- •Исследование скважин на неустановившихся режимах. Особенности исследования нагнетательных скважин.
- •Экспресс-методы исследования скважин (подкачка газа, мгновенный подлив жидкости, исследование скважин на самоизлив).
- •Скважинные дебитометрические исследования. Цели исследования, приборы. Диаграммы интенсивности притока. Принцип измерения расхода жидкости. Примеры различных дебитограмм.
- •9. Химические методы воздействия на пзс. Расчет ско карбонатных коллекторов (известняк, доломит)
- •11. Химические методы воздействия на пзс. Кислотные ванны. Простые кислотные обработки. Кислотные обработки под давлением.
- •12. Химические методы воздействия на пзс. Термокислотные обработки. Расчет тко. Форма магния при тко. Техника и технология кислотных обработок.
- •14. Системный подход к обработкам пзс. Определение вида воздействия на пзс. Основные принципы системной технологии. Выбор скважин для опз.
- •15. Грп. Сущность грп. Напряженное состояние горных пород. Давление разрыва горных пород. Значения давлений разрыва.
- •17. Грп. Наполнители трещин при грп и требования к ним. Определение местоположения, ориентации и размеров трещин. Технология проведения грп. Способы проведения грп. Техника для проведения грп.
- •18. Пластовое давление и темп его снижения. Природные факторы пластовой энергии. Потенциал залежи. Результат рнм на естественном режиме.
- •19. Управляемые параметры в пределах пзс и всей залежи. Искусственное управление параметрами. Методы искусственного воздействия. Способы осуществления ппд.
- •20. Способы осуществления ппд. Законтурное, приконтурное, внутриконтурное заводнение. Условия применения и недостатки.
- •29. Проблема ппд на современном уровне. Комплекс требований, предъявляемых к закачиваемым флюидам. Требования к качеству пресной и сточной воды.
- •30. Проблема ппд на современном уровне. Требования к оборудованию устья скважины. Принципиальная схема оборудования устья нагнетательных скважин.
- •31. Проблема ппд на современном уровне. Оборудование для обеспечения качественных вод в системе ппд. Требования к деэмульгаторам и ингибиторам коррозии.
- •33. Проблема ппд на современном уровне. Основные параметры закачки воды в пласт. Потери давления р в слое осадка на поверхности пласта. Продолжительность работы скважин. Реальная площадь фильтрации.
- •36. Акустико-химическое воздействие (ахв). Условия успешного применения акустических методов. Преимущества и недостатки технологий ахв. Сейсмоакустическое воздействие (сав). Эффекты при сав.
- •38. Ударно-депрессионные методы. Преимущества и механизмы действия ударно-депрессионных методов. Основные процессы при всв. Преимущества и механизмы технологии всв.
9. Химические методы воздействия на пзс. Расчет ско карбонатных коллекторов (известняк, доломит)
Методы кислотного воздействия основаны на способности кислот растворять горные породы или цементирующий материал
Расчет СКО для известняка
СаСО3 + 2НСL = СаСL2 + Н2О + СО2 ↑
или в количественных соотношениях
(40+12+3×16) + 2(1+35,5)=(40+2×35,5) + (2×1+16) + (12+2×16)
100г + 73г = 111г + 18г + 44г
При растворении 100 г известняка 73 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. На 1 кг известняка надо израсходовать 730 г. чистой HCl.
1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой HCl. Следовательно, для растворения 1кг известняка потребуется:
Расчет СКО для доломита
CaMg(CO3)2 + 4HCL = СаСL2 + MgCL2 + 2H2O + 2СО2 ↑
(40+24,3+2(12+3×16))+4(1+35,5)=(40+2×35,5)+(24,3+2×35,5) +2(2×1+16) + 2(12+2×16)
146 г + 184,3 г = 111 г + 95,3 г + 36 г + 88 г
При растворении 146 г доломита 184,3 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 95.3 г растворимой соли хлористого магния, 36 г воды и 88 г углекислого газа.
Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты
или 15%-ного раствора HCl:
10. химические методы воздействия на ПЗС. Скорость реакции кислоты. Концентрация растворов кислоты. Влияние давления на скорость реакции. Химические реагенты, добавляемые в раствор кислоты и порядок его приготовления.
Назначение обычной СКО
закачка кислоты в пласт на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины).
Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от:
- скорости реакции,
- вещественного (химического) состава породы,
- удельного объема кислотного раствора (м3/м2 поверхности породы),
- температуры, давления и концентрации кислоты.
Скорость реакции кислоты
характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит температуры:
в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С.
Изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСL не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.
Концентрация растворов кислоты
Низкие концентрации раствора увеличивают глубину его проникновения в пласт, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора (осложняется процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции).
Высокие концентрации раствора приводят к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов СаСL2 и MgCL2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб.
Кислотные растворы с концентрацией более 15% НСL хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость.
Влияние давления на скорость реакции
Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.
Время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа;
при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз,
при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз.
Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора
Р0 – атмосферное давление; tс – стандартная температура – 20 0С.
Химические реагенты, добавляемые в раствор кислоты
Стабилизаторы — водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора (предотвращают выпадение солей АL и Fe - уксусная кислота (СН3СООН). 0,8 ÷ 2% от объема кислотного раствора.
Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НСL (формалин (до 1%) реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%) УФЭ8 ДС катапин-А, реагент В-2, карбозолин-О, реагент «Север-1» )
Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из ПЗС. ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы (спирты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(О), реагент 4411, тержитол, катапин-А)
Порядок приготовления раствора НСl
вода
ингибиторы
стабилизаторы
концентрированная соляная кислота
хлористый барий
интенсификаторы