Кислотное воздействие на горные породы (стр. 8 )

Рис. 2.2 Вязкость раствора хлористого кальция

1 – отработанный раствор из 20 %-ной HCl;

2 - отработанный раствор из 15 %-ной HCl;

3 - отработанный раствор из 10 %-ной HCl;

4 - отработанный раствор из 5 %-ной HCl.

На это обстоятельство стоит обращать внимание, т. к. для проталкивания высоковязкой субстанции в пласт требуется значительное давление.

Повсеместное использование соляной кислоты вызвано не только ее дешевизной, но и отсутствием нерастворимых осадков реакции. Даже в случаях обработки доломитов или доломитизированных известняков кальций-магниевый карбонат в соляной кислоте также растворяется, хотя и реагирует медленнее. Правда, другие примеси, встречающиеся в известняках и доломитах могут и не растворяться в соляной кислоте. В этих случаях, особенно, если эти примеси содержатся в значительных количествах, для их удаления требуется использование специальных добавок, добавляемых в кислотный раствор.

Имеется некоторый опыт использования и других кислот для обработки горных пород иного минералогического состава [8].

Таблица 2.1

Наименование кислоты, химическая формула	Компонент пласта, взаимо-действующий с кислотой	Химическая реакция взаимодействия	Примечание
Соляная кислота НСl	Известняк CaCO2	СaСО3+2HCL=СаС12+Н2О+СO2	Продукт растворения – хлористый кальций – является водорастворимой солью
Доломит CaCO3-MgCO3	CaMg(CO3)2+4HCl=CaCl2+ +MgCl2+2H2O+2CO2	Хлористый магний – также водорастворимая соль
Фтористоводородная кислота (основной компонент глинокислотного раствора) HF	Силикатный материал породы (зернистый кварц SiO2)	SiO2+4HF=2H2O+SiF4	Реакция протекает медленно
Алюмосиликат H4Al2Si2O9	H4Al2Si2O9+14HF=2AlF3+2SiF4+9H2O	Быстротечная реакция; является оп­ределяющей в процессе воздействия
Уксусная кислота СН3СООН	Известняк	СаСОз+2СН3СООН=Са(СН3СОО)2 + Н2O + СO2	Продукты реакции хорошо растворимы в воде
Доломит	СаМg(СO3)2+4СН3СООН=Са(СН3СОО)2 + Mg(СН3СОО)2 + 2Н2O + 2СО2	Продукты реакции хорошо растворимы в воде
Сидерит FeCO2	FeCO3+2CH3COOH = Fe(CH3COO)2 + Н2O+СO2	Осадки не образуются

2.1 Солянокислотные обработки

Разнообразие геолого-промысловых условий добычи нефти и, соответственно, круг задач, решаемых для ее увеличения породили множество модификаций кислотного воздействия.

Наряду с известными «обычными» солянокислотными обработками используются неоднократные и двухкомпонентные обработки, стимуляции с применением кислотных композиций в том числе кислотные составы медленного действия, поверхностно-активные кислотные составы, циклическая направленная солянокислотная обработка [1].

В целях очистки призабойного пространства скважин, а также создания призабойных каверн используются кислотные ванны.

Широкое распространение методов интенсификации добычи нефти обусловлено не только стремлением увеличить текущую добычу нефти, но и желанием повышения отправной точки совершенствования современных технологий увеличения коэффициента извлечения нефти, которые в среднем составляют не более 0,35 от балансовых запасов. Используемые методы добычи столь нужного ископаемого ведут к падению проницаемости призабойной зоны скважин. Соответственно, создаются и постоянно совершенствуются способы увеличения проницаемости призабойной зоны, с целью привлечения дополнительного притока нефти и роста дебита скважин одним из таких способов увеличения проницаемости призабойной зоны, с целью привлечения дополнительного притока нефти и роста дебита скважин.

Одним из таких способов обработки продуктивных отложений и является кислотная, в частности соляно-кислотная обработка.

В начальный период разработки и внедрения процесса кислотной обработки его применяли, в основном, для улучшения показателей работы скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Эти коллектора, в отличие от терригенных, обладают способностями к существенному повышению фильтрационных и емкостных свойств горных пород при искусственном воздействии растворами соляной кислоты, карбонизированной водой и другими методами, использующими химическую активность кальцита и доломита-основных элементов, слагающих карбонатные образования.

Однако, как оказалось, итоги применения соляно-кислотной обработки не всегда удовлетворительны. Например, анализ накопленного в России опыта применения метода показал, что в целом эффективность СКО составляет 40…45%, т. е каждая вторая обработка-неэффективна.

О положении дел в этом направлении в нашей стране можно судить по результатам опробования разведочных скважин за последнее время (таблица 2.2).

Необходимость, повышения эффективности применяемых мер по интенсификации нефтедобычи, в основном, связывают с:

- обводнением скважин нефтенасыщенных пластов и постепенным увеличением их выработки;

- снижением пластового давления, особенно на участках залежей, в которых отбор жидкости из пласта не компенсируется закачкой воды;

- ростом доли скважин, с низкими начальными дебитами нефти, т. е дренирующих пласты с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Таблица 2.2

Состояние и результаты опробования скважин по Бухаро-Хивинскому нефтегазоносному региону за 2016-2017 г. г.

№	Наименование площади	Скв. №	Дата испытания	Объект	Интервал испытания	Состояние скважины и результаты испытания	Интервал устан. цементного моста
Начало	Конец
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Хожимат	2	19.12.2015 г.	28.01.2016 г.	1	2461-2454 м	сухо
2	2449-2444 м	сухо
3	2292-2288 м	пл. вода	2300-2283 м
4	2281,5-2279,5 м	пл. вода	2258-2284 м
2278-2273 м
5	2251-2247 м	Сл газ	2284-2262 м
2244-2237 м
2235-2231 м
2	Топичаксай	1	03.12.2015 г.	27.03.2016 г.	1	3500-3265	Слабый газ (факел 1-1,5 м)	3500-3401 м
(откр. ствол)	3404-3322 м
2	3404-3265	Qг7  = 51 т. м3/с
(отк. ствол)
3	3309-3293 м	Слабый газ, Факел 1,5 м	3365-3322 м
3278-3272 м
3269-3267 м
3322-3319 м
3298-3293 м
4	3388-3314 (отк. ствол)	Слабый газ, Факел 1 м, Qг7= 29,876 т. м3/с, Qгж5= 18,749 т. м3/с, Qг5= 16,362 т. м3/c, Qгж6= 23,745 т. м3/с, Qг5= 20,435 т. м3/с,	3385-3672 м
3365-3322 м
3050-2950 м
3	Шимолий Акназар	5	28.01.2016 г.	10.03.2016 г.	1	3516-3512 м	техн. вода	3516-3512 м
2	3500-3497 м	Пластовая вода Qв=3,072 м3/с	3500-3482 м
3489-3485 м
3	3481-3477 м	Пластовая вода Qв= 1,536 м3/с	3478-3455 м
3471-3466 м
4	3459-3455 м	Пластовая вода Qв=0,576 м3/с	3420-3320 м
3449-3444 м
4	Кульбешкак	1 п	17.02.2016 г.	10.04.2016 г.	1	3922-3918 м	сухо
	3912-3909 м
2	3900-3897 м	сухо
3892-3887 м 3878-3872 м
3	3781-3776 м	Тех. вода
3773-3768 м 3753-3747 м
4	3692-3687 м	сухо
3684-3676 м
5	3348-3340 м	Тех. вода
6	3201-3198 м	Тех. вода
3179-3168 м
7	3065-3062 м	Тех. вода
3056-3052 м 3034-3030 м
8	2908-2902 м	Тех. вода
2860-2852 м 2788-2782 м
9	2768-2760 м	Тех. вода
2712-2704 м
10	2664-2660 м	Тех. вода	2600-2505 м
2648-2640 м
5	Муродтепа	1	04.02.2016 г.	31.03.2016 г.	1	2777-2772 м	Qг8= 5 т. м3/с
2	2795-2790 м	Промышленный приток газа Qг4= 102 т. м3/с Qг2= 85,3 т. м3/с, Qг0= 76,1 т. м3/с Газоконденсатные исследования: Qг8= 50,8 т. м3/с, Qк8= 14,1 м3/с, у=0,76 г/ см3, содержание конденсата 28 см3/ м3, Qг6=39,l т. м3/с, Qк6= 16,5 м3/с,, у=0,75 г/ см3, содержание конденсата 28 см3/ м3	2790-2755 м
3	2752-2748 м	Сухо, техн. вода
2744-2740 м 2730-2725 м (14.03-17.03)
4	2696-2688 м	Пластовая вода Qв=2,688 м3/с	2400-2300 м
2674-2669 м
	18,03-22
5	2241-2235 м	Слабый газ (факел-0,3 м), пластовая вода Qв=2,304 м3/с
23-
6	2197-2192 м	Слабый газ (факел-0,3 м), пластовая вода	2235-2203 м
7	2145-2136 м	Пластовая вода. Qв= 1,728 м3/с	2100-2002
6	Совлигар	1	23.02.2016 г.	27.04.2016 г.	1	3683-3680 м (2.03-8.03)	Пластовая вода	3685-3672 м
2	3658-3644 м (9.03.-14.03)	Пластовая вода,	3674-3638 м
3	3635-3630 м	Техн. Вода с пленкой нефти
3628-3620 м (15.03-22
4	3616-3613 м	Слабый газ	3674-3638 м
3611-3604 м
5	3582-3572 м 3568-3554 м	Слабый газ Qг3= 5 т. м3/с, Qн3= 3,2 м3/с, у=0,9 г/ см3, Qг= 5,5 т. м3/с, Qн3= 3,75 м3/с, у=0,9 г/ см3, Qг3= 6 т. м3/с, Qн3= 4.2 м3/с, у=0,88 г/ см3, Qв3= 4,2 м3/с
7	Жайрон	2	20.03.2016 г.	25.04.2016 г.	1	1356-1348 м	сухо
2	1356-1348 м	сухо
3	1324-1319 м	сухо
4	1297-1292 м		1300-1286 м
5	1287-1279 м	Промышленный приток газа Qг10= 158 т. м3/с, Qг8 = 109,7 т. м3/с,	1287-1279 м
Qг2= 225 т. м3/с Газоконденсатные исследования:
Qг7= 91,778 т. м3/с, QK7=25,1 см3/ м3, ук=0,77 г/см3, Qв7=0,784 см3/м3,ув=1,01 г/ см3,содержание конденсата 28 см3/ м3, Qг6=39,1 т. м3/с, QK6= 16,5 м3/с,, у=0,75 г/ см3, содержание конденсата 28 см3/ м3
6	1275-1262 м	Промышленный приток газа	1250-1200
		Qг12= 185,33 т. м3/с, Qг10= 135,62 т. м3/с
		Qг2= 225 т. м3/с
8	Миркомилкудук	1	16.06.2016 г.	29.07.2016 г.	1	2190-2079 м (отк. ствол при бурении	Промышленный приток газа Qг= 250 т. м3/с
1	2630-2624	Слабый газ	2630-2601
2	2584-2580	Слабый газ
2572-2566
2552-2544
2537-2533
3	2480-2472	Слабый газ	2550-2515
4	2315-2311	Слабый газ	2472-2423
5	2281-2276	Пластовая вода, у=1,07 г/ см3	2278-2257
2268-2262
6	2180-2174	Ог5= 5,8 т. м3/с, Ог3= 4,5 т. м3/с	2217-1266
7	2163-2160 2158-2152	Qгl4= 195,4 т. м3/с, Qг,2= 170 т. м3/с, Ог10=138,7 т. м3/с, Qг8=l 15 т. м3/с, Газоконденсатные исследования: Qг8= 108,1 т. м3/c, Qk8=21,29 см3/м3, ук=0,757 г/ см3, Qг10=132 т. м3/с, Qк10= 14,6 см3/м, у=0,765 г/см3	2152-2142
8	2180-2174	Ог14= 225,5 т. м3/с, Qг12= 215 т. м3/с, Qг10=160 т. м3/с	2117-2105
9	Гарбий Хаккуль	5	05.05.2016 г.	23.06.2016 г.	1	2773-2769 2754-2751	Ог6= 41 т. м3/с, Qг8= 66 т. м3/с, Ог10=69 т. м3/с Газоконденсатные исследования: Qг10= 104 т. м3/с, Qк10=18,7 см3/ м3, Ук=0,79 г/ см3, Qг8=95 т. м3/с, Qk8= 28,6 м3/с у=0,715 г/ см3	2769-2739
2	2733-2728	Qг6= 20,92 т. м3/с, Qг8=30,63 т. м3/с, Qг10=39,12 т. м3/с
3	2709-2705	Qг6= 34,8 т. м3/с, Qг8=46,5 т. м3/с, Qгl0=54 т. м3/с
2698-2695
2686-2679
4	2648-2645	Слабый приток газа через трубное и затрубное пространство с пластовой водой	2679-2653
5	2600-2597	Qг6= 26 т. м3/с, Qг8=35 т. м3/с, Qг10=51 т. м3/с	2640-2605
2574-2568	2574-2560
6	2556-2550	Qг8= 119,3 т. м3/с, Ог10=141,5 т. м3/с Qг12= 158,7 т. м3/с
7	2464-2461 2449-2445	сухо	2547-2505
8	2202-2190	Слабый приток газа через трубное пространство	2445-2378
9	2158-2152	сухо	2143-2106
2146-2141
10	2102-2098	Qг10=40 т т. м3/с пл. вода	2098-2078
2090-2085
10	2069-2064	Qг6=12,3 т.  м3/с пл. вода	2050-2000
2058-2050
10	Чорикуль	3	18.05.2016 г.	13.06.2016 г.	1	2068-2061	Слабый приток газа
2	2037-2033	Слабый приток газа через трубное и затрубное пространство с пластовой водой
2028-2025
2019-2017
3	2014-2008	Техн. вода
4	1999-1985	Слабый приток газа через трубное н за трубное пространство с пластовом водой Qг6=14,7 т. м3/с	2014-1989
5	1966-1962	Слабый приток газа	1990-1973
6	1958-1941	0г6=7 т. м3/с, Ог10=28.948 т. м3/с Qг10=24.088 т. м3/с.	1931-1882
11	Каган	2	19.05.2016 г.	28.06.2016 г.	1	1584-1581	Пластовая вода, у=1.06 г/ см3
2	1572-1566	Сухо	15&3-1575
1564-1557
3	1524-1520	Пластовая вода, у=1,05 г/ см5	1566-1540
4	1509-1504	Пластовая вода, у=1,05 г/ см3	1530-1514
5	1499-1495	Тех. вода	1510-1502
6	1485-1463	Пластовая вода, слабый газ, пленка конденсата.	1495-1492
7	1327-1313	Пластовая вода, у=1,07 г/ см3, Qв=78,24 м3/с	1300-1262
8	1158-1152	сухо	1150-1100
12	Карамой	1	07.06.2016 г.	20.07.2016 г.	1	1967-1960	Пластовая вода, у=1,05 г/ см3	1968-1950
1956-1951
2	1943-1947	Пластовая вода, у=1,07 г/ см3	1948-1936
3	1932-1927	Пластовая вода, у= 1,08 г/см3	1902-1889
1923-1918
1902-1900
4	1876-1872	Тех вода
1860-1856
5	1733-1728	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3	1702-1716
1723-1716
6	1695-1689	Слабый газ, пластовая вода	1689-1655
7	1648-1644	Слабый газ, пластовая вода	1637-1578
1640-1637
8	1637-1588	Слабый газ, пластовая вода
13	Жайрон	3	30.06.2016 г.	30.07.2016 г.	1,2	1326-1313 1315-1310	Ог10= 101,883 т. м3/с, Qгl2= 120 т. м3/с, Ог7=75 т. м3/с.	1310-1300
Газоконденсатные исследования:
Qk7= 75,7 т. м3/с, Qk7=20,53 см3/ м3, ук=0,824 г/см3, Qг10=101,8 т. м3/с, Qк10= 15,48 см3/м у=0,773 г/ см3
3	1300-1292	Ог12=110,304 т. м3/с
4	1272-1283	Ог12=99,2 т. м3/с	1298-1286
14	Рубойи	6	21.07.2016 г.	22.09.2016 г.	1	3654-3685	Сухо
(отк. ствол)
2	3649-3645	Сухо
3642-3638
3636-3632
3	3588-3580	Сухо
3598-3600
3614-3620
4	3567-3564	Тех. вода
3562-3555
5	3535-3532	Тех вода с пленкой нефти	3545-3424
3523-3517
3512-3504
6	3493-3488	Qг5= 28,1 т. м3/с, Qн5= 12,4 м3/с, Газоконденсатные исследования: Qг5= 26,84 т. м3/с, Qн5=18 м3/с, Qж5=22,4 м3/с, Ов5=4,4 м3/с,
15	Чорикуль	4	26.08.2016 г.	1	1990-1958	Слабый газ, пластовая вода
2	1983-1958	Qг= 5,5 т. м3/с
16	Истиклол-25 (Калсикум)	1	25.09.2016 г.	23.10.2016 г.	1	1811-1893	Qг= 300 т. м3/с
(отк. ствол при бурении)
1	1889-1886	Qг12= 158,116 т. м3/с, Qг10= 115,852 т. м3/с, Ог8= 78,746 т. м3/с с пластовой водой	1894-1876
2	1873-1870	Qг10= 150,9 т. м3/с Qг12= 198,5 т. м3/с Газоконденсатные исследования:
Ог14= 296,5 т. м3/с, Ок14=31,07 см3/ м3, ук=0,757 г/см3, Ог12=228,9 т. м3/с, Ок12=40,89 см3/м3, у=0,740 г/ см3, Ог9= 184,8 т. м3/с, Qк9=60 см3/ м3, ук=0,720 г/ см5
3	1858-1852	Qг12= 265 т. м3/с, Oг 10= 195 т. м3/с,	1869-1859
Ог9= 185,1 т. м3/с, Ог14= 302,5 т. м3/с
4	1842-1838 1835-1833	Газоконденсатные исследования: Qг14= 288,3 т. м3/с, Qг14=24,63 см3/ м1, ук=0,767 г/ см3, Qг9= 178,4 т. м3/с, Qк9= 40,88 см3/м3, у=0,767 г/ см3, Qг7= 90,4 т. м3/с, Qг14=41,40 см3/ м3, ук=0,750 г/ см3, Qв= 1 см3/м3	1843-1828
5	1824-1816	Qгl4= 170,2 т. м3/с, Qг12= 152 т. м3/с, Ог10= 125 т. м3/с;	1770-1725
17	Муродтепа	2	03.09.2016 г.	30.09.2016 г.	1	2863-2856	Тех. вода
2	2782-2768	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3	2798-2780
3	2775-2768	Пластовая вода, у= 1,12 г/ см3	2735-2694
2738-2734
2728-2721
2708-2704
4	2460-2456	Пластовая вода
5	2190-2186	Пластовая вода, у= 1,06 г/ см3	2452-2406
6	2149-2139	Сухо	2180-2158
18	Жайрон	4	03.09.2016 г.	30.09.2016 г.	1	1325-1322	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3	1330-1311
1317-1314
2	1306-1304	Qг= 5 т. м3/с	1311-1297
3	1294-1292	Qг6= 13,946 т. м3/с, Qг8= 19,016 т. м3/с	1295-1285
4	1284-1280	Ог6= 24,174 т. м3/с, Qг8= 35,497 т. м3/с	1276-1265
1276-1272
5	1265-1255	Qг6= 25 т. м3/с, Qг8= 36 т. м3/с
1253-1251
19	Ниезхон	1	19.09.2016 г.	30.09.2016 г.	1	2733-2801	Пластовая вода, у=1,05 г/ см3, пленка нефти
(отк. ствол при бурении)
1	2771-2768	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3, Qв=5 м	2774-2760
2	2757-2754	Пластовая вода, у= 1,05 г/ см3	2760-2750
3	2748-2741 2739-2733	Тех. вод
20	Жайрон	5	24.09.2016 г.	30.09.2016 г.	1	1350-1295	Qг6= 29,6 т. м3/с, Qг8= 40,9 т. м3/с	1350-1322
(отк. ствол)
1	2689-2686	Пластовая вода у=1,07 г/ cм3	2684-2664
2684-2681
2	2657-2653	Пластовая вода	2653-2604
3	2558-2554	Тех вода
4	2384-2378	Слабый газ через затрубное и трубное пространство, пластовая вода	2380-2346
5	2336-2331	Слабый газ через затрубное и трубное пространство	2330-2265
6	2237-2233	Пластовая вода у= 1,08 г/ см3	2224-2148
2232-2230
2228-2226
7	2131-2125	Пластовая вода у=1,08 г/ см3	2125-2098
8	2085-2070	Пластовая вода у=1,06 г/ см3	2000-1950
1	1850-1752	Пластовая вода у=1,07 г/ см3, Слабый газ через затрубное пространство	1825-1766
Открытий	1766-1758
ствол	1750-1700
2	1681-1676	Слабый газ с пластовой водой	1676-1625
3	1613-1608	Слабый газ	1605-1543
4	1538-1536	Пластовая вода у=1,06 г/ см3	1536-1480
5	1476-1473	Слабый газ	1488-1468
6	1466-1463	Слабый газ	1458-1408
1458-1456
7	1385-1382	Ог12= 225 т. м3/с; QгI0= 167 т. м3/с;	1386-1351
Газоконденсатные исследования:
Qг10= 168,4 т. м3/с. Qк10=3,5 см3/ м3, уk=0,762 г/ см3, Qг12=226,209 т. м3/с, Qк12= 2,44 см3/м3, у=0,775 г/ см3
8	1350-1347	Qг10= 142,9 т. м'/с; Qг8= 97,2 т. м3/с; Газоконденсатные исследования: Qг10=131,440 т. м3/с, Qк10=7,4 см3/ м3, ук=0,790 г/ см3, Qв10=1,9 см3/ м3 Qг8=88,129 т. м3/с, Qк8= 22,06 см3/м3. у=0,765 г/ см3, Qв8=1,63 см3/ м3 Qг12= 181,708 т. м3/с, Qk12=5,94 см3/ м3, уk=0.783 г/ см3. Qв12=1,98 см3/ м3
9	1290-1287	Ог10= 94,34 т. м3/с, Qв10=9,4 м3/с
10	1204-1207	Ог8= 50,53 т. м3/с, пластовая вода у=1,03 г/ см3
23	Гарбий Хаккуль	6	08.11.2016 г.	30.12.2016 г.	1	2825-2819	Пластовая вода
2	2804-2801	Признаки н/г отсутствуют
2794-2792
3	2739-2735	Признаки н/г отсутствуют
4	2628-2625	Слабый газ
5	2589-2586	Сухо
6	2575-2572	Сухо
7	2575-2572	Qг6=14,87 т. м3/с; Qг5= 12,856 т. м3/с;
8	2494-2492	Сухо
9	2075-2072	Сухо
24	Хожимат	3	23.10.2016 г.	10.11.2016 г.	1	2301-2239 (отк. ствол)	Пластовая вода у=1,06 г/см3
2	2280-2239	Пленка нефти с тех. водой
(отк. ствол)
25	Узунчак	2	30.11.2016 г. -	30.12.2016	1	3372-3368	Слабый газ
2	3261-3259	Слабый газ
	3255-3253
3	3236-3233	Сухо	3225-3197
3231-3227
4	3127-3125	Qг8= 13,8 т. м3/с;	3110-3042
	3122-3118
5	2768-2765	Слабый газ
	2747-2745
	2740-2738
	2734-2732
6	2714-2712	Сухо
	2698-2695
	2678-2676
	2650-2646
26	Истиклол-25	2	23.12.2016 г.	27.12.2016 г.	1	1870-1846 (отк. ствол)	Qг=l00,36 т. м3/с, ч/з 8 мм. шт; Qг=70,97 т. м3/с. ч/з 5 мм шт; и газоконденсат с пластовой водой у=1,06 гр/см3	1875-1825
27	Истиклол-25	3	29.12.2016 г.	30.12.2016 г.	1	1885-1916 м (отк. ствол)	Слабый приток газа с пластовой водой у=1,06 г/ см3
28	Марварид	1	29.12.2016 г.	31.12.2016 г.	1	3300-3200 м (отк. ствол)	Слабый газ не поддающийся замеру
2	3350-3200	Qг9= 120 т. м3/с
(отк. ствол)	Газоконденсатные исследования:
	Qг7,5= 87,860 т. м3/с, Qк7,5= 16.16 см3/ м3 ук=0,770 г/ см3, Qв7,5=0,48 м3/с;
	Qг9=95,840 т. м3/с, Qк9= 14,16 см3/м3, у=0,770 г/ см3, Qв9=4.8 м3/ с:
	Qг11= 112 т. м3/с, Qк11=19 см3/ м3, ук=0.770 г/см3, Qв11=1,6 м3/с;
29	Ширинсой	1	29.12.2016 г.	31.12.2016 г.	1	1346-1410	Пластовая вода и нефть Qв=10 м3/с, Qн=0,2 м3/с; y=1,06 г/см3	1410-1400
2	1346-1410 повторно	Пластовая вода и нефть Qв=6 м3/с, Qн=0,5 м3/с; y=1,06 г/см3
30	Амбартепа	1	27.12.2016 г.	18.03.2017 г.	1	1750-1720 1720-1714	Пленка нефти, сл. газ	1721-1710
2	1705-1701	Пленка нефти с тех. водой	1707-1699
3	1695-1692	Пленка нефти с тех. водой
4	1691-1689	Пленка нефти, слабый приток газа
5	1686-1684	Пленка нефти, слабый приток газа
6	1661-1659	Пленка нефти, слабый приток газа
1652-1650
7	1695-1692	Пленка нефти, слабый приток газа
1664-1662
1661-1657
1655-1653
1645-1643
1641-1638
8	1318-1310	сухо	1310-1262
31	Тандирли	1	14.01.2017 г.	1	1780-1776	Пластовая вода	1772-1749
2	1744-1741	Пластовая вода, у=1,09 г/см3	1743-1734
3	1726-1723	сухо	1720-1681
4	1653-1647 1620-1617 1615-1612	Пластовая вода, у=1,05 г/ см3	1612-1603
5	1596-1590	Сухо	1600-1575
1585-1578
6	1572-1567	Пластовая вода, у= 1,04 г/ см3
7	1556-1552	Пластовая вода	1572-1560
8	1355-1350	Пластовая вода, у= 1,08 г/ см3
9	1278-1274		1220-1270
1270-1265
32	Миркомил кудук	2	18.01.2017 г.	1	2179-2175	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3	2183-2168
2	2157-2154	Пластовая вода, у=1,06 г/ см3	2166-2150
2152-2148
3	2140-2137	Пластовая вода, у= 1,08 г/ см3	2150-2140
2135-2133	2141-2133
4	2133-2131	Пластовая вода, слабый газ
2130-2128
5	2103-2097
2092-2089
33	Янги Наистан	1	28.02.2017 г.	1	3342-3297 (фильтр)
34	Топичаксаи	2	11.03.2017 г.	1	3468-3464	Qг8= 15,318 т. м3/с
3462-3459
2	3451-3447	Пластовая воды, у= 1,06 г/ см3	3465-3454
3	3443-3434
35	Камаркудук	1	19.03.2017 г.	1	1770-1765	Слабый газ, пластовая вода

Обобщение данных промыслового характера свидетельствует, что к причинам невысокой эффективности реализованных кислотных обработок следует отнести;