Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕНОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИАНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ЯМАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)

 

 

 

 

 

 

 

Кафедра естественно  научных и общетехнических дисциплин

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: «Физика нефтяного и газового пласта»

Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

 

 

 

 

 

Выполнил:  
студент 3 курса специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» группа НРГ-10

Забудский А.П.

 

Проверил:

асс. Кожухарь Р.Л..

 

 

 

 

 

 

 

 

Новый Уренгой  – 2013

 

Содержание

Введение 3

1.Геология 4

1.1.Стратиграфия 4

1.2.Тектоника 6

1.3.Нефтегазоносность 6

2. Химическая интенсификация на Уренгойском месторождении 8

2.1. Технологии применяемых химических методов повышения производительности скважин на УНГКМ 10

2.1.1. Солянокислотная обработка призабойной зоны скважин 11

2.1.2. Глинокислотная обработка призабойной зоны скважин 14

2.1.3. Химические реагенты, применяемые при кислотных обработках 16

2.1.4. Способы проведения кислотных обработок 17

3. Методика расчёта основных параметров глинокислотной обработки скважины 20

3.1. Расчёт основных параметров ГКО 21

4. Требования безопасности и охрана окружающей среды при проведении кислотных обработок 26

4.1. Общие требования 26

4.2. Охрана недр и окружающей среды 27

Заключение 29

Список литературы 31

Введение

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

 

1.Геология

1.1.Стратиграфия

Разрез  Уренгойского месторождения представлен породами Палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.

В разрезе  платформенных отложений прослеживаются все ярусы от юры до палеогена. Палеозойский фундамент, залегающий на глубине 5-7 км на месторождении не вскрыт.

Орская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Тюменская свита представляет мощную толщу  прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

 Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49-117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя — аргиллитами.

Меловая система состоит из песчано-глинистых  отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща — это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов.

Очимкинская (н 539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каротажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ 12, БУ 13, БУ 14 имеются углеводороды.

В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ 10-11.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м.

Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами.

В составе  правдинской пачки выделено 4 пласта: БУ 7, БУ 8/0, БУ 8, БУ 9, три из которых продуктивны.

По всей площади над пластом БУ 8/0 четко  прослеживается репер — "шоколадные" тонко-плитчатые аргиллиты 131-215 м. Усть-балыкская пачка это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны (БУ 1-2 и БУ 5-6). Толщина пачки 181-336 м.

Пимская пачка толщиной 23-58 м — это  алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231-424 м — переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Покурская свита (апт-альб-сетоман) — чередование алеврито-песчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади.

К верхней  части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300-350 м.

Общая мощность отложений свиты 812-978 м.

Кузнецовская свита сложена арргилитоподобными морскими глинами толщиной 32-80 м.

Березовская свита — глины монтмориллонитового  состава с прослоями глинистых  и известковистых алевролитов толщиной 213-314 м.

Ганькинская свита толщиной 234-351 м предствалена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая  система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165-301 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами, диатомитами и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49-95 м.

Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17-75 м.

Четвертичная  система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18-140 м.

1.2.Тектоника

В тектоническом  отношении залежи углеводородов  в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала.

Анализ  временных сейсмических разрезовотложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмической основы использована структурная карта по отр. горизонту В2, который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ 8/0. По кровле БУ 8/0 Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания с размером по изогипсе -2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м.

Размеры южного купола по замыкающей изогипсе —2625 м составляет 19 на 9 км, амплитуда 60 м.

На структурных  картах по кровле БУ 8 — БУ 14 сохраняются  все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту В2 и кровле пласта БУ 8/0.

1.3.Нефтегазоносность

Первая  газоконденсатная залежь на Уренгойской площади в неокомских отложениях выявлена в 1968 году разведочной скважиной N1. В 1970 году в скважине 17 — в неокоме встречено 8 газоконденсатных пластов. С 1971 года на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела.

В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов, связанных с пластами (горизонтами ПК 18, ПК 21, АУ 9, АУ 10, БУ 0, БУ 1-2, БУ-5, БУ 8/0,БУ 8, БУ 9, БУ 10-11, БУ12-1, БУ 12-2, БУ 13, БУ 14, залегающими в интервале глубин 1780-3050 м.

Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450-3500 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Химическая интенсификация на Уренгойском месторождении

Сеноманские и Неокомские залежи месторождений Большого Уренгоя, вступивших в стадию падающей добычи, остаются на ближайшую перспективу основными источниками природного газа для «Газпрома». Ежегодное снижение отборов газа на базовых месторождениях Медвежье, Уренгойское и Ямбургское составляет 20-25 млрд м³.

В процессе эксплуатации скважин возникает  ряд существенных сложностей. Одна из основных проблем - недостаточная производительность скважин. Так на Уренгойской площади вместо 1000 тыс. м³/сут производительность составляет 755 тыс. м³/сут, на Ен-яхинской площади вместо 700 тыс. м³/сут производительность равна 595 тыс. м³/сут. Только по Северо-Уренгойской площади производительность превышает заданную на 500 тыс. м³/сут и составляет 625 тыс. м³/сут. Установлено, около 80 % действующего фонда скважин работает ниже своих потенциальных возможностей. Это обусловлено рядом причин:

- Несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта;

- Несовершенство технологии глушения скважин;

- Неполное вовлечение в разработку малопроницаемых пропластков;

- Более резкое выпадение жидкости на забое скважин (снижение Р_пл ниже Р_нас );

- Снижение проницаемости призабойной зоны скважин.

Все факторы, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗС, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы,  вызывающие механическое загрязнение  ПЗП:

1. Засорение пористой среды ПЗС 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 ПЗС.

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

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

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

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

1. Проникновение  в ПЗС 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 ПЗС 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 ПЗС 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 ПЗС 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 призабойной 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.

В условиях УНГКМ применялась химические и механические методы интенсификации притока газа. Среди применяемых химических методов значительное место занимали кислотные обработки на основе соляной кислоты и глинокислоты.

2.1. Технологии применяемых химических методов повышения производительности скважин на УНГКМ

 

Основное  назначение кислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт, по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

Кислотные обработки  проводят только в технически исправных  скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.

Выбор способа  ОПЗ и вида кислотных обработок  осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию  и периодичность проведения КО обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

2.1.1. Солянокислотная обработка призабойной зоны скважин

Применяется, если пласт представлен  карбонатными породами - известняками и доломитами.

Эта обработка  ПЗС основана на способности соляной  кислоты растворять карбонатные породы по следующим реакциям:

Известняк СаСО_3:

СаСО₃+2HCI = CaCl₂+H₂O+CO2 ↑

Доломит CaMg(C0₃)₂:

CaMg (C0₃)₂+ 4НСl = CaCl2 + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂ ↑

Продукты  реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.

Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.

Для обработки  скважин применяется ингибированная соляная кислота со специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл. К концентрированной  HCl, в ингибированных кислотах, добавляются 0,8-1,0% ПБ-5 и 0,01-0,015% хлористого мышьяка. В ряде случаев к кислотному раствору добавляют так называемые "кислотные стоки", содержащие уксусную кислоту. Кислотные стоки являются производственными отходами, и их использование снижает затраты на кислотную обработку скважин. Имеющаяся в составе кислотных стоков уксусная кислота, так же как и соляная, вступает в реакцию с карбонатами:

СаСОз + 2СНзСООН = Са(СНзСОО)₂ + Н₂О+ СО₂,

CaCО₃MgCО₃+4 СН₃СООН=Са(СНзСОО)₂ +Mg(СНзСОО)₂+ +2H₂O+2CO₂.

 

При использовании  кислотных стоков, в составе которых  имеется уксусная кислота, необходимо иметь в виду, что с увеличением температуры растворяемость Са(СНзСОО)₂ в воде уменьшается.

Скорость  реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСl не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Для обработки  ПЗС используются, как правило, кислотные  растворы с концентрацией 8–15% в  зависимости от вещественного состава  пласта.

При низких концентрациях раствора глубина  его проникновения в пласт  увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl₂ и MgCl₂, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% HCl хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.

Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7–10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30–35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Т_н, давления Р и температуры t.

 

Рис. 1. Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора:

Р₀, – атмосферное давление;

t_c – стандартная температура (t_c = 20°С)

2.1.2. Глинокислотная обработка призабойной зоны скважин

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.

Сущность  глинокислотной обработки терригенных коллекторов и состоит в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.

Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот. Фтористоводородная (плавиковая) кислота разрушает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого раствора (каолин), проникшего в пласт в процессе его бурения, и кварцевый материал (кварц):

 

Каолин:             H₄Al₂Si₂O₉ + 14HF=2AIF₃+2SiF₄+9H₂O,

Кварц:                       SiO₂ + 4 HF = SiF₄ + 2 H₂O.

Фтористоводородная  кислота, выпускаемая по ГОСТ, хранится в сосудах из свинца, парафина, воска, эбонита и др. Стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты - соляная кислота - существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющейся при глинокислотной обработке газообразный SiF с водой образует кремниевую кислоту Si(OH)₄, т.е.:

SiF₄+4H₂0=Si(OH)₄+4HF.

В нейтральной  среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты в глинокислоте предотвращает выпадение геля, так как в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль А1Р₃ в хорошо растворимую соль А1С1₃ в результате следующих реакций:

АlF₃+ЗНС1=А1С1₃+ЗНF; А1С1₃+ЗН₂O=А1(ОН)₃+3НС1.

Если  пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то обработка глинокислотой приводит к выпадению нерастворимой соли СаF₂ в результате реакции

СаСОз +2 HF = CaF₂ + Н₂O+ CO₂.

Если  песчаники сцементированы карбонатами, то следует вначале обработать скважину соляной кислотой, а затем произвести глинокислотную обработку.

Пары  HF чрезвычайно ядовиты, так что при работе с этой кислотой необходимы усиленные меры предосторожности. Поэтому на практике вместо HF часто используют менее опасный фторид-бифторидаммоний NH₄FHF в виде твердого кристаллического вещества. Один кг NH₄FHF химически эквививалентен 1,55 л 40%-й плавиковой кислоты. Фторидбифторидаммоний растворяют в соляной кислоте, что приводит к частичной ее нейтрализации (поэтому для растворения NH₄FHF используют солянокислотный раствор повышенной до 15% концентрации):

NH₄FHF + 2НС1 = 2HF + NH₄Cl.

Выбор кислоты  и ее концентрации зависит от минерального состава пород, термобарических параметров пласта, технологии его вскрытия, оборудования скважин. При концентрации кислоты более 25% вязкость раствора существенно увеличивается. Поэтому, как правило, для обработки пласта используется раствор с содержанием кислоты до 25 %.

При приготовлении  глинокислотного раствора, так же как и при приготовлении раствора соляной кислоты, в емкость заливают расчетное количество воды или другого растворителя, затем добавляют соляную и плавиковую кислоты.

Пример. Необходимо приготовить 10 м³ глинокислотного раствора, состоящего из 8% соляной кислоты и 3% плавиковой кислоты. Концентрация исходной соляной кислоты равна 30%, плавиковой - 40%. На 1 м³ раствора необходимо 232 ∙ 10^-3 м³ соляной кислоты 30%-ной концентрации, 67 ∙ 10^-3 м³ плавиковой кислоты 40%-ной концентрации и 701 - 10^-3 м³ воды. Тогда для приготовления 10 м³ раствора нужно: воды 7,01 м³, соляной кислоты 2,32 м³ и плавиковой кислоты 0,67 м³. При аналогичных расчетах для приготовления кислотных растворов различной концентрации.

Для приготовления  гидрофобных конденсатокислотных эмульсий используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 85-90% требуемого объема эмульсии и конденсат в объеме 10-15% с добавкой эмульгаторов. В зависимости от соотношения объемов кислотного раствора и конденсата, используемого эмульгатора и интенсивности перемешивания вязкость получаемой эмульсии можно изменять в пределах 100-1000 с (по СПВ-5). Рекомендуется применять эмульсии вязкостью не более 200 с. В качестве эмульгатора используются ОП-7, ОП-10, Т-1, Т-2, Авиваж К-2, диаминдиолеат и др. Эмульсию готовят следующим образом. Раствор соляной кислоты с конденсатом и раствором ПАВ, приготовленным из дизельного топлива (150-200) – 10^-3  м³ и гидрофобного эмульгатора (Т-1, Т-2, Авиваж К-2 и др.), насосным агрегатом смешивают и перекачивают в новую большую емкость. При этом происходит значительное увеличение вязкости эмульсии. Перемешивание эмульсии продолжается непрерывно.

Проведение  кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляется при помощи следующих агрегатов: для глушения и промывки скважины - ИЛ-320 и ЗЦА-400; для закачки кислотного раствора в пласт - АзИНМАШ-ЗО, АН-500, 2АН-500,4АН-700, ЦА-ЗОО, ЗЦА-400; для транспортировки кислоты - АзИНМАШ-ЗО, других рабочих жидкостей - автоцистерны 4ЦР; для освоения скважины после кислотной обработки - компрессорные установки УКП-80, УКС-80; для приготовления рабочих жидкостей - металлические емкости объемом 24-50 м³.  

2.1.3. Химические реагенты, применяемые при кислотных обработках

Уксусная  кислота (СН3СООН) применяется как  реагент, замедляющий взаимодействие соляной кислоты с карбонатной  составляющей породы, и как стабилизатор кислотных растворов, предупреждающий выпадение в поровом пространстве пласта объемистого осадка гидрата окиси железа. Введение 4—5 % от общего количества кислотной смеси уксусной кислоты в 4—4,5 раза замедляет скорость нейтрализации основной части кислотного раствора карбонатной породы пласта.

Сульфонол — синтетическое поверхностно-активное вещество. Применяется для процессов интенсификации нефтедобычи — нефтеотмывающий агент, компонент кислотных систем в технологиях обработки призабойной зоны пласта.

СИНОЛ-Кам — применяется для глушения скважин, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Гидрофобизатор  «НЕФТЕНОЛ ГФ» — Применяется  в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой  твердых поверхностей породы (водоотталкивание) при обработке призабойных зон и глушении скважин.

2.1.4. Способы проведения кислотных обработок

Существует  четыре способа проведения кислотных  обработок: кислотная ванна, простая, массированная и направленная кислотная  обработка, а также гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки  зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки.

Кислотная ванна  проводится для очищения забоя от глинистой корки. Технология проведения слудующая. Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис.а) При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты (рис.б), а затем без остановки — продавочную жидкость — воду (рис. в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис. 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.

Технология  простой кислотной обработки заключается в следующем. В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. а). При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. б). Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем — продавочную жидкость (рис. в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (рис. г).