Автор: Пользователь скрыл имя, 24 Декабря 2011 в 20:39, реферат
Общеизвестно, что после окончания бурения и освоения продуктивность скважин существенно меньше ее потенциальных возможностей. Причин этому много - от изменения напряженного состояния пород-коллекторов в призабойной зоне до изменения их фильтрационных свойств под воздействием существующих технологий. В различных горно-геологических условиях и при использовании тех или иных режимов бурения снижение продуктивности скважин существенно отличается друг от друга. Практикой доказано, что для увеличения дебитов скважин необходимо применять различные методы восстановления фильтрационных свойств пород или даже их увеличение. С точки зрения повышения продуктивности скважин более важно восстановление этих свойств, чем их увеличение.
Приложение
А
Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок:
1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500;
5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе;
8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.
Приложение
Б
Схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке скважин:
1 – компрессор; 2 – кислотный агрегат; 3 – аэратор; 4 – крестовина; 5 – обратный клапан
Приложение В
Технологическая схема внутрискважинной термохимической обработки с созданием нисходящих потоков:
1 — продуктивный
пласт; 2 — гранула магния; 3 — обсадная
колонна; 4 — насосно-компрессорные трубы;
5 — устьевое оборудование; 6 — манометр;
7 — обратный клапан; 8 — насосные кислотные
агрегаты; 9 — емкость для промывочной
н продавочной жидкости; 10 — емкость для
кислотного раствора; 11 — насосные агрегаты
для подпора; 12 — на¬сосные агрегаты; 13
— емкость для жидкости-магиийноснтеля
и продавочной жидкости; 14 — пескосмеснтель
Приложение Г
Технологическая
схема внутрипластовой
1—продуктивный пласт; 2 — трещина; 3 — обсадная колонна; 4 — насосно-компрессорные трубы; 5 — арматура устья; 6 — манометр; 7 — задвижки; 8 — блок манифольдов; 9 — насосные агрегаты; 10 — пескосмеситель; 11 — емкость для буферной жидкости; 12 — насосные агрегаты для подпора; 13 — емкость для жидкости разрыва и песко- магнийносителя; 14 — емкость для солянокислотного раствора; 15 — кислотный насосный агрегат; 16 — пакер;
17 — якорь
Приложение Д
Насосный
агрегат для кислотных
1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента;
4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты
из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов;
10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны
Перечень
принятых сокращений
КР – кислотный раствор
КО – кислотная обработка
СКР - солянокислотный раствор
ГКР – глинокислотный раствор
СКО – солянокислотная обработка
ГКО – глинокислотная обработка
УКЭ - обработка углеводородно-кислотными эмульсиями
НКЭ – обработка нефтекислотными эмульсиями
БФФА - бифторид аммония
ПАВ –
поверхностно – активные вещества
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999. - 473 с.: ил.
2 Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565 с.
3 Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1990. — 427 е.: ил.