Технологический процесс обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Текущее состояние разработки месторождения

Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.

В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре - яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.

На 01.01.08 г. Отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.

Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский - 99,4 тыс.т; визейский - 20927,7 тыс.т; турнейский - 45,2 тыс.т.

Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме.

1.2 Техника и технология насосной добычи нефти

Эксплуатация скважин УСШН

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) (рис. 3) состоит из станка качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря. Станок - качалка сообщает штангам возвратно поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско - подьемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при ПРС.

Широкому применению УШСН способствуют следующие факторы:

1) хорошо налаженное производство и эксплуатация оборудования;

2) возможность регулирования отбора жидкости из скважины;

3) экономичность способа при эксплуатации малодебитных скважин в значительном интервале изменения высоты подъема жидкости;

4) возможность откачки вязких жидкостей газонасыщенностью и пескопроявлением.



Рис. 3. Схема штанговой глубинно- насосной установки

1 - станок-качалка; 2 - оборудование устья; 3 - колонна НКТ, подвешенных н планшайбе;

4 - колонна насосных штанг; 5 - замковая опора; 6 - штанговый глубинный насос вставного типа; 7 - штанговый глубинный насос невставного типа;

Эксплуатация скважин УЭЦН

В установку ЭЦН (рис. 4) входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой 1 и насос 2; кабельная линия 3, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья 6 типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура АФК1Э-65х14; станция управления 7 и трансформатор 8, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 м от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами 5. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ. Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. В зависимости от поперечного размера погружного насосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5А и 6.

Пример обозначения установки: 1У9ЭЦН5А-250-1400 где 1 - порядковый номер модификации установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа насоса; 250 - подача, м³/сут; 1400 - напор, м. При необходимости подьема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличается малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и по расходу, достаточно высоким КПД, большим межремонтным периодом. Средняя подача по жидкости одной УЭЦН составляет 114,7 т/сут, а УШСН 14,1 т/сут.



Рис. 4. Схема установки погружного центробежного электронасоса

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - сетчатый фильтр насоса; 4 - центробежный насос;

5 - бронированный кабель; 6 - направляющий ролик; 7 - кабельный барабан;

8 - автотрансформатор; 9 - станция управления; 10 - хомут для крепления кабеля

Эксплуатация скважин УЭДН

Установки погружных диафрагменных электронасосов (рис. 5) предназначены для добычи нефти вязкостью до 50 сСт, содержанием парафина до 6%, из малодебитных искривленных или наклонных скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм. Содержание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничено.

Рис. 5. Установка типа УЭДН-5

1 - электронасос типа ЭДН-5

2 - сливной клапан

3 - НКТ

4 - токопроводящий кабель

5 пояса для крепления кабеля

6 - электроконтактный манометр

7 - обратный клапан

8 - комплектное устройство

Установка типа УЭДН-5 производства Ижевского ЭМЗ включает в себя погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН-5, комплектное устройство для управления электронасосом и его защиты, манометр электроконтактный, трубку манометра, трубу шламовую и трубу шламовую верхнюю, клапан для слива жидкости и комплект запасных частей и принадлежностей. Унифицированная серия включает семь типоразмеров установок, отличающихся конструкцией, параметрами электронасосов. Электронасос типа ЭДН-5 выполнен в виде вертикального моноблока, состоит из четырех полюсного асинхронного электродвигателя, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновой диафрагмой и компенсатором. В верхней части электронасоса расположен токоввод для соединения с кабельной линией. Электронасос заполняется маслом, испытывается на заводе и поступает на скважину полностью подготовленным к спуску.

Отличительные особенности УЭДН:

- высокий к.п.д. электронасоса - до 45% в зависимости от типоразмера;

- незначительный износ его основных узлов, герметично изолированных от перекачиваемой среды и работающих в чистом масле;

- простота монтажа на устье скважины, куда электронасос поступает моноблоком;

- отсутствие наземного привода и фундамента для его размещения;

- возможность применения НКТ малого диаметра;

- сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание;

- эффективность применения в скважинах с очень низкими дебитами, так как обеспечивается непрерывная работа взамен периодической эксплуатации, отрицательно влияющей на нефтеотдачу пласта;

1.3 Факторы, снижающие проницаемость ПЗП добывающих скважин

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на призабойную зону скважины для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт.Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот. Основными факторами, которые снижают проницаемость призабойной зоны пласта скважин, являются приведенные ниже процессы. Снижение фазовой проницаемости для нефти за счет:

- обводненности продукции скважин;

- газонасыщенности нефти, проявляющейся при эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Ухудшение фильтрационной характеристики ПЗП по причине повышения вязкости нефти из-за:

- пластового разгазирования нефти;

- снижения температуры за счет адиабатического расширения газа.

Образование асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) в ПЗП в результате охлаждения пласта от изменения теплофизических параметров и режимных факторов эксплуатации. Загрязнение призабойной зоны смоло-парафиновыми соединениями, смытыми со стенок эксплуатационной колонны во время глушения, тепловой обработки и других мероприятий. Отложение минеральных солей (в частности, гипса) в ПЗП вследствие нарушения состава вод и температурных изменений. Кольматация ПЗП механическими частицами и минеральными соединениями из-за суффозионных процессов, происходящих в пласте, и привнесенными гидропотоком в призабойную зону. Во всех перечисленных выше случаях для восстановления или увеличения проницаемости ПЗП применяют различные геолого-технические мероприятия (рис.6) - обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин, удаление отложений неорганических солей и АСПО. Кроме того, проводят работы с целью очистки подземного оборудования, что способствует восстановлению нормального режима эксплуатации скважин или пуску скважины в эксплуатацию после выхода ее из строя вследствие солеотложений или АСПО.

Рис. 6. Классификация геолого-технических мероприятий

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

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. К механическим методам относятся: виброобработка призабойной зоны пласта, гидропескоструйная перфорация (ГПП), гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП), гидравлический разрыв пласта (ГРП).

К физическим методам относится воздействие на ПЗП с помощью физических полей различного рода: магнитных, акустических, вибрационных и т.д., а так же тепловое воздействие. Одним из средств повышения продуктивности нефтяных скважин и поглотительной способности нагнетательных является вибровоздействие на забой с помощью специальных гидравлических машин -- вибраторов, создающих колебания давления в скважине различной частоты и амплитуды. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок пористых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойной зоны. К наиболее распространенным из тепловых методов воздействия на призабойную зону скважин относятся обработки горячей нефтью и паром, и электропрогрев.

Химические методы основаны на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ (в основном кислот) с некоторыми породами (карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества) пласта и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. К химическим методам относятся:

- кислотные обработки (соляно-кислотная, пенокислотная и др);

- обработки ПЗП при помощи ПАВ;

- применение растворителей для борьбы с АСПО в ПЗП;

1.4 Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин с применением углеводородного растворителя РТ

1.4.1 Механизм взаимодействия растворителя с АСПО

Как уже было отмечено выше, химические методы увеличения продуктивности добывающих скважин основаны на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с породой, а так же загрязняющими пласт привнесенными отложениями - кольматационным материалом, механическими осадками и образованиями асфальто-смолопарафиновой среды. В настоящее время наиболее эффективным мероприятием по глубокой и качественной очистке призабойной зоны продуктивного пласта добывающих скважин от асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) являются обработки ПЗП с применением реагентов-растворителей АСПО. Процесс растворения асфалътосмолопарафиновых отложений заключается в физико-химическом взаимодействии ингредиентов растворителя с отдельными компонентными составляющими этих отложений. При контактировании АСПО с углеводородным растворителем процесс взаимодействия начинается на границе раздела фаз растворитель - АСПО, поэтому в первую очередь химическому воздействию растворителя подвергаются смолы и асфалътены, расположенные на поверхности отложений. После удаления с агломератов парафина смолистой части дальнейшее их поведение в растворителе зависит от состава и свойств углеводородной композиции. При этом возможно протекание двух процессов:

а) если состав композиции обладает высокой растворяющей способностью по отношению к парафину, то скорость растворения парафинистой части отложений опережает скорость растворения агломератов АСВ и происходит их отрыв от общей массы АСПО и гравитационное осаждение. В связи с этим следует отметить, что технология применения составов с высоким растворяющим действием на парафин должна предусматривать операции по предотвращению или ликвидации пробок, образование которых возможно за счет большого скопления агломератов асфальто-смолистых веществ (АСВ) на забое скважины, глубинно-насосном оборудовании или в участках выкидных трубопроводов.

Б) если состав композиции достаточно эффективно растворяет парафиновую и смолистую часть отложений, то растворение парафинов и процесс диспергации АСВ происходит равномерно и отрыва крупных (недиспергированных) агломератов от общей массы АСПО практически не происходит и образование смолистых пробок и скоплений АСВ маловероятно.

Оба процесса (растворение и диспергирование АСПО) являются не только показателями физико-химических свойств составов, но и определяют выбор технологии обработки. Так, если состав обладает лишь растворяющей способностью, в статическом состоянии быстро устанавливается равновесие на границе растворитель - АСПО и полное удаление отложений с поверхности не достигается. Е этом случае целесообразно и уместно повторное проведение обработок, что не рационально, так как увеличиваются эксплуатационные расходы. Более правильное решение - добиться равновесия в системе «растворитель - АСПО» не на границе раздела, а во всем объеме растворителя. Для этого необходимо создать гидродинамическую обстановку в системе, например, циркуляцию растворителя по замкнутому циклу: затрубное пространство - НКТ - затрубное пространство. Если состав обладает значительной диспергирующей способностью, нарушение равновесия на границе раздела «растворитель - АСПО» происходит за счет турбулентной диффузии, возникающей и поддерживаемой гравитационным осаждением агломератов. В этом случае происходит полное удаление АСПО с поверхности при одном цикле обработки.

1.4.2 Реагенты, применяемые для обработки ПЗП добывающих скважин

Как правило, в составе загрязняющих призабойную зону веществ, преобладают либо предельные углеводороды (парафины), либо ароматические углеводороды (асфальтены и смолы). В случае преобладания в отложениях парафинов, промывки скважины горячей нефтью временно увеличивают внутренний диаметр НКТ, а применение скребка дает некоторый непродолжительный эффект и зачастую он требует остановки скважины, а в среднесрочной перспективе становится нерентабельным. В случае преобладания в отложениях загрязняющих ПЗП асфальтенов и смол вышеуказанные методы малоэффективны. Химическое решение данной задачи имеет ряд преимуществ перед другими методами (очистка скребками, промывки горячей нефтью), в том числе более высокую надёжность.

Применение растворителей дает наибольший эффект в мало-и среднедебитных скважинах при обводненности до 90%. При подборе реагента для очистки скважины и ПЗП - необходимо придерживаться правила: реагент должен отмывать или десорбировать грязь с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода (при рН=6-10), способствовать удалению наиболее прочных отложений - полярных АСПО. Другое обязательное условие - лучшая адсорбируемость реагента на очищаемой поверхности, чтобы предотвратить вторичное загрязнение очищенной поверхности (металла, породы). Такими свойствами обладают углеводородные растворители с катионоактивными ПАВ и водные растворы неионогенных и анионоактивных ПАВ в концентрациях, превышающих пятикратные критические концентрации мицеллообразования ККМ. Хорошей адсорбируемостью обладают полиакриламид, сульфитный щепок, т.е.водорастворимые органические полиэлектролиты. Лучшими отечественными реагентами, растворяющими и отмывающими АСПО, являются по степени возрастания отмывающей способности): синтанол ДС-10, смачиватель ДБ (6 баллов), альфапол, синтанол ДТ-7 (7 баллов), альфапол-8с, растворитель АСПО РХП-111 (8 баллов), растворитель АСПО РТ-1У (9 баллов).

В настоящее время на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» для обработки ПЗП добывающих скважин в основном применяется растворитель для удаления АСПО марки РТ-1У.

Растворитель для удаления АСПО РТ-1У представляет собой 10% композицию поверхностно - активных веществ в углеводородном растворителе.

В качестве поверхностно-активных веществ используются алки-лированные сульфокислоты. В качестве углеводородного растворителя - гексановая фракция.

Температура застывания реагента Р1-1У минус 35°С. Реагент РТ-1У должен соответствовать требованиям и нормам.

Физико-химическая характеристика растворителя РТ-1У

Наименование показателя	Норма	Метод испытания
Внешний вид	Однородная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета	Визуально
Плотность при 200С, кг/м3	745 - 750	по ГОСТ 3900
Содержание активного вещества ПАЕ, % масс.	1 - 2	по ГОСТ 11362-75
Вязкость, спз	1,5 - 2,0	по ГОСТ 33
Содержание мехпримесей	отсутствие	по ГОСТ 6370
Щелочное число, мг КОН/г	0,1 - 0,3	по ГОСТ 11362-76
№ технических условий	ТУ 2122-004-12064382-98

1.5 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин с применением углеводородных растворителей

В качестве технических средств для закачки растворителей и продавки рабочего состава в пласт используются передвижные насосные агрегаты Азинмаш-З0А, Азинмаш-32, АКПП-500, ЦА-320.

Агрегат цементировочный ЦА-320 (рис. 6) предназначен для нагревания жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Рис. 6. Цементировочный насосный агрегат ЦА-320

Таблица 10

Техническая характеристика насосного агрегата ЦА-320

Базовое шасси	КрАз-65101
Насос НЦП-32
- наибольшее давление, Мпа	32
- наибольшая подача, дм3/с	26
Насос ЦНС-60-165
- давление, Мпа	1,65
- подача, дм3/с	10
Вместимость мерного бака, м3	6
Габаритные размеры агрегата, мм:	10400х2700х3200
Масса агрегата, кг	15390

Установка АКПП-500 (рис. 7) предназначена для транспортирования и нагнетания в скважины жидких сред при химических обработках призабойной зоны нефтяных и газовых скважин в районах с умеренным климатом. Установка состоит из насоса, цистерны, вспомогательного трубопровода, манифольда и другого оборудования. Цистерна, установленная на раме за насосом, служит для транспортирования соляной кислоты. Она оснащена поплавковым указателем уровня. Внутренняя поверхность цистерны гуммирована.

Рис. 7. Установка АКПП-500

1 - автошасси КрАЗ-255Б; 2 - насос 5НК-500; 3 -цистерна; 4 - вспомогательный трубопровод; 5 - редуктор; 6 - манифольд; 7 - коробка отбора мощности

Таблица 11

Техническая характеристика установки АКПП-500

Наименование	Значение
Шасси агрегата	КрАЗ-255Б
Грузоподъемность, т	7,5
Тяговый двигатель	ЯМЗ-238
Номинальн. Мощность (при частоте вращения 2100 мин-1), кВт	176,5
Вместимость цистерны, м3	3
Насос трехплунжерный	5НК-500
Полезная мощность, кВт	118
Наибольшее давление, Мпа	50
Наибольшая идеальная подача, дм3/с	17,1

Для транспортирования неагрессивных жидкостей с температурой до 80°С и подачи их насосным и смесительным установкам могут применяться также автоцистерны АЦН-10 (рис.8), АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС. Первые три автоцистерны применяются в районах с умеренным климатом, а автоцистерна Цр-7АПС - в районах с умеренным и холодным климатом.

Рис. 8. Автоцистерна АЦН-10

1 - автошасси КАМАЗ-53212; 2 - цистерна; 3 - насосный блок;

Таблица 12

Техническая характеристика автоцистерны АЦН-10

Базовое шасси	КАМАЗ-53212
Вместимость, м3	10
Грузоподъёмность, т	10
Насос для опорожнения и заполнения цистерны:
- подача, дм3 /с	28
- напор (для воды), Мпа	0,28
Условный диаметр трубопроводов, мм
- всасывающего	75
- нагнетательного	75
Время заполнения цистерны, мин.	15
Габаритные размеры агрегата, мм	8300х2500х2820
Масса агрегата, кг	18400

При использовании описанных технических средств необходимо соблюдать следующие технологические требования:

- для доставки растворителя АСПО на объект обработки использовать нефутерованные автоцистерны с заполнением их не более 90 % объема.

- заполнение транспортных средств реагентом производить в течение светового дня, при заземляющих устройствах и выключенном двигателе. По окончании налива реагентов двигатель включать не ранее, чем через 20 мин. После закрытия люка.

- перед заполнением автоцистерны растворителем обязательно необходимо очистить ее от ранее перевозимых жидкостей с составлением акта, фиксирующего очистку.

- обвязка наземного оборудования при закачке химреагента должна обеспечить герметичность и непрерывность процесса, возможность замера давления и расхода.

- уплотнительные элементы оборудования, применяемого при перекачке реагентов должны быть выполнены из масло-бензостойких материалов.

Пакеры, применяемые при обработке ПЗП, предназначены для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления.

Для проведения ОПЗ добывающих скважин с применением углеводородных растворителей применяют пакеры типа ПНМШ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз (ПН), способ посадки и освобождения механический (М) уплотнение происходит под действием веса колонны труб, шлипсовый (Ш); Пакер типа ПНМШ (рис. 9) состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На верхний конец штока навинчена головка пакера 1, на нижний конец -- короткий хвостовик 10. На хвостовик надет фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12

Спускают пакер в скважину на заливочных трубах. Для удержания его в колонне над ним ставят гидравлический якорь.

Рис. 9. Пакер механический типа ПНМШ

1 - головка пакера; 2,5,6 - дюралюминиевые кольца; 3- резиновые манжеты; 4 - шток; 7 - конус; 8 - плашки; 9 - фонарь; 10 - короткий хвостовик; 11 - пружины; 13 - замок.

Спустив пакер на необходимую глубину, поворачивают заливочные трубы по часовой стрелке на 1 - 2 оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в прорезь замка 13. Затем заливочные трубы опускают вниз. При этом фонарь 9 пружинами 11 удерживается в эксплуатационной колонне в верхнем положении. Конус 7 распирает плашки 8, которые его удерживают в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке 10 тс, создаваемой частью веса колонны заливочных труб, резиновыеманжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины.

1.6 Обработки скважин реагентами-растворителями РТ-1У и Т-66

1.6.1 Требования к технологическому процессу

Технологический процесс обработки призабойной зоны добывающих скважин проектируется и базируется на сумме диагностических признаков, характеризующих скважину и дренируемую зону пласта и определяющих целесообразность обработки, глубину воздействия по простиранию пласта, технологию воздействия.

К таким признакам относятся:

- гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта в призабойной и удаленной зонах;

- радиус ухудшенной проницаемости, дренирования и приведенный радиус скважины;

- филътрационные сопротивления в призабойной зоне, гидродинамическое совершенство и скин-эффект скважины;

- коэффициент продуктивности и потенциал производительности скважины, обусловленный зональной неоднородностью породы-коллектора в призабойной зоне пласта.

1.6.1 Технологические схемы обработки призабойной зоны добывающих скважин с применением реагента-растворителея РТ-1У

Технологические схемы применения растворителя определяются условиями разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования.

Для очистки призабойной зоны скважины от АСПО, и прочего кольматационного материала рекомендуются два основных варианта.

Первый вариант. Наиболее простой, но и менее эффективной, не требующей специального оборудования, является технология создания углеводородной ванны в призабойной зоне пласта.

При осуществлении данной технологии расчетное количество растворителя закачивается в призабойную зону пласта и выдерживается в течение 8 часов. Процесс растворения АСПО протекает в статическом режиме. Скважина осваивается обычным порядком.

Второй вариант. Более эффективной является технология обработки скважины растворителем в динамическом режиме. Данная технология обеспечивает полное насыщение растворителя удаляемыми АСПО.

Возможны две модификации технологии обработки скважины растворителем в динамическом режиме.

Первая заключается в закачке растворителя в пласт и осуществлении протекания процесса растворения АСПО в динамическом режиме.

Последовательность обработки скважины в этом случае следующая:

1. Перед проведением работ провести исследование скважин.

2. Провести входной контроль качества используемого растворителя на соответствие его ТУ.

3. Произвести обвязку устья скважины. Схема обвязки должна обеспечить создание циркуляции растворителя по схеме «НКТ - затрубное пространство - НКТ».

4. Закачать растворитель в призабойную зону пласта и выдержать под избыточным давлением (давление закачки) 1 час. Закачку растворителей осуществлять при давлениях, не превышающих давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

5. Сбросить давление до атмосферного и выдержать 30 минут.

6. Создать избыточное давление и выдержать в течение 1 часа.

7. Повторить операции п.п. 1,2,3. Количество циклов определяется общим временем нахождения растворителя в пласте (8 часов- 5-6 циклов).

8. Произвести промывку скважины и выкидных линий. Промывку осуществлять при повышении линейного давления на 30-40 % от нормального.

9. Освоить скважину имеющимися средствами, например. УОС или свабом и пустить в работу обычным порядком.

Схема обработки призабойной зоны пласта скважины по данной технологии представлена на рис. 10.

Сущность второй модификации заключается в закачке растворителя в пласт с последующим ступенчатым изменением давления на забое скважины с общей тенденцией к снижению во времени. Это обеспечивает движение растворителя и продуктов растворения (диспергированных частиц АСПО) по направлению к забою скважины в процессе самой обработки.

Технология обработки.

1. Закачать растворитель в призабойную зону пласта и выдержать под избыточным давлением (давление закачки) 1 час.

2. Сбросить давление до атмосферного и выдержать 30 минут.

3. Создать избыточное давление на устье скважины на 10-15% ниже первоначального и выдержать в течение 1 часа.

В такой последовательности проводятся все циклы обработки пласта растворителем. При этом в каждом последующем цикле давление выдержки растворителя в пласте снижается на 10-15% от предыдущего.

Обработка пласта прекращается после снижения давления выдержки растворителя в пласте до давления гидростатического столба жидкости.

Рис. 10. Обработка ПЗП скважины реагентом-растворителем

1 - закачка растворителя в скважину; 2 - продавка растворителя в пласт; 3 - выдержка растворителя в пласте; 4 - промывка скважины

1.7 Расчет необходимого количества реагентов и план обработки ПЗП

1.7.1 Исходные данные для расчета

Определение необходимого количества реагентов производим для следующих условий:

- `КВ. № 4045 (эксплуатационная);

- глубина скважины Н_СКВ = 1300 м;

- толщина карбонатного коллектора h_ПЛ = 5 м;

- пластовое давление Р_ПЛ = 10,5 Мпа;

- линейное давление Р_ЛИН = 1,5 Мпа;

- внутренний диаметр НКТ d_в.нкт = 0,062 м;

- наружный диаметр НКТ d_НКТ = 0,073;

- глубина спуска НКТ L_НКТ = 1295 м;

- диаметр `КВ. По долоту D_д = 0,215 м;

- условный диаметр эксплуатационной колонны d_ОК = 0,146 м;

- внутренний диаметр выкидной линии d_В = 0,05 м;

- длина выкидной линии L_В = 20 м.

1.7.1 Определение необходимого количества реагентов

1. Определим необходимый объем раствора:

Согласно методике БашНИПИнефть, потребуется 1,5 м³/м водного 40-% -го раствора реагента РТ-1У.

Необходимый объем раствора:

V_Pр = v_у h_пл,

где v_у - удельный объем жидкости на 1 м пласта.

V_Pр = 1,5 м³/м 5 м = 7,5 м ³

2. Определение объема растворителя:

V_р = В_р V_Pр / С _и = 0,4*7,5 = 3,0 м³

где В_р - норма добавки растворителя (40% от V_Pр).

3. Объем воды для приготовления рабочего раствора:

V_B = V_Pр - V_р = 7,5 - 3,0 = 4,5 м³

1.7.3 Порядок приготовления рабочего раствора

Сначала наливают в мерник 4,5 м³ воды, добавляют к ней расчетное количество растворителя (3,0 м³) и в течении 30 мин. Производят циркуляцию. После этого раствор оставляют его на 1,5 - 2,0 часа до полной готовности, после чего готовый раствор насосами АКПП перекачивают в автоцистерны и другие технологические емкости.

1.7.4 Обработка скважины

1. В процессе подготовительных работ скважина должна быть промыта и заполнена жидкостью глушения, в скважину спущены промывочные НКТ, необходимое оборудование размещено и обвязано по утвержденной схеме.

2. Закачивают в скважину рабочий раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта:

V_вл = 0,785 d²_вL_в = 0,785 0,05² 20 = 0,039 м³

V_нкт = 0,785 d²_в.нкт L_нкт = 0,785 0,062² 1295 = 4,0 м³

V_скв = 0,785 (D_д² - d²_нкт)h_пл = 0,785(0,215²- 0,073²) 5 = 0,161 м³

V_р1 = 0,039 + 4,0 + 0,161 м³ = 4,2 м³

3. При помощи пакера изолируют интервал продуктивного пласта.

4. Производят продавку рабочего раствора в ПЗП посредством закачки оставшейся части раствора в объеме:

V_р2 = V_Pр - V_р1 = 7,5 - 4,2 = 3,3 м³

5. Затем для задавливания всего раствора в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта:

V_н = V_р1 = 0,039 + 4,0 + 0,161 м³ = 4,2 м³

6. При помощи насосного агрегата создают избыточное давление (давление закачки не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины Р_изб = 120 атм) и выдерживают под давлением 1 час.

По технической характеристике принимаем режим работы насосного агрегата ЦА-320.

Таблица 13 Давление и подача агрегата ЦА-320М

Передача КПП	Давление, Мпа при диаметре втулки, мм	Подача, дм3/с при диаметре втулки, мм
	100	115	127	100	115	127
II	32	23	18,5	2,9	4,0	4,9
III	18	13,4	10,7	5,2	7,0	8,7
IV	11,7	8,7	7,0	7,9	10,7	13,3
V	7,8	5,8	4,7	11,9	10,1	20,0

Продавку раствора в пласт будем осуществлять на IV скорости при диаметре втулки 100 мм. Насосный агрегат при этом режиме развивает давление 11,7 Мпа.

7. Сбрасывают давление до атмосферного и выдерживают в течение 30 минут.

8. Затем вновь создают избыточное давление и выдерживают пласт под его воздействием в течение 1 часа.

9. Повторяют операции по пунктам 4 - 6 (до 5 - 6 циклов - в зависимости от степени загрязненности ПЗП, мощности пласта и его коллекторских свойств).

10. Производят промывку скважины и выкидных линий. Промывку осуществляют при повышении линейного давления на 30-40 % от рабочего:

Р_пр = 0,4 Р_лин = 1,4*1,5 = 2,1 Мпа

При этом происходит очистка ПЗП от продуктов реакции.

11. Приток пластового флюида вызывают УОС или с помощью компрессора.

12. Скважину выводят на режим (ВНР).

1.8 Освоение и запуск добывающей скважины с применением устройства эжекторного типа УЭОС

Описанная выше технология ОПЗ с применением углеводородного растворителя АСПО РТ-1У при всех своих преимуществах имеет и определенные весьма существенные недостатки - углеводородные растворители действуют главным образом на парафиновые компоненты, при этом оставшиеся нерастворенными агломераты АСВ переходят в свободное состояние, что чревато образованием пробок в глубинно-насосном оборудовании, НКТ и выкидных линиях в процессе промывки и освоения скважины.

В связи с этим были проведены работы по поиску и исследованию методов по интенсивному воздействию на продуты реакции растворителя с АСВ для обеспечения их эффективного выноса из ПЗП скважины.

Оптимальным вариантом по критерию глубокой и качественной очистки ПЗП скважин от кольматационного материала была признана «технология вызова притока с использованием струйных аппаратов разработана»

Технология вызова притока с использованием струйных аппаратов разработана в 1980-1985 гг. в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р.С.

Яремийчука. Эта технология позволяет оперативно на стадии освоения скважины контролировать по данным кривых восстановления давления (КВД) фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне, включая и отдаленную зону, а также создавать многократные мгновенные депрессии и репрессии на пласт.

Под термином «мгновенного» снижения давления или его восстановления при депрессии подразумевается время от нескольких секунд до 100 с. Использование струйных аппаратов позволяет в одном цикле работ при освоении или искусственном воздействии на призабойную зону реализовать следующие виды работ:

1) исследовать скважины по данным кривых восстановления давления;

2) воздействовать на призабойную зону пласта многократными мгновенными депрессиями и репрессиями;

3) подачу в зону пласта различных химических реактивов с быстрым удалением продуктов реакции;

4) исследование скважины на приток при разных депрессиях для построения индикаторных диаграмм.

Технологический процесс дает возможность создавать многократные депрессии и репрессии на пласт, анализировать кривые восстановления давления, но применять его рекомендуют при определенных условиях: пористость и проницаемость продуктивных отложений должна быть ниже, чем критические значения для данного месторождения, продуктивный горизонт должен состоять из устойчивых пород, не разрушающихся при создании многократных мгновенных депрессий в пределах определенных технологическим процессом величин и т.д. Для проведения технологического процесса необходимо, чтобы устье скважины было оборудовано согласно проекту на ее строительство; фонтанная арматура обеспечивала проведение работ при максимально необходимом рабочем давлении; насосно-компрессорные трубы следует рассчитывать на прочность при максимально необходимом внутреннем давлении. Когда рабочее давление подается в межтрубное пространство, то обсадную колонну проверяют на максимальное технологическое давление, создающееся внутри нее, а насосно-компрессорные трубы проверяют на смятие. В комплект внутреннего скважинного оборудования входят: струйные аппараты (стационарные, вставные и др.), пакеры (механические, гидравлические либо гидромеханические), насосно-компрессорные трубы, клапан опрессовочный (для опрессовки насосно-компрессорных труб внутренним давлением), клапан циркуляционный, клапан для опрессовки пакера.

Наземное оборудование скважины -- это насосные агрегаты типа ЦА-320М, ЦА-400, 4АН-700, емкость для хранения рабочей жидкости объемом не менее 25 м³, емкость или амбар для приема флюида из скважины объемом не менее 50 м³, емкость, в которой хранят жидкость для глушения скважины. В качестве технологического раствора для глушения скважины используют техводу, обработанную хлористым кальцием либо хлористым натрием.

Струйный аппарат типа УОС (рис. 11) состоит из корпуса 1 и эжекторного насоса 2. Шар 8 выполняет роль клапана, который направляет рабочую жидкость к рабочей насадке 5, запрессованной в кольце 3. Технологическая заглушка 6 служит для обеспечения опрессовки пакера в затрубном пространстве.

На рис. 12 изображен струйный аппарат типа УЭОС, а на рис. 13 -- схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ приспособлениями УГИП.

Струйный аппарат УЭОС состоит из корпуса, вставного струйного насоса и смонтированного в его нижней части обратного клапана. В случае, когда УЭОС спускают без обратного клапана, с помощью аппарата создаются мгновенные депрессии и репрессии на пласт. Манометр, присоединяемый к резьбе струйного насоса в его нижней части, фиксирует это изменение давления. Если в нижней части устройства смонтирован обратный клапан с присоединенным к нему глубинным манометром, то последний фиксирует момент снижения давления, а после прекращения циркуляции кривую восстановления давления. Струйный насос с обратным клапаном пли без него и манометром поднимается на поверхность из НКТ с помощью канатной техники или обратной циркуляцией жидкости через затрубное пространство.

Струйный аппарат типа УГИП отличается от УЭОС тем, что в его камере инжекции вмонтирован тензометрический датчик, а сам струйный аппарат вместе с датчиком соединен с наземной каротажной станцией. Конструкцией предусмотрено такое же, как и в УЭОС, подсоединение к обратному клапану глубинного манометра.

	1- корпус; 2- заглушка; 3- корпус эжекторной вставки; 4- шар; 5- насадка; 6- гнездо; 7-кольцо уплотняющее; 8- смеситель; 9- заглушка технологическая

Рис. 11. Устройство для обработки скважин УЭОС-1



	1- корпус; 2- эжекторный насос; 3- уравнительный клапан

Рис. 12. Устройство эжекторное для освоения скважин УЭОС-2:

призабойная скважина нефть месторождение



1 - фонтанная арматура; 2 - НКТ; 3 - амбар; 4 - УЭОС; 5 - манометр; 6 - пакер; 7 - хвостовик; 8 - каротажная станция; 9 - фильтр; 10 - насосные агрегаты; 11, 12 - мерные емкости

Рис. 13. Схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ с УОС

Перед проведением работ необходимо выполнить следующие подготовительные операции.

1. Промыть водой скважину на протяжении двух циклов циркуляции и очистить промывочную жидкость, выходящую из скважины, через сито с размерами ячейки не более 3 x 3 мм.

2. Определить глубину установки пакера и струйного аппарата. При этом пакер устанавливают не ниже 10 м выше интервала перфорации, а максимально допустимая глубина спуска зависит от прочности обсадной колонны в подпакерной зоне на смятие с учетом того, что давление в месте размещения струйного аппарата может равняться нулю.

3. Очистить внутреннюю поверхность обсадной колонны в месте установки пакера от ржавчины, глинистой корки, отложений парафина или смол при помощи скребка либо райбера.

4. Подготовить струйный аппарат, пакер, циркуляционный и опрессо-вочный клапаны согласно инструкции по их эксплуатации.

5. Произвести спуск колонны труб в скважину вместе с пакером и струйным аппаратом. Для того, чтобы избежать разрушения уплотняющего материала пакера, колонну НКТ опускают в скважину плавно, со скоростью не более 0,25 м/с.

6. После пакерования устанавливают фонтанную арматуру и обвязывают ее с

насосными агрегатами, сепаратором, емкостями для измерения и приема флюида в

соответствии с утвержденной схемой. Число и тип насосных агрегатов,

необходимых для проведения технологического процесса, приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Количество и тип насосных агрегатов

Глубина скважины, м	Тип насосного агрегата	Число насосных агрегатов
<2000 2000-3000 >3000	ЦА-320/ЦА-400 А, 4АН-700 ЦА-400 А, 4АН-700 4АН-700	1 + 1* 1 + 1* 2+1*

7. Опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, а также проверить герметичность фонтанной арматуры согласно требованиям Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

8. Опрессовать пакер путем создания в межтрубном пространстве избыточного давления, которое не превышает опрессовки эксплуатационной колонны.

Порядок выполнения работ по освоению скважин струйными аппаратами.

1. Если скважина заполнена буровым раствором, то необходимо его заменить через струйный аппарат (при расходе жидкости не более чем 1,5 л/с) на рабочую жидкость - воду или дегазированную нефть.

2. Путем создания расчетного давления жидкость откачивают из пласта на протяжении 0,5-1,0 ч. При этом определяют, существует ли связь пласта со скважиной, величину притока и тип пластового флюида.

3. После прекращения работы наземных агрегатов в случае применения вставного струйного агрегата с гидродинамическим клапаном на ленте глубинного манометра записывается КВД на протяжении 3,0 - 10 ч.

Вставной струйный аппарат извлекают из скважины канатной техникой либо обратной промывкой. На поверхности от вставного струйного аппарата отсоединяют гидродинамический клапан и глубинный манометр, разбирают его, и по известным методикам определяют пластовое давление, скин-эффект, проницаемость призабойной и отдаленной зон пласта, их размеры.

4. Вбрасывают внутрь НКТ вставной струйный аппарат с подсоединенным к нему глубинным манометром, который под действием собственного веса и при нагнетании жидкости с расходом 1,5-2,5 м/с транспортируется к месту его размещения в гнезде корпуса. Для надежного установления аппарата в гнездо на кабеле спускают свинцовую печать, и при легких ударах по головке вставной аппарат занимает свое посадочное гнездо.

5. Наземными насосными агрегатами создается расчетное давление при циркуляции рабочей жидкости на протяжении 10-15 мин. В процессе циркуляции фиксируется количество откачанной из скважины жидкости, а затем на 5-10 мин циркуляция прекращается. Число таких циклов зависит от темпа нарастания притока жидкости из пласта. При его стабилизации работы считают выполненными.

В результате воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия очищается призабойная зона пласта, и скважина постепенно заполняется пластовым флюидом. Особенностью технологии является то, что она позволяет создавать заданную депрессию на пласт, при необходимости управлять ее значением и продолжительностью, многократно повторять циклы депрессий-репрессий на пласт.

Рекомендуется на протяжении первых пяти циклов проводить работы в режиме: 10-15 мин - депрессия и 5-7 мин - репрессия на пласт, дальше постепенно увеличивается время создания депрессии до 25-30 мин с остановкой агрегатов на 10-15 мин.

При вызове притока из пласта и очистке его призабойной зоны рекомендуется последовательно реализовать три режима работы:

р_И = 0,5 р_доп; р_И = 0,75 р_доп; р_И = р_доп.

При проведении технологического процесса необходимо измерять количество поступающих из пласта жидкостей и газов, отбирать пробы и при возможности выполнять анализ нефти и пластовой воды, их содержание (в %), количество и состав твердой фазы, механических примесей и т.д.

Основной критерий определения продолжительности воздействия (числа циклов) -- стабилизация притока и отсутствие в исходном потоке механических примесей. После окончания циклического действия непрерывно на протяжении 2-3 ч откачивается пластовая жидкость в режиме оптимальной депрессии для конечной очистки призабойной зоны.

1.9 Анализ эффективности комплексного воздействия на призабойную зону эксплуатационных скважин Ельниковского месторождения по технологии РТ+УОС

Со времени начала своей деятельности и по настоящее время Сарапульские нефтяники уделяют особое внимание постоянной работе над фондом скважин. Эта работа направлена прежде всего на поддержание скважин в работоспособном состоянии путем проведения в них различных геолого-технических мероприятий, включающих обработку призабойной зоны пласта, в том числе наиболее распространенных видов ОПЗ скважин - химических, как традиционных СКО так и новых методов воздействия, каковым является технология ОПЗ РТ+УОС.

В 2010 году на добывающих скважинах Ельниковского нефтяного месторождения силами СК ООО «Урал-Дизайн ПНП» было проведено 12 обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин по технологии РТ-1У+УОС.

Промысловые данные по результатам проведения вышеуказанных обработок призабойной зоны пласта нефтедобывающих скважин Ельниковского нефтяного месторождения предоставлены геолого-технологической службой ЦДНГ-1,НГДУ Сарапул, все необходимые расчеты так же производились при помощи специалистов цеха добычи №1.

Все скважины исследуемой группы подвергались соляно-кислотному воздействию на призабойную зону 4 и более раз. Все предыдущие обработки производились по традиционной схеме (обычные СКО). Эффективность простых обработок в среднем по скважине составляла 0,3 м³ / сут, при средней продолжительности эффекта до 50 сут.

Ниже в таблицах 2.12 и 2.13 приведены результаты проведения обработок призабойной зоны пласта нефтедобывающих скважин Ельниковского нефтяного месторождения по технологии РТ-1У+УОС в 2008 год.

Таблица 2.12

Результаты ОПЗ добывающих скважин по технологии РТ-1У+УОС на Ельниковском месторождении

№ пп	№ скв.	Qж, м3/сут	% воды	% воды	Qн, т/сут
		до ГТМ	после ГТМ	до ГТМ	после ГТМ		до ГТМ	после ГТМ
1	3813	31,4	29,5	79,3	75,9	-3,4	6,5	7,1
2	3877	25,5	22,6	89,8	86,3	-3,5	2,6	3,1
3	4041	8,0	12,1	69,9	65,4	-4,5	2,4	4,2
4	3859	3,7	3,8	59,0	52,9	-6,1	1,5	1,8
5	3814	7,6	8,8	63,3	59,0	-4,3	2,8	3,6
6	3776	1,6	1,9	16,7	19,8	3,1	1,3	1,5
7	3830	8,0	18,5	69,9	81,6	11,7	2,4	3,4
8	4025	12,0	35,8	86,7	89,4	2,7	1,6	3,8
9	4039	1,8	2,9	73,0	70,3	-2,7	1,6	2,6
10	3840	6,6	7,8	46,7	38,3	-8,4	3,5	4,8
11	4043	9,6	16,0	47,0	53,2	6,2	5,1	7,5
12	3886	6,7	26,3	43,4	82,9	39,5	3,8	4,5
Средние показатели	10,2	15,5	57,1	59,6	-	2,9	4,0
Удельный прирост	5,3	2,5	1,1

Таблица 2.13

Технологическая эффективность проведения ОПЗ по технологии РТ-1У+УОС на Ельниковском месторождении

№ п.п	№ скв.	Ср.сут. прирост (т/сут).	Отработ. время после ГТМ, сут.	Дополнительная добыча, т
1	3813	0,6	344	206,4
2	3877	0,5	296	148,0
3	4041	1,8	279	502,2
4	3859	0,3	178	53,4
5	3814	0,8	199	159,2
6	3776	0,2	158	31,6
7	3830	1,0	153	153,0
8	4025	2,2	43	94,6
9	4039	1,0	228	228,0
10	3840	1,3	222	288,6
11	4043	2,4	190	456,0
12	3886	0,7	127	88,9
В среднем на 1 ГТМ	1,1	201,4	200,8
Итого доп. добыча	2410

Анализируя таблицы результатов проведения геолого-технических мероприятий по основным параметрам работы скважин до и после обработки призабойной зоны пласта, можно сделать вывод, что после воздействия на призабойную зону пласта дебит скважин по жидкости вырос в среднем на 5,3м³, дебит по нефти увеличился в среднем по исследуемой группе скважин на 1,1 т/сут, обводненность незначительно выросла - в среднем на 2,5%.

Наибольший прирост обводненности произошел по скважине № 3830 на 39,5 %, обводненность также выросла по скважинам №№ 3840, 4039, 4025 от 2,7 до 11,7%, по остальным скважинам напротив наблюдается снижение содержания воды в среднем на от 2,7 до 8,4%. Наилучший эффект в плане прироста дебита нефти получен по скважинам №№ 4043, 4039, 4025 по 1,8; 2,2; 2,4 тонн/сут соответственно.

Из таблицы технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий видно, что средняя продолжительность эффекта на конец года - 201 сут.; удельный эффект на одну скважину - 200,8 тн. дополнительно добытой нефти; суммарная дополнительная добыча нефти от проведения обработок по технологии РТ-1У+УОС составила 2410 тонн.

В заключение анализа технологической эффективности применения данного вида геолого-технических мероприятий хотелось бы отметить преимущества ОПЗ РТ-1У+УОС по сравнению с простым воздействием кислотного раствора на карбонатные породы. Как правило, этот вид обработок призабойной зоны пласта дает ощутимый эффект в тех скважинах, где обычные соляно-кислотные обработки были бы заведомо неудачными. Кроме того, по итогам проведения операций по обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин с применением технологии РТ-1У+УОС, в отличие от обычных соляно-кислотных обработок, практически нет роста обводненности скважинной продукции при заметном увеличении дебитов скважин.

2. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

2.1 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности

2.1.1 Общие положения

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи, сбора, транспорта и подготовки добытой продукции допускаются только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне проводимых работ.

Пользователи недр обязаны обеспечить выполнение требований законов стандартов, норм, правил по безопасному ведению работ.

Основными требованиями по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с использованием недр, являются:

- допуск к работе лиц, имеющих специальную подготовку и квалификацию, а к руководству горными работами - лиц, имеющих соответствующее специальное образование;

- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ;

- систематический контроль за состоянием атмосферы в районах ведения работ;