3. Кислотные обработки терригенных коллекторов

Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому.

В карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Соляная кислота взаимодействует с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора. Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:

Обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна для удаления карбонатных цементирующих веществ и для растворения глинистого материала.

Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. На скважинах используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимнее время оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м³/ч и напора от 8 до 30м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-З0А"

БИЛЕТ № 3

1.Водонапорный режим разработки нефтяных месторождений

Условие реализации водонапорного режима Pпл > Pнас, где Pпл - среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения.

В таких условиях свободный газ в пласте отсутствует и отфильтровывается лишь нефть либо вода с нефтью. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) поддерживает гидродинамическую связь зоны отбора нефти 1 с зоной питания 3, которой может стать естественное водохранилище - русло реки.

В водонапорном режиме добыча нефти сопровождается ее замещением нагнетаемой либо законтурной водой, что обуславливает достаточно постоянные по времени дебиты скважин, газовый фактор и пластовое давление.

2.Основные факторы влияющие на искривленность индикаторной линии нефтяной скважины

 Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже Рнас. Чем больше эта разница, тем больше радиус области двухфазной (нефть+газ) фильтрации и сле-

Построение зависимости Q(Рc) по четырем фактическим точкам

довательно, больше фильтрационное сопротивление.

 Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

 Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

3. Плотность идеальной газожидкостной смеси

Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V

Структуры газожидкостного потока:

а - эмульсионная; б - четочная; в – стержневая

В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на него действует архимедова

сила выталкивания. Обозначим

Рис. 7.8. Среднестатистические площади в трубе, занятые газом и жидкостью

Плотность реальной смеси

cис

где Δρ - увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением

и- плотность идеальной газожидкостной смеси

БИЛЕТ № 4