Технология нефтедобычи в ОАО "Кыргызнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. ОАО «Кыргызнефтегаз»

2. Бурение скважин

2.1 Цикл строительства скважин

3. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин схема скважинной штанговой установки

4. Методы увеличения производительности скважин

5. Текущий и капитальный ремонт скважин

6. Краткая история геологической изученности района работ

7. Основные проектные данные на строительство поисковых скважин № 1, 2площади «Избаскент - Алаш

8. Заключение

9. Список литературы



Введение

Трудно установить, в каком тысячелетии до нашей эры человек впервые стал использовать нефть, но очевидно, что это произошло в очень древние времена. В первое время нефть использовалась как лечебное средство против самых разнообразных болезней: проказы, воспаления глаз и др. Большое значение в древности нефть имела и как осветительный материал.

При рабовладельческом строе область применения нефти и естественного битума значительно расширилась. Их использовали уже не только как лечебное средство и осветительный материал, но и для строительных целей. При сооружении стен битум широко употреблялся в смеси с обоженным кирпичом и галькой. Расширение сферы применения нефти в эпоху рабовладельческого строя вызвало усовершенствование техники ее добычи. Используемый ранее способ собирания нефти в местах ее выхода на поверхность земли уже не мог обеспечить потребностей в ней

Первые сведение о добыче нефти на территории Кыргызстана относиться к 80-годам XIX-го столетия, когда в небольшом количестве добывалась нефть и озокерит (горный воск) в урочищах Майли-Сай и Кичик-Май. Зарождение нефтяной промышленности Кыргызстана относиться к 1901 году, когда первый разведочной скважиной №0 из V пласта было добыто более 5 тыс.т нефти и эксплуатировалась она до 1915 года.

1. ОАО «Кыргызнефтегаз»

Исторически сложилось так, что нефтегазовая отрасль в Кыргызской Республике зародилась и развивалась на юге Кыргызстана и связана с нефтегазоносностью Ферганской впадины. Все этапы развития нефтегазовой отрасли Республики связаны с нефтегазодобывающим предприятием ОАО «Кыргызнефтегаз», главный офис которого расположен в г.Кочкор- Ата Жалал-Абадской области.

В дореволюционное время месторождение периодически эксплуатировалось отдельными частными лицами и акционерными обществами, также продолжалась добыча озокерита. Так, в 1905 году с промыслов, принадлежащих частным лицам Мурзинову, Петровой, Солодухину, в урочищах Майли-Сай и Кичик-Май было добыто 120 тонн горного воска, в 1908 г.- 400 тн., в 1909 Г.-304 тонны. Весь добываемый озокерит вывозился за границу.

В 1909 году англичанам удается перекупить нефтяной участок на Майли-Сае, принадлежащий Валуевой. Вскоре на этой основе создается «Ферганское нефтепромышленное общество».

Не выдержав конкуренции с крупнейшей в России нефтяной монополией «Братья Нобель» к 1914 г. «Общество» прекратило свою деятельность. Развитие нефтепоисковых работ в эти годы шло очень медленно. Разведочное бурение велось в малых объемах. Буровая техника была крайне несовершенна и малопроизводительна. Кроме месторождения Майли-Сай разведка нефтяных залежей производилась на площади Северный Риштан.

Советский период нефтедобычи в Кыргызстане характеризуется новым подъемом, базирующимся на научной основе.

В двадцатых годах большое значение для развития промышленности Среднеазиатских республик приобретает местная нефть. Привозное Бакинское топливо не обеспечивало потребностей, кроме того, оно было слишком дорогое в связи с большими транспортными издержками.

Вставала задача увеличения добычи Кыргызской нефти. В 1927-1931 годах геологами подробно описывается геологическое строение северо-восточной части Ферганской впадины.

В 1930 году возобновляется разведка Майли-Сайского месторождения, а в 1931 году по предложению геологов Г.И.Шатова, С.Е.Пахомова, Ю.А.Колодяжного начинаются поисковые работы на нефть на Чангыр-Таш-Текебельской площади, для чего трестом «СредАз- нефть» сюда было завезено оборудование и начато бурение скважин.

В 1932 году в Чангыр-Таше закончилось бурение нескольких разведочных скважин. В 1932 году в скважине № 2 с глубины 250 м. был получен первый фонтан промышленной нефти, чем была доказана нефтеносность залежи V пласта палеогеновых отложений.

В это же время начинают формироваться кадры нефтяной промышленности Кыргызстана, организовываются технические кружки, курсы повышения квалификации и практического обучения рабочих, что создавало возможности росту производительности труда.

В 1933 году на скважине № 7 с глубины 400 м. был получен фонтан нефти из залежи III горизонта. В результате проведенных работ была установлена промышленная нефтеносность Чангыр-Таш-Текебельских структур. К 1937 г. двумя буровыми станками было пробурено 20 скважин с глубинами 400-500 м. давших нефть. В этом же году начинается строительство нефтяного промысла. В промышленную разработку месторождение вошло в 1938 г.

В 1939 г. было уже 40 нефтяных скважин, добыча нефти по которым составила 3,8 тыс.тонн.

В этом же году промысел был соединен 32 километровым нефтепроводом со станцией Тентек-Сай (Узбекистан), откуда по железной дорогое нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод в Алты-Арык Ферганской области. В 1942 году добыча нефти составила 28,2 тыс.тонн и до 1959 года снизилась до 21,7 тыс.тонн. В 1959 году на месторождении начато площадное заводнение путем закачки воды, в результате чего уже в 1960 г. добыча увеличилась до 23,2 тыс.тонн. Авторами проекта заводнения были Жумагулов А.Ж. и Мартиросов А.С.

За счет заводнения шел постоянный рост добычи, которая достигла в 1970 году 68,2 тыс.тонн. С 1971 года добыча снижается за счет истощения запасов.

С начала разработки к 2011 году по месторождению добыто 1735 тыс.тонн нефти, использование промышленных запасов составило 78,8 %. Это не плохой показатель для разработки нефтяных месторождений.

Многие специалисты из Чангыр-Таша переехали на работу в Кочкор-Ату, где продолжали свою деятельность в системе объединения.

В сороковых годах расширяется сфера разведочного бурения. Поисковыми работами охватываются новые площади: Майли-Су IV (1944 г.), Избаскент (1946 г.), в связи с чем увеличиваются объемы буровых работ. Так, если за первые два пятилетия было пробурено 14,1 тыс.м. разведочного метража, то за четвертое и пятое пятилетие соответственно 29,3 и 63,9 тыс.м. Расширение фронта и объемов геологоразведочных работ повысило их эффективность.

В 1948 г. получением фонтана нефти из скважины №3 (III пласт) дебитом 100 тонн/сутки было открыто месторождение Майли-Су IV. На базе открытого месторождения создается нефтепромысел Кок-Таш, строится рабочий поселок, резервуарный парк, ДЭС, монтируется нефтепровод длиной 60 км. для транспортировки нефти до НПЗ. Нефтяные скважины связываются сетью нефтесборных трубопроводов и замерных установок.

В эти же годы результатами глубокого разведочного бурения открывается одно из крупных в Ферганской долине нефтяных месторождений - Избаскент и небольшое Восточный Избаскент.

Говоря о результатах геологоразведочных работ этих лет и росте добычи нефти в республике, мы с глубоким уважением называем людей, чей вклад принес эти успехи. Одним из первых начальников разведки, являющихся первооткрывателями месторождений, был Исмаилов Азиз Исмаилович. Впоследствии Азиз Исмаилович долгое время возглавлял трест «Фергананефтегаз», а затем объединение «Узбекнефть». Свой большой трудовой вк-гтяд в развитие геологоразведочных работ внесли Шевцов П.К., Зубов И.П., Ивашковский И.Ф.

С 1952 г. начинает строиться поселок нефтяников Кочкор-Ата с комплексом культурно-бытовых и производственных помещений.

Открытие трех крупных для Ферганской впадины месторождений на территории Кыргызской ССР за сравнительно короткий срок послужило основанием для создания в 1955 году самостоятельного предприятия - нефтепромыслового управления «Кыргыз- нефть». С этого времени начинается новый этап в развитии нефтяной промышленности республики, характеризующийся ростом добычи нефти и газа, внедрением новейшие достижений науки и техники в производство.

На буровых и нефтедобывающих предприятиях трудятся работники многих национальностей: кыргызы, русские, узбеки, татары, уйгуры, таджики, азербайджане, армяне, немцы, молдаване, и др. более 30 наций.

В добычи нефти и бурении скважин трудятся сотни специалистов с высшим и средним специальным образованием.

Особенно крупных успехов в росте добычи нефти нефтяники добились в результате открытия и ввода в промышленную разработку новых крупных нефтяных залежей. В 1958 году добыча нефти по республике составила -490 тыс. тонн.

С открытием в 1957-59 гг. газовых залежей начинается развитие газового дела на Юге Кыргызстана. На газообразное топливо переведены все предприятия, расположенные в Коч- кор-Ате. Построены и пущены в эксплуатацию магистральные газопроводы в г.Майли-Суу, Жалал-Абад, Ош, где почти все промышленные предприятия были переведены на газ.

На месторождениях Кыргызстана впервые в Советском Союзе под руководством бывшего начальника НПУ «Кыргызнефть» Саакова Христофора Мацесовича был внедрен бес- компрессорный газлифтный способ добычи нефти. В дальнейшем внедрение газлифтного способа на других скважинах и месторождениях продолжилось непосредственно Жумагуло- вым А.Ж., будучи главным инженером НГДУ.

Опыт нефтяников Кыргызстана в эксплуатации нефтяных скважин с помощью бес- компрессорного газлифтного способа используется на нефтяных месторождениях Узбекистана, Западной Украины, Краснодара и других регионах.

Развитие поисково-разведочных работ в более широком масштабе в 60-х годах дало возможность открыть несколько новых месторождений нефти и газа -- Бешкент-Тагап, Карагачи, Северный Каракчикум, Сузак, Чигирчик.

Добыча природного газа с 90 млн.м3 в 1960 г. увеличилась до 394 млн.м3 в 1973 г.

Нефтегазодобывающие и буровые предприятия оснащаются современной техникой, позволяющей применять более совершенную технологию. В целях обеспечения контроля за работой нефтяных скважин, в добыче нефти внедрена система диспетчеризации. Скважины и насосы оборудованы средствами автоматики и управляются на расстоянии.

Этим успехам нефтяники республики обязаны своему сплоченному коллективу, где многие годы работали опытные специалисты. Всю свою трудовую жизнь посвятили нефтяной промышленности Л.М.Мурадян, В.Н.Кучин, буровые мастера Ташпулатов П., кавалеры ордена Ленина Джураев К., ордена Красного Знамени Сыдыков К., Пакин С.И., Искендеров А.Р., Камбаров М., Никитенко В.А. и многие другие.

С созданием НПУ «Кыргызнефть» большой вклад в развитии нефтяной промышленности республики и благоустройства п. Кочкор-Ата внесли её первые руководители Лутков А.М., Саков Х.М., Коваленко А., Жумагулов А.Ж. На месторождениях объединения в течение всего периода их разработки применялись различные методы интенсификации: электрические, химические, гидроразрывы пластов, вибровоздействия и ряд других методов. Практически внедрялись все методы известные в бывшем Союзе применимые для условий наших месторождений, что предотвратило катастрофическое падение добычи. Наши специалисты выезжали в другие районы с обменом передовым методом, которые затем старались внедрять у себя на промыслах. Много сделали в этом отношении геологи, технологи и главные специалисты - Базарбаев Э.Г., Руднев Г.И., Решетников А.М., Максутов Ж.М., Сим П.А., Сарьян Г.А., Ширнин А.Н., мастера подземного и капитального ремонта скважин - ТТТкяттин П.З., Ахунжанов Т., операторы по добыче нефти и газа Пулатов Н., Ташатов С., Молдалиев С., Со- грин В.Р. и многие другие.

Начатый строительством в 1952 году поселок нефтяников Кочкор-Ата превратился в современный поселок с культурно-бытовыми и производственными предприятиями, школами, больницами, клубами, техническим колледжем, музыкальной школой и др. К настоящему времени в поселке проживает свыше 20 тыс. человек.

Славный путь ОАО «Кыргызнефтегаз» начался с 1938 года добычей нефти на месторождении Чангыр-Таш. Открытие трех месторождений Майли-Су IV (1949 г.), Избаскент (1952 г.), Восточный Избаскент (1956 г.) послужило для создания в 1952 г. Нефтепромыслового управления (НПУ) «Кыргызнефть».

С 1 ноября 1970 года приказом МНП СССР НПУ преобразовано в Нефтедобывающее управление «Кыргызнефть», а с октября 1975 года в Производственное объединение «Кыргызнефть».

С 1 января 1997 года постановлением Правительства Кыргызской Республики преобразовано в акционерное общество «Кыргызнефтегаз».

С августа 2004 года на основании закона КР «Об акционерных обществах» преобразовано в Открытое акционерное общество «Кыргызнефтегаз» (ОАО «Кыргызнефтегаз»).

На сегодняшний день ОАО «КНГ» разрабатывает 7 нефтяных и 2 нефтегазовых месторождений с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2011 г. 11 407,81 тыс.тн. нефти и 4 287,27 млн.м3 природного газа.

Последние месторождения были открыты в 1974-75 годах, т.е. все месторождения находятся в поздней стадии разработки. В связи с этим, объемы добычи нефти уменьшаются из- за естественного снижения дебитов скважин вследствие падения пластового давления в залежах и выработки запасов, а также уменьшения фонда скважин из-за их выбытия. Так если в 1990 г. средний дебит одной скважины по нефти составлял 1,0 т/сут. при фонде 442 действующих скважин, то к началу 2011 года средний дебит одной скважины составил 0,8 т/сут. при фонде 300 действующих скважин. По данным анализов последних лет ежегодное снижение дебитов скважин составляет 3,5-5 тыс. т.

В процессе разработки месторождений снижение объёмов добычи нефти до 1991 г. компенсировалось вводом в эксплуатацию новых скважин. С 1990 года из-за отсутствия финансовых средств эксплуатационное бурение было приостановлено, это привело к резкому снижению объёмов добычи нефти со 142 тыс. т. в 1991 г. до 87,0 тыс. т. в 1993 году.

Отсутствие у ОАО «Кыргызнефтегаз» достаточных финансовых средств для проведения работ по стабилизации добычи нефти явилось причиной поисков средств.

В нашей Республике приняты законы «О нефти», «О недрах», «Об иностранных инвестициях». На основе этих законов ОАО «Кыргызнефтегаз» активно занимается привлечением иностранных инвестиций.

Первой иностранной компанией-инвестором, начавшей работы в нефтегазовой отрасли, является американская компания «Ацтек-Талас» (1993 г.), в дальнейшем продавшая права канадской компании «Кыргойл». Впоследствии ОАО «Кыргызнефтегаз» и «Кыргойл» создали совместное предприятие «Кыргыз Петролеум Компани» (КПК).

В результате проведения компанией «Ацтек-Талас» добычи нефти (гидравлические разрывы пластов) было получено в 1993 - 1997 г.г. более 30 тыс. т. дополнительной нефти.

Объем инвестиции этой компании в нефтегазовую отрасль Республики составляет около 30 млн. долларов США. В 1996 г. на эти средства был построен первый в Кыргызстане нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В настоящее время компания занимается в основном переработкой нефти и газоконденсата и реализацией полученных нефтепродуктов. На Жалал- Абадском НПЗ перерабатывается вся нефть, добываемая ОАО «Кыргызнефтегаз». Мощность НПЗ составляет 500 тыс.т/год. Нефть из месторождений, расположенных в Сузакском и Но- окенском районах поставляется на НПЗ по трубопроводам. Нефть из Ляйлякского района поставляется железнодорожными цистернами. Погрузка на железнодорожные цистерны производится на станции Махрам (Таждикистан).

Кроме того, Жалал-Абадский НПЗ перерабатывает нефть, поставляемую различными организациями из России, Казахстана и Таджикистана на давальческих условиях (с вывозом нефтепродуктов обратно) по согласованию с поставщиками.

В дальнейшем «КПК» намечает проведение геологоразведочных работ и методов интенсификации добычи нефти.

Компания также занимается добычей нефти из скважин, где в 1996-1997 годах производился гидроразрыв пласта (всего 21 скважин).

ЗАО «КНГ-Гидрокарбонс», организованное 9 июня 2000 года, проводит геологоразведочные работы на территории Северо-Восточной Ферганы, в пределах Ташкумырской лицензионной площади.

ОсОО «Консультант-Центр» с 27 декабря 2008 года приостановила работы по Проекту закачки воды через нагнетательные скважины в III продуктивный пласт месторождения Бешкент-Тогап.

В настоящее время руководством компании рассматривается вопрос продолжения работ по Проекту закачки.

ЗАО «Южная Нефтяная Компания» занимается геологическими исследованиями согласно утвержденным проектам на 5 лицензионных площадях: Нанайской, Наушкентской, Тузлукской, Западно-Сохской, Сохской.

По итогам сейсморазведочных работ по Тузлукской и Сохской площадям компанией начаты работы по бурению разведочных скважин на структуре Северный Айзар в пределах Тузлукской лицензионной площади.

Кроме того, компания продолжает анализ и интерпретацию геолого-геофизической информации, а также геотехническое изучение и картирование (глубинное), администрирование по всем пяти лицензионным площадям.

ЗАО Нефтегазовая Компания «Тен И» проводит работы по бурению эксплуатационных скважин, по ремонту скважин бездействующего и ликвидированного фонда ОАО «Кыргызнефтегаз», и геологоразведочные работы на Избаскент-Алашской площади.

ОсОО «Южный Деррик» проводит работы по доразведке и последующей добыче нефти на месторождениях Майлису III и Майлису IV.

Компанией ЗАО «Шерик», которая является подрядчиком ОсОО «Южный Деррик», в 2008 году пробурены 4 скважины в пределах лицензионной территории месторождения Майлису III, по которым до в 2008 году добыто порядка 280 тонн, но в настоящее время скважины законсервированы в связи с отсутствием емкости.

С компанией ЗАО «Тен Лун» заключен Договор №312 от 18.11.2008г. о проведении совместных работ по бурению новых эксплуатационных скважин и реабилитации бездействующих и ликвидированных скважин на отведенном участке месторождения «Майлису IV - Восточный Избас- кент»;

• по бурению новых эксплуатационных скважин и капитального ремонта бездействующих и ликвидированных скважин на месторождении «Майлисай» (Кызылджар);

• по доразведке разведочной площади «Избаскент-Алаш».

Согласно официальным сообщениям, компания ведет подготовительные работы.

С ОсОО Нефтяной Строительно-Технической компанией «ДаДы» заключен Договор № 348 от 05.12.2008г. о проведении геологоразведочных работ на Аркытской лицензионной площади с целью открытия нового нефтяного месторождения и дальнейшей его разработки.

В настоящее время компания занимается изучением имеющихся геологогеофизических материалов Аркытской лицензионной площади.

Как видно из описания деятельности инвестиционных компаний, работающих с ОАО «Кыргызнефтегаз», многие из них инвестируют средства в геологоразведочные работы на нефть и газ.

Кроме того, в Кыргызской Республике самостоятельно (без участия ОАО КНГ) работают еще много иностранных компаний, получивших лицензии на разведочные работы в Министерстве природных ресурсов. Можно с уверенностью предполагать, что в ближайшем будущем на территории Кыргызской Республики будут открыты новые значительные по запасам месторождения нефти и газа. Основанием для такой уверенности могут служить следующие данные:

На территории Кыргызской Республики расположены 15 межгорных осадочных бассейнов с площадью 26 тыс.км^. Из них по 13 бассейнам произведена прогнозная оценка ресурсов нефти и газа. Согласно этим оценкам их общий объем составляет 454,7 млн.т условных углеводородов, в том числе в наиболее изученных Ферганской и Алайской межгорных впадинах соответственно 109,7 млн.т и 50,0 млн.т. О перспективности территории Кыргызской Республики свидетельствуют и открытия в последние годы больших запасов нефти и газа в прилегающих межгорных впадинах Китая, имеющих аналогичное геологическое строение.

ОАО «Кыргызнефтегаз» в настоящее время проводит геологоразведочные работы на лицензионных площадях в Суусамырской, Жумгальской, Кочкорской впадинах, а также на площади Избаскент-Алаш (на северо-востоке Ферганской впадины). По результатам сейсмических работ получены обнадеживающие результаты. В 2011 году работ будут продолжены.

В 2010 г. по месторождениям ОАО «Кыргызнефтегаз» добыто 75,7 тыс.т нефти, из которых 5,1 тыс.т добыто иностранными партнерами. Добыча газа составила 22,8 млн.м3.

В 2011 г. намечается добыча нефти в объеме 80,0 тыс.т нефти и 23,0 млн.м3 природного газа собственными силами ОАО «Кыргызнефтегаз» и 5,0 тыс.т нефти будет добыто иностранными партнерами.

Основные перспективы увеличения добычи нефти по разрабатываемым нефтяным месторождениям связаны с разбуриванием III горизонта месторождения Майли-Су IV - Восточный Избаскент, остаточные извлекаемые запасы нефти которого составляют около 5,0 млн.т. Для полного охвата площади залежи потребуется бурение 350-400 скважин.

С учетом изложенного стратегией ОАО «Кыргызнефтегаз» в области геологоразведочных работ является:

• концентрация всех усилий в ближайшие годы на завершение геологоразведочных работ, проводимых на перспективных площадях Избаскент-Алаш, Кочкор, Жумгал и Суусамыр;

• максимальное ускорение проведения геологоразведочных работ по всей территории Кыргызской Республики, в том числе за счет привлечения иностранных инвестиций с целью скорейшего открытия новых месторождений нефти и газа, для обеспечения потребностей государства.

Стратегия в области добычи нефти и газа заключается в:

• увеличении объемов добычи нефти по разрабатываемым месторождениям за счет собственных средств до 95,0 тыс.т в 2014 г., стабилизация добычи газа на уровне 23,0 млн.м3 ежегодно;* максимальном привлечении средств иностранных инвесторов для разбуривания III горизонта месторождения Майли-Су IV -- Восточный Избаскент.

В настоящее время ОАО «КНГ» продолжает оставаться единственной организацией, представляющей нефтегазовую промышленность. ОАО «Кыргызнефтегаз» выполняет весь комплекс работ нефтегазовой отрасли, включающей в себя геологоразведочные работы, геофизические исследования, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, транспортировку нефти и газа, переработку и реализацию нефтепродуктов, обустройство месторождений, строительство жилья и объектов соцкультбыта, обеспечение специальным и технологическим транспортом.

Для успешного выполнения своих задач в составе ОАО «КНГ» организованы следующие подразделения:

1. Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) с участками по добыче нефти в Су- закском и Ляйлякском районах:

— занимается добычей нефти и газа, капитальным и подземным ремонтами скважин, ремонтом нефтепромыслового оборудования.

2. Кыргызское управление буровых работ (КУБР):

— занимается бурением эксплуатационных и разведочных скважин, ремонтом бурового оборудования, вышкостроением.

3. Управление технологического транспорта (УТТ) с участками в Сузакском и Ляйлякском районах:

— занимается обеспечением структурных подразделений ОАО «КНГ» транспортом, специальной техникой, ремонтом и обслуживанием транспортных единиц.

Также в составе ОАО «КНГ» имеются участки реализации газа, по автоматизации

— с.Арсланбоб;

— с.Арсланбоб;

— водохранилище Токтогул;

— г.Кочкор-Ата;

— г.Кочкор-Ата;

— г.Кочкор-Ата;

— г.Кочкор-Ата;

— г.Кочкор-Ата;

Кроме того ОАО «КНГ», как градообразующее предприятие, обеспечивает население г.Кочкор-Ата водой, газом, а также проводит работы по благоустройству основных улиц, скверов и других культурных объектов и общественных объектов.

История ОАО «Кыргызнефтегаз» неразрывно связана с поселком, а ныне городом Кочкор-Ата.

Поселок Кочкор-Ата был образован (начало строительства) в 1952 г. На сегодняшний день численность населения г.Кочкор-Ата составляет более 20 тысяч человек. Общая площадь более 500 га.

Город Кочкор-Ата строился нефтяниками и развивался по мере развития ОАО «Кыргызнефтегаз», обеспечивая социальные нужды нефтяников. В г.Кочкор-Ата созданы все условия для достойного проживания, отдыха, занятий спортом, поддержания здоровья.

скважина нефтяной штанговый поисковый

2. Бурение скважин

В КУБР в основном бурят эксплуатационные и разведочные скважины с глубиной 250-3000 м.

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, делятся на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых месторождений нефти и газа. К этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

КУБР использует буровые установки:

Уралмаш 4Э

БУ-75БрЭ

ZJ40I

МБУ ZI15

2.1 Цикл строительства скважины входят:

- подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);

- монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);

- подготовка к бурению;

- процесс бурения;

- крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);

- вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Бурильная колонна (БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

передачи вращения от ротора к долоту;

восприятия реактивного момента забойного двигателя;

создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота;

проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рис.2) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Для выноса на поверхность выбуренной породы (шлама), применяют промывочные жидкости (буровые растворы). Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин - включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.



Рис. 2. Бурильная колонна:

1 - вертлюг; 2 - переводник вертлюга; 3 - верхний переводник; 4 - ведущая труба; 5 - нижний переводник; 6 - предохранительный переводник; 7 - муфта бурильного замка; 8 - бурильная труба; 9 - ниппель;10 - соединительная муфта;11 - переводник; 12, 13 - утяжелитель бурильных труб; 14 - переводник.

Промывочная жидкость имеет кроме основной функции ряд других:

- Охлаждение и смазка трущихся деталей долота

- Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет гидростати-ческого давления столба жидкости; склеивания частиц обваливающихся пород; ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты

- Уравновешивание пластового давления нефтегазоносных пластов.

- Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.

- Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой;

- Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии в стволе скважины и в то же время осаждать ее в отстойных емкостях;

- Передача энергии гидравлическим забойным двигателям;

- Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.

Для химической обработки промывочных жидкостей используют большое число веществ - реагентов, при малых добавках которых существенно изменяются свойства промывочной жидкости.

Все реагенты условно можно подразделить на низкомолекулярные неорганические и высокомолекулярные органические реагенты.

Существует два вида химических обработок: первичная и повторная. В зависимости от горно-геологических условий первичная обработка может быть простой или сложной.

Вскрытие пласта -- это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие -- это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное -- это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:

- направление - это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.

- кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.

- промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

- эксплуатационная колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки - пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.



Рис. 3. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Конструкция забоя скважины бывает двух типов - открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ.

Физико-химические свойства тампонажных цементов. Тампонажным цементном называется продукт, состоящий из вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, дающих после затворения с водой раствор, а затем камень.

Цементы, применяемые в нефтяной промышленности, должны обладать: 1) замедленным началом схватывания; 2) ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; 3) низкой проницаемостью после схватывания и твердения; 4) большой текучестью; 5) тонкостью помола; 6) высокой плотностью.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта.

3. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

СШНУ -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.

Рис. 4. СШНУ:

1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.

Штанговый насос (рис.4) опускается в скважину ниже уровня жидкости. Состоит из цилиндра, плунжера, соединённого со штангой, всасывающих и нагнетательных клапанов. Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер -- на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере; штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером, с двумя ступенями сжатия, с двумя цилиндрами и плунжерами, с камерой разрежения и др. Штанги соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик -- колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Схема электроцентробежной насосной установки

Электроцентробежная насосная установка -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин (рис. 5) включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис. 6).



Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.

Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.



Рис. 6. Ступень электроцентробежного насоса:

1 - направляющий аппарат; 2 - рабочее колесо.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехни-ческой стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравличес-кий затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы -- шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.

Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.

4. Методы увеличения производительности скважин

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.



Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8--15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное на-тяжение продуктов реакции - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода -- ингибиторы -- стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) -- техническая соляная кислота -- хлористый барий -- интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5--0,7 до 3--4 м3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6--8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.