Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НОЯБРЬСКИЙ  ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (филиал) ГОУ ВПО «ТюмГНГУ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Физика пласта»

на тему:

«Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент группы нр-09 Сильченко Е. С

Проверил: Барышников А. А

 

 

 

 

Ноябрьск, 2012

 

СОДЕРЖАНИЕ:

 

Введение

Краткая характеристика геолого-технических  мероприятий.

1. Причины, вызывающие ухудшение  фильтрационной  способности призабойной зоны пласта

2. Геологический раздел

2.1 Орогидрография района

2.2 Тектоника и стратиграфия  месторождения

2.3 Коллекторские свойства продуктивных  пластов

2.4 Свойства нефти, газа и воды  в пластовых условиях

3. Технико-технологический раздел

3.1 Назначение и условия проведения  кислотных обработок

3.2 Типы применяемых ингибиторов  и их свойства

3.3 Виды кислотных обработок

3.4 Применение поверхностно-активных  веществ

3.5 Анализ физико-химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»

3.6 Выводы

4. Расчетный раздел

4.1 Расчет обработки призабойной  зоны пласта раствором   соляной кислоты

5. Охрана труда

5.1 Общие сведения об охране  труда

5.2 Мероприятия по охране труда  на предприятии

6. Охрана окружающей среды

6.1 Общие сведения об охране окружающей среды

6.2 Мероприятия по охране окружающей  среды

Список  использованной литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Краткая характеристика геолого-технических  мероприятий.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия  на продуктивные пласты и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования  нефти с забоя на устье скважины.

При обработке призабойной зоны (ОПЗ) применяют механические, химические и физические методы воздействия  на пласт.

При механическом методе создаются  новые каналы и трещины, которые  соединяют ствол скважины с пластом.

К механическим методам относятся  гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Механические методы применяют в  плотных породах.

Химический метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами (карбонатными породами и  песчаниками, содержащими карбонатные  вещества) пласта и загрязняющими  пласт привнесенными отложениями.

К химическим методам относятся  и обработки пластов поверхностно активными веществами (ПАВ).

К физическим методам отнесены тепловые обработки и вибровоздействие, механизм действия которых основан на физических явлениях.

К геолого-техническим мероприятиям относятся также приобщение, дострел и перестрел пластов, оптимизация режима работы скважин, изменение способа добычи нефти, ввод скважин из бездействия и ремонтно-изоляционные работы

Приобщение пласта - работы по перфорации и освоению пластов в скважине, уже эксплуатирующей другой пласт.

 

1 Причины, вызывающие ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта

Все факторы, вызывающие ухудшение  ПЗП, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы, вызывающие механическое  загрязнение ПЗП:

1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин.

2. Закупорка тонкого слоя породы  вокруг забоя глиной или тампонажным цементом при цементировании эксплуатационных колонн.

3. Проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП.

4. Загрязнение ПЗП нагнетательных  скважин илистыми частицами, содержащимися  в закачиваемой воде. В этом  случае проницаемость может снизиться  в десятки раз.

5. Обогащение ПЗП мельчайшими  частичками за счет кольматажа  и суффозии при возвратно-поступательном  движении фильтрата и пластовой  жидкости во время спускоподъемных  операций.

6. Кольматаж ПЗП минеральными  частицами, приносимыми жидкостью  из удаленных зон пласта.

II. Физико-литологические факторы,  обусловленные действием пресной  воды на цемент и скелет  породы:

1. Проникновение в ПЗП фильтрата  глинистого раствора или воды  при капитальном и подземном  ремонте скважин.

2. Закачивание воды в пласт  для поддержания пластового давления.

3. Закачивание в пласт сбросовой жидкости.

4. Прорыв посторонних пластовых  слабоминерализованных вод в

продуктивный пласт.

5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.

III. Физико-химические факторы:

1. Проникновение в пористую среду  воды, что приводит к увеличению  водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование в ПЗП устойчивой  эмульсии из-за периодического  изменения гидродинамического давления  на стенки скважины и поэтому  взаимного диспергирования (измельчения)  воды (фильтрата) и нефти. Этому  способствует наличие в нефти  асфальто - смолистых веществ, являющихся эмульгатором.

3. В водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

IV. Термохимические факторы:

1. Отложение парафина на скелете  пород пласта в залежах с  низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при  охлаждении при-забойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

2.Проникновение в продуктивный  пласт нижних высокотемпературных  и сильноминерализованных вод  и последующее их охлаждение.

 

 

 

 

2 Геологический раздел

 

2.1 Орогидрография района

 

Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Географически район месторождения  приурочен к водоразделу рек  Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.

Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от минус 43 метров на пойменных участках до минус 76 метров в центральной части водораздела.

Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.

Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а  также многочисленность больших  и малых озер. Непосредственно  на территории месторождения расположены  следующие крупные озера: Самотлор, Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер.

В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки  промерзают, плохо и труднопроходимы.

Грунтовые воды на участке работ  находятся на глубине 2-12 м от дневной  поверхности.

Растительность представлена смешанным  лесом с преобладанием хвойных  и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам дневной  поверхности.

Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом и долгой суровой зимой. Продолжительность  зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25 градусов Цельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках  и 3 м на озерах.

Наибольшее количество осадков  выпадает в теплое время в июле - августе и в холодное время  в декабре - январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.

Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.

 

 

2.2 Тектоника и стратиграфия  месторождения

В региональном тектоническом плане  по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.

Верхний-мезокайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

По кровле горизонта БВ81-2 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х 15км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части до 2020. Белозерная структура по кровле пласта БВ81-2 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130м. Общие размеры структуры 6х15км в пределах изогипсы минус 2130м.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м, имеет размеры 32х40км, амплитуду 150 метров. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1.45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному 160метров.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.

Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Палеозойский фундамент на месторождении  представлен сильно метаморфированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров.

Юрская система. Породы юрской системы  залегают с резким угловым несогласием  на породах фундамента и представлены тремя отделами.

Тюменская свита (нижняя и средняя  юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской  свиты составляет 220-250 метров.

Верхняя юра представлена преимущественно  морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

- нижняя часть Мегионской свиты сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ1.

- верхняя часть Вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ 2-8 Общая толщина Вартовской свиты до 400 метров.

- Алымская свита состоит из двух частей: Верхняя подсвита, делится на две ваяки: верхняя сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт AB1. Общая толщина отложений Алымской свиты 67-84 метра.

Вышезалегающая часть разреза  меловой системы представлена отложениями  ее верхнего отдела преимущественно  глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, толщиной 250-300 метров.

Палеогеновая система состоит  в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235-240 метров.

Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф, залегают на размытой поверхности  осадков журавской свиты, толщина их достигает до 125 метров.

 

 

 

2.3 Коллекторские свойства  продуктивных пластов

 

Таблица 2.3.1

Коллекторские свойства продуктивных пластов

Пласт

Пористость,

доли единиц

Проницаемость, мкм2

Нефтенасыщенность,

доли единиц

АВ1-2АВ1

0,23

189х10-3

0,358

АВ2-3AB1

0,225

61х10-3

0,64

АВ3

0,265

518х10-3

0,269

AB4-5

0,277

825х10-3

0,258

АВ6-7

0,282

449х10-3

¾

БВ1

0,240

215х10-3

0,358


Благоприятными условиями для  накопления и сохранения нефти и  газа в горных породах являются наличие  пустот в породе, которые могут  занимать нефть и газ, и залегание  пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти  и газа.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость  по плату АВ 4-5 наименьшая по пласту АВ 1-3.

Содержание в пустотах горных пород  нефти, газа и воды называют насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью. Наибольшая нефтенасыщенность по пласту АВ 1 составляет 0,64.

Горизонт AB1 отличается от других горизонтов продуктивной толщи Самотлорского месторождения сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и глин и разделяется на два пласта: верхний AB1и нижний AB1

Верхний пласт разделяется на глинистую  и песчаную части, а в нижней части  выделяются монолитные песчаники, тонкое чередование песчано-глинистых пород  и глинистые песчаники.

Горизонт АВ2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев.

Горизонт АВ4-5 отличается сравнительно однородным строением. В этом горизонте преобладает песчаный тип разреза (монолиты), на долю которых приходится около 95%.

Горизонт БВ3 является основным объектом разработки на большей части месторождений Нижневартовского свода, в том числе на Самотлорском месторождении.

Пласт ЮB1 Самотлорского месторождения представлено алевролитами и песчаниками.

В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать выводы:

Существенное различие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов.

На нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние оказывают литолого-коллекторскне свойства, а в недонасыщенных - значительное влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК.

 

 

2.4 Свойства нефти, газа  и воды в пластовых условиях

Таблица 2.4.1

Свойства нефти, газа и воды в  пластовых условиях

Пласт

Рпл, МПа

Рнас, МПа

Г,м3/м3

G,м3/м3

mв, Мпа х с

rн, кг/м3

Мн, Мпа х с

rг, кг/м3

Мг, Мпа х с х 103

АВ11-2

15,6

9,7

60

68,8

1,14

812

1,3

1,239

1,012

AВ13

16,7

11,3

60

90,9

1,254

700

1,61

1,239

1.012

АВ2-3

16,2

10,8

61

79,8

1,234

755

1Д5

1,27

1,016

АВ4-5

17,1

13,4

60

72,9

1,208

779

2,39

1,275

1,016

АВ6-7

17,2

8,4

70

71,6

1,14

813

1,28

-

-

БB1

18,8

11,9

71

99,7

1,276

746

1,28

1,108

1,017

БВ80

19,6

10,5

70

95,5

1,27

745

1,09

-

-

БВ81-2

19,1

10,8

71

97,4

1,267

730

1,21

-

-

БВ83

20,5

10.5

72

98,9

1,284

736

1,13

1,5

1,016

ЮВ1

22,4

11,2

84

93,7

1,206

775

0,93

1,007

1,023


Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного  пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием  пластовых давлений и температур. Из таблицы 2.4 видно, что максимальное пластовое давление характерно по пласту ЮВ1.

Количество растворенного в  нефти газа характеризуют газосодержанием нефти. Наибольшее газосодержание, в пласте БB1 и наименьшее в пласте АВ11-2.

Одним из основных показателей товарного  качества нефти является плотность  нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м3 и относится к легкой нефти.

Важнейшей характеристикой жидкостей  и газов, показывающих их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является динамическая вязкость m. Вязкость нефти Самотлоркого месторождения больше 1.

 

 

3 Технико – Технологический раздел

 

3.1 Назначение и условия  проведения кислотных обработок

 

Назначение соляной кислоты  НСl - растворение карбонатных пород, карбонатных породообразующих минералов, а также привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Уравнения химической реакции соляной  кислоты с карбонатными породами следующие:

с известняками:

СаСОз + 2НС1=СаСl2+H20+C02

с доломитами:

CaMg (Соз)2 + 4НС1 =CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.

Полученные в результате реакции  хлористый кальций СаСl2 и хлористый  магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются из ПЗП вместе с продукцией скважины; в пласте образуются новые пустоты и каналы.

Обычно применяют соляную кислоту 8-15%-й концентрации. Применение большей  концентрации не рекомендуется из-за сильной коррозии и возможности  растворения гипса с последующим  закупориванием пласта.

Ниже приводятся геологические  условия. Концентрация соляной кислоты  при солянокислотных обработках:

8-10% -для песчаников с карбонатным  цементом;

10-12%-для карбонатной породы высокой  проницаемости при низком пластовом  давлении;

12-15%-для карбонатной породы низкой  проницаемости при высоком пластовом  давлении.

Глинокислоту нельзя применять для воздействия на карбонатные породы и песчаники с большим количеством карбонатного цемента, так как при этом образуется слизистый осадок фтористого кальция, закупоривающий поры пород.

Уравнение химической реакции плавиковой кислоты с карбонатом кальция  следующее:

CaC03 + 2HF=¯CaF2+CO2+H2O

Уксусная кислота СНзСООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Это обеспечивает более глубокое внедрение в поры породы еще активного раствора соляной кислоты. Уксусная кислота также предотвращает выпадение в осадок гидрата оксида железа Fe(OH)3, растворяет карбонатную породу, хотя и в меньшей степени (в 1,64 раза), чем соляная кислота. Учитывая это, а также высокую стоимость, основное назначение уксусной кислоты сводится к стабилизации раствора соляной кислоты от выпадения железистых осадков и замедлению скорости реакции кислоты с породой.

Концентрированная серная кислота  предназначается для воздействия  на песчаники. При этом снижается  вязкость нефти за счет теплоты, выделяющейся в процессе смешения серной кислоты  с водой, и увеличивается производительность скважины. При смешении серной кислоты  с нефтью образуется ПАВ, что также  способствует улучшению притока  нефти из пласта в скважину.

Серную кислоту не рекомендуется  применять для воздействия на карбонатные породы, так как при  их взаимодействии образуется нерастворимый  в воде сульфат кальция CaSO4. Уравнение  химической реакции серной кислоты  с карбонатной породой следующее:

CaCO3 + H2SO4=¯CaSO4+H2O+CO2

При температуре пласта ниже 70° С сульфат кальция выпадает в осадок в виде гипса CaSO4-2H2O.

Концентрированная (98%) серная кислота  не реагирует с металлом, но разбавление  ее водой приводит к увеличению коррозии.

Угольную кислоту Н2СОз применяют  для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а  также асфальто-смолистые осадки.

 

3.2 Типы применяемых ингибиторов  и их свойства

Ингибиторы — вещества, замедляющие  скорость коррозии металлов. Поэтому  ингибирование растворов кислот является необходимой операцией  при любой кислотной обработке  и предназначается для защиты от преждевременного коррозионного  износа подземного и наземного оборудования скважин: эксплуатационных колонн, НКТ, фильтров скважин, емкостей хранения и  передвижных емкостей, насосных агрегатов, линий обвязки. Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:

1. Снижение скорости коррозии  металла в 25 раз и более при  малых концентрациях и невысокой  стоимости;

2. Хорошая растворимость в используемых  кислотах;

3. Возможность выпадения в осадок  после взаимодействия кислоты  с карбонатами (нейтрализации);

4. Невозможность образования осадков  с продуктами реакции кислоты.

На промыслах применяется целый  ряд ингибиторов, различающихся  защитными свойствами. Если защитные свойства того или иного ингибитора недостаточны, то используют комбинацию ингибиторов.

Формалин — водный раствор, содержащий 37% формальдегида прозрачная жидкость плотностью 1106 кг/м3 с резким запахом, со временем мутнеет вследствие выпадения белого осадка параформальдегида, особенно при отрицательной температуре. Поэтому для его хранения нужно отапливаемое помещение. Из-за небольшого защитного свойства применение формалина при СКО не рекомендуется.

Уникол ПБ-5 — липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м3. Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной. Поэтому в порах пласта после завершения реакции кислоты с породой выпадают очень объемистые осадки липкой органической массы. Это отрицательно влияет на проницаемость пород и снижает эффективность СКО. Поэтому рекомендуется применение уникода ПБ-5 при дозировке 0,05—0,1%. При этом коррозия снижается в 15—22 раза.

Катапин-А — ионогенное катионоактивное ПАВ — один из лучших ингибиторов. При температуре до 80° С и продолжительном воздействии на металл дозировка катапина-А может быть увеличена до 0,2%. При температуре выше 80° С катапин-А малоэффективен.

Катапии-К отличается от катапина-А только уменьшенным количеством углерода. Защитные свойства несколько хуже, чем катапина-А.

Катамин-А — также катионоактивное ПАВ, его защитные свойства хуже, чем катапина-А и катапина-К.

Уротропин технический — продукт взаимодействия аммиака с формальдегидом, бесцветные кристаллы, растворяется в воде, органических растворителях. Защитные свойства такие же, как у формалина. Поэтому оба реагента — и формалин, и уротропин — могут служить резервными на случай отсутствия высокоактивных реагентов.

Реагент И-1-А — побочный продукт процесса синтезирования и представляет собой смесь нескольких веществ.

Реагент УФЭв — неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами. При дозировке УФЭв 0,1—0,3% кратность снижения коррозии составляет всего 11 —14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии более активных ингибиторов.

По согласованию с потребителем кислота может поставляться заводами-изготовителями с введенным в нее ингибитором.

 

 

 

 

3.3 Виды кислотных обработок

 

На промыслах применяют следующие  кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой  и др.

Кислотные ванны — наиболее простые  кислотные обработки и предназначены  для очистки стенок скважины и  забоя от остатков цементной и  глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты  и предупреждает образование  отложений в порах пород при  последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают  в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной  кислоты составляет 15—20%. Если кислотные  ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты  не должна превышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны  определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы  до кровли.

Перед кислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотная ванна предназначена  для очистки стенок скважины, но специальная предварительная очистка  способствует максимальному удалению цементной корки. Все это предупреждает  образование осадков и сохраняет  активность кислоты.

Цементная корка снимается проработкой  открытого ствола в интервале  обработки с помощью расширителя, механического или гидромониторного скребка. Если стенки скважины не требуют  очистки, то забойная пробка удаляется  обычной промывкой. При подготовке скважины определяют также статический  уровень и величины пластового давления.

Необходимое условие установления кислотной ванны — присутствие  раствора кислоты в интервале  обработки, для чего разработаны  определенные технологические приемы закачивания и продавливания  раствора кислоты в скважину.

В скважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины после  предварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее из пласта), технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 3.1).

Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис. 3.1 а)

Рисунок 3.1 - Технологические схема (а — г) установления кислотной  ванны:

1 — вода;

2 — кислота;

3 — продавочная жидкость.

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты рис. 3.1, б), а затем без остановки — продавочную жидкость — воду (рис. 3.1, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис.3.1, г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 16—24 ч (точный срок устанавливают для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся  в эксплуатации, для обратной промывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость, из НКТ принимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемом продавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количество выдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количеством закачанного в скважину раствора кислоты.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкости используют воду.