Вибір свердловини для обробки привибійної зони

Вибір свердловини для обробки привибійної зони здійснюється на основі даних досліджень з побудовою індикаторної кривої і кривої відновлення тиску. Визначають відношення коефіцієнтів продуктивності привибійної зони до віддаленої від свердловини зо­ни пласта-параметра (ВП) і радіус зниження проникності в привибійній зоні. Маючи такі дані, можна зробити надійний висновок про доцільність обробки привибійної зони (ОПЗ) пласта. Вважається, що в свердловинах з сильним зниженням проникності в при­вибійній зоні і малих -можна одержати значне збільшення дебіту, застосовуючи методи з невеликим радіусом впливу, наприклад, кислотні обробки, теплові обробки. Навпаки, в свердловинах з невеликим зниженням проникності в привибійній зоні і великих добре застосовувати великооб'ємні обробки міцелярними розчинами (МР), а також кислотні і звичайні розриви пласта.

У свердловинах з низькопроникними колекторами ( < 0,05 мкм²) незалежно від рівня зниження продуктивності, а також у всіх випадках, якщо застосовувані раніше мето­ди ОПЗ були неефективні, корисний гідророзрив пласта.

Якщо гідродинамічні дослідження в свердловині не проводились, але потрібно зробити висновок про застосування методів інтенсифікації припливу в ній, тоді використовують такі непрямі ознаки доцільності ОПЗ: дебіт свердловини менший від очікуваного; коефіцієнт продуктивності менший, ніж у сусідніх свердловинах; питомий коефіцієнт продуктивності (який визначається діленням його на перфоровану товщину пласта) менший, ніж у сусідніх свердловинах; продукує або приймає невелика (< 50%) частина перфорованої товщини пласта.

З метою вибору свердловин для ОПЗ розроблені також статистичні методи, засновані на ув'язуванні умов обробки свердловин, параметрів процесу і економічної доцільності його за­стосування з врахуванням вартості обробки й одержаної додаткової нафти. Статистичні ме­тоди застосовують, якщо немає прямих гідродинамічних досліджень свердловин, а є досвід проведення ОПЗ в 30-40 свердловинах.

Доцільність ОПЗ визначають, виходячи з оцінки очікуваного додаткового ви-добутку пластових флюїдів або оцінюючи економічну доцільність їх застосування.

Додатковий видобуток нафти після ОПЗ на основі нагромадженого досвіду прогно­зується, застосовуючи функцію прогнозування продуктивності. Для цього визначають ко­ефіцієнт кратності збільшення дебіту після ОПЗ в кожній свердловині шляхом ділення се­редньодобового дебіту рідини після обробки на вхідний дебіт її перед обробкою. Середньодо­бовий дебіт свердловини після ОПЗ є сумою вхідного дебіту і середньодобового приросту його після обробки, причому останній визначають як частку від ділення додаткового видо­бутку рідини після ОПЗ на час роботи свердловини зі збільшеним дебітом. Чим більше за­бруднення привибійної зони, тим менший вхідний дебіт і тим більший коефіцієнт зростання дебіту в ній. Нагромадивши досвід проведення певного методу ОПЗ хоча б в 10 — 15 сверд­ловинах продуктивного покладу, знаходять кореляційну залежність зміни коефіцієнтів кратності збільшення дебіту від величини дебіту рідини — , яка названа функцією про­гнозування продуктивності після ОПЗ —

(16.1)

де а і — коефіцієнти, що знаходяться із нагромадженої статистики. Форма пропонованої залежності відповідає фізичній суті процесів, що відбуваються при відновленні та збільшенні дебіту свердловин. Застосування дає добрі результати, якщо індекс коре­ляції знайденої залежності перевищує 0,7.

Маючи залежність (16.1), визначають очікувану кратність збільшення дебіту рідини в свердловині, де планується ОПЗ, а далі відповідно розраховують очікувану кількість додат­кової нафти,

(16.2)

де — середня тривалість роботи свердловин даного покладу з підвищеним дебітом після застосування ОПЗ, доб.; — вміст води в нафті, %; — густина нафти, т/м³. Еко­номічну доцільність застосування ОПЗ у даній свердловині знаходимо за формулою Е = , де і — відповідно ціна нафти і її собівартість, крб./т; — витрати на ОПЗ, крб.

Виклик припливу з пласта досягається лише після зниження тиску на вибої свердлови­ни. Гранична величина депресії на пласт під час виклику вибирається з врахуванням міцності цементної оболонки в кільцевому просторі; міцності обсадної колони; стійкості ко­лектора і умови попередження змикання тріщин (для тріщинних колекторів).

Граничну депресію, виходячи з умов збереження міцності цементної оболонки, визна­чають за формулою , де — тиск в продуктивному пласті, МПа; — тиск у водоносному пласті або в підошві нижче водонафтового контакту (ВНК), МПа; — допустимий градієнт тиску на цементну оболонку за обсадною колоною, МПа/м (рекомендується не більше 2,5 МПа/м); —висота якісної цементної оболонки між водо­носним горизонтом або ВНК та найближчим перфораційним отвором,м.

Перепад тиску на експлуатаційну колону під час виклику припливу не повинен переви­щувати граничної величини, одержаної з розрахунку обсадних колон на їх зминання.

Гранична депресія, виходячи з умов стійкості привибійної зони пласта

(16.3)

де — гранична міцність породи на стиск з врахуванням її зміни при насиченні породи фільтратом бурового розчину, МПа; — коефіцієнт бокового розпирання; — верти­кальний гірничий тиск, МПа, який обчислюють як добуток середньої густини вищезаляга-ючих порід з врахуванням вміщених в них рідин = 2,3 -2,5 т/м³ на глибину залягання пласта Н, = 0,01 Я МПа, а коефіцієнт бокового розпирання обчислюють за форму­лою де =0,25-0,35.

Оскільки формула (16.3) наближена, а точність визначення незначна, тому граничне зниження депресії рекомендується перевіряти експериментально для кожного родовища.

Гранична депресія, виходячи з умов попередження змикання тріщин для трі-щинних ко­лекторів, дорівнює де — розкриття тріщин, мм; - довжина тріщин, мм; Е -модуль пружності (Юнга) породи пласта (3 -7)•10^-4, МПа.

З розрахованих граничних величин вибирають найменшу. Мінімальна депресія на пласт повинна забезпечити такий перепад тиску, який необхідний для подолання сил опору руху рідини в привибійній зоні Значення залежать від колекторських властивостей пласта та ступеня його забрудненості в привибійній зоні при розкритті. Як правило, воно становить 2...5 МПа і визначається на практиці.Для не досить зцементованих пластів депресію слід створити плавно, знижуючи тиск на вибої, щоб не допустити руйнування привибійної зони. Тиск на вибої знижують до появи припливу або до граничної депресії на пласт. Для свердловин, перфорація яких здійснюється з депресією, у випадку відсутності

припливу після перфорації тиск на вибої знижують до граничної депресії на пласт згідно з технологічним регламентом.

Застосовують такі методи зниження тиску на вибої: зменшення густини флюїду шляхом заміни рідини в свердловині на рідину меншої густини (розчин на воду, вода на нафту або піну); розгазування рідини в свердловині природним газом, азотом, повітрям, а також за ра­хунок реакції в самогенеруючих пінних системах; зниження рівня в свердловині шляхом свабування або за допомогою глибинних насосів; заміна рідини в стовбурі на легшу з даль­шим зниженням рівня з допомогою глибинних ежекторних апаратів.

Кислотна обробка

Кислотна обробка — це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими засмічені породи.

Кислотні обробки (КО) застосовуються для збільшення проникності карбонатних і піщаних колекторів у нафтогазовидобувних і нагнітальних свердловинах після буріння, під час експлуатації і ремонтних робіт. Для обробки карбонатних колекторів використовують здебільшого солянокислотні розчини (СКР), для піщаних - глинокислотні (ГКР). Хімічно активною частиною вказаних кислотних розчинів (КР) є відповідно соляна кислота (10... 30 % НС1) і суміш соляної (10... 15 % НС1) та плавикової (1... 5 % HF) кислот.

Часто замість HF застосовують біфторид-фторид амонію БФФА (NH^-HF+NH^F) в розчині: 12 % НС1+ 5 % БФФА. Наявність в розчині іона NH⁺₄ збільшує розчинність у воді продуктів реакції HF з силікатними породами. Для обробки пісковиків застосовують та­кож суміш 20 % H₂SiF₆ + 24 %НС1 у співвідношенні 1:1, яка розчиняє пісковики і глини аналогічно глинокислоті.

Найпростіша схема КО передбачає підйом глибинного обладнання зі свердловини, спуск НКТ з промивкою до вибою і підняття башмака труб в інтервал перфорації. У сверд­ловину нагнітають при прямій циркуляції кислотний розчин (КР) в об'ємі НКТ, закрива­ють затрубну засувку, продовжують нагнітання решти запланованого об'єму кислоти і рідини. Після нагнітання всього об'єму кислоти в пласт закривають буферну засувку, відключають насосний агрегат й іншу спецтехніку і приступають до очищення привибійної зони від продуктів реакції.

Механізм кислотної дії на колектор розглянемо з позицій розчинності порід, швидкості утворення продуктів реакції, зміни проникності порід після обробки. Склад активної части­ни кислотних розчинів підбирають так, щоб забезпечити збільшення пористості за рахунок розчинення складових породи приблизно на 10%, а забруднення розчинити по можливості повністю. Наприклад, один кубометр КР 15 % НС1 розчиняє 220 кг вапняку СаСО₂, а 3 % HF розчиняє 23 кг SiO₂ або 36 кг глини.

Продукти реакції викликають зниження проникності порід після КО, якщо вони відкладаються в перовому просторі у вигляді гелю або твердої фази чи взаємодіють з пласто­вими флюїдами, утворюючи осади або емульсії.

При реакціях СКР утворюються розчинні та тимчасово розчинні продукти реакції, тому технологію обробки СКР треба будувати так, щоб попередити випадання нерозчинних осадів (гідроксиду заліза, гіпсу та ін.).

При реакціях ГКР з силікатними породами утворюються тимчасово розчинні та нероз­чинні продукти (гель кремнієвої кислоти, солі гексафторокремнієвої кислоти та ін.), які здатні закупорити поровий простір. Найважливіше при ГКО - не допустити закупорювання пласта продуктами реакції.

Зміна проникності порід при фільтрації через них кислотних розчинів залежить від хімічного і мінералогічного складу, структури перового простору, режимів фільтрації і тер-

мобаричних умов при реакції. Наприклад, при повному розчиненні глинисто-карбонатного цементу еоценових пісковиків карбонатністю —2...9% збільшення проникності - разів. Звичайно при обробці теригенних колекторів проникність зразків порід зростає в 2... 10 разів. При обробці карбонатних порових порід підвищення проникності практично не обмежене.

На вибір раціональних режимів обробки і технологію робіт впливає знання швидкості реакції КР з породами. Швидкість реакції залежить від початкової концентрації кислоти С₀, термобаричних умов проходження реакції в пласті, відношення величини поверхні по­роди, що контактує з кислотою, до об'єму кислотного розчину і гідродинамічних умов, які описуються параметром Рейнольдса (Re).

За однакові проміжки часу ступінь нейтралізації кислоти породою не залежить від по­чаткової концентрації. З ростом температури швидкість реакції збільшується. Наприклад, при підвищенні температури на 10 °С швидкість реакції зростає приблизно в два рази. При збільшенні тиску реакція з соляною кислотою сповільнюється, а з плавиковою - дещо зро­стає. Величезний вплив на швидкість реакції має відношення реагуючої поверхні породи до об'єму кислоти в порах, яке різко збільшується при зменшенні розміру пор. Так, в каналі діаметром 1мм це відношення становить 40, а в порах діаметром 20 мкм — 2000. Тому зменшення розмірів пор чи тріщин викликає різке підвищення швидкості нейтралізації. На­приклад, розрахункова глибина проникнення активної кислоти в каналах діаметром 1 см становить 600 см, діаметром 1 мм — 20 см, а в порових каналах 10 мкм — 5 см, за інших рівних умов. Таким чином, нейтралізація кислоти в поровому просторі відбувається під час нагнітання її в пласт, тому очікувати реагування не потрібно.

Вплив гідродинамічних умов фільтрації кислоти на швидкість її нейтралізації відчувається лише у великих каналах або тріщинах. Тут при збільшенні Re ступінь нейт­ралізації зростає не пропорційно, але в меншій мірі. При малих Re, що відповідає фільтрації кислоти через поровий простір, його впливу на швидкість реакції немає, тому при КО тери­генних колекторів збільшення витрати кислоти практично не збільшує глибини обробки пласта.

Вибір рецептури КР здійснюється з врахуванням хімічного і мінералогічного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічного складу і властивостей пластових флюїдів, пластової температури і причин забруднення привибійної зони. Типовий КР складається з активної частини (НСІ, НС1+HF), розчинника, інгібітора корозії, стабілізатора і ПАР. Для обробки вапняків, карбонізованих ( 3 %) пісковиків, колекторів, забруднених відкладами карбонатів, застосовують СКР 15 % НСІ, а при 100 °С іноді й 30 % НСІ.

Для обробки піщано-глинистих порід застосовують ГКО, спочатку закачуючи СКР 10... 15 % НСІ, а за нею ГКР 10... 15 % НСІ + 1... 5 % HF. Співвідношення об'ємів першої і дру­гої частин розчину залежить від карбонатності породи і при = 5 % становить 1:1.

Розведення кислоти здійснюється звичайною водою. Однак, наприклад, при КО поліміктових піщано-алевролітових вологомістких порід Західного Сибіру добрі результати одержують при приготуванні КР на ацетоні, якщо обводненість свердловин < 10 %. Під час обробки свердловин газових і газоконденсатних корисно виготовляти КР на спирті (мета­нол, ізопропіловий). Застосування названих вуглеводневих розчинників сприяє зневоднен­ню порід і зменшенню поверхневого натягу на межі розділення фаз.

Ефективність інгібіторів оцінюється коефіцієнтом гальмування корозії який є співвідношенням кількості розчиненого металу в неінгібованій кислоті до кількості розчине­ного в інгібованій. При пластових температурах до 100 °С достатньо забезпечити значення =20. Якщо 15 % НСІ при 100 °С при нагнітанні кислоти по НКТ розчиняє 3500 г/(м²-год) заліза, то при застосуванні 0,5 % інгібітора Север-1 розчинність зменшується до 175 г/(м²-год). Застосування інгібіторів має обмеження температурні та за концентрацією НСІ.

Стабілізатори призначені для попередження випадання осаду у вигляді гідроокису заліза шляхом додання в кислоту агентів (органічних кислот), які утворюють з залізом роз­чинні комплекси. Стабілізуючі властивості обмежуються температурно, наприклад, для 2 % оцтової кислоти Т 60 °С.

ПАР застосовується для поліпшення фільтрації КР в породі, попередження блокування привибійної зони продуктами реакції і полегшення їх видалення на поверхню. Для КО в нафтовидобувних свердловинах застосовують катіоноактивні (катапін) і неіоногенні ПАР (превоцел, ОП-10, неонол) в кількості 0,3... 0,5 %.

При плануванні об'єму кислоти практикується емпіричний підхід. При першій КО за­качують 0,5 м³ КР на один метр поглинаючої товщини пласта, при другій — 1 м³/м, а при третій — 1,5 м³/м, якщо це КО, призначені для розчинення порід і домішок, занесених в пласт при бурінні або ремонті. Якщо ж КО призначені для боротьби з відкладами карбонат­них солей при експлуатації нафтових свердловин, збільшення об'єму КР для послідовно здійснюваних КО не потрібне.

При закачуванні КР в пласт для КО порових колекторів (особливо теригенних) тиск не повинен перевищувати тиску розриву пласта (розкриття глибоких тріщин), щоб забезпечи­ти рівномірне проникнення кислотних розчинів у пласт. При КО тріщинних колекторів (особливо карбонатних) тиск має бути технічно допустимим на експлуатаційну колону.

Витрата рідини при закачуванні в пласт для обробки тріщинних колекторів повинна бу­ти максимальною в межах технічно допустимої. При обробці порових колекторів (териген­них) звичайно важко забезпечити добру приймальність свердловин, тому витрата КР зви­чайно невелика, але це незначно впливає на глибину проникнення активної кислоти.

Час перебування кислотних розчинів у пласті не має перевищувати часу нейтралізації кислот. Це означає, що в порових теригенних колекторах витримки КР в пласті практично не потрібно, а в карбонатних - це тим більше не бажано. КР нейтралізуються ще під час ру­ху в порах теригенного та в порах і тріщинах карбонатного пластів. Якщо не зупиняти руху кислоти і продуктів її реакцій в пласті, або ж підтримувати залишкову кислотність, наприк­лад на рівні С 0,1 , закупорювання порових каналів практично не відбувається. Про­дукти реакції видаляються із привибійної зони шляхом збудження припливу флюїдів із пла­ста в свердловину при відкритому переливі або при дренуванні з застосуванням газо­подібних агентів (азоту, повітря), пінних систем чи насосного обладнання.

Розроблено також розрахункові методики проектування КО силікатних колекторів. Ос­новні засади методики розглянемо на прикладі послідовної обробки СКР і ГКР еоценового пісковика.

Дослідами виявлено безрозмірну залежність дифузійного числа Нусельта від числа Рейнольдса, яка характеризує масопередачу в однофазному потоці під час взаємодії КР з породою з врахуванням гідродинамічних і термобаричних умов реакції. Звідси обчислюємо значення коефіцієнта масопередачі см/с, для реакції СКР і ГКР у перовому просторі

(16.4)

(16.5)

де Re - — число Рейнольдса в порах; — середня лінійна швидкість КР в поровому просторі, см/с; —середній діаметр пор, см; —кінематична в'язкість КР в пласті, см²/с; — коефіцієнт молекулярної дифузії (для 10% НС1 і 60°С дорівнює 0,66•10^-4 см²/c, для 1... 5 % HF-0,58... 0,65-10^-4 см²/с).

Порівнюючи формули (16.4) і (16.5), бачимо, що і для 90 • 10^-4 тривалість нейтралізації ГКР до десяти разів більша від СКР, навіть для неве­ликих концентрацій.

Методика розрахунку тривалості нейтралізації ГКР і СКР в перовому просторі під час нагнітання їх у свердловину базується на визначенні об'єму пор, які заповнює кислота. Вра­ховується макронеоднорідність проникнення КР в пласт по розрізу і по площі мікронеоднорідність за участю пор у фільтрації і ступінь витіснення кислотою пластової рідини Розповсюдження КР в пласті залежно від умовного радіуса проникнення кислоти описується формулою

(16.6)

де —об'єм КР, м³; —ефективна (перфорована) товщина пласта, м; а =-0,1; — радіуссвердловини.

Тривалість нагнітання в пласт заданого об'єму КР

(16.7)

де — витрата КР під час нагнітання в пласт, м³/с. Число Рейндольдса

(16.8)

де — проникність породи перед КО, нм²; — її пористість,ч.од.; — кінематична в'язкість КР з пластовою температурою, см²/с.

Тривалість реакції КР в поровому просторі розраховуємо за умови нейтралізації кисло­ти від початкової концентрації до поточної С = 0,1 із рівняння С = перетвореного так:

(16.9)

де — тривалість реакції, с; - коефіцієнт масопередачі, см/с.; =0,17-10х CM.

На рис. 16.1 а,б показані результати розрахунків за формулами (16.4) - (16.9) для та­ких умов: = 57,2м; = 60°С; =0,35; =0,28; =0,5; =0,005

*

Рис. 16.1. Зміна параметрів під час СКО 10 % НС1 еоценового пісковика (а) і під час ГКО 10 % НСІ+1,3 % HF (6)

Рис. 16.2. Розвиток зони розчинення породи під час ГКО, профілі нейтралізації СКР та ГКР:

і -об'єми СКР, ГКР в порах пласта та об'єм пор після ГКР, м³; і - маса породи еоценової, яка може бути розчинена в СКР і ГКР, т. профілі нейтралізації: 6 м³ 10 % НСІ - суцільна лінія; 6 м³ 10 % HCU- 1,3 % HF - поступова нейтралізація до =0,5 і далі =0,1 -штрихована; - відповідно радіуси зон розчинення в СКР, ГКР і в солянокислотній частині ГКР; - відповідно максимальна розчинність в СКР, ГКР і СК частині ГКР

см²/с; - 2,2· 10^-3м³/с. Під час закачування СКР 10 % НСІ =0,13; = 7нм²; =1,3·1 0 ^-4см; = 0,66·10^-4 см²/с і послідовної ГКР- =0,155; =16,8 нм²; =1,88·10^-4 см; =0,62 ·10^-4 см²; після ГКО =0,178 і =58,8нм².

Порівнюючи тривалості реакції і нагнітання, бачимо, що , тому майже вся хімічна активність КР витрачається ще під час нагнітання. В обох випадках стрімко знижу­ються Re і дуже повільно зростає і значно швидше від нього - Об'єм перового просто­ру, оброблюваного КР, становить близько 10 % від об'єму пор породи в циліндричному об'ємі такого самого радіуса. Зауважимо також на відмінності процесів для послідовної об­робки СКР і ГКР в одній ГКО. У зв'язку зі збільшенням і зросли значення Re на 15 %, значення знизились майже в шість разів, тривалість для того ж — на 20 %, а зріс у 10 разів, але все ще вимірюється хвилинами. Ширина профілю нейтралізації СКР в пласті дорівнює 1—2см, а ГКР - 6...12см. Останнє може сприяти зростанню ефективності обро­бок малими об'ємами ГКР, коли 0,5 м.

Розвиток зон проникнення в еоценовому пласті КР (криві ), зон розчинення (криві ) і профілі нейтралізації СКР 15 % НСІ і ГКР 10 % НСІ +1,3 HF після послідовної фільтрації їх за тих самих умов обробки (лінії О показано на рис. 16.2.

Розчинення породи здійснюється профільтрованим об'ємом кислоти тільки в області проникнення СКР і за нею ГКР, визначеної з формули.(16.9).

Кількість породи даного пласта, яка розчиняється заданим об'ємом КР, визначається за формулою - 1), де — маса породи, кг; = 2600 кг/м³ — густина зерен породи; = 1,2 і = 1,15, які визначаються експериментально.

Максимально можлива розчинність в КР розраховується на основі відомої розчин­ності породи в 1 м³ КР заданої концентрації. Таким чином, , або на основі середньої розчинності в одиницю витраченої активності де - С — втрата кислотності, мг-екв/м³; — розчинність породи в одиниці об'єму КР заданої концентрації, кг/м³; — середня розчинність породи в одиниці кислотності, кг/мг-екв.

Розчинність карбонатних і піщаних порід залежить від їх хімічного складу і найкраще визначається експериментально. Після обробки еоценового пісковика 10 % НСІ в об'ємі, достатньому для видалення всіх карбонатів, розчинилось 50% від їх вмісту і 15 25 % алю­мосилікатів, середня =54 кг/м³, а в перерахунку на 15 % НО - 84 кг/м³. Решта карбо­натів і майже всі алюмосилікати виносяться під час наступної фільтрації ГКР в об'ємі до 200 об'ємів тар зразка з розчинністю =42 кг/м³. Відповідно в одиниці кислотності роз­чинність в СКР дорівнює = 21 • 10^-б кг/(мг-екв) і в ГКР - = 25•10^-6 кг/(мг-екв). Оскільки розчинність змінна, то середнє її значення в ГКР = 2,75 — 1)/ де - розинність породи після обробки зразка ГКР в об'ємі 10 об'ємів гар, кг/мг-екв; V_aK — об'єм профільтрованого через зразок ГКР, в об'ємах пор зразка.

Зауважимо, що в СКР витрачається близько 90 % кислотності = 0,9 а в ГКР на розчинення алюмосилікатів - всього 50 % =0,5 , бо 1,3 %HF зв'язує близько 5 % НСІ, решта 50 % розчину працює після цього як СКР, витрачаючи =0,4 для збільшення зони розчинення в СКР на

Розрахувавши максимальну розчинність в 6 м³ СКР =600 кг в 6 м³ ГКР = =250 кг І додатково в 4,5 м³ ГКР (за межею зони попереднього розчинення СКР) =156 кг, знайде­мо на ординатах графіків і ці точки, а на абсцисах — =1,1+0,15=1,25 м і = 0,7 м. Зміни проникностей у зонах розчинення показано на рис.16.2 (вгорі).

Очікуване розрахункове збільшення проникності свердловини після обробки СКР дорівнює 1,25, а після ГКР - 1,37 разів. Якщо дебіт перед КО був 10т/добу, а час роботи зі збільшеним дебітом 100 діб, то після обробки СКР додатковий видобуток буде 250т, а після ГКР - 370т. Отже, технологічний ефект після ГКО суттєво зросте.

Викладені методичні основи розрахунку процесів КО використані для розробки алго­ритмів проектування його на персональних комп'ютерах.

В нафтогазовій промисловості України повсюдно застосовуються комп'ютерні техно­логії для розв'язання ряду технологічних задач, а саме: створення бази даних з інформацією про роботу свердловин і побудовою графіків їх роботи, вибору свердловин для ОПЗ і вибору раціонального способу ОПЗ; прогнозування ефективності ОПЗ з застосуванням ФПП; складання планів робіт для обробок кислотними і лужними розчинами на основі емпіричних підходів, проектування технології КО та ГРП аналітичними методами, розра­хунок додаткового видобутку нафти, газу та зміни видобутку води з свердловин після засто­сування ОПЗ.

Поиск по сайту: