Методическое указание к выполнению практических занятий по дисциплине «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специализации 090603 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения (стр. 7 )

Запланированная концентрация плавиковой кислоты в растворе соляной кислоты, %	Концентрация товарной плавиковой кислоты, %	Концентрация раствора соляной кислоты и количество плавиковой кислоты в 1 м3 раствора соляной кислоты*
3,0	40,0	8,0 68,0	10,0 68,6	12,0 69,3
50,0	8,0 53,2	10,0 53,7	12,0 54,2
60,0	8,0 41,9	10,0 42,3	12,0 42,7
4,0	40,0	8,0 90,6	10,0 91,5	12,0 92,4
50,0	8,0 70,9	10,0 71,6	12,0 72,2
60,0	8,0 55,8	10,0 56,4	12,0 56,9
5,0	40,0	8,0 113,3	10,0 114,4	12,0 115,5
50,0	8,0 88,6	10,0 89,4	12,0 90,3
60,0	8,0 69,8	10,0 70,5	12,0 71,1
6,0	40,0	8,0 135,9	10,0 137,3	12,0 138,6
50,0	8,0 106,3	10,0 107,3	12,0 108,3
60,0	8,0 83,8	10,0 84,6	12,0 85,4
Примечание:*числитель – концентрация соляной кислоты, %; знаменатель – количество плавиковой кислоты, л.

Таблица 8 – Расчетные данные для приготовления 1 м3 глинокислоты

Запланированная концентрация соляной кислоты, %	Запланированная концентрация плавиковой кислоты, %	Содержание компонентов в 0,1 м3 раствора глинокислоты
БФА, кг	соляная кислота
для разложения БФА, %	запланированная концентрация, %	всего, %
10,0	2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0	3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8	2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0	10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0	12,5 13,6 15,0 16,0 17,0 19,5 22,0
12,0	2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0	3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8	2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0	12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0	14,5 15,6 17,0 18,0 19,0 21,5 24,0

Таблица 9 - Расчетные данные для определения количества уксусной кислоты в 1 м3 раствора соляной кислоты

Запланированная концентрация уксусной кислоты в растворе соляной кислоты, %	Концентрация товарной уксусной кислоты, %	Концентрация раствора соляной кислоты и количество уксусной кислоты в 1 м3 раствора соляной кислоты*
3,0	60,0	10,0 49,1	15,0 50,5	20,0 51,5
70,0	10,0 41,1	15,0 42,8	20,0 43,6
80,0	10,0 36,6	15,0 37,7	20,0 38,4
90,0	10,0 32,7	15,0 33,6	20,0 34,2
4,0	60,0	10,0 65,5	15,0 67,4	20,0 68,6
70,0	10,0 55,5	15,0 57,1	20,0 58,1
80,0	10,0 48,8	15,0 50,2	20,0 51,2
90	10,0 43,6	15,0 44,8	20,0 45,6
5,0	60,0	10,0 81,9	15,0 84,2	20,0 85,8
70,0	10,0 69,4	15,0 71,3	20,0 72,7
80,0	10,0 61,0	15,0 62,8	20,0 64,0
90,0	10,0 54,5	15,0 56,0	20,0 57,1
Примечание:*числитель – концентрация соляной кислоты, %; знаменатель – количество уксусной кислоты, л.

5.2 Воздействие на ПЗП скважин, вскрывших порово-трещинные и

трещинно-поровые коллекторы

Для удаления из проводящих трещин и пор глинистой составляющей раствора и утяжелителей (ЖРК-1, ЖРК-2, барита) применяются следующие технологические этапы обработок ПЗП.

При использовании в качестве утяжелителя ЖРК-1 применяют солянокислотную обработку (СКО), а для растворения ЖРК-2 проводят глинокислотную обработку (ГКО).

Для растворения барита скважину промывают горячей водой при температуре не ниже 80оС, после чего закачивают раствор кальцинированной соды 15%-ной или 17%-ной концентрации и продавливают в пласт для проведения конверсии барита. Оставляют скважину на 10-12 час для реагирования, затем удаляют продукты реакции пуском скважины в работу, проводят СКО прискважинной зоны пласта (п. 5.1).

При проведении кислотных обработок применяются кислотные составы, загущенные растворами ГЭЦ или КМЦ от 2,0 до 5,0%. Составы для кислотных обработок скважин, выходящих из бурения и не давших промышленных притоков, приведены в таблице 10. Составы для кислотных обработок низкопродуктивных эксплуатационных скважин приведены в таблице 11.

Освоение скважин, после обработки ПЗП кислотным раствором, с помощью койлтюбинговой установки ведется согласно [10].

6 Заключительные работы

После подъема БДТ закрывается буферная задвижка и производится демонтаж оборудования койлтюбинговой установки в транспортное положение в обратной последовательности. На буферной задвижке монтируется буферный фланец, вспомогательное оборудование демонтируется, в транспортное положение и закрепляется. Снимается заземляющий провод.

При работе в условиях низких температур окружающего воздуха выполняются мероприятия по предупреждению замораживания БДТ, для чего БДТ продувается компрессором и слив жидкости из БДТ производится в емкость.

Проводится осмотр, промывка и смазка блока превенторов, герметизатора и механизма подачи, закрывается задвижка всасывающего коллектора гидробака.

После демонтажа койлтюбинговой установки и вспомогательного оборудования проводятся повторные ГДИ, рекультивация территории и результаты оформляются актом.

Таблица 10 - Составы для кислотных обработок незавершенного фонда скважин (освоение после бурения)

Тип коллектора, возраст	Геолого-физические критерии	Рекомендуемые составы для обработок	Объем кислотного раствора на 1м эффективной толщины, м3
проница-емость, К×10-3 мкм2	пористость, %	aсп	газонасы-щенность, %
Поровые коллекторы (сеноман)	60,0 – 4000,0	18,0 – 30,0		> 50,0	а) щелочная ванна 15% NаОН; б) кислотная ванна 15 % НСl.
Поровые коллекторы (валанжин - готерив)	1,0 – 500,0	15,0 – 20,0	0,5 - 1,0	> 50,0	а) щелочная ванна 15 % NaОН; б) 18-20 % HCl + ПАВ или в) 10-12 % HCl + 3-6 % HF + ПАВ.	0,4 - 1,0
Трещинно-поровые коллекторы (ачимовская толща)		10,0 – 17,0		> 46,0	а) щелочная ванна 15 % NaОН б) 18-20 % HCl + ПАВ или в) 10-12 % HCl + 3-6 % HF + ПАВ	0,6 - 1,0

Таблица 11 - Составы для кислотных обработок скважин, находящиеся в эксплуатационном фонде

Тип коллектора, возраст	Геолого-физические критерии	Рекомендуемые составы для обработок	Объем кислотного раствора на 1 м эффективной толщины, м3
проница-емость, К×10 -3мкм2	пористость, %	aсп	газонасы-щенность, %
Поровые коллекторы (сеноман)	60,0 – 4000,0	18,0 – 30,0		> 50,0	а) кислотная ванна 15 % НСl; б) щелочная ванна 15% NаОН.
Поровые коллекторы (валанжин-готерив)	1,0 – 500,0	13,0 – 20,0	0,5 - 1,0	> 50,0	а) кислотная ванна 15 % НСl; б) 18-20 % HCl + ПАВ или в) 10-12 % HCl + 3-6 % HF + ПАВ	0,4 - 1,0
Трещино-поровые коллекторы (ачимовская толща)		10,0 – 17,0		> 46,0	а) кислотная ванна 15 % НСl; б) 18-20 % HCl + ПАВ или в) 10-12 % HCl + 3-6 % HF + ПАВ	0,6 - 1,0

7 Мероприятия по противофонтанной и