Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2499 руб.)

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

Дата закачки: 20 Марта 2017
Продавец: Desilter777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ
Дипломный проект содержит 106 с., 13 рис., 27 табл., ¬¬18 источников.
ПЛАСТ, ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА, ОБВОДНЕННСОТЬ, ПРИТОК ВОДЫ, ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ, ТЕХНОЛОГИЯ, ЗАКАЧКА, КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ, УСПЕШНОСТЬ
Объектом исследования являются ремонты скважин по ограничению притока воды из продуктивных горизонтов Южно-Ягунского месторождения. Рассмотрены применяемые методы изоляции обводненных пропластков. Проведен анализ их эффективности. С помощью методов статистической обработки промысловой информации выполнен расчет, по результатам которого даны рекомендации по повышению эффективности использования кремнийорганических систем для данного вида РИР. Предложены также и другие пути совершенствования данной технологии.
В экономической части проекта рассчитан эффект полученный в 2001 году за счет проведения водоизоляционных работ с использованием реагента АКОР-Б100 на Южно-Ягунском месторождении.
В разделе “Безопасность и экологичность проекта” рассматриваются мероприятия по обеспечению охраны труда и техники безопасности, а также и экологичности при РИР.
Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.
Во второй половине 90-х годов большинство наиболее крупных месторождений Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки. Текущее состояние разработки основных пластов Южно-Ягунского нефтяного месторождения характеризуется также снижением добычи нефти в связи с увеличением обводненности. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Опыт реализации этих мероприятий вывел зависимость эффективности технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки.
Многочисленные исследования по контролю за разработкой на Южно-Ягунском месторождении позволили выявить закономерность: закачиваемая в пласт вода прорывается в добывающие скважины по наиболее проницаемым в разрезе пропласткам ограниченной толщины в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены.
По мере снижения пластового давления в зонах пониженной проницаемости и загрязнения призабойных зон в добывающих и нагнетательных скважинах, низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки постепенно полностью самоотключаются из работы, что приводит к консервации активных геологических запасов на определенное время и снижению текущей и конечной нефтеотдачи.
Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины. Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предполагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.
На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.
Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.
В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.
За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.
Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу.
Целью данного дипломного проекта является наглядное отображение эффективности применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Когалымнефть».
Учитывается влияние методов на пласт, всевозможные отрицательные и положительные стороны воздействия.
В работе рассмотрены и проанализированы методы ПНП, применяемые на этом предприятии, рассмотрены технологические требования и параметры, возможность применения в данных условиях, рассчитана экономическая эффективность.

1 Общая геологическая характеристика залежи

1.1 Общие сведения о Южно-Ягунском месторождении
Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г.Сургута и в 97 км к юго-востоку от г.Ноябрьска.
В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения расположен ряд крупных нефтяных месторождений, находящихся в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Южно-Ягунского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов Уренгой - Челябинск, "Холмогоровское-Федоровское месторождения" и ряд трасс местного значения.
В орографическом отношении площадь представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов. Абсолютные отметки рельефа изменяются от плюс 70 м на юге до плюс 85 м на севере.
Гидрографическая сеть представлена представлена реками субмеридио-нального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса. Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера. Основная масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым- Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокие (3 - 6 м). В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Южно-Ягунского месторождения отсутствуют.
Для целей водоснабжения практический интерес представляют воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием.
Климатические условия района работ формируются под воздействием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка и отличаются своей континентальностью: короткое жаркое летои продолжительная холодная зима. Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до минус 55 0С, самым жарким - июль с максимальной температурой до плюс 350 С. Отрицательная среднегодовая температура составляет минус 23,2 0С, положительная плюс 16,1 0С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м. Глубина промерзания почвы 1,3 - 1,7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая.
Рассматриваемая территория расположена в зоне не сплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 0С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0,5 - 0,6 м, достигая на таликах до 4,5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе.
Территория Южно-Ягунского месторождения находится в зоне средней тайги. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесненность площади составляет около 15 %.
Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через г.Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до подбаз и буровых осуществляется гусеничным или автотранспортом по зимникам после полного промерзания болот.
В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р.Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс- Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30 %. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом. Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка.
В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано два месторождения песка и одно - глин. Месторождение кирпичных глин расположено в верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн.м3. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки "150".
Пески месторождений могут быть рекомендованы для отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые - для производства силикатного кирпича, в качестве наполнителя бетонов. Гравийный материал может быть использован в качестве заполнителя для бетонов, иногда - материала для отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог.
Южно-Ягунское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г.Когалыма.
По решению администрации города, нефтяники должны обеспечить развитие инфраструктуры города, вести строительство жилья и объектов соцкультбыта.
Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г.Сургутом еще и автодорогой.
Электроэнергией город и нефтяные месторождения обеспечиваются от Сургутской ГРЭС.
Южно-Ягунское месторождение расположено на четвертом кусте (зоне) сосредоточенного строительства вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки.
Пунктом разгрузки принята станция железной дороги Когалымская, где и расположены две БПТО и КО. Доставка грузов от БПТО и КО на Южно-Ягунское месторождение осуществляется автотранспортом.
 Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1979 году бурением скважины №22. Нефтеносность месторождения связана с пластами (снизу вверх) ЮС1-1, БС18, БС16, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-1, БС10-2. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России (протокол №353 ДСП от 01.11.95). Обзорная карта Южно-Ягунского месторожде- ния представлена на рисунке 1.1


Коментарии: Уважаемая комиссия, представляю вашему вниманию дипломный проект на тему: “Анализ эффективности применения водоизоляционных работ в продуктивных пластах Южно-Ягунского месторождения”.
Целью проекта является:
- анализ эффективности применяемых водоизоляционных работ;
- выбор оптимальных условий и параметров использования КОС для РИР.
Южно-Ягунское месторождение находится в центре Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазаносного района. Разработка ведется с 1982 года.
Промышленные запасы относятся к пластам ЮС-1, БС-11-1, БС-11-2, БС-10-1, БС-10-2. Продуктивный горизонт ЮС-1 приурочен к отложениям верхней подсвиты васюганской свиты юрской системы. Эта подсвита сложена алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов. Пласты БС-10 и БС-11 относятся к отложениям мегионской свиты меловой системы, представляют собой переслаивание песчаников с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами.
Показатели неоднородности продуктивных горизонтов, а также состав и физико-химические свойства нефти и пластовой воды представлены на плакате 1.
Балансовые запасы месторождения составляют 315,1 млн.т, извлекаемые – 108,5 млн.т. При этом основные запасы приурочены к пластам, БС-11-2, БС-10-1, БС-10-2.
По состоянию на 01.01.2002 г. накопленный отбор нефти составил 99601 тыс.т., что составляет 82,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущая обводненность равна 72%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,282. С начала разработки отобрано 223678 тыс.т. жидкости, накопленный водонефтяной фактор достиг значения 1,2 т/т.
На плакате 2 приведена динамика основных показателей разработки месторождения, из которого видно, что оно вступило в последнюю стадию. Падение добычи нефти началось с 1991 года после добычи 40,2% извлекаемых запасов.
Начиная с 1997 года, добыча нефти на Южно-Ягунском месторождении стабилизировалось на уровне 4,3 – 4,6 млн.т. За 2001 год добыто 4417,9 тыс.т нефти (47% от максимального уровня), жидкости – 15663,4 тыс.т.
Закачка на месторождения ведется с 1984 года. Накопленная компенсация отбора жидкости в целом составила 106% при закачке воды в объеме 274055 тыс.м3. На 1 тонну добытой нефти приходится 2752 м3 закаченной воды в пласт, на 1 тонну жидкости – 1225 м3.
По состоянию на 01.01.2002 год на Южно-Ягунском месторождении пробурена 1851 скважина. К действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин относится 1187, что составляет 64%, остальные являются скважинами неработающих категорий.
Текущее состояние разработки Южно-Ягунского месторождения характеризуется наличием большого количества как высокообводненного, так и бездействующего фонда скважин, многие из которых имеют значительный объем остаточных извлекаемых запасов, но были отключены из-за низкого дебита нефти и высокого процента воды в добываемой продукции.
Одной из основных причин преждевременного роста обводненности является приток нагнетаемой воды по обводненным высокопроницаемым пропласткам.
Для решения этой проблемы на Южно-Ягунском месторождении применяются различные методы. До последнего времени основным из них было цементирование, которое имеет низкие показатели по спешности (30 – 60%), надежности и экономическому эффекту. Поэтому, чтобы повысить эти параметры РИР стали внедрять новые технологии. В 2001 году, впервые, использовали при 4 ремонтах инвертную эмульсию на основе материала “ПОЛИСИЛ”. В результате, средний прирост нефти составил 2,58 т/сут, дополнительная добыча на конец года – 1612,6 тонн.
В последние годы наибольшее применение для изоляции обводненных интервалов пласта на Южно-Ягунском месторождении получили кремнийорганические системы, в частности, АКОР-Б100. который занимает одно из ведущих мест среди водоизоляционных материалов. Механизм изоляционного действия КОС основан на их специфических физико-химических свойствах и способности отверждаться при контакте с водой в условиях пласта. Закачка водоизолирующего реагента проводится по обычной технологии с применением стандартного оборудования.
За 2001 год при использовании АКОР-Б100 средний прирост дебита нефти составил 2,82 т/сут, обводненность была снижена в некоторых случаях со 100% до 63., при этом дополнительно добыто 19,7 т.т. нефти. Успешность ремонтов, проведенных в этом году, равна 88%.
Анализ эффективности показал, что наилучшие результаты получены при отключении верхних и средних пропластков плакат 3. В большинстве случаев полной изоляции обводненных интервалов не происходило, наблюдалось лишь процентное перераспределение притока жидкости между ними, плакат 3. Основной причиной неуспешности ремонтов является относительная однородность перфорированного продуктивного пласта.
Сравнение результатов использования данного компонента на других месторождениях, показало, что они превышают эффект от ремонтов, проведенных на Южно-Ягунском месторождении. Поэтому необходимо было определить оптимальные параметры и условия применения этой технологии.
Для анализа были взяты 25 ремонтов, проведенных в 2001 году и 13 факторов, которые традиционно фиксируются при эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ. В качестве параметра, характеризующего эффективность РИР, был выбран прирост дебита нефти. При этом успешными принимались ремонты при увеличение дебита нефти более 2т/сут и менее успешными – меньше 2т/сут.
Предварительно по методу Манна-Уитни была проведена оценка информативности выбранных факторов, т.е. проверялось наличие различий в средних значениях данных в выборках, взятых из каждого класса по данному фактору. Результаты расчета приведены на плакате 4, из которого видно, что для факторов наблюдается различие в средних значениях с уровнем вероятности больше 70%, то есть они информативны для использования их в построении классификатора.
Расчет информативности параметров проводился с помощью диагностической процедуры, результаты которого также приведены на плакате 4.
Для повышения эффективности и успешности РИР необходимо уметь и прогнозировать результат проводимых работ. Поэтому с помощью регрессионного анализа была определена статистическая модель прогнозирования эффективности РИР, представленная на плакате 5. Для этого использовались те же исходные данные, что и для многофакторного информационного расчета.
Анализ результатов выполненных расчетов позволил выявить оптимальные условия и параметры применения КОС на Южно-Ягунском месторождении:
- количество отобранной нефти не более 50 тонн;
- глубина залегания пласта 2480 – 2670 м.;
- температура в интервале работ 66 – 76 0С;
- дебит жидкости 30 – 50 м3/сут;
- интервал перфорации более 5 м;
- ВНФ менее 0,9 раз;
- приемистость пласта менее 3,5 м3/сут/МПа;
- давление ОЗС 10 – 11,2 МПа;
- давление продавки менее 10 МПа.
Из анализа применения данного реагента, следовало, что у многих скважин не происходило полного отключения водопроявляющих интервалов, поэтому, учитывая данный факт и то, что по результатам расчета объем закаченного изоляционного компонента положительно влияет на эффект, можно сделать вывод о несоответствии предусмотренного регламентом количества продавливаемого в пласт материала.
К полученным в результате проведенных расчетов выводам следует относиться с определенной степенью достоверности, так как при регрессионном анализе ошибка прогноза эффекта составляет 22,8%.
Для повышения эффективности РИР в дипломном проекте предложено и другое направление – это применение более новых реагентов, например, АКОР-БН102, который обладает более лучшими изоляционными свойствами, или АКОР-5, позволяющий осуществлять кислотно-изоляционное воздействие на пласт. Но их внедрение требует проведения комплекса исследований, направленных на определение оптимальных условий и параметров применения данных реагентов на скважинах Южно-Ягунского месторождения.
На плакате 6 представлены результаты расчета экономического эффекта от проведения изоляционных работ с использованием АКОР-Б100 в 2001 году, который составляет 870,7 т. руб., при этом себестоимость продукции выросла на 2,66 руб. Эффект рассчитан только за счет увеличения дебита нефти, снижение отборов попутно добываемой воды не учитывалось.
Исходя из анализа эффективности, экономической рентабельности использования КОС, а также с учетом предлагаемых путей совершенствования данной технологии РИР, можно рекомендовать применение КОС в больших масштабах.
Предлагаемые в дипломном проекте решения существенно достигнутого уровня безопасности на Южно-Ягунском месторождении не снижают, поэтому, при их внедрении будет обеспечен достаточный уровень безопасности и экологичности добычи нефти.







2 Динамика разработки месторождения
Южно-Ягунское нефтяное месторождение введено в разработку в 1982 году. В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы разработки, составленной ТатНИПИнефтью в 1984 году, предусматривающей выделение трех эксплуатационных объектов разработки БС101-2; БС111 и ЮС11 , разбуривание которых производилось самостоятельными сетками скважин.
В связи с возникшими осложнениями при эксплуатации пласта БС101 в дополнительной записке к технологической схеме, выполненной СибНИИНП в 1990 году, было рекомендовано отказаться от бурения самостоятельной сетки нагнетательных скважин на пласт БС101 и вовлекать его в разработку лишь в зонах слияния тонкой перемычки между пластами БС101 и БС102, а также в обводненных участках пласта БС102 с последующим проведением работ по его изоляции.
Для пласта ЮС10 1 рекомендовано применение площадной 7-ми точечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500*500 м.
В целом по месторождению предусматривалось бурение 1047 скважин при общем фонде за весь срок разработки 3323 скважин
По состоянию на 01.01.98 на месторождении пробурено 1743 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1367, нагнетательных 311, прочих 65.
Для повышения продуктивности скважин на месторождении применяют обработку призабойных зон (ОПЗ). Эти работы положительно влияют на темпы выработки запасов. В среднем на одну обработку добывается 442 т дополнительной нефти.
На Южно-Ягунском месторождении пласты БС111; БС112; БС101 и БС102 разрабатываются с поддержанием пластового давления.
Средний дебит одной скважины по нефти составляет 44 %.
О динамике разработки за период с 1991 года по 1996 год можно судить из следующей таблицы 3.1
Таблица 3.1-Динамика разработки месторождения

Показатели
разработки 1991г 1992г 1993г 1994г 1995г 1996г
Отобрано нефти,
млн. т. 9,6 9,4 8,2 6,2 5,4 5,1
Отобрано жидкости, млн.м3 7,4 6,5 6,4 8,6 11,0 9,7
Обводненность, % 31 27 33,3 43 43 45
Накопленная добыча,
млн. т. 61 75 86 94 100 108

21 Обзор методов повышения производительности скважин
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается.
Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт
Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения призабойной зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его продуктивности В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в ПЗП может ухудшаться из–за закупорки пор отложениями парафина, глинистыми частицами и смолистыми веществами
В нагнетательных скважинах призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и тд)
Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощение вод нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых веществ, и производительность скважин резко возрастает
В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, те повышать трещиноватость пород продуктивного пласта
По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно
Выбор метода воздействия на призабойнуй зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества
Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается вследствие создания новых каналов и трещин, сообщающих пласты с призабойной зоной скважины
Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на нефтяных промыслах страны.
Механические методы обработок (гидравлический разрыв пласта, торпедирование) применяют в пластах, сложенных плотными породами
Тепловые методы воздействия применяют для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов, и интенсификации химических методов обработки призабойных зон
Физические методы в основном используют для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате чего увеличивается проницаемость пород для нефти Сюда относятся, как правило, все промывки с применением ПАВ и других добавок
211 Химические методы воздействия на призабойнуй зону
2111. Солянокислотная обработка
Метод солянокислотной обработки забоев скважин основан на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их При этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:
1)для известняка

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2 , (2.1)

2)для доломита

CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 , (2.2)

Полученные в результате реакции CaCl2 и MgCl2 хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины
Применять для обработки известняков и доломитов кислоты, такие, как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые в воде соли, которые осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород
Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрация кислоты, её количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород и тд.
В практике обычно используют 8–15% – ную соляную кислоту, в которой на 100 весовых частей водного раствора приходится от восьми до 15 частей концентрированной соляной кислоты Применять кислоты с большей концентрацией не рекомендуется, так как концентрированная кислота, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро его разрушает
Для скважин с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью продуктивных пород следует пользоваться растворами с 10–12%–ной концентрацией HCl. Скважины с высоким давлением и малой проницаемостью рекомендуется обрабатывать растворами с 12–15% – ной концентрацией HCl.
Объём кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок
На основе большого опыта применения кислотных обработок продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от 0,4 до 1,5 м3) раствора 8–15% –ной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала
Небольшие объёмы (0,4–0,6 м3 на 1 м толщины) применяют для обработке малопроницаемых пород с невысокими начальными дебитами скважин
Для скважин с более высокой проницаемостью берут несколько большие объёмы (0,8–1 м3) Для скважин с высокими начальными дебитами и породами высокой проницаемости применяют 1–1,5 м3 на 1 м толщины пласта. Минимальный объём назначается при первой обработке ПЗ. При повторных обработках объём кислотного раствора увеличивают на 20–40 % по сравнению с предыдущей обработкой
2.1.1.2 Виды солянокислотных обработок
На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки, нефтекислотные обработки, пенокислотные обработки и тд
Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты либо самотёком, либо с помощью насосов Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, опрессовывают трубопроводы.
Технология различных СКО неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт и т.д.
Эффект от проведения СКО оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.
Кислотные ванны
Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ – цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, отложений продуктов коррозии и т.д.
Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 205 HCl, а для скважин, закрепленных обсадной колонной, – раствор более низкой концентрации HCl (10–12 %).
К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окислых 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.
В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через НКТ), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.
Кислотные обработки
Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется это процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.
Устье скважины обвязывают с агрегатом типа Азинмаш–30А или агрегатом другого типа и добавочными ёмкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть, для нагнетательных – воду, а для газовых – воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъёма уровня, забойное и пластовое давление и т.д. Скважину до обработке тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Процесс обработки скважины осуществляют при спущенных НКТ, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости (ПЖ), закачка рабочего раствора HCl и продавливают его в пласт.
В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную – воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства.
При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну НКТ и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала. Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).
После закачки расчетного объёма кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт, для чего в скважину нагнетают ПЖ. После продавливания всего объёма кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.
По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.
Если в нефтяных скважинах при кислотной обработке в качестве ПЖ применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.
Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8–10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течении длительного времени.
При последующих СКО необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания её на максимальное расстояние от ствола скважины.
Кислотные обработки под давлением
В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа ”кислота в нефти”.
При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопроницаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15–30 МПа.
Рекомендуются следующие составы эмульсий:
1)  60 % – 13 % – ной HCl (39 % нефти и 1 % алкиламидов);
2)  70 % – 15 % – ной HCl (29,75 % нефти и 0,25 % аминов);
3)  60 % – 15 % – ной HCl (39,5 % нефти и 0,5 % аминов).
Расход эмульсии на одну обработку соответственно – 55, 90 и 90 м3, ПЖ 5,6 и 150 м3, продолжительность остановки скважины после обработки от двух до восьми часов. Периоды стабильности эмульсии от одного до четырех часов.
Кислотные обработки под давлением рекомендуется проводить следующим образом. Перед обработкой забой скважины тщательно промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м3 лёгкого глинистого раствора плотностью 1,15–1,20 и 26,9 м3 утяжеленного раствора. Если кислотная обработка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.
При закрытом затрубном пространстве в НКТ при максимальных расходах закачивают принятый объём эмульсии продавливают её водой. Открывают затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию.
Наряду с обычными СКО и обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10–20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.
При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого в начале закачивают 2–3 м3 кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12–15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5–7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5–7 м3, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.
Применяют также серийную СКО, которая заключается в том, что скважину последовательно 3–4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5–10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.
Термокислотная обработка скважин
Во многих случаях взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальтенов. Если скважину предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.
Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами. Однако эффективность электронов значительно ниже, чем чистого магния.
Между соляной кислотой и магнием происходит следующая изотермическая реакция с выделением теплоты:

Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2 + 462,8 кДж, (2.3)

Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для большей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80–100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.
ТКО – процесс комбинированный. Обычно скважину обрабатывают в два приёма. В первый период – тепловой – осуществляется термохимическая обработка, в процессе которой соляная кислота нагревается за счет химической реакции её с магнием, во второй период, следующей без перерыва за первым, – обычная кислотная обработка.
Эффективность ТКО во многом зависит от соблюдения режима закачки кислоты в период термической части процесса. Режим этого процесса должен быть построен таким образом, чтобы температура прореагировавшей с магнием кислоты после наконечника была не выше 75 OС. В то же время кислота должна быть достаточно активной для реакции с породами пласта.
ТКО скважин осуществляется следующим порядке. Оборудуют устье скважины. После подъёма плунжера глубинного насоса из скважины вставной реакционный наконечник загружают магнием в расчетном количестве и спускают на штангах во внутрь НКТ, в которые затем подкачивают нефть при максимальной производительности насоса. Вслед за нефтью без перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.
После закачки порции кислоты, предназначенной для первой термохимической фазы, при максимальной производительности насоса без перерыва закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. Затем в скважину прокачивают ПЖ и продавливают кислоту в пласт. Контроль за течением процесса осуществляют с помощью термографа или монотермографа.
Пенокислотная обработка скважин
При обычных многократных кислотных обработках закачиваемая в скважину соляная кислота проникает в одни и те же высокопроницаемые интервалы ПЗП. При этом эффективность кислотных обработок с увеличением их числа на данной скважине снижается.
На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, применяют ПКО по технологии, разработанной ВНИИ. Сущность этого способа заключается в том, что в ПЗП вводится не обычный раствор кислоты, а аэрированный (или газированный) раствор ПАВ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа).
Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.
ПКО позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть – нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в ПЗ происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.
Последовательность операций при ПКО следующая.
1.  Обвязка наземного оборудования для ПКО. Если давление на устье скважины меньше давления, которое может быть обеспечено компрессором, кислотный агрегат и компрессор соединяют через аэратор параллельно. При низкой приемистости пласта, а также если давление компрессора ниже, чем необходимое давление нагнетания, кислотные агрегаты соединяют последовательно с промежуточным вводом сжатого газа от компрессора. В зависимости от необходимо давления нагнетания применяют различные типы передвижных компрессоров (типа УКП–80 и др.).
2.  Подъём плунжера и конуса насоса в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами.
3.  Обработка раствора HCl одним из ПАВ.
4.  Закачка в скважину нефти для повышения уровня жидкости до статического.
5.  Закачка аэрированной кислоты с добавкой ПАВ в скважину.
6.  Продавка кислотной пены в пласт.
7.  Выдержка скважины под давлением для завершения реакции.
8.  Освоение и пуск скважины в работу.
Кислота в процессе закачки в пласт аэрируется в специальном аэраторе или эжекторе.
В зависимости от пластового давления и объёма закачиваемого кислотного раствора степень аэрации принята от 1 до 5, т.е. на 1 м3 раствора кислоты приходится от 1 до 5 м3 воздуха.
Установлено также, что для продавливания пены в пласт следует закачивать нефть в НКТ. Время выдержки скважины на реакцию 12 ч (против 3 ч при обычных кислотных обработках).
Обработка скважин грязевой кислотой
Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной кислоты HCl и фтористо – водородной (плавиковой) HF.
Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками и 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 CaF2, который способен закупоривать поровые каналы.
Особенностью грязевой кислоты является её 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.
Углекислотная обработка
Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приёмистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено–смолистые осадки, способствует повышению проницаемости продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обычно в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.
Теплоизоляция ёмкости позволяет хранить жидкую углекислоту в течении 10 суток при наружной температуре до +35 ОС. По окончании срока выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она эксплуатировалась до обработки.
2.1.2 Механические методы воздействия на призабойную зону скважины
2.1.2.1 Гидравлический разрыв пласта
Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путём закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5–2 раза пластовое давление, в результате чего пласт рассматривается и в нём образуются трещины.
Для предупреждения смыкания образовавшихся трещин в пласте и сохранения их в открытом виде после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок.
Механизм ГРП, т.е. механизм образования в нём трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому необходимо снять в пласте напряжение, создаваемое горным давлением.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости–песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Процесс разрыва в большей степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости. Повышение вязкости достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей и другие отходы нефтепереработки.
Степень эффективности ГРП определяется диметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность других трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженностью достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 т песка.
2.1.2.2 Гидропескоструйная перфорация скважин
В зависимости от пород, которыми представлен продуктивный пласт, применяют различное оборудование забойной части ствола скважины.
Распространена конструкция скважины, в которой предусматривается спуск сплошной эксплуатационной колонны, перекрывающий весь продуктивный пласт с последующей заливкой цементом затрубного пространства. При такой конструкции забоя для сообщения пласта со скважиной в колонне против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией, а применяемые для прострела аппараты– перфораторами: пулевыми, торпедными (снарядными), беспулевыми (кумулятивными). В последнее время применяют в основном беспулевую перфорацию, при которой отверстия в колонне создаются фокусированными струями газов, образующимися при взрыве кумулятивных зарядов.
Сущность гидропескоструйной перфорации заключается в том, что на пласт, в котором нужно получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчаножидкостная струя, обладающая большой абразивностью. В течение короткого времени струя жидкости с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением (от 15 до 30 МПа и более), истекая через сопло с большой скоростью, образует прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта.
В процессе гидропескоструйной перфорации не нарушаются цементные перемычки между пластами и не деформируется обсадная колонна. Этот метод вскрытия пласта применяют как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.
Важным преимуществом гидропескоструйного метода является его эффективность при вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах (более 3000 м), где при пулевой и кумулятивной перфорации не получают большого эффекта.
Комплекс специально разработанных перфораторов для беспрерывной ГРП позволяет последовательно вскрывать до пяти интервалов продуктивного горизонта без перемещения колонны НКТ.
2.1.3 Тепловые обработки призабойных зон скважин
Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из–за выпадения из нефти парафина и запарафирования колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.
Для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважины.
При прогреве тем или иным способом скважины и при забойной зоны её отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.
В промысловой практике существует несколько видов тепловых обработок.
2.1.3.1 Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды обработанной ПАВ
Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.
Применяют два вида прогрева:
1)создание циркуляции (горячая промывка);
2)продавливание жидкости в призабойную зону.
При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также в призабойной зоне скважин.
Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком этого его является незначительное тепловое воздействие на призабойную зону.
При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают НКТ с пакерами.
Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъёма, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.
На отдельных месторождениях применяют комбинированный метод интенсификации: обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине вначале производят депарафинизацию НКТ путем закачки горячей нефти в затрубное пространство. После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с конусом насоса. Затем закачивают через НКТ горячую нефть с добавками ПАВ.
Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.
2.1.3.2 Прогрев призабойной зоны паром
Из всех методов теплового воздействия на призабойноу зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8–15 МПа).
Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.
Процесс циклической закачки пара условно можно разбить на четыре периода.
Первый – нагнетание пара по НКТ; конденсация пара; распространение тепла по пласту; уменьшение вязкости нефти; увеличение объёма нефти; уменьшение проницаемости и сил капиллярного сцепления; увеличение проницаемости пород.
Второй период – нагнетание пара по НКТ; образование жидкостной зоны в пласте и в радиусе забоя; дальнейшее уменьшение вязкости и увеличение объёма нефти; уменьшение прилипаемости и сил капиллярного сцепления; начало эффекта пропитки.
Третий период – перераспределение температур в пласте и вытеснение нефти из капилляров; эффект прочистки; откачка жидкости.
Четвертый период – дальнейшее вытеснение нефти из капилляров (эффект пропитки); откачка нефти.
После паротеплового воздействия на пласт дебит скважины увеличивается в 2–3 раза по сравнению с первоначальными и повышается общая добыча нефти из пласта.
2.1.3.3 Обработка призабойной зоны горячей скважинной жидкостью
Для обработки призабойных зон скважин, в нефтях которых содержится парафино–асфальтено–смолистые вещества, рекомендуется использовать горячую скважинную жидкость, нагретую электронагревателем и продавливаемую в пласт воздухом (технология АзНИПИнефти).
Для нагрева жидкости используют глубинный электропогружной нагреватель с платиновым термометром, температурная инерционность которого не превышает 30 ОС.
Радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкости воздухом в пласт можно определить по формуле

R = r∙(h∙1/H∙m)0,5∙n, (2.4)

где R – радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкостью воздухом в пласт,
r – радиус эксплуатационной колонны, м;
h – высота столба нагретой скважинной жидкости, м;
H – эффективная мощность пласта, м;
m – коэффициент пористости;
n – число циклов.
После нагрева и продавки в пласт горячей скважинной жидкости извлекают глубинный нагреватель, проверяют исправность эксплуатационной колонны, спускают НКТ и вводят скважину в эксплуатацию.
2.1.4 Физические методы воздействия на продуктивные пласты
2.1.4.1 Обработка призабойных зон скважин ПАВами
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород призабойной зоны продуктивного пласта может резко ухудшаться из–за проникновения в неё воды.
Глубина проникновения воды в призабойную зону зависит от перепада давления на пласт, проницаемости пород, интенсивности проявления капиллярных сил на границе вытеснения нефти водой и т.д.
Попадая на забой, вода оттесняет нефть в глубь пласта, и часть порового пространства оказывается занятым водой.
Таким образом, при наличии воды на забое уменьшается не только поверхность фильтрации для нефти и газа, но и возрастает сопротивление движению нефти и газа, что приводит к уменьшению производительности скважин.
Снижается проницаемость призабойной зоны и из–за набухания глин при контакте их с посторонней водой. Кроме того, в процессе длительной эксплуатации в призабойной зоне могут образовываться эмульсии, при этом нерастворимые частицы оседают в пласте.
Восстановление естественной проницаемости достигается путем обработки призабойной зоны поверхностно–активными веществами (ПАВ), которые добавляют в воду при промывке скважин для удаления песчаных пробок, глушение скважин и других ремонтных работах.
При закачке ПАВ в пласт, ПАВ адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть–вода и понижает поверхностное напряжение. Растворенное вещество в жидкости между внутренним и поверхностным слоями неодинаково. Концентрация одних веществ в поверхностном слое оказывается значительно большей, чем в таком же количестве жидкости внутри объёма, в некоторых случаях может быть и наоборот. ПАВ обладает свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем концентрация их в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию ПАВ в объёме раствора.
Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе фаз нефть–вода, нефть–газ, вода–газ размер капель воды в нефти уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее, чем крупные. Поэтому при значительном снижении межфазного натяжения на границе нефть–вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.
ПАВ представляют собой органические вещества, полученные обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли – мыла.
В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость пород для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважины по нефти и уменьшается дебит воды.
Объём раствора ПАВ на обработку скважины можно определить по формуле

Q = 3,14∙R2∙h∙m, (2.5)

где Q – объём раствора ПАВ на обработку, м3;
R – радиус зоны обработки, м;
h – средняя эффективная мощность пласта, м;
m – коэффициент пористости.
Количество ПАВ определяют по формуле

q = Q∙c, (2.6)

где q – количество ПАВ;
Q – объём раствора ПАВ на обработку, м3;
с – концентрация ПАВ в воде.
2.2 Применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта в условиях ТПП «Когалымнефтегаз»
В соответствии с принятой в настоящее время классификацией применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта можно подразделить на четыре группы:
1.тепловые;
2.газовые;
3.химические;
4.физические.
К группе тепловых методов относятся:
паротепловое воздействие;
воздействие на призабойную зону горячей водой;
пароциклическое воздействие.
К группе газовых методов относятся:
воздействие на пласт углеводородным газом;
воздействие двуокисью углерода;
воздействие азотом, дымовым газом.
К группе химических методов относятся:
воздействие водными растворами ПАВ;
воздействие растворами полимеров и другими защищающими агентами (метилцеллюлоза, полимерно-дисперсные системы и др.);
воздействие щелочными растворами на ПЗП;
воздействие кислотами;
воздействие на ПЗП композициями химическими реагентами, в том числе мицеллярными растворами и др.;
системное воздействие на призабойные зоны скважин;
микробиологическое воздействие.
К группе физических методов относятся:
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие;
гидроразрыв пласта.
Выбор метода обработки призабойной зоны зависит от:
строения продуктивного пласта;
состава слагающих его пород и других пластовых явлений и условий;
от причин снижения продуктивности скважин.
Каждый метод обладает своими характерными видами воздействия на призабойную зону пласта. При механическом воздействии создаются новые каналы и трещины, соединяющие ствол скважины с пластом.
Химический метод основывается на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ и реагентов с карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. При тепловом методе прогрев ствола скважины и призабойной зоны пласта обеспечивает расплавление асфальто-смолистых и парафиновых отложений и облегчает их вынос на поверхность. Вибровоздействие основано на создании пульсирующего давления на пласт и позволяет повысить производительность скважины за счет увеличения проводимости среды в результате образования новых микротрещин и расширения существующих, а так же за счет снижения вязкости фильтрующейся жидкости и поверхностного натяжения. Наиболее распространенными на Южно-Ягунском месторождении являются химические методы воздействия на призабойную зону пласта. К ним относятся такие как:
1.закачка в пласт волокнисто-дисперсных систем и воздействие ими на призабойную зону;
2.воздействие на призабойную зону эмульсионно-суспензионными системами (ЭСС);
3.воздействие на призабойную зону сшитыми полимерными системами (СПС);
4.воздействие ПАВ – кислотными и гелевыми системами.
Данные технологии применяются для обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин, а так же для изоляции вод. В 1997 году на Южно-Ягунском месторождении использовались следующие физические методы воздействия на пласт:
в т.ч. гидродинамический разрыв пласта, были задействованы 8 добывающих скважин: № 575/133, 617/35, 571/32, 618/36, 549/32, 614/35, 643/36, 1653/36. Эффективность по этим скважинам на конец года составила 13,9 т/сут., обводненность увеличилась на 60%. На конец года дополнительно добыли 26,1 тонн нефти, что составило 9,8 т/сутки нефти на одну скважину;
акустическое воздействие по Южно-Ягунскому месторождению проводили на 2 нагнетательных скважинах № 2017/1, 2018/1, обработка была в начале апреля месяца. Эффект считали по 11 реагирующим добывающим скважинам и на конец года он составил 10,0 тыс.т нефти.
Гидродинамические методы:
в том числе форсированный отбор и оптимизация перепадов давления. В 1997 году было оптимизировано 18 скважин. Дополнительная добыча за счет этого метода составила 66,5 тыс.т нефти совместно с девятью переходящими скважинами.
2.2 Обработка призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин
1.По 81 добывающим скважинам произвели обработку гидрофобным кислотным составом, эффект наблюдался по 54 скважинам и составил 2,6 т/сутки, по ряду скважин дебит стабилизировался, % воды увеличился. Дополнительная добыча нефти на конец года составила 27,1 тыс.т.
2. Соляно-кислотная обработка была проведена в 7 добывающих скважинах, хороший эффект прослеживается по скважине № 978/56 и составил 16,5 т/сутки. Эффект был по 4 скважинам и на конец года составил 3,6 тыс.т нефти.
3. Глинокислотные обработки были проведены по 42 добывающим скважинам Южно-Ягунского нефтяного месторождения. Эффективность одной успешной обработки 6,2 т/с нефти. На конец 1997 года с эффектом работало 14 скважин. Большой эффект получен по скважинам № 724/42, 5055/120, 1352/96. По 14 скважинам после обработки не было эффекта из-за увеличения обводненности. Эффект по ГКО на конец года составил 14,3 тыс.т. нефти совместно с двумя переходящими скважинами.
4. Обработка АПК+АМК проводилась в одиннадцати добывающих скважинах из них три скважины весь год работали без эффекта. На конец года с эффектом работало пять скважин. В целом эффективность одной успешной обработки составила 10,6 т/сут. С начала года дополнительно добыли 2,8 тыс.т нефти.
5. ТГХВ произвели на десяти скважинах. По четырем скважинам
№ 852/50, 1548/140, 497/28, 1776/162, эффекта не было получено из-за увеличения % обводненности. По шести скважинам эффект на конец года составил 2,9 т/сут. нефти. По скважинам № 822/46 эффект продолжался 8 месяцев и составил 2,6 т/сут. Всего по ТГХВ эффект на конец года составил 2,5 тыс.т нефти.
6. На шести скважинах была произведена обработка “УОС”. Обработка производилась с октября месяца по трём скважинам и в декабре три скважины. Дополнительно добыли этим методом 1,3 тыс.т нефти.
7. Методом ОПЗ нефтяных скважин на конец 1997 года получено дополнительно нефти 51,6 тыс. т.
8. Всего по НГДУ “Когалымнефть” дополнительно добыто за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи 419,01 тыс. т нефти.

3 Интенсификация добычи нефти

3.1 Факторы, снижающие продуктивность скважин.
В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявится факторы, нарушающие сообщение пласта с призабойной зоной скважины и уменьшение продуктивности добывающей скважины.
Такими факторами на объекте являются:
- низкая проницаемость пласта;
- гидродинамическое несовершенство скважины;
- снижение проницаемости призабойной зоны, вызванное влиянием глинистого раствора, выпадением в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды во время текущего и капитального ремонта скважин, частичной закупорки пор пластическими массами при селективной изоляции вод.
При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения к скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном расходе жидкости через поверхность призабойной зоны скважины). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление, что особенно заметно проявляется в низкопроницаемом пласте БС10. В вышеуказанных условиях раньше к забою приходит вода, а, следовательно, уменьшается дебит по нефти.
Боле 90% скважин Южно-Ягунского нефтяного месторождения гидродинамически несовершенны по степени вскрытия, то есть вскрывает продуктивный пласт БС10 на глубину, меньшую, чем его толщина, и гидродинамически несовершенны по характеру вскрытия, так как перекрывает пласт перфорированной эксплуатационной колонной.
Дебит гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, при линейном законе и стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения:
(3.1)

где   – дебит совершенной скважины, м3/с;
- 3,14;
- проницаемость продуктивного пласта, м2;
h – толщина пласта, м;
Рпл. – пластовое давление, МПа;
Рзаб. – забойное давление, МПа;
b – объемный коэффициент нефти;
- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях,
- радиус скважины по долоту, м;
– радиус контура питания, м;
rc – радиус скважины.
При расчетах можно приближенно принять равным среднему значению половины расстояния до соседних скважин (для пласта БС10–около 330 м).
Дебит гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:

(3.2)

где – коэффициент, характеризующий фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины и определяемый формулой:

(3.3)

где   – коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру вскрытия;
– коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени вскрытия.
Коэффициент совершенства скважины  представляет собой отношение между реальным дебитом и дебитом совершенной скважины в тех же условиях.
Таким образом

. (3.4)

Для пласта БС10 почти для всех скважин  меньше 0,9, то есть налицо явное снижение дебита по сравнению с теоретически возможным.
Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, вызванным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.
Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик пласта БС10.
Все ремонтные работы и процесс бурения осуществляется с применением водного раствора хлоркальциевого типа, близкого по минерализации к пластовой воде горизонта БС10. Поэтому удается снизить эффект набухания и размокания глин – практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважинах, могут только частично восстановить проницаемость пласта в зоне воздействия.
Следующее осложнение связано с проникновением твердой фазы бурового раствора в поры призабойной зоны – это ведет к блокированию крупных пор пласта и также снижает продуктивность скважины. Твердые частицы меньших размеров проникают глубже в пласт о тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, опять-таки блокируя проходное сечение. Исследования кернов продуктивного пласта БС10 показали, что в проходной зоне загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в четыре в пять раз.
Аналогичное явление происходит при попадании в продуктивный пласт посторонних примесей из воды, использующейся для ремонта.
В процессе обводнения скважины из добываемой жидкости в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, в порах пласта отлагается часть солей, растворенных в воде. Одновременно вода в скважине активно смешивается с нефтью и образуется блокирующая перфорационные отверстия эмульсия, стабильность которой увеличивается благодаря наличию деспергированных глинистых частиц.
Также существуют причины снижения продуктивности скважин в результате засорения призабойной зоны пласта.
Одной из основных причин засорения является отложение в призабойной зоне пласта асфальтенов, смол, и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных труб снижаются температура и давление).
Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в призабойной зоне пласта во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в призабойной зоне пласта высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водо-растворимых солей.
Эффективным средством борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин является комплекс технологий на основе нефтяных растворителей. Во ВНИИЦ “Нефтегазотехнология” разработано несколько вариантов технологии, отличающихся химическим составом компонентов и характером устраняемой причины снижения продуктивности (загрязнения призабойной зоне пласта) скважин. Различаются следующие виды загрязнителей призабойной зоны пласта:
- асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) – загрязнители данного вида увеличиваются по мере выроботки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти;
- неорганические соли – загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения;
- высоковязкие водонефтяные эмульсии – образуются в призабойной зоне пласта после глушения скважин растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окислительных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. Опыт борьбы с образованием водонефтяных эмульсий на месторождениях НГДУ «Когалымнефть» показывает, что они образуются при достижении обводненности добываемой жидкости в пределах от 30 до 70 %. повышенная минерализация пластовых вод, а также высокая вязкость добываемой нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий.
- продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) – загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважин, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта.
3.2 Выбор проектируемых методов воздействия на призабойные зоны пласта.
В процессе эксплуатации добывающих скважин происходит снижение их продуктивности в результате засорения призабойной зоны пласта (ПЗП). Одной из основных причин засорения является отложение в ПЗП асфальтенов, смол и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в ПЗП и НКТ снижаются температура и давление).
Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в ПЗП во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водорастворимых солей.
Для выбора способа интенсификации и проектирования обработки необходимо предварительно изучать характеристики залежи, пластовых флюидов и каждой скважины.
Пласт БС10 характеризуется литолого–фациальной изменчивостью, а также достаточно плотными породами с низкой проницаемостью ( в основном породы – коллекторы представлены песчаниками с кальцитовым цементом ) с частыми прослоями глин.
Конструкция скважины и интервалы перфорации дают возможность обосновать максимальное давление в скважине, определять тип каперов и объём скважины, и служат основой для выбора технологии работ по интенсификации. Скважины на объекте БС10 имеют одноколонную конструкцию. Межпластовых перетоков при освоении скважин не наблюдалось. Проблема разобщения пластов заключается в том, что нефтенасыщенные пропластки в заводненных зонах расположены рядом с водоносными и отделены от последних тонкими глинистыми перемычками, не способные надёжно разобщать нефть от воды. Положение осложняется тем, что в ближайших горизонтах пластовое давление отличается на 5-6 МПа. Из-за несоответствия объёмов закачки отборам жидкости.
Большое значение имеет результаты предыдущих обработок скважины. Для пласта БС10 характерно большое количество повторных обработок Нефрасом ввиду непродолжительности эффекта. При повторных обработках объём растворителя увеличивается.
Особую ценность представляют эксплутационные данные скважины, такие, как суммарная добыча нефти; изменение во времени и по величине суточных дебитов нефти, газа и посторонних примесей, а также суточных давлений; предлагаемая степень блокировки призабойной зоны; если они сравнимы с такими же данными по соседним скважинами, вскрывшими тот же горизонт БС10.
Сказывается на выборе метода воздействия и частота ремонтных работ, так как обработка планироваться должна таким образом, чтобы еще более не усугублять трудности эксплуатации скважины по интенсификации добычи.
Учитывая все вышеизложенное, на объекте БС10 рекомендовано применять следующие проведения работ на скважинах:
- растворитель Нефрас;
- композиция: растворитель Нефрас – деэмульгатор;
- композиция растворитель Нефрас – раствор ингибированной соляной кислоты;
- композиция: растворитель Нефрас – раствор соляной кислоты – раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.
Вариант 1. Технологическая жидкость - растворитель Нефрас.
Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано образованием в ПЗП осадка в виде АСПО, в формировании которого участвуют в основном тяжелые углеводородные компоненты нефти. Растворитель воздействует на АСПО, увеличивая проницаемость ПЗП и придает гидрофобные свойства внутренней поверхности порового пространства коллектора.
Вариант 2. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас- деэмульгатор.
Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважин вызвано наличием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий. В составе таких эмульсий массовое содержание воды - порядка 62 %, мехпримесей - до 7 %, остальное - нефть. Нефтяная часть эмульсии - асфальтены –
1,5- 2 %, смолы - 20- 23 %, парафины - 1,5- 2 %. Механические примеси эмульсии содержат карбонат кальция.
Для увеличения проницаемости ПЗП и разрушения эмульсии закачивается смесь, состоящая из планируемого количества растворителя с добавкой 0,5- 1 % деэмульгатора. Растворитель воздействует на АСПО и гидрофобизирует внутреннюю поверхность порового пространства, деэмульгатор способствует разрушению блокирующей поровые каналы эмульсии, снижает эффективную вязкость ее и как ПАВ - повышает отмывающую способность состава. Это в результате позволяет восстановить фазовую проницаемость коллектора для нефти.
Вариант 3. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас- раствор ингибированной соляной кислоты.
Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей (карбонат кальция), содержащихся в составе жидкости глушения и которые способствуют накоплению на своей поверхности АСПО. Оторочка растворителя воздействует на АСПО, а раствор соляной кислоты производит разрушение твердых частиц мехпримесей и расширение пор коллектора.
Вариант 4. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас - раствор соляной кислоты - раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.
Данный вариант применяется для восстановления продуктивности скважин, расположенных в зонах низкопроницаемых слабодренируемых продуктивных пластов, а также, когда снижение продуктивности вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП выносимыми из удаленной части пласта минеральными частицами породы. Растворитель воздействует на АСПО, содержащиеся на поверхности твердых частиц в ПЗП и оголяет их. Закачиваемый последовательно раствор соляной кислоты и глинокислоты разрушают частицы минеральной породы и расширяют поры коллектора. Раствор глинокислоты воздействует на песчаники, в составе которых имеется глинистый цемент, аргиллиты и другие глинистые породы, разрушая их. Соляная кислота в смеси с плавиковой (глинокислота) предупреждает образование в порах ПЗП геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов. Время реагирования кислоты при высоких температурах пласта - 6-8 часов. Вторая оторочка растворителя воздействует на АСПО, накопившиеся в более удаленных зонах пласта и удаляет продукты реакции после действия кислот.
Технологии предусматривают проведение ОПЗ в процессе капитального и текущего ремонта скважин.
3.3 Комплексная обработка призабойной зоны скважин с применением растворителей и соляной кислоты на объекте БС10
3.3.1 Сущность обработки растворителей и соляной кислоты в ПЗП на объекте БС10.
Действие растворителей направлено на изменении свойств или состояния насыщающих пласт флюидов.
Растворитель Нефрас служит для растворения в призабойной зоне пласта парафинов, смол и асфальтенов, наличие которых в ПЗП существенно снижает проницаемость этой зоны, затрудняет проведение кислотных обработок.
Простейший растворитель АСПО – керосин, растворяющая способность
1 м3 которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда используют бензин, хотя эффективность его отмечается лишь в 40 – 50 % обработок.
В последние годы всё более широкое применение для воздействия на ПЗП находят органические растворители, как правило, побочные продукты или отходы химических и нефтехимических производств.
В качестве водопоглатителей может быть подобрано большое число химических веществ. Для месторождений Западной Сибири рекомендуется использовать метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремний органических соединений.
Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН3ОН – бесцветная жидкость. Метиловый спирт смешивается в любых с

Размер файла: 11,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Z-PAYMENT VISA Card MasterCard Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!