Проведение - солянокислотная обработка
Cтраница 2
Для транспортирования, смешения и проведения солянокислотной обработки призабойной зоны пласта применяют агрегаты Азинмаш-ЗОА, АКПП-500. [16]
Перед обработкой глинокислотой водонагнетательных скважин необходимо проведение солянокислотной обработки с целью растворения и удаления с забоя продуктов коррозии и других взвешенных частиц, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте. [17]
В действительности испытания, проведенные перед проведением солянокислотной обработки, не показывали серьезного зонального ущерба. [18]
Общепринятые технологические решения, используемые при проведении солянокислотных обработок призабойных зон карбонатных коллекторов, ориентированы в двух основных направлениях: вовлечение в эксплуатацию всей толщины пласта и увеличение глубины обработки ПЗП. Если в зарубежной практике предпочтение отдается методам, способствующим увеличению глубины обработки пласта, использующим эффект замедления и регулирования скорости реакции кислот с породой пласта, то в отечественной практике большее внимание уделяется вопросам увеличения охвата пласта кислотным воздействием по толщине. [19]
Лабораторные исследования в УкрНИИ [33] показали, что для проведения солянокислотных обработок карбонатных коллекторов лучшими ПАВ для добавки в кислотный раствор являются катапин, катамин, кар-бозолин и марвелан. Неионогенные ПАВ типов ОП-10 и УФЭ8 показали худшие результаты. [20]
Согласно этой концепции на стадии ввода скважин в эксплуатацию рекомендуется проведение традиционной простой солянокислотной обработки, которая может сочетаться с методами вторичного вскрытия пластов. После первичной кислотной обработки скважины, как правило, не требуют воздействия в течение 1 5 - 2 лет. [21]
Единственный недостаток цинкового покрытия - это то, что при проведении солянокислотных обработок призабойной зоны скважин их приходится заменять на незащищенные. [22]
В группу А собраны те кривые, по которым получены положительные результаты после проведения солянокислотных обработок нефтяных и нагнетательных скважин. Группу Б представляют кривые, по которым не получены положительные результаты после воздействия соляной кислотой. [23]
Отмечается тенденция увеличения величины RA с расширением профиля притока или поглощения в нефтяных и нагнетательных скважинах до и после проведения солянокислотной обработки. Но этот вопрос требует специального изучения. [24]
Резюмируя изложенное выше, необходимо отметить следующее: основной причиной повреждений скважинного оборудования ОНГКМ является язвенная коррозия НКТ, обусловленная проведением солянокислотных обработок и не эффективным ингибированием при проведении этих операций. Сероводородное растрескивание НКТ и муфт НКТ связано в начальный период эксплуатации с применением коррозионно-нестойкой стали, а в дальнейшем - с концентраторами напряжений, наносимыми при затяжке ключом на поверхность НКТ и муфт, и с отсутствием эффективного ингибирования. [25]
Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти ( с учетом промысловой себестоимости) и сравнить ее с затратами, связанными с проведением солянокислотной обработки. [26]
 |
Теоретические виды кривых восстановления давления для трещиновато-пористого коллектора со значительными фильтрационными сопротивлениями, построенных в разностных координатах. [27] |
Кривая lg ( р0 - р) - t для трещиновато-пористого коллектора с незначительным фильтрационным сопротивлением ( рис. 33) всегда наглядно свидетельствует о состоянии трещиновато-пористого коллектора после проведения солянокислотной обработки, когда фильтрационные сопротивления минимальны. [28]
В соответствии с назначением настоящей книги как справочного пособия для технических расчетов в эксплуатации скважин ниже помещаем только необходимые данные для определения количеств основных и вспомогательных химических реагентов, требующихся при проведении солянокислотных обработок. [29]
Таким образом, методом непараметрических критериев можно классифицировать скважины на эффективные и неэффективные, при этом в класс эффективных следует выбирать такие, в которых кроме прироста добычи газа после воздействия учитывается и продолжительность эффекта воздействия, т.е. период после проведения солянокислотной обработки, в течение которого дебит газа больше дебита до обработки. [30]
Страницы: 1 2 3