Разработка Арланского нефтяного месторождения

В 1977г ГКЗ утвердила следующие величины КИН (при закачке раствора ПАВ): по Арланской площади -0,435, Новохазинской-0,432, Николо-Березовской -0,415, и в целом по ТТНК -0,448.

В таблице 1.1 изложены результаты анализа выработки запасов по пластам и площадям месторождения по состоянию на 01.01.90г.

Как следует из сравнения, прирост нефтеотдачи за 5 лет составил 5%. Однако по участкам величина этого прироста различается в два и более раза, что отражает разную интенсивность разработки участков.

Потери запасов нефти и газа при разработке месторождений происходят в основном:

- тупиковых зонах, линзах и полулинзах;

- в краевых частях ВНЗ при малой нефтенасыщенной толщи;

- в зонах между первым (от контура) рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности (если он неподвижен);

- на учасках резкого увеличения толщины продуктивного пласта (если он анизотропен);

- в зонах стягивания контуров и разрезающих рядах;

- в застойных зонах;

- в заводненном объеме (в прослоях меньшей проницаемости);

- в поровом пространстве (пленочная нефть);

- в пластах, неохваченных разработкой;

в пластах с меньшими темпами извлечения запасов.

На Арланском месторождении все перечисленные виды потерь имели место, но абсолютные значения были различными. Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. Запасы подобных залежей могут быть оставлены полностью, т.к. при режиме растворенного газа извлекается всего 11-12% запасов.

Таблица 1.1

Текущая нефтеотдача эксплуатационных участков

(по состоянию на 01.01.86г и 01.01.90г)

Площадь	Участок	Текущая нефтеотдача,доли
		01.01.86г	01.01.90г	+
Арланская	I	0,404	0,448	0,044
	II	0,432	0,467	0,035
	III	0,428	0,478	0,050
	IV	0,248	0,279	0,031
	V	0,263	0,283	0,022
	VI	0,340	0,366	0,026
	VII	0,347	0,387	0,040
	VIII	0,245	0,277	0,032
	площадь	0,336	0,376	0,050
Николо-Березовская	I	-	0,346	-
	II	-	0,283	-
	III	-	0,302	-
	IV	-	0,173	-
	площадь	0,263	0,302	0,039
Новохазинская	IX	0,240	0,284	0,044
	X	0,319	0,352	0,033
	XIa	0,356	0,392	0,036
	XIo	0,319	0,353	0,034
	XII	0,262	0,293	0,031
	XIII	0,285	-	-
	XIV	0,250	0,284	0,034
	площадь	0,290	0,333	0,043
Месторождение		0,288	0,338	0,050

На Арланском месторождении все перечисленные вид потерь имели место, но абсолютные значения были различными. Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. Запасы подобных залежей могут быть оставлены полностью, т.к. при режиме растворенного газа извлекается всего 11-12% запасов.

По оценке И.А.Кузилова и др.4, на естественном режиме (без заводнения) нефтеизвлечение составило бы всего 18%, в т.ч. за счет энергии газа -11% и упругого расширения нефти и воды-7%. По VI пласту северных площадей месторождения, где контурные воды активные, она приближалась бы к нефтеотдаче с заводнением, но при существенно меньших темпах разработки.

Особенно низкое извлечение характерно для ВНЗ. Практически при нефтенасыщенной толщине 4 метра и менее запасы теряются полностью. Также полностью будут потеряны запасы и в зонах, прилегающих непосредственно к контуру нефтеносности. Видимо, сравнительно небольшие объемы запасов будут оставлены за счет местных резких изменений толщины, т.к. песчаники ТТНК имеют небольшую анизотропность.

В зонах стягивания контуров и между скважинами в разрезающих рядах потери могут быть довольно заметными. Так, в ряде нагнетательных скважин после длительной закачки и возврата под отбор по тем же пластам были получены притоки нефти с водой.

Потери запасов в заводненном объеме имеются, но их количественная оценка затруднительна. Потери в поровом пространстве определяется физико-химическими особенностями флюидов и составляют в среднем до 40% в наихудших и 20% в наилучших пластах.

Важной проблемой является задача выработки запасов из промежуточных маломощных и низкопроницаемых пластов. Балансовые запасы пластов составляют 20-30% от НБЗ толщин. Значительная их часть либо неохвачена разработкой, либо вырабатываются с заметно меньшими темпами. Очевидно, со временем запасы таких пластов окажутся основными. В то же время технология их разработки отсутствует. Судя по имеющемуся опыту, потребуется более плотная сетка, повышение давления нагнетания до 20-25 МПа и возможно изыскание новых агентов, либо особой технологии водоподготовки.

Поэтому в настоящее время рекомендуется применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов для подключения этих запасов в разработку.

В таблице 1.2 приведены сведения о выработке запасов по каждому объекту разработки и в целом по НГДУ «Арланнефть». Из всех объектов добыто 209657,9 тыс.т нефти или 34,6% от начальных балансовых и 83,9% от начальных извлекаемых запасов, при этом по терригенным отложениям основного объекта разработки отобрано 38,0% и 86,5% соответственно. По песчаникам нижнего карбона Арланской площади, характеризующимся поздней стадией разработки и дающим 50,1% всей добычи по НГДУ, добыто от начальных балансовых - 45,2% и от начальных извлекаемых запасов - 94,0%. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил - 0,6%, а от остаточных извлекаемых запасов - 9,7%.

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласа

К новым методам воздействия на пласт обычно относятся все методы, отличающиеся от традиционного заводнения. Однако такое деление на традиционные и новые методы довольно условно, т.к. часть методов, относимых к новым, в той или иной мере связана с традиционным заводнением или базируется на нем.

К гидродинамическим методам относится циклическое заводнение и другие способы создания нестационарного давления и периодического изменения направления фильтрационных потоков в продуктивных пластах. Эти методы направлены на повышение охвата пластов процессом вытеснения в условиях традиционного обычного заводнения за счет вовлечения в разработку малопроницаемых слоев и прослоев, а также застойных зон. Суть этих методов заключается в создании знакопеременных перепадов давления между зонами с разной проницаемостью и насыщенностью. За счет этих скачков давления создаются условия для выравнивания насыщенности и устранения капиллярного не равновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон, участков. Изменение фильтрационных потоков усиливает этот процесс в результате вовлечения в разработку застойных зон пласта. К гидродинамическим методам относят водогазовое циклическое воздействие на пласты, при котором в пласт поочередно нагнетается вода и газ. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительно проницаемости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью.

Физико-химические методы основаны на вытеснении нефти водными растворами различных химических реагентов, улучшающих или изменяющих в необходимых направлениях вытесняющие свойства воды. Сюда относятся водорастворимые ПАВ, полимеры, кислоты, щелочи, а также мицеллярные растворы и др. Их действие основано на снижение межфазного натяжения между нефтью и водой (ПАВ, щелочи). Устранении капиллярных сил в заводненном пласте (мицеллярные растворы), приводящем к увеличению коэффициента заводнения. Уменьшении различия в вязкостях нефти и вытесняющей ее воды (полимеры), обеспечивающем повышение коэффициента заводнения.

Теплофизические методы основаны на закачке в пласт теплоносителей пара или горячей воды. Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. Он основан на том, что пар (обладающий теплоемкостью в 3-3,5 раза превышающей теплоемкость горячей воды при 230С) вносит в пласт значительное количество тепловой энергии. Эта энергия обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок скважин смол и асфальтенов. В результате повышается как коэффициент вытеснения, так и охват процессом разработки.

Термохимические методы связаны с различного рода процессами внутрипластового горения нефти - сухого, влажного и сверх влажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и т.п. Эти методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающуюся выделением большого количества тепла (внутрипластовым горением). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательных скважин и перемещения зоны (фронта) горения по пласту. Применяют прямоточное сухое и прямоточное влажное или сверх влажное горение. При прямоточном сухом горении на забое воздухонагнетаемой скважины поджигается нефть и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам. Однако, вследствие низкой теплопроводности воздуха по сравнению с теплопроводностью пород пласта, фронт нагревания породы отстает от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемого в пласте тепла (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. При прямоточном влажном горении в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Вода, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа, пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны нагрева с насыщенным паром и сконденсированной горячей водой. Следовательно, при влажном горении механизм повышения нефтегазоизвлечения достигается как за счет факторов, свойственных процессу вытеснения нефти паром, так и за счет дополнительных факторов, свойственных собственно процессу горения - вытеснения нефти водогазовыми смесями, образующимися углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.

К группе методов смешивающегося вытеснения относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами - углеводородными газами; сжиженным нефтяным газом (преимущественно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном) с сжиженным неуглеводородным газом - углекислым газом или двуокисью углерода. При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется состоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находится в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их взаимной растворимости. При растворении жидкой двуокиси углерода в нефти существенно увеличивается объем нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, объем нефти при растворении в ней углекислого газа увеличивается в 1,5-1,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечения при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснение высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициента вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. Причем вязкость нефти при смешивающемся вытеснении с углекислым газом снижается тем сильнее, чем выше ее начальное давление таблица 2.1

Таблица 2.1

Начальная вязкость нефти, мПа*с	Вязкость нефти при полном насыщении СО , мПа*с
1000-9000	15-160
100-600	3-15
10-100	1-3
1-9	0,5-0,9

3.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи

Физико-гидродинамические методы, связанные с изменением фильтрационных потоков в принципе могут применяться во всех геолого-физических условиях, при которых проводят обычное заводнение. Однако при выборе объектов для реализации гидродинамических методов в промышленных условиях следует иметь в виду, что их эффективность тем выше, чем выше неоднородность продуктивных пластов, чем больше в них образуется при обычном заводнении тупиковых и застойных зон, прослоев и интервалов пласта, слабо или совсем не охваченных процессом вытеснения. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности коллекторов, микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебаний давления нагнетания воды и применением процесса на более ранней стадии заводнения.

По имеющимся оценкам применения физико-гидродинамических методов обеспечивает повышение нефтеизвлечения на единицы процентов. Тем не менее даже при небольшом увеличении нефтеизвлечения применение этих методов в широких масштабах может привести к значительному экономическому эффекту.

Физико-химические методы основаны на нагнетании в пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2% в объеме 10-30% от общего объема пустот продуктивного коллектора для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды. С их помощью возможно существенное расширение диапазона значений вязкости пластовой нефти (до 50-60 мПа*с) при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициента нефтеотдачи на 3-10%.

Наиболее приемлемым для вытеснения нефти водными растворами полимеров считается раствор полиакриламида (ПАА). Добавка даже в малых объемах ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость, снижает подвижность и уменьшает относительную вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью, способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку. Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти до 10-50 мПа*с. Ввиду возможности снижения приемистости нагнетательных скважин за счет повышенной вязкости раствора метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм2. Благоприятны объекты с относительно однородным строением пластов, преимущественного порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно велика для первых порций раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Считают, что наиболее эффективен этот метод для новых залежей, т.е. с самого начала разработки, при низкой водонасыщенности и низкой глинистости коллекторов (не более 8-10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод можно применять при температуре пласта не выше 70-90С. Допустимая глубина залегания продуктивных пластов, на которых целесообразно применять полимерное заводнение, определяется также потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах.

Из поверхностно-активных веществ наиболее распространенными считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает ее отмывающие свойства: снижается поверхностное натяжение на границе воды и нефти, уменьшается краевой угол смачивания, увеличивается приемистость нагнетательных скважин и т.п. Метод рекомендуется применять на залежах с водонасыщенностью пласта не более 15% (из-за способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы). При вязкости пластовой нефти 5-30 мПа*с, с проницаемостью пласта выше 0,03-0,04 мкм2 и температурой пласта до 70С. Считается, что применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфанола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может оказаться достаточно эффективным на залежах со слабо проницаемыми карбонатными коллекторами. В настоящее время возможный прирост коэффициента нефтеотдачи оценивается в 3-5%.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются ПАВ, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Метод щелочного заводнения рекомендуется к применению при малой минерализации пластовой и закачиваемой воды, при низкой глинистости и высокой активности пластовой нефти.

При вытеснении нефти мицеллярными растворами в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% объема продуктивного пласта), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости, которая, в свою очередь, вытесняется рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, ПАВ и стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и углеводородов. Метод предусматривает применение мицеллярных растворов и буферной жидкости примерно одинаковой вязкости с пластовой нефтью. Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Рекомендуется применение известных мицеллярных растворов на залежах нефти в терригенных коллекторах порового типа, сравнительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Это связано с тем, что при движении в резко неоднородном коллекторе и при контакте с карбонатным цементом может нарушится структура раствора. Желательно, чтобы средняя проницаемость коллекторов была более 0,1 мкм2. Величина остаточной нефтенасыщенности не ограничивается, но в следствии большой стоимости работ по созданию оторочки целесообразно чтобы она была более 25-30%. Вязкость нефти не должна превышать 20 мПа*с. В связи с резким снижением эффективности метода при контакте мицеллярных растворов с минерализованными пластовыми водами применять его на месторождениях, разрабатываемых внутриконтурным нагнетанием пресной воды или после предварительной закачки в пласт пресной воды. Температура пласта не должна превышать 70-90С 7.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязкой нефти (более 40-50 мПа*с) для которых метод заводнения непригоден. Иногда паротепловое воздействие осуществляется в сочетании с обычным заводнением, при котором закаченная в пласт высокотемпературная оторочка пара в объеме 20-30% к общему пустотному пространству залежи перемещается по пласту закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи может достигать 0,4-0,6. Для применения метода благоприятны условия, для которых характерны минимальные потери тепла как при закачке пара в скважину, так и при перемещении его по пласту. Глубина залегания пласта не должна превышать 1000м, чтобы избежать больших потерь тепла в стволе скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна быть более 10-12м, но не выше 40м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породы, перекрывающие и подстилающие пласт. При чрезмерно большей толщине во избежание низкого охвата воздействием по разрезу пласта следует его расчленять на объекты меньшей мощности. Для паротеплового воздействия целесообразно выбирать объекты с высокими коллекторскими свойствами (пористостью 20% и более и проницаемостью более 0,5 мкм2), т.к. при этом сокращаются потери тепла на нагрев собственно породы пласта. Процесс более эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, т.к. требуется малый расход тепла на нагрев содержащейся в пласте остаточной воды. Вязкость нефти может составлять 200-1000 мПа*с. Объекты для паротеплового воздействия должны слагаться породами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Разработка залежей при паротепловом воздействии должна осуществляться с довольно плотными сетками скважин от 1-2 до 8 га/скв 18.

Термохимические методы - как сухое, так и влажное горение имеют одинаковые области применения, и подходы к выбору объектов для их применения одинаковы. Следует учитывать, что метод влажного горения более эффективен. В обеих случаях в качестве топлива для горения расходуется часть нефти, слагающейся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися после горения фракциями нефти и претерпевшими изменение вследствие дистилляции, крекинга и других сложных процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого-физических условий расход сгорающего топлива может составлять 10-40 кг на 1м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти. Объекты для применения термохимических методов должны залегать на глубине не более 1500-2000м, вязкость нефти 10-1000 мПа*с и более. Рекомендуется при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35%. Толщина пласта должна быть более 3-4 метров.

Процесс сухого горения в связи с более высокой температурой (700C и выше) лучше применять только на терригенных коллекторах, поскольку карбонатные более подвержены разрушению от высокой температуры. При влажном и особенно сверхвлажных процессах горения процессы протекают при меньших температурах, соответственно 450 и 230C как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Каждый из методов смешивающегося вытеснения эффективен при определенных компонентных составах и фазовом состоянии нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом значений давления смешивания вытеснение нефти газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода 8-14 МПа. Эти методы целесообразно применять на залежах с глубинами залегания пластов более 1000-1200м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти (менее 5 мПа*с) и относительно небольшая мощность пластов (10-15м). Эти методы можно использовать при любой проницаемости пластов, но больший эффект достигается при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение 6..

3.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»

геологический нефтяной скважина выработка

Добыча нефти на месторождениях НГДУ характеризуется подающим уровнем и высокой обводненностью. Это обусловлено значительной выработанностью запасов нефти, ухудшением структуры остаточных извлекаемых запасов за счет опережающей выработки наиболее активных запасов в терригенных коллекторах, неполной компенсацией отборов нефти приростом новых запасов и использованием интенсивных систем разработки с применением закачки воды в продуктивные пласты.

В 2007-2008гг. добыча нефти за счёт внедрения новых МУН в зависимости от способа воздействия на пласт представлена в таблице 2.2 Основной объём добычи нефти за счёт МУН получен за счёт физико-химических и гидродинамических МУН. Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимают силикатно-щелочные растворы, а в гидродинамических МУН - бурение боковых стволов и циклическая закачка.

Основными задачами в области повышения эффективности разработки месторождения за счёт применения методов увеличения нефтеотдачи являются:

1. Снизить проницаемость промытых зон пласта.

2. Уменьшение степени неоднородности пластов и повысить охват пластов заводнением, сокращение объёма попутно-добываемой воды.

3. Вовлечение в разработку и интенсификация добычи нефти из слабодренируемых участков залежи и зон с трудно извлекаемыми запасами, в том числе с карбонатными коллекторами.

Таблица 2.2

Методы	2007г.	2008г.
	Доб. Нефти, тыс.т.	Доля в объёме МУН,%	Доб. Нефти, тыс.т.	Доля в объёме МУН, %
Термические	7,2	6,2	8,9	5,7
Микробиологические	3,9	3,3	6,2	3,9
Физико-химические	85,5	73,2	91,2	58,5
Гидродинамические	20,3	17,3	49,7	31,9
Всего	116,9	100,0	156,0	100,0
Доля МУН в общей добыче НГДУ, %	6,2	8,4

Дополнительная добыча нефти за счет внедрения основных МУН на месторождениях НГДУ «Арланнефть» с 2006 по 2008 годы приведена в таблице 2.3

В 2007-2008гг. на месторождениях НГДУ «Арланнефть» проведено более 560 скважино-обработок с применением МУН.

Технико-экономическая эффективность МУН по НГДУ «Арланнефть» за 2007-2008гг. приведена в таблице 2.4

Применение современных технологий извлечения остаточной нефти является в настоящее время важнейшей задачей в виду высокой обводненности извлекаемых запасов, истощения пластовой энергии, большой долей трудно извлекаемых запасов.

Нашли широкое применение такие технологии увеличения нефтеотдачи как:

- физико-химические методы: закачка полимеров, щелочей, жидкого стекла, алюмохлорида, глинистых суспензий;

- микробиологические методы: активизация пластовой микрофлоры, закачка активного ила, различных продуктов биосинтеза.

В целом применение новых МУН позволяет регулировать разработку месторождения и интенсифицировать добычу нефти. Дополнительная добыча нефти за весь период их испытания и внедрения на месторождениях составила свыше 601 тыс.т.

В последние годы значительное применение на месторождениях НГДУ для извлечения остаточной нефти из обводненных залежей нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ). Их использование позволяет снизить проницаемость промытых зон пласта, уменьшить степень его неоднородности и повысить охват пластов заводнением. В основе ОГОТ заложено создание водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта.

Практика внедрения современных методов повышения степени нефтеизвлечения по НГДУ «Арланнефть» подтвердила их высокую эффективность. В промышленном внедрении и на стадии опытно-промысловых испытаний в настоящее время находится более 20 различных МУН и их модификаций таблица 2.5

Таблица 2.5

Перечень используемых технологий МУН

Технология	Начало внедрения, год	Автор технологии
Термические методы
Закачка мин.терм. вод	2007
Микробиологические методы
БиоПАВ+ПАА	2005	БашНИПИ
БиоПАВ+лигнотин	2006	БашНИПИ
БП-92	2006	Нефтсгазтехнология г.Москва
САИ	2005	БашНИПИ
Физико-химические методы
Виброволновое воздействие	1996	«Ойл-Инжиниринг» г.Уфа
Депрессионная перфорация	2000	«БашЭкс» г.Уфа
ДВВ	2000	«Недра Эстерн» г.Новосибирск
Закачка БРЕГ-1	1996	БашНИПИ
Водонефтяные композиции	1997	БашНИПИ
Глинистые суспензии	1999	БашНИПИ
КОГОР	1997	БашНИПИ
Силином	1998	Казанский госуниверситет
ДНПХ-9010	2007	000 НПП «Девон» г.Казань
СНПХ-8700	2008	000 НПП «Девон» г.Казань
СЩР	1987	БашНИПИ
СЩВМ	1996	БашНИПИ
ЩПР	1991	БашНИПИ
КФЖ	2000	БашНИПИ
Закачка бустирана	2006	БашНИПИ
Закачка латекса	2005	БашНИПИ
Закачка гидрофобизатора	2005	БашНИПИ
Гидродинамические методы
Боковые стволы	1997
Горизонтальные скважины	1992
Циклическая закачка	2008
Перевод скважин с др.горизонтов	2008
Заводнение с изменением фильтр, потоков	2008
Регулирование градиента давления	2007

За последние два года темп роста количества обработок составил около 55% в год. Существенно увеличилось количество скважин, по которым проводились работы, направленные на повышение нефтеотдачи. В 2007-2008гг. общий объём внедрения МУН составил более 560 скв/обр., в результате чего получено 272,9 тыс.т. дополнительно добытой нефти при снижении объёмов попутно добываемой воды более 3937 тыс.т. Доля МУН в общей добыче увеличилось с 5,6% до 8,4%

Технологическая и экономическая эффективности от воздействия на пласты различными МУН определялись по каждому очагу и по технологиям в отдельности таблица 2.3. Целью такого дифференцированного подхода являются:

* оценка дополнительной добычи нефти, прибыли и затрат по воздействию;

* расчет удельных технологических и экономических показателей по каждому методу воздействия для возможности прогнозирования эффективности воздействия и экономических затрат, а также для сопоставления анализа эффективности различных технологий.

Удельными показателями для каждой технологии выбраны: дополнительная добыча нефти, затраты и прибыль от воздействия технологий на одну обработку и на 1т закачиваемого реагента, прибыль на один рубль затрат таблица 2.6. Так как многократное ранжирование не представляется возможным, отдается предпочтение величине прибыли на 1 обработку. При сопоставлении по данному показателю основные технологии можно расположить в следующей последовательности: «Глинистые суспензии», «Водонефтяные композиции», СЩВМ и СЩВ, ЩПВ, Силином, и др. таблица 2.4.

Прогнозные удельные показатели по эффективности технологий на 2009г. с учетом переходящего эффекта 2007-08г.г. представлены в таблице 2.6.

Показатели в строке 32 даны без прибыли и затрат по технологии БС.

Расчёт показателей на 2009г. сделан по ценам материалов 08.08г. и средней себестоимости нефти за 2008г.

Из-за большой трудоемкости приготовления рабочих растворов и обработки скважин, а также для увеличения объемов внедрения основных технологий МУН прекращены работы по следующим технологиям: САИ, нефть + гель- с 2001г.; БРЕГ-1, КОГОР - с 2002г.

Технология БиоПАВ+ПАА с 2001г. не внедряется из-за больших затрат на вывоз реагента (самовывоз из г. Благовещенск). С 2002г взамен этой технологии проводились работы по обработке скважин раствором БиоПАВ+лигаотин. Из-за поздних сроков внедрения (август-сентябрь) и так как эффективность по данной технологии ожидается через три, четыре месяца после воздействия, в текущем году получено только 0,1тыс.т. дополнительно добытой нефти. Аналогичная ситуация с технологиями нефть + гель(2000г.), БП - 92(2002г.). Кроме того, используемый в технологии БП-92 реагент самый дорогой из всех материалов применяемых для МУН (50 т.- 1,17 млн. руб.).

Следует учитывать и то, что дополнительная добыча за счёт МУН по всем технологиям рассчитывается с учётом переходящей эффективности от обработок прошлых лет. Поэтому при прекращении работ по некоторым из технологий увеличения нефтеотдачи эффективность продолжается в течении некоторого времени. Это отражается на экономических показателях применения отдельных МУН (бесперфораторное вскрытие + УСИП за 2000г., жидкое стекло с добавками за 2000-2001гг., нефть + гель за 2001г., БиоПАВ+ПАА за 2001-2002гг., КОГОР, БРЕГ-1 за 2002г.)

Снижение прибыли по виброволновому воздействию в 2001г. объясняет тем, что общее количество скважин обработанных данным методом увеличилось на 8 единиц. В то время, как число эффективно работающих скважин сократилось на треть (с 12 до 8).

Работы по депрессионной перфорации проводятся с привлечением бригад КРС, поэтому затраты на внедрение этого метода значительно превышают прибыль получаемую от доп. добычи нефти.

Снижение эффективности по технологии «Силином» объясняется падением давления и объёмов закачки на БКНС-16 в 2000-2002гг.

Затраты на бурение боковых стволов проходят по статье капитальный ремонт, т.е. по полной стоимости. Это негативно сказывается как на показателях применения этой технологии увеличения нефтеотдачи, так и в целом по МУН.

В 2008г. в затраты по циклической закачке входят затраты на пуск и остановку КНС-11,18 в течение года. В2009г. в затраты по пунктам 25,27,28 включены затраты на строительство фугированных водоводов протяженностью 31,5 км и 3-х БГ. Суммарные годовые амортизационные отчисления на покрытие этих расходов поделены пропорционально объёму дополнительной добычи нефти отдельно по каждой из 3-х технологий.

С 2003г. к физико-химической группе МУН добавится работы по закачке КФЖ, бустирана, латекса, гидрофобизатора и СНПХ-8700; к гидродинамическим методам перевод скважин с других горизонтов, перенос фронта нагнетания и оптимизация объёмов закачки. Это позволит увеличить объём дополнительно добытой нефти за счёт МУН до 178,2-тыс.т. Важно то, что 2003г.- начало внедрения этих методов как МУН, в последующие годы эффективность должна измениться в положительную сторону.

Затраты на бурение боковых стволов проходят по статье кап.ремонт, т.е. по полной стоимости.

Затраты на реагент при строительстве ГС входят в стоимость, по которой эти скважины передаются в эксплуатацию.

Работы по циклической закачке, заводнению с изменением фильтрационных поток и регулированию градиента давления проводятся без использования реагентов.

Таким образом, разрабатываемые современные технологии извлечения остаточной нефти имеют высокую ТЭЭ. Их применение является в настоящее время важнейшей задачей в виду самой высокой обводненности нефти среди других регионов России; истощения пластовой энергии, большой долей ТРиЗ, в которых сосредоточено более половины текущих балансовых запасов нефти.

3.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели

В настоящее время на основании имеющегося промыслового опыта применения новых технологий увеличения нефтеотдачи, анализа геологического строения пластов и залежей нефти, физико-химических свойств насыщающих флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов на месторождениях НГДУ проводят испытания и внедрения ряда приоритетных технологий извлечения остаточной нефти, из которых в дальнейшем будут выбраны наиболее эффективные для широко-масштабного применения.

3.4.1 Физико-химические методы

Наряду с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи на Арланском месторождении широкое развитие получили новые физико-химические МУН. Ведущее место среди них занимают потокоотклоняющие экологически безопасные технологии извлечения остаточной нефти с применением доступных осадкогелеобразующих реагентов на основе жидкого стекла в сочетании с каустической содой или HCl, отработанной щелочи с добавками флокуллита, алюмохлорида, силинома, вторичных материальных ресурсов (ВМР), различных растворителей (СНПХ-9010) и другие.

Основными базовыми технологиями по данному методу является силикатно-щелочное и щелочно-полимерное воздействия на пласт и различные их модификации. Объем внедрения на 01.01.2009г составило 79 скв/обр. при 33 обработках по заданию АНК к плану по новой технике.

В основном применяемые технологии сводились к воздействию на скважинную зону пласта и характеризуются большеобьемными и много цикловыми закачками композиций отдельно в нагнетательные скважины и через КНС. Областью их применения являются пласты высокой степенью выработанности.

Рассмотрим основные методы увеличения нефтеотдачи, которые применяются в течение нескольких лет на площадях НГДУ «Арланнефть».

3.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ

На результаты внедрения мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта сильно влияет правильность выбора участка для проведения промыслового эксперимента.

При выборе участков для внедрения методов увеличения нефтеотдачи путем регулировании проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ) основное требование заключается в том, чтобы вытеснение нефти осуществлялось нагнетаемой в пласт водой. Применение ОГОТ позволяет продлить срок и расширить область рентабельного применения метода вытеснения нефти водой.

При внедрении МУН с применением ОГОТ на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Арланнефть», для получения более высокого технологического эффекта с меньшими затратами предпочтительны следующие геолого-физические промысловые условия:

- наличие обширных водоплавающих зон;

- большая толщина пласта;

- предпочтительней участки, достигшие высокой степени обводненности-более 80%. В этом случае внедрение ОГОТ позволит помнить, что применение ОГОТ на ранней стадии, позволит добыть больше дополнительной нефти;

-выработанность НИЗ на участке воздействия -не менее 0,8.

- пологое залегание или сводовая зона пласта. В этом случае увеличивается вероятность вытеснения нефти, залегающей в мелких куполках, находящихся в межскважинных зонах;

- осуществление заводнения сточной минерализованной водой. При этом отпадает необходимость закачки оторочки второго реагента осадкообразующей пары (MgCl, CaCl);

- высокая приемистость нагнетательных скважин способствует воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта.

Кроме этого для получения максимального эффекта важны не только геолого-физические параметры, но и параметры технологии воздействия:

- снижение проницаемости должно быть необратимым;

- степень снижения проницаемости должна быть сравнительно небольшой (не более чем 3-5 раз, лучше 1,5-2 раза);

- суммарный объем оторочек осадкообразующих растворов должен за 10-15 лет достичь 10-30% от порового объема;

- стабильная работа скважин облегчает оценку эффективности. На участках с большим числом добывающих скважин уменьшается амплитуда колебаний показателей разработки, вызванных нестабильной работой отдельных скважин, что также облегчает оценку эффективности8.

3.4.3 Оценка эффективности применения МУН

Оценивать эффективность внедрения различных методов повышения нефтеотдачи необходимо для обоснования их дальнейшего применения в реальных промысловых условиях НГДУ.

После теоретического и лабораторного изучения метода увеличения нефтеотдачи (МУН) приступают к этапу промысловых испытаний и исследований. Для этого на месторождении выбирают небольшой опытный участок с очаговыми скважинами. Желательно иметь расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами 50-150 м. В процессе проведения эксперимента в первую очередь должны решаться задачи научного характера: исследование значений отдельных параметров, определяющих эффективность метода; испытание техники, технологий и методов контроля за проведением эксперимента. Такой подход позволяет за короткий срок испытать технологию и по промысловым данным обосновать ее перспективность для дальнейшего применения.

Анализ эффективности воздействия МУН осуществляется в двух основных направлениях. Первое направление включает непосредственную оценку технологического эффекта по показателям разработки (дополнительная добыча нефти от изменения темпа отбора жидкости и обводненности продукции скважин, от увеличения охвата пластов и текущей нефтеотдачи), второе заключается в косвенной оценке эффективности воздействия МУН за счет изменения гидродинамических показателей пласта (изменение гидропроводности, приемистости, продуктивности, профиля приемистости и т.д.). Обобщение результатов указанных показателей позволяют оценить эффективность воздействия МУН на стадии промысловых испытаний и рекомендовать его к дальнейшему промышленному применению.

3.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки

Распространенными методами оценки технологической эффективности применения МУН в настоящее время являются характеристики вытеснения и динамика показателей эксплуатации скважин.

Эффективность характеризуется приростом нефтеотдачи, добычей и темпом отбора нефти и жидкости, удельным расходом агента, изменением приемистости нагнетательных скважин, изменением охвата пласта воздействием. При этом различают следующие виды технологического эффекта: увеличение нефтеотдачи пластов, интенсификация добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, уменьшение объема закачки воды при добыче одинакового количества накопленной нефти. Для качественной оценки эффективности применения метода может быть также использовано сравнение фактических показателей разработки опытного и контрольного участков в безразмерных величинах.

Для оценки количественной величины дополнительной добычи нефти при доразработке месторождений с применением МУН широко используют способ линейной экстраполяции различных характеристик вытеснения по данным за предпрогнозный период применения химреагентов и сравнением фактических данных с экстраполированным показателем базового варианта. Количественная величина эффекта от МУН определяется как разность между фактическими показателями и показателями по базовому варианту на одинаковый отбор жидкости за указанный период.

Дополнительную добычу нефти с помощью характеристик вытеснения рекомендуется в целом определять согласно РД 39-01/06-0001-89 ВНИИнефть "Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов" с применением различных зависимостей типа "накопленная добыча нефти, доля нефти - накопленная добыча жидкости, воды". При обычной системе разработки зависимости имеют прямолинейный характер. При получении дополнительной нефти происходит отклонение фактических значений и показателей по базовому варианту, уменьшение обводненности добываемой жидкости. Для повышения точности и достоверности определения технологической эффективности по данным зависимостям целесообразно вести расчеты по группе скважин, очагов воздействия.

Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. В такой ситуации обычно анализируют применимость нескольких (иногда до 10) характеристик, которые нередко отличаются друг от друга в 2-3 раза и более. Поэтому усредняют результаты двух-трех, наиболее близких между собой и приемлемых для конкретных условий и стадии разработки. Однако, несмотря на большой объем вычислительных работ, точность результатов остается невысокой. Так, в действующих руководствах не учитывается разница в добыче жидкости по варианту разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи по сравнению с добычей жидкости при разработке по базовому варианту. Кроме того, значительное влияние на нарушение условий применения характеристик вытеснения оказывают изменения коэффициентов эксплуатации скважин до и после воздействия, систематические ошибки при интервальной оценке добычи нефти от увеличения охвата и др. Поэтому требуется дальнейшее совершенствование методик расчетов с целью повышения надежности результатов и снижения возможности субъективных оценок.

3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин

Влияние воздействия на пласт по показателям разработки обнаруживается лишь через достаточно длительный промежуток времени (дополнительная добыча нефти, снижение обводненности продукции скважин и др.).

Для обоснования оптимальных параметров технологического процесса воздействия на пласт и оценки его влияния проводят также различные гидродинамические и геофизические исследования скважин. Гидродинамические и геофизические исследования скважин позволяют оценить эффективность проведенных обработок по изменению фильтрационных свойств пласта непосредственно после воздействия.

Распространенным и доступным способом оценки гидродинамических параметров пласта и скважин является определение кривых падения (восстановления) давления (КПД) до и после воздействия на залежь, которые обрабатываются с применением информационно-вычислительной техники методом "касательных" по специальной программе. Их обработка позволяет определить степень изменения гидропроводности и пьезопроводности пласта до, и после воздействия. Для этого на преобразованной кривой в координатах "логарифм времени - давление на устье скважины" выделяются 3-5 прямолинейных участков (ближняя, средняя и удаленная зоны пласта). По каждой зоне вычисляют гидропроводность и ее радиус.

Для оценки влияния водоизолирующих составов на зависимость между гидропроводностыо и расстоянием (R) границ между смежными зонами различной гидропроводности и радиусом Ro зон изоляции вначале уточняются математические зависимости, необходимые для определения расстояний R и Ro.

Как известно, гидропроводность зоны пласта, отображенной на ограниченном отрезке пласта КПД, определяют по формулам:

= (3.1)

= (3.2)

где - гидропроводность пласта, мкм2 см/(мПа*с);

qзак- приемистость скважин, м3/сут;

ДР - снижение давления после закрытия скважины, МПа;

t - время, прошедшее после закрытия скважины, с.

По данным указанных точек определяются также другие параметры (коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, приведенный радиус скважины, расстояние (R) от забоя нагнетательной скважины до границы между зонами пласта с различной гидропроводностыо, радиус зоны, отображенной на КПД):

= (3.3)

= (3.4)

Так как КПД обычно замеряют на устье нагнетательной скважины, то приведенный радиус скважины можно оценить с большей точностью, если учитывать потери давления на трение (ДРтр) в НКТ, как показано ниже:

B = = 10 (3.5)

= (3.6)

Зависимость для определения R, уточненная с учетом Гдр, имеет вид:

= +1.5tmi (3.7)

B = (3.8)

Из (3.7) можно получить более простую зависимость при условии:

= =B (3.9)

Подставив из (3.9) в (3.7), получим

= + 1.5tmi (3.10)

В случае, когда параметры пласта в разных зонах мало отличаются один от другого, т. е. когда в = 1, из (3.10) следует:

= +0.91 (3.11)

В формулах (3.3)-(3.11) приняты следующие обозначения:

k- коэффициент проницаемости, мкм2; - коэффициент пьезопроводности, см2/с; h - толщина пласта, м; - вязкость жидкости, мПа*с; - коэффициент объемной упругости пласта, МПа; - приведенный радиус скважины, м; - потери давления на трение в НКТ, МПа; R- расстояние до границы между смежными зонами различной гидропроводности, м; Ro - радиус зоны, отображенной на КПД, м; , - коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности смежных зон пласта, выделенных по КПД; tmi - время, соответствующее точке пересечения смежных прямолинейных участков КПД, с; tк - время, соответствующее конечной точке КПД (или любой точке на прямолинейном участке КПД), с.

Параметры и приняты равными соответственно 1,4 мПа*с и 4,6*10-4 МПа. При наличии замеров КПД в течение первых 30-60 с после закрытия скважины, Ртр оценивают в соответствии с методикой ТатНИПИнефти. Приведенные зависимости позволяют в результате закачивания водоизолирующих составов определить по кривым падения давления (КПД) изменение гидропроводности , проницаемости k и пьезопроводыости на различных расстояниях от забоя нагнетательной скважины 17.

Рассматривая результаты расшифровки КПД всех проанализированных скважин, можно выделить в пласте три укрупненные зоны: ближняя зона Б, зона образования осадка О и дальняя - Д. Б характеризуется увеличением гидропроводности пласта. В О происходит выпадение неподвижного осадка и наибольшее снижение , в Д значение изменяется сравнительно мало. Уменьшение в зоне О в значительной мере компенсируется ее увеличением в зоне, расположенной ближе к забою нагнетательной скважины. Поэтому за счет разового осадкообразования коэффициент приемистости снижается на сравнительно небольшую величину и для оценки этого изменения необходимы манометры, расходомеры высокой точности, стабильная работа скважин и исследования достаточной длительности.

Приведенные уточненные зависимости по оценке расстояния до границ смежных зон с различной гидропроводностью на неустановившихся режимах подтверждают снижение гидропроводности пласта в зоне внутрипластвого осадкообразования за счет нагнетания композиций реагентов. Снижение гидропроводности пласта в зоне выпадения осадка частично компенсируется ее увеличением в зоне, расположенной ближе к забою скважины. Поэтому приемистость и коэффициент приемистости скважины за счет отдельных обработок снижается незначительно. Протяженность зоны осадкообразования по радиусу имеет сравнительно большую величину, что указывает на необходимость уточнения расчетной модели.

3.4.7 Технология применения ОГОТ

Для ограничения движения воды при добыче нефти широко используются осадкогелеобразующие композиции на основе полимеров силиката натрия, хлористого алюминия и др.

В то же время существует несколько десятков патентов на применение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ. В подавляющем большинстве случаев патентуется поочередная закачка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает осадок. Ниже приводятся некоторые пары осадкообразующих реагентов, которые запатентованы для использования при проведении водоизоляционных работ:

1. Ионы Mg2+, Ca2+ + CO2 MgCO3, СаСО3

2. Латекс + соли Са2+, Mg2+.

3. Рb(NО3)2+2Сl - РbС12.

4. Mg2+ + 2NaOH Mg(OH)2.

5. Fe3+ + Na 2CO 3 Fе(ОН)3.

6. Al3+ + Na 2CO3 А1(ОН)3.

7. Na 2SiO 3 + SO 2 Si(ОН) 4.

8. FeSO 4 * 6Н 2О + Na 3PO 4 Fe3(РО 4)2

9. Na 2SiO 3 + CO 2 Si(OH)4.

10. Ca 2++2HF CaF2.

В приведенном перечне в большинстве случаев предполагается, что ионы Са2+ и Mg2+ присутствуют в пластовой воде. Как видно из перечисленных пар химических реагентов, самое большое внимание уделяется силикату натрия. Остальные предложения в патентах в основном также связаны с использованием силиката натрия в некоторых других модификациях. Следует отметить, что в перечисленных парах реагентов осадок образуется тотчас же при смешении реагентов, что не позволяет надежно контролировать глубину проникновения осадкообразующих растворов в пласт, поскольку при поочередной закачке процесс смешения реагентов в пористой среде целиком зависит от малоизученных факторов. Регулированию поддаются лишь объемы и скорость закачивания растворов.

Поэтому для более надежного контроля за процессом осадкообразования разработан ряд композиций, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или только под воздействием пластовой температуры. Это позволяет смешивать реагенты до закачки и закачивать реагенты одновременно без опасности закупорки пор призабойной зоны пласта, осуществлять надежный контроль за процессом осадкообразования во время закачки. Ниже приведен ряд таких композиций:

1. Na 2SiO 3+NaHCO3 Si(OH)4.

2. Раствор нафталина в горячем керосине, при остывании выпадает нафталин.

3. FеС1 3 ,А12(SO 4) 3 +карбамид Fe(ОН)3, А1(ОН)3.

4. Na2 SiO3 + сложные эфиры Si(OH)4

5. Na2SiO3 + карбамид Si(OH)4(гель).

6. Si(OH)4 (золь) + F- Si(OH)4.

7. Лигносульфонат (раствор в воде) лигносульфонат (осадок).

8. Натриевые соли шламлигнина, при реакции с породой снижается рН и лигнин выпадает в осадок.

9. Na2 SiO3 + сахар Si(OH)4.

t°

10. Na2S Na2S+3S.

Видно, что композиций с регулируемой скоростью осадкообразования не так много, выбор реагентов ограничен. Заслуживают внимания работы, в которых рекомендуется применять осадкообразующие реагенты совместно с полимерами.

Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рисунке 3.2 Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3.

Рисунок 3.2 Принципиальная схема обустройства опытного участка для закачки гелеобразующего состава в скважину:

1-- насосный агрегат; 2 -- скважина; 3 -- промежуточная емкость; 4 -- автоцистерна с соляной кислотой; 5 -- водовод; 6, 7 -- эжекторы; 8 -- автоцистерна с жидким стеклом; 9 -- автоцистерна с полимером

Из источника пресной воды с помощью агрегата ЦА-320 вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 м3. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе -- соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м3 с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.