Cтраница 4
Для удаления отложений гипса применяют солянокислотную обработку скважин. [46]
Таким образом, в скважинах этой категории термокислотный процесс выполняет работу двух видов, каждый из которых обеспечивает прирост добычи: 1) очистка забоя и призабойной зоны от закупоривающих отложений; 2) полноценная обработка кислотой призабойной зоны и пласта. Это и является необходимым условием для солянокислотной обработки скважин, находящихся длительное время в эксплуатации. [47]
Широко применяют, например, такие методы интенсификации добычи нефти, как солянокислотные обработки скважин и гидравлический разрыв продуктивных горизонтов. К указанным способам следует еще отнести и обработку призабойной зоны нефтяных скважин растворами ПАВ. [48]
Ингибитор Север - 1г относится к умеренно-опасным продуктам и предназначен для зашиты нефтеперерабатывающего и нефтедобывающего оборудования от кислотной коррозии. Применение его в нефтяных скважинах обеспечивает длительную работу нефтедобывающего оборудования, практически исключая выход его из строя из-за коррозии. Ингибитор Се-вер - 1 применяют для зашиты нефтедобывающего оборудования при солянокислотной обработке скважин с целью увеличения добычи нефти, перевозках абгазной соляной кислоты в стальных цистернах, промывке теплосилового оборудования, соляно - и сернокислотном травлении металлов. Он защищает от коррозии углеродистые и нержавеющие стали и цветные металлы в растворах, содержащих соляную, бромистое одород-ную, серную и сероводородную кислоты, хлористый алюминий, хлористый кальций и другие агрессивные вещества. [49]
Обработка водным раствором соляной кислоты HG1 призабой-ной зоны нефтяных скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные карбонатными породами ( известняками и доломитами), применяется с целью увеличения нефтеотдачи продуктршных пластов. Солянокислотная обработка призабойной зоны дает положительный эффект и при воздействии на песчаные пласты с карбонатным цементом. Приемистость нагнетательных скважин при законтурном заводнении карбонатных пластов также увеличивается вследствие применения солянокислотной обработки скважин. [50]
В 40 - х годах в нашей стране проводятся систематические работы по созданию и исследованию ингибиторов. Эти ингибиторы широко использовались в первые годы войны для очистки стрелкового оружия от ржавчины в сернокислых растворах. В последующие годы под руководством С. А. Ба-лезина были созданы синтетические ингибиторы ПБ-У, ЧМ, ПБ-5, которые нашли широкое применение для солянокислотных обработок скважин, при перевозках соляной кислоты в негуммированных цистернах, очистки котлов от накипи и отложений. Ингибиторы ЧМ и ПБ-5 применяют и до настоящего времени. [51]
Подготовительные работы к проведению ГРП заключаются в следующем. До начала работ определяют глубину забоя скважины, промывают ее для удаления песчаной пробки, после этого вновь замеряют забой и уровень. Затем скважину исследуют на приток для определения параметров пласта и скважины. Иногда для снижения давления разрыва и повышения эффективности процесса предварительно применяют гидропескоструйную перфорацию, солянокислотную обработку скважины или перестрел интервала фильтра. Затем в скважину на НКТ спускают пакер с якорем, устанавливают его выше верхних отверстий фильтра, а устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают линии от агрегатов, используемых для нагнетания жидкости разрыва в скважину. [52]
Вывод о слабой гидродинамической связи законтурной области и нефтенасыщенной части залежи подтверждается динамикой обводненности добываемой продукции. В большинстве случаев обводненность продукции одинакова для центральной и периферийной частей. Это говорит об отсутствии продвижения краевых вод. Но наблюдаются случаи, например на Ерсубайкинском месторождении в районе скв. Повышенное пластовое давление в этом случае обусловлено наличием вертикальной трещиноватости. Это доказывается притоком воды после солянокислотных обработок скважин. [53]
Применение описанного метода борьбы с коррозией оборудования эксплуатационных скважин не устраняет полностью коррозии насосов и труб, хотя значительно уменьшает ее. Поэтому полностью не устраняется необходимость введения в скважины пас-сиваторов коррозии. Перфорированную часть обсадной колонны, на многих скважинах выступающую выше уровня нефти, защитить указанным способом не удается. Невозможно полностью удалить продукты коррозии с обсадных труб, длительное время подвергавшихся коррозионному разрушению, причем весьма неравномерному. Покрытие такой разрушенной поверхности обсадной колонны также оказывается неравномерным. Поэтому даже после тщательной очистки забоя, обсадной колонны и насосно-компрес-сорных труб обнаруживается коррозия деталей глубинных насосов. В этих случаях на забой вводят раствор аммиака, повышающий рН сопутствующих нефти вод. Причинами, обусловливающими низкое значение рН вод, являются, по-видимому, предшествующие солянокислотные обработки скважин и процессы окисления продуктов сернистой коррозии металла. [54]