктивности  и приемистости скважин» М.  Недра, 1985 г.

       9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., «Интенсификация  текущей добычи нефти» «Нефтяное  хозяйство 1990 г., №7.

       10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г.  «Совершенствование технологии  разработки малоэффективных нефтяных  месторождений Татарии» Казань  Таткнигоиздат 1989 г.

       11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. «Регламент  по технологии глушения скважин  с сохранением коллекторских  свойств продуктивного пласта»  Татнефть, 1998 г

       12. Сучков Б.М. «Причины снижения  производительности скважин» Нефтяное  хозяйство, 1988 г., №5.

       13  http://www.neftrus.com/encecloped/171-well-acidizing.html