1. Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин

Кислотная обработка скважин— эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне, химические способы интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами.

Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей. Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной кислоты с добавками 3-5% уксусной кислоты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором с добавкой 2-3% фтористоводородной кислоты. На время взаимодействия кислотного раствора с породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых — 24 ч. Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м³ и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах — 0,5-1,0 м³, в сильнопроницаемых пластах — 1,0-2,5 м³. Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органические вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.  По окончании времени реагирования кислотного раствора с породами водоносного или нефтеносного пласта скважина прокачивается эрлифтом или глубинным насосом с утилизацией жидкости на поверхности. В процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию.

2. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразде­ляются на:

Месторождения	Запасы
	Извлекаемые нефти, млн. т	Геологические газа, млрд. м³
Уникальные Крупные Средние Мелкие	Свыше 300 30 – 300 10 – 30 до 10	Свыше 500 30 – 500 10 – 30 до 10

Билет№27

1. Назначение и технология проведения гидродинамических исследований

Гидродинамические исследования проводятся на эксплутационном фонде скважин для уточнения геологического строения пласта в зоне дренирования скважин (установления геологических неоднородностей и границ пласта), определения фильтрационных характеристик пласта, оценки изменения (загрязнения) фильтрационных свойств в призабойной зоне, оценки энергетических свойств пласта.

Технологии:

1. Оценка энергетического состояния залежи

• Замер пластового давления

• Определение пластового давления

2. Исследования на установившихся режимах

• Исследование методом отборов (ИД)

• Исследование методом закачек (ИД)

3. Исследования на неустановившихся режимах

• Исследование методом восстановления давления (КВД/КВУ)

• Исследование методом падения давления (КПД)

4. Исследование гидродинамической связи по пласту

• Гидропрослушивание.