- •Приток жидкости к скважине. Вывод формулы Дюпюи?
- •Распределение давления вокруг скважины.
- •Техника, применяемая при гидравлическом разрыве пласта
- •1. Источники пластовой энергии и классификация режимов разработки нефтяных месторождений.
- •Кислотные обработки терригенных коллекторов
- •1.Водонапорный режим разработки нефтяных месторождений
- •2.Основные факторы влияющие на искривленность индикаторной линии нефтяной скважины
- •3. Плотность идеальной газожидкостной смеси
- •Классификация методов воздействия на призабойную зону скважин
- •3. Основные жидкости, применяемые при гидроразрыве пласта
- •1 .Газонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
- •Упругий режим разработки нефтяных месторождений.
- •2 . Кислотнные ванны и простые кислотные обработки призабойной зоны скважин.
- •3 .Техника, применяемая при гидравлическом разрыве пласта.
- •1. Режим растворенного газа при разработке нефтяных месторождений.
- •2. Кислотная обработка призабойных зон скважин под давлением.
- •Виды гидродинамического несовершенства скважин
- •Конструкция эксплуатационных сважин. Типовые конструкции забоев скважин.
- •Основные требования, предъявляемые к конструкциям забоев скважин.
- •Основные соотношения связи реальной и идеальной плотности, истинного и расходного газосодержания в двухфазном потоке.
- •Тепловая обработка призабойной зоны скважины. Способы реализации.
- •Уравнение баланса давлений при движении газожидкостной смеси в вертикальной трубе.
- •Термогазохимическое воздествие на пзс. Физические особенности разновидностей воздействия. Применяемая техника.
- •1. Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважин при вскрытии.
- •2. Способы перфорации скважин и применяемое обороудование.
- •3. Методы освоения нефтяных скважин.
- •1. Гидравлический расчет процесса освоения скважины методом замены жидкости.
- •2. Расчет фонтанного подъемника.
- •3. Зависимость оптимальной и максимальной подач жидкости от относительного погружения газожидкостного подъемника.
- •1. Расчет процесса освоения скважины компрессорным способом.
- •Гидропескоструйная перфорация скважин. Оборудование, необходимое для реализации метода.
- •Особенности освоения нагнетательных скважин
- •2. Плотность идеальной газожидкостной смеси. Основные соотношения связи реальной и идеальной плотности, истинного и расходного газосодержания в двухфазном потоке
- •Регулирование работы фонтанных скважин
- •1 . Приток к скважине с двойным видом несовершенства. Понятие приведенного радиуса скважины.
- •2. Поинтервальная солянокислотная обработка призабойной зоны скважины.
- •Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;
- •Образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках нкт и в выкидных линиях;
- •Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;
- •Образование песчаных пробок на забое и в самих нкт при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;
- •Отложения солей на забое скважины и внутри нкт.
- •Термокислотные обработки призабойной зоны скважины. Виды обработок и техногия проведения.
- •Гидродинамические методы исследования скважин.
- •Основные факторы, влияющие на искривленность индикаторной линии нефтяной скважины
- •1. Гидродинамические методы исследования скважин при установившихся режимах. Обработка индикаторных кривых притока.
- •2. Кислотные обработки терригенных коллекторов.
- •3. К.П.Д. Процесса движения газожидкостной смести в вертикальной трубе.
- •Техника и технология кислотной оброботки скважин.
- •Осуществление гидравлического разрыва пласта. Формулы для расчета радиуса трещин, их объема и гидродинамической эффективности грп.
- •Гидравлический разрыв пласта. Формулы для расчета давления разрыва и давления нагнетания на устье.
- •Основные жидкости, применяемые при гидроразрыве пласта
- •Термодинамические исследования скважин
- •Структура потока гжс в вертикальной трубе
- •Понятие об удельном расходе газа
- •3. Скважинные дебитометрические исследования
- •Средневзвешенная плотность гжс при ее движении в нкт.
- •Понятие расходного и истинного газосодержания в потоке смеси
- •Условие фонтанирования скважин. Минимальные забойные давления фонтанирования
2 . Кислотнные ванны и простые кислотные обработки призабойной зоны скважин.
Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС.
При многократных обработках для каждой следующей операции растворяющая способность раствора увеличивается за счет наращивания объема раствора, повышения концентрации кислоты или увеличения скорости закачки. Исходная концентрация HCL - 12 %, максимальная - 20 %.
Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и др. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.
В качестве продавочной жидкости используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.
Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.
Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию и сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1- 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем нужно для нейтрализации кислоты.
Кислота в карбонатных породах образует промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются в одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом растворение протекает более равномерно вокруг скважины или перфорационных отверстий. Но каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.