Особенности проведения методов интенсификации на южно-султангуловском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеет нефть и газ для развития народного хозяйства страны. Природный газ и тяжелые остатки переработки нефти - это дешевый и удобный вид топлива.

Из нефти вырабатываются все виды жидких топлив: бензин, керосин, реактивные и дизельные топлива, мазут, смазочные материалы, синтетические жирные кислоты и др.

Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для развития химической промышленности. Значение же химинизации, т.е. внедрения во все отрасли народного хозяйства дешевых высоких по качеству заменителей дерева, металла, пищевых продуктов и т.д.

Продукты нефтехимии: полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие - широко применяются во всех отраслях народного хозяйства. Использование полимерных материалов в значительной степени определяют технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электроэнергетической и других отраслях промышленности.

В настоящее время роль нефтяной промышленности как сырьевой базы нефтехимии существенно выросло. Применение в нефтехимии попутных газов и газов деструктивных процессов нефтепереработки гораздо эффективнее, чем газов коксового происхождения. Оптимальные сочетания угля, нефти и газа в топливном балансе страны с учетом преимущественного использования сырья в химической промышленности позволит получить наибольший народнохозяйственный эффект и будет способствовать дальнейшему мощному подъему производительных сил.

Нефть, газ и продукты их переработки играют важную роль в укреплении экономического сотрудничества стран с различным социальным строением на базе развития взаимовыгодных международных торговых отношений.

Обеспечение страны топливно-энергетическими ресурсами представляет важную основу для развития народного хозяйства.

Успешное решение этой проблемы, важной экономической задачи, надежно обеспечивается выявлением в стране больших ресурсов минерального топлива и в первую очередь нефти и газа. Нефть и газ имеют огромное преимущество перед всеми видами топлива по стоимости, удобствами транспортировки замена твердых видов топлива нефтяным на тепловых электростанциях, заводах дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта. Еще больший экономический эффект топлива. Газифицируется город, село и облегчается труд и быт людей. Нефть и газ являются таким незаменимым промышленным сырьем для получения огромного количества различных топлив, масел, парафинов.

Нефтепродукты приводят в движение моторы многомиллионного парка автомобилей и тракторов, самолетов, вертолетов. Широкое применение в народном хозяйстве имеют нефтяные битумы, в большом количестве применяемые в дорожном строительстве. Сфера применения нефти и газа все больше расширяется и охватывает широкую область нефтехимического производства, на основе дешевого и высококачественного сырья налажено производство ценнейшего из синтетических материалов, таких как спирт, различные растворители, моющие вещества и медицинские препараты.

Значение вопросов, решаемых в проекте, напрямую связано с повышением добычи нефти в НГДУ «Бугурусланнефть». Подземный ремонт скважин является наиболее сложным видом работ, часто требующих применения специального оборудования: подъемных агрегатов, промывочных агрегатов, паропередвижных установок.

Наиболее характерные работы при подземном ремонте скважин: увеличение нефтеотдачи призабойной зоны пласта, которые включают в себя механические, химические, физические методы воздействия на ПЗП. В этом проекте рассматривается проведение глинолкислотной обработки ПЗП на скважине оборудованной ШГН. Выбор оборудования для глинокислотной обработки. Рассматривается порядок проведения ремонта. Рассматривается технология проведения ремонта, соблюдение техники безопасности при подземном ремонте скважин.

Описаны вопросы пожаробезопасности при подземном ремонте скважин в нефтедобывающей промышленности. Рассматриваются вопросы охраны недр и окружающей среды в нефтяной промышленности.

Но всё-таки в большем значении рассматриваются вопросы, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Надежней производить ремонт скважины, применять наиболее эффективные средства ремонта и добычи, что способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Султангуловское месторождение расположено в 35 км к юго-востоку от г. Бугуруслана. Ближайшие населенные пункты: Наумовка, Лепаревка, Петровка, Курбанай и другие. Все населенные пункты связаны между собой дорогами. Движение автотранспорта по грунтовым и проселочным дорогам возможно только в сухое время года.

Недалеко от месторождения проходит железная дорога Самара-Уфа. Ближайшая железнодорожная станция - Заглядино, находиться в десяти км к северо-западу.

Район в основном, сельскохозяйственный. Основную часть населения составляют русские, татары. Основное занятие земледелие и животноводство.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом. Температура колеблется в пределах плюс 40 летом и минус 40°С зимой. Осадки немногочисленные 340-350 мм и большая часть приходиться на осеннее - зимний период. Устойчивый снежный покров держится 140 дней в году. Глубина промерзания грунта до 2 м.

Местность с редкой растительностью приурочена к берегам реки Малый Кинель.

В орогидрографическом отношении Южно-Султангуловское месторождение расположено на водоразделе рек Большой и Малой Кинель. Максимальные, абсолютные отметки рельефа (260-280 м) - в юго - западной части района, минимальное (80-90 м) - на севере в долине реки Б. Кинель.

Водораздельная поверхность полого погружается в северно-восточном направлении к долине реки Большой Кинель: притоками реки Большой Кинель; речками Петровской, Зареклой, Башкиркой и оврагами, поверхность расчленена на ряд холмов, относительная высота которых достигает 80-90 м.

Гидрографическая сеть образована реками Б. И М Кинель и их притоками. Б. И М. Кинель протекают вблизи месторождения в субширотном направлении, притоки рек маловодны и поэтому в летнее время пересыхают.

Ближайшие разрабатываемые месторождения Султангулово-Заглядинское и Тархановское.

Основная база производственного обслуживания находится в

г. Бугаруслане.

Электроснабжение месторождения осуществляется посредством цепи ВЛ 35/6 кв.

Продукция со скважин Южно-Султангуловского месторождения по нефтепроводу поступает на Султангуловскую ДНС и далее на Заглядинскую УПНГ.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Южно-Султангуловского месторождения принимают участие породы дополеозойского древнего складчатого комплекса или кристалического фундамента и вышележащего платформенного осадочного чехла, включающего в себя додевонский (бавлинский), девонский, каменноугольный, пермский и четвертичные отложения.

Поскольку литолого-стратиграфический разрез осадочного комплекса вскрытого на Южно-Султангуловском месторождении достаточно подробно описан в геологических отчётах организаций, проводивших разведочные и эксплуатационные бурения, мы остановимся лишь вкратце на некоторых его особенностях:

1 Рассматриваемое месторождение располагается в пределах древней Сергиевско-Абдулинской впадины, выполненной мощной толщей бавлинских отложений, которые не были вскрыты полностью ни на одной из разведочных скважин.

Бавлинские отложения вскрыты на Султангуловском участке лишь тремя скважинами (№ 102, 112, 215). Максимальное вскрытая мощность составляет 847,5 м. представлены они нижне- и верхнебавлинскими сериями терригенных, гравийно-песчаных пород различной зернистости (от грубо- до мелкозернистых), переслаивающихся с алевролитами и аргиллитами.

2В разрезе девона развиты осадки лишь двух его отделов: среднего- мощностью до 160 м. и верхнего до 470 м. Нижнедевонские осадки, как на других соседних с месторождением площадях здесь отсутствуют. Мощность осадков девона в целом испытывают увеличения при движении с северо-запада на юго-восток. Наибольший интерес представляют осадки нижне-франского подъяруса, в составе которых выделяется пашийский горизонт, содержащий песчаный пласт Д1, являющийся одним из основных продуктивных пластов рассматриваемого месторождения.

Нефтепроявления известны также в терригенных отложениях эйфельского (пласт Д1, Д2) и животского (ДЗ, Д4, Д5) ярусов.

Рассмотренные выше отложения среднего и текущего девона до средне-франского подъяруса, суммарная мощность которых составляет 230-280 м, представлены терригенно-карбонатными породами, а вышележащая толща верхнего девона мощностью около 400 м. почти нацело сложено карбонатными породами.

3Каменноугольные отложения мощностью 975 м. представлены тремя отделами: нижним, средним, верхним, мощность которых соответственно равна 420, 335, 220 м. Нижний отдел, кроме угленосного горизонта представлен карбонатными породами.

Наибольший интерес представляет карбонатные отложения турнейского яруса, к верхней части которого приурочен продуктивный пласт.

Угленосный горизонт на большей части месторождения выполнен переслаивающимися между собой глинистыми, алевролитистыми и песчанистыми породами. Песчаники имеют обычно небольшую мощность и часто замещаются алевролитами. С ними связан продуктивный пласт Б2, являющийся одним из эксплуатационных объектов Султангуловского месторождения. Средние и верхние отделы каменноугольной системы почти нацело сложены карбонатными породами. Это касается также и верейского горизонта, который представлен здесь доломитизированными известняками с редкими прослоенами карбонатных глин, переходящих в глинистые известняки.

4Пермские отложения представлены верхним и нижним отделами. Нижнепермские отложения общей мощностью 320-390 м. слагается карбонатными и сульфатно-карбонатными породами ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Степень сульфотизации этих отложений, как правило, возрастает снизу-вверх, достигая максимума в кунгурском ярусе, который примерно на 2/3 своей мощности представлен ангидритами. Верхнепермские отложения (уфимский, казанский и татарские яруса), мощность которых изменяется от 190-285 м., по-своему фациальному облику и литологическому составу весна разнообразны. Уфимский ярус сложен песчаниками, глинами и мергелями с редкими прослоями доломитов. В верхней части разреза выделяются две пачки песчаников состовляющих продуктивные пласты У1, УП. В казанском ярусе в нижней его части (калиновской свите) развиты терригенно-карбонатные отложения, сменяющиеся выше сулфатно-галогенными породами гидрохимической толщи, где чётко прослеживается пачка каменных солей, подстилающихся и перекрывающихся пластами ангидритов. Верхней части казанского яруса развиты долмиты с прослоями ангидротов, песчаников и мергилей сосновской свиты.

5 Татарский ярус на рассматриваемой территории сохранился лишь в составе двух свит нижнего его отделов: сокской и большекинельской. Первая из них сложена песчаниками с прослоями глин и мергилями, вторая - красноцветной толщей глин и песчаников с прослоями и линзами мергилей, известняков и доломитов.

6 Четвертичные отложения сложены суглинками, глинами, песками, галечниками.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Южно-Султангуловское месторождение приурочено к одноимённым структурам, входящим в состав чётко выраженного Большекинельского вала. Последний является крупным тектоническим элементом второго порядка, простирающимся с северо-запада на юго-восток. На протяжении этого вала с запада на восток выделяется целый ряд локальных поднятий: Сосновское, Дерюжёвское, Аменакское, Калиновско-Новостепановское, Бугурусланское, Красноярское, Заглядинское, Султангуловское, Тарханское, Ашировское, Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Пономарёвское. Простирание этих поднятий в целом совпадает с общим простиранием вала. Для всех поднятий вала характерно наличие крутого юго-западного и пологого северо-восточного крыла.

В структурном отношении Южно-Султангуловское месторождения приурочена к сравнительно крупной ассиметричной брахиантиклинальной складки, осложнённой рядом локальных куполов северо-западного простирания. Общая конфигурация складки хорошо прослеживается по всем остальным маркирующим горизонтам перми, карбона и девона. Отмечается лишь некоторое усиление разности структурных форм с глубиной. По кровле угленосного горизонта и турнейского яруса нижнего карбона рассматриваемая складка, осложнена целым рядом отдельных куполов в пределах Заглядинского поднятия выделяется три, а Султангуловского - четыре таких куполов. В восточном Султангуловском поднятии выделяется отдельный купол - юго-восточный участок Султангуловского месторождения.

Угол падения крутого юго-западного крыла Большекинельского вала в районе Султангулово-Заглядинского месторождения по турнейским отложениям составляет 6 градусов, а пологого северовосточного крыла 0 градусов 30 мин. - 1 градус 30 мин.

Нижележащим девонским отложением Султангулово-Заглядинского месторождения складка в общих чертах сохраняет конфигурацию турнейской. Несколько уменьшаются лишь её размеры по длинной оси и происходит некоторое смещение сводовой части Восточно-Султангуловского купола в сторону пологого северо-восточного крыла. Угол падения крутого крыла резко возрастает до 12 градусов. Заливообразный прогиб в западной части Султангуловского поднятия выражен слабо.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриковского отложения (Б2.). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами мощностью 5-6 м.

1.5 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды

Физико-химические свойство нефти пласта Б2 изучались по глубинным пробам отобранным в скважинах № 78, 99, 861. В пластовых условиях нефть имеет плотность 858,6 кг/м(куб.), вязкость - 8,96 мПа*с, давление насыщения - 2,54 мПа, газосодержание -17,8 м (куб.)/т.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях определены в институте Типровостокнефть" расчётным путем, для условий дифференцированного разгазирования по данным стандартных исследований (плотность 879 кг/м (куб.), вязкость 21,5 мПа*с, нефть содержит серу 2,76 %, парафина -10,44 %.

Газ содержит сероводород - 1,79 %, метан - 8,01 %, этан - 24, 63 %, пропан - 37, 31 %, азот - 10,7 %, гелий - 0,0205%; относительная плотность газа по воздуху - 1,384.

По состоянию на I. 1967г. зона минимальной минерализации отмечается на участках скважин №252 - 82 Заглядинской площади, где она составляет 775-780 мг/экв. на 100 гр. и в районе скважины № 201-302 Султангуловской площади, где она равна 643-679 мг/экв. на 100 гр. Соответственно в этих же скважинах была отмечена максимальная первая солёность 96,6-89,4, максимальное содержание сульфатов 0,96 - 0,51 % экв., минимальное содержание брома 123-281 мг/кг. Относительно при высокой минерализации 808 мг/экв. на 100 гр. высокая первая солёность 89, высокое содержание сульфатов 0,25 % экв. и низкое содержание брома - 251 мг/кг. было отмечено также и в скважине №258 Султангуловской площади. Аномальность пластовых вод на данном участке Султангуловской площади отмечалась ещё в период разработки залежи. Так содержание минимальной минерализации 780-719 мг/экв. на 100 гр. и брома 131-147 мг/кг, а также содержание максимальной первосолённости 98,9 -95,2 и сульфатов 0,64 - 0,8% экв. было зафиксировано в скважинах №113-228. Аномальность пластовых вод пашийского горизонта можно объяснить подтоком пластовых вод из вышележащих водоносных горизонтов. На остальных участках залежи минерализация в сводовой части составляет 791-841 мг/экв. на 100 гр. на Султангуловской площади. От свода минерализация постепенно снижается к периферии залежи. Зоны низкой первой солёности 52-66, которая соответствует пластовым водам пашийского горизонта, можно на центральном куполе Султангуловской площади. Зоны низкой первой солёности характеризуется также низким содержанием сульфатов 0,04-0,08% экв. и высоким содержанием брома 1090-1684 мг/кг.

Пластовые воды девонского типа также отмечались на данных участках и в начальный период разработки. Так в скважине 210-219 Султангуловской площади пластовые воды имели минерализацию 836-846 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 54,7-52,14, содержание брома 1212-1282 мг/кг. и сульфатов 0,09-0,1% экв.

Данные зоны характеризуются также наиболее низкой проницаемостью пород. Представляет интерес скважина №203 на Султангуловской площади. Если в начальный период разработки пластовые воды имели минерализацию 750 мг/экв. на 100 гр., первосолёность 73,4, содержание брома 599 мг/кг. и сульфатов 0,1% экв., то по состоянию на 1.1967г. пластовые воды в этой скважине имели минерализацию 841 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 55,4, содержание брома 1713 мг/кг. и сульфатов 0,04 % экв.

Можно предполагать, что в процессе разработки приток пластовых вод в эту скважину происходил со стороны центрального купола на Султангуловской площади распространены типично девонские воды.

По химическому составу пластовые воды турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу с удельным весом воды 1,17гр/см(куб.).

В пластовых водах турнейского яруса также выделяется аномальный участок с пониженной минерализацией 739-751 мг/экв. на 100 гр. и высокой первой солёностью 90,6-94,8. Содержание брома 125-231 мг/кг. и сульфатов 0,3-0,54%экв. Аномальность пластовых вод на данном участке фиксировалась и в начальный период разработки турнейской залежи, где минерализация составляла 653-760 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 90,9-96,5, содержание сульфатов 0,55-0,93% экв. и брома 53-117 мг/кг.

При сравнении карт первой солёности для пашийских и турнейских вод видно, что аномальный участок пашийского горизонта несколько смещён к северо-западу. Следовательно, связь пашийских вод и турнейских с вышележащими водоносными горизонтами осуществлялась под некоторым углом к подпластованию пород.

По химическим характеристикам пластовые воды бобриковского яруса близки к пластовым водам турнейского яруса, минерализация убывает с северо-запада на юго-восток 778-730 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 83,6-90,6, содержание сульфатов 0,29-0,31 % экв. и брома 230-323 мг/кг.

1.6 Состояние разработки объекта

Разработка пласта Б2 бобриковского горизонта Южно-Султангуловского месторождения осуществляется согласно «Технологической схемы разработки Южно-Султангуловского месторождения, составленной в 1998 г. НПУ «Оренбургнефть»».

По состоянию на 01.01.2001 г. Действующий фонд скважины составил 9 скважин, в бездействии скважин - 2.

В настоящее время на месторождении ведётся бурение скважин. За отчётный год из бурения в разработку были пущены 4 скважины: скв №855 с дебитом 56 т/сут, скв №862 с дебитом 26 т./сут., скв №864 с дебитом 12 т/сут., скв №863 с дебитом 48 т./сут. Все добывающие скважины безводные. В отчётном году завершено бурение эксплуатационных скважин (уточнено геологическое строение месторождения, определён контур ВНК). Дальнейшее разбуривание не целесообразно. Остаточные извлекаемые запасы будут выработаны существующим фондом скважин. Разработка месторождения ведётся без поддержания пластового давления.

За 2001 г. добыто 84722 тыс т нефти и 29195 тыс. т. жидкости. Годовая обводнённость - 25,6%.

С целью и дальнейшего выполнения проектных показателей разработки необходима организация системы ППД.

Средний дебит - 37 т/сут 5 скважин оснащены ЭЦН с дебитом 50 т./сут., 4 скважины оснащены ШГН с дебитом 23 т/сут

1 скважина ликвидирована. Общий фонд - 12 скважин. Пластовое давление составляет 278 атм.

1.7 Технико-эксплуатационная характеристика скважин

месторождение тектоника скважина нефтегазобезопасность

Технико-эксалутационная характеристика скважины №854

Месторождение - Южно-Султангуловское

Продуктивный пласт - Б2

Глубина скважины - 1878 м.

Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм

Интервал перфорации - 1878 - 1892 м

Искусственный забой - 1951 м

Мощность пласта - 14 м

Длина зумпфа - 59 м

Давления насыщения - 2,4 МПа

Пластовое давление - 20,3 МПа

Дебит жидкости - 62 м3/сут

Дебит нефти - 4т/сут

Плотность нефти - 894 кг/м3

Вязкость нефти - 8,96 сПа

Тип насоса - УЭЦН-60-2000

Глубина спуска - 1821 м.

Типоразмер НКТ - d = 73 мм, l (условная) = 10,0 м.

Динамический уровень - 1296м

2. Технико-технологический раздел

2.1 Виды подземных ремонтов, проводимых на скважинах

Подземный ремонт скважин условно подразделяют на текущий ремонт скважин и капитальный ремонт скважин.

К текущему ремонту - относятся мероприятия, которые были осуществляемы по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Текущий ремонт нефтяных скважин подразделяют на:

Планово-предупредительный (или также именуемый, профилактический) - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. То есть планово - предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти. Для обеспечения рационального использования скважинного оборудования, Мы рекомендуем использовать растворители АСПО и присадки к ним.

Восстановительный (внеплановый) ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб. Как правило, восстановительный (внеплановый) ремонт скважин, происходит в течение межремонтного периода.

Капитальный ремонт нефтяных скважин - это комплекс мероприятий связанный с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола. Капитальный ремонт скважин является - более сложной работой на скважинах.

Показателем качества подземных работ являются межремонтные периоды работы скважины, под которой подразумевается продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Чем он больше, тем лучшие технолохии использованы ремонтниками и тем качественней оборудование, установленное на скважине. К примеру, использование растворителя АСПО ЭФРИЛ позволяет увеличить межремонтный период с 600 до 800 суток. Межремонтный период работы скважин определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

2.2 Оборудования и механизмы, применяемые при ПРС

Для спуско-подъемных операций применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.

Грузоподъемное сооружение - вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

Элеваторы предназначаются для захвата и удержания их на весу при СПО.

Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.

Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб.

Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта.

Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты.

Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами.

Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

Рисунок 1 - Агрегат А - 50 У: 1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 - гидроцилиндр подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 - лебедка; 10 - вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор

Агрегат А - 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ - 250 с подогревателем ПЖД - 44 - П.

В качестве привода насосного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате шасси КРАЗ - 250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности, находящейся на раздаточной коробке автомобиля.

В рабочем положении мачта одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат - на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное - рабочее и обратно проводят посредством домкратов, цилиндры у которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок оснащены талевым канатом. На мачте размещены подвеска ключей и подвеска бурового рукава, который соединяется с насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек, и на среднюю опору, на которой установлена вспомогательная электролебедка. Гидросистема обеспечивает питание гидрораскрепителя и гидромотора.

В состав установки входит также электрообуродование, узел управления и освещения шасси, установка запасного колеса и площадки оператора.

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положение проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМТ 3 для работы при температуре окружающей среды от -50 до +65 0С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155 - 2В 5.

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (ГКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", рисунке 3 с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1).



Рисунок 2 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны

Агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рисунке 3. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты.

Рисунок 3 - Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями.

Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации. При промывке пласта и других технологических операций устье скважины оборудуют специальной арматурой, которая носит название арматура устья скважины универсальная типов 2АУ-70 и 2АУ-70СУ, так как этой арматурой можно поль-зоваться также при гидропескоструйной перфорации и цементирова-нии скважин. Арматура устья (рисунок 2) состоит из крестовины с патрубком диаметром 80 мм, устьевой головки с сальником, пробковых кранов и других элементов. У крестовины имеются три горизон-тальных отвода, к двум из которых через пробковые краны присое-диняют напорные линии от насосных агрегатов. На крестовине установлен манометр с разделителем, заполненным маслом. Устьевая головка имеет четыре отвода. Три отвода с пробковыми кранами, а к четвертому крану присоединены манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. К колонне другого размера головку присоединяют при помощи переводника или фланца. Арматура может присоединяться к подъемным трубам диаметрами 73 и 89 мм. Отводы арматуры имеют гибкие соединения.

Рисунок 4 - Арматура устья 2АУ-70 и 2АУ-70СУ: 1-манометр; 2-трубная головка; 3-пробковые краны; 4- устьевая головка

2.3 Технология проведения ПРС

Технология проведения ГКО включает следующие операции:

произвести глушение скважины;

поднять глубинно-насосное оборудование;

исследовать скважину (замерить давление, глубину забоя);

спустить НКТ с патрубком со скошенным концом;

промыть скважину до искусственного забоя;

поднять НКТ с патрубком;

спустить НКТ в следующей компоновке: хвостовик, пакер, клапан, спецмуфта, НКТ. Пакер установить над интервалом перфорации;

при проведении термокислотной обработки в компоновку включить термонаконечник (контейнер с магнием);

собрать устьевое сальниковое устройство;

произвести гидравлическое испытание пакера. НКТ, определить приемистость пласта;

закачать и продавить раствор кислоты в пласт по расчету;

карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа), обработать 10-16%-й соляной кислотой;

коллекторы, содержащие осадкообразующис включения, обработать 10%-й уксусной кислотой;

при обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, в соляную кислоту ввести 3-5 % уксусной кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе;

для глубокой обработки трещинно-поровых коллекторов использовать замедление действующие составы на основе соляной кислоты - дисперсные системы типа эмульсии. Для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии использовать ПАВ (суль-фанол, ОП-10) и стабилизатор КМЦ;

для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП использовать глино-кислотные растворы, приготовленные из соляной (10-12 %) и плавиковой (3-5 %) кислот. Вместо плавиковой кислоты можно использовать кристаллический бифторид аммония;

термохимическую обработку произвести с использованием соляной кислоты;

выдержать кислотный раствор 2 ч при температуре пласта до 30°С и 1,0-1,5 ч при температуре 30-60 °С;

промыть скважину;

вызвать приток из пласта снижением уровня жидкости;

поднять НКТ;

спустить глубинно-насосное оборудование;

2.4 Расчёт и выбор оборудования для проведения ПРС

Для составления проекта взята технико-эксплуатационная характеристика скважины №854, Южно-Султангуловского месторождения.

Прежде чем выбирать оборудование для проведения подземного ремонта скважины, необходимо привести технические и весовые характеристики оборудования находящегося в скважине. Выбор основного оборудования, для подземного ремонта производится, исходя из наиболее сложных условий подъёма. Например, когда колонну приходится поднимать вместе с жидкостью (случай заклинивания плунжера в установках ШГН; не сбит сливной клапан в установках ЭЦН).

1. Определение ожидаемой нагрузки на крюк для скважин, оборудованных УШГН, складывается из веса насосно-комрессорных труб, веса жидкости в НКТ, веса штанг и насоса.

Вес насосно-компрессорных труб определяется по формуле:

P1=gqTL,

где qT - масса 1 м НКТ с учетом муфт, кг/м;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

L - глубина спуска насоса.

P1=9,8•9,42•1821=168107 Н.

Вес жидкости в НКТ определяется по формуле:

P2=рd2вн ? 4•Lсg,

где dвн - внутренний диаметр НКТ, м;

с - плотность жидкости, кг/м3

P2=3,14•0,0622 ? 4•1821•894•9,8=48142 Н.

Вес кабеля определяется по формуле:

P3=qк gL,

где qк - масса 1 м кабеля, кг/м.

P3=1,17•9,8•1821=20879 Н.

Вес насоса определяется по формуле:

P4=gm,

Где m -масса насоса, кг.

P4=9,8•1997=19570 Н.

Тогда нагрузка на крюк составит:

Pкр=К(P1+P2+P3+P4),

где К - коэффициент запаса нагрузки с учетом трения, К=1,2-1,3.

Pкр=1,30•(168107+48142+20879+19570)=333707 Н.

Исходя из максимальной нагрузки на крюке, которая составляет 33 тонны, производства ремонтных работ в данной скважине выбираем агрегат А - 50 У, и оборудование для талевой системы массой 50 т.

Расчет рационального использования скоростей.

Необходимое число рабочих струн оснастки, исходя из мощности лебедки и максимальной нагрузки на крюке.

iт=Pкр+P`? P1•зт,

где Р1 натяжение каната, набегающего на барабан, на первой скорости. (Берется из технической характеристики), Р`=5000 H; зт= 0,86;

iт=333707+5000 ? 98000•0,86=4,01

Рассчитанное выше число струн оснастки округляется до четного значения, по которому и ведут дальнейшие расчеты.

Округлив 4,1 получим число 4.

Но так как агрегат А - 50У имеет оснастку 3x4, следовательно число струн оснастки 6.

2. Расчёт натяжений в струнах каната

Натяжение в ходовом конце каната при подъёме груза определяется по формуле:

Рx= вi(Pкр+Р`)•(в-1) ? вi-1,

где i - число рабочих струн оснастки;

в - коэффициент трения канатного шкива, в = 1/з;

з - КПД канатного шкива, з = 0,97 - 0,98

P`- вес постоянно подвешенного оборудования (крюк, талевый блок или кронблок, элеватор, вертлюг)

Рx=1,026•(333707+5000)•(1,02-1) ? 1,026-1=60537,15 Н.

Натяжение в рабочих струнах оснастки:

T1=Px з;

T2=T1 з;

T3=T2 з;

T4=T3 з;

T5=T4 з;

T6=T5 з;

T1=60537,15•0,97=58721,04 Н;

T2=58721,04•0,97=56959,4 Н;

T3=56959,4•0,97=55250,6 Н;

T4=55250,6•0,97=53593,1 Н;

T5=53593,1•0,97=51985,3 Н;

T6=51985,3•0,97=50425,7 Н;

Натяжение неподвижного конца каната:

Pн=T4 з

Pн=50425,7•0,97=48912,9 Н.

Средний вес погонного метра поднимаемой колонны определяется

qсрg=Ркр ? L

qсрg=333707 ?1821=183,2

Длина колонны труб, которую может поднять подъемник исходя из максимальной грузоподъемности лебедки:

li=iтзтР1(n1 ? n2) - Р` ? qсрg,

где зт - КПД лебедки и талевой системы;

n1 - число оборотов на первой скорости;

n2 - число оборотов на расчетной скорости

l2=6•0,86•98000(39,8 ? 69,8) - 5000 ? 183,2=1546 м;

l3=6•0,86•98000(39,8 ? 155) - 5000 ? 183,2=681 м;

l4=6•0,86•98000(39,8 ? 268) - 5000 ? 183,2=382 м;

Длина колонны труб, которую рационально поднимать на каждой скорости, исходя из максимального сокращения времени подъема:

l1р=1821-1546=275 м;

l2р=1546-681=865 м;

l3р=681-382=299 м;

l4р=382 м;

Машинное время- время работы лебедки при подъеме оборудования из скважины:

Т=L/х,

где х - скорость подъёма крюка.

Т=1821/0,25=7284 секунды=2,02 часа

При ремонте скважины, оборудованной установкой ЭЦН подъём и спуск оборудования ведут со скоростью не более 0,25 м/с, т.е. расчет ведут только по первой скорости лебёдки.

Вспомогательное время определяется по нормотивно-справочной литературе.

Вывод: При расчете натяжения в струнах каната мы определили что, при натяжении в ходовом конце каната при подъеме груза составило Рx=60537,15 Н (H). Неподвижного конца каната составило Рн=48912,9 (Н)

Основным критерием для выбора оборудования является ожидаемая нагрузка на ключ, которую определяют исходя из наиболее тяжелых условий подъема оборудования из скважины. Выбор основного оборудования для спускоподъемных операций, производится по максимальной нагрузке на крюке, с учетом климатических условий данного района и технической оснастки нефтедобывающего предприятия: Грузоподъемность выбираемого оборудования, должна максимально приближаться к расчетной нагрузке на крюке. Так как в расчете нагрузка на крюк составляет 34 тонны, для проведения ремонта выбираем агрегат А - 50 У грузоподъемностью 50 тонн.

2.5 Причины снижения производительности скважин

Главные и основные причины снижения производительности описаны в следующих пунктах:

при строительстве скважин глинистый раствор (буровой раствор) за счёт гидростатического давления проникает в поры продуктивного пласта и значительно уменьшает проходные отверстия;

плохо сцементированные частицы пласта при неправильной эксплуатации залежи также способствуют уменьшению проходных отверстий (пор) пласта;

в первоначальный период эксплуатации залежи фонтанным способом легкие углеводороды стремятся, в первую очередь, проникнуть в скважину. Вследствие этого с истечением времени вязкость нефти увеличивается и тяжелые углеводороды (смолопарафинистые вещества) забивают поры продуктивного пласта;

за счёт неправильной эксплуатации залежи большое сопротивление оказывает сама граница раздела фаз нефть-вода, нефть-газ;

одним из важнейших факторов уменьшения пропускной способности коллекторов является образование нефтяных эмульсий, которые, в первую очередь, забивают поры пласта, а во вторую очередь, при воздействии на эмульсионные пузырьки силы только деформируют их, но не разрывают. Проще говоря, увеличивается стойкость нефтяных эмульсий;

причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва заряда поглощается энергией больших гидростатических давлений;

Все отрицательные явления, перечисленные выше, каждое в определённой степени важности, приводят к снижению дебитов скважин. На основании этого возник в своё время вопрос о методах увеличения продуктивности пластов. В настоящее время операциями по увеличению нефтеотдачи пластов занимаются цеха при НГДУ по подземному ремонту скважин, а в отдельных регионах - специализированные организации.

2.6 Существующие методы интенсификации притока нефти

Для интенсификации добычи нефти и газа применяют различные методы повышения производительности скважин. Их много, но они должны выбираться, исходя из специфических условий применительно к конкретному пласту - коллектору. Основные из них следующие.

Химические методы.

1) Солянокислотная обработка ПЗП.

2) Обработка ПЗП грязевой кислотой.

3) Углекислотная обработка ПЗП.

Механические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

1) Гидравлический разрыв пласта.

2) Гидропескоструйная перфорация скважин.

3) Торпедирование скважин.

4) Действие взрывчатых веществ (ВВ).

5) Действие ядерных взрывов.

Тепловые методы обработки ПЗП.

1) Закачка в скважину нагретой жидкости, обработанной ПАВ.

2) Прогрев ПЗП паром.

3) Глубинный электропрогрев.

Физические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

1) Вибровоздействия.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород, по нефти.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО.

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка - это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй - кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 - 90"С.

Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки призабойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

К физическим методам относятся;

- дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

- акустическое воздействие;

- вибровоздействие.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

2.7 Выбор наилучшего метода и его описание

Промышленная нефтеносность Южно-Султангуловского месторождения приурочена к отложениям бобриковского отложения (Б2.). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами мощностью 5-6 м. Для данного пласта целесообразно произвести глинокислотную обработку.

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) НР кислот.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция СаF2, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокис-лотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной ванны в продуктивные пласты закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту - смесь растворов 3-5%-ной плавиковой кислоты с 10-12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:

6НF + SiO2 = Н2SiF6 + 2Н2О.

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4-8 м3 нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8-12 ч. скважину вводят в эксплуатацию.

Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м3 специального раствора (16-20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16-24 ч. получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты - от 0,5 до 1,5 м3 на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д. Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы.

Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,- раствор более низкой концентрации НС1 (10-12%). К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2-3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.