Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

В данном курсовом проекте выполнено проектирование строительства эксплуатационной скважины на Перелюбском нефтяном месторождении. Проект состоит из трех частей: геологической, технико-технологической и специальной части проекта, в которой рассматривается один из вариантов проведения кислотной обработки пласта после бурения.

Курсовой проект содержит пояснительную записку объемом 58 страниц, включая 17 таблиц, 9 рисунков и библиографический список из 9 наименований.

In this course project performed construction design development well on Perelyubsky oilfield. The project consists of three parts: the geological, technical - technological and special part of the project, which is considered one of the types of acid treatment of a formation after drilling.

Course project contains an explanatory note in the amount of 58 pages including 17

tables, 9 figures and bibliographic list of 9 items.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

I. Геологическая часть

1.1. Тектонические особенности

1.2. Геологические условия

II. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор конструкции скважины

2.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

2.3 Выбор породоразрушающего инструмента

2.4. Выбор типа бурового раствора

2.5 Обоснование выбора способа бурения скважин

2.6 Проектирование режимно-технологических параметров бурения

2.7 Выбор компоновки и расчет бурильных труб

2.8 Крепление скважины

2.9 Расчет обсадной колонны

2.10 Выбор буровой установки

2.11 Вторичное вскрытие продуктивного пласта

2.12 Освоение продуктивного пласта

2.12.1 Расчет времени притока жидкости из пласта в скважину при свабировании

III. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3. 1 Обоснование обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты после первичного вскрытия, цементации и перфорации

3.1.1 Расчет основных технологических показателей процесса солянокислотной обработки

IV. ТЕХНИКО-ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

4.1 Меры безопасности при бурении скважин

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК



ВВЕДЕНИЕ

Целью выполнения данного курсового проекта является закрепление знаний по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин», а также ознакомление с техникой выполнения всех технологических операций, связанных с процессом бурения. Эти знания необходимы инженеру при проектировании, монтаже и эксплуатации буровых установок, отдельного оборудования к ним, устройств, узлов, приспособлений, выполнения ремонтных работ.

Задача курсового проекта - расчет режимных параметров бурения эксплуатационной скважины глубиной 4400 м на Перелюбском месторождении. Данная задача включает в себя подбор конструкции скважины, секций эксплуатационной колонны, колонны бурильных труб, буровой установки, буровых насосов, породоразрушающего инструмента, цементировочных и смесительных агрегатов; расчет плотностей и выбор буровых и тампонажных растворов, материал буровых и обсадных труб и т.д.

Кроме того, в курсовом проекте содержится специальная глава, темой которой является «Обоснование обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты». В специальной главе рассмотрены причины ухудшения фильтрационных свойств пласта-коллектора в следствии операций связанных с бурением, цементированием и вторичным вскрытием пласта.



I. Геологическая часть

В тектоническом плане территория участка находится в пределах юго - восточного крыла Жигулевско-Пугачевского свода, являющегося структурным элементом Волго-Уральской антеклизы.

В неотектоническом плане эта территория расположена в зоне относительно новейшего опускания. Характерной особенностью рассматриваемой области является унаследованность региональных широтных флексур мезозойских и палеозойских отложений вдоль северной окраины Прикаспийской синеклизы. Расположение участка соответствует Узень-Иргизской мульде, расположенной расположенной между Пугачовско-Чапаевским новейшим поднятием, развивающимся на юго-восточном крыле древнего Жигулевско-Пугачевского свода и Узень-Ичкинским валом западного окончания Общего Сырта. Структура унаследована с мезозоя и в южном направлении она ступенчато открывается в Прикаспийскую синеклизу.

1.1 Тектонические особенности

В региональном плане Перелюбское месторождение расположено на юго - западном склоне Бузулукской впадины, в зоне развития Камелик - Чагынской системы линейных дислокаций. По данным сейсморазведочных работ и материалам бурения эта система представляет собой ступенчато погружающиеся вглубь впадины выступы кристаллического фундамента. Поверхность каждой ступени наклонена на север, что благоприятствовало формированию в девонских отложениях ловушек для нефти и газа. Следует отметить, что структуры Перелюбского участка связаны с Денисовской ступенью, отдельные участки которой в различные этапы тектогенеза испытывали разноплановые движения, что отложило свой отпечаток на формирование отложений - смену фаций, изменение толщин, глубину стратиграфических размывов и т. д.

В целом Бузулукская впадина заложилась в герцинский этап тектогенеза, формировалась на протяжении всей истории развития осадочного чехла и окончательно сформировалась в альпийский этап тектогенеза.

1.2 Геологические условия

Горные породы, слагающие территорию участка с поверхности, представлены двумя генетическими комплексами. В долинах рек Камелик и его притоков распространены средне-плейстоценовые и голоценовые аллювиальные отложения. На склонах и водораздельных пространствах образовалась толща плиоцен-среднеплейстоценовых элювиально-делювиальных отложений, эта толща образовалась в конце плейстоцена после апшеронской трансгрессии, как результат весьма характерного семиаридного морфолитогенеза и носит название сыртовых отложений.

Аллювиальные отложения слагают пойму и террасы в долинах крупных и малых рек. Отложения представлены переслаиванием глин, песков, супесей и суглинков. В основании разреза, как правило, залегает гравийно-галечный материал. Общая мощность отложений достигает 60 м.

Рассматриваемая часть разреза сыртовой толщи включает коричневато-бурые глины и суглинки. Глины отличаются слабо выраженной слоистостью, известковистостью, содержат прослои темного гумусированного материала, обуглившиеся растительные остатки, мелкие железисто-марганцевые стяжения. Глины плотные, непросадочные, с глубиной плотность глин возрастает. С приближением к абсолютным отметкам 110 - 120 м. и выше в глинах появляется примесь мелкообломочного и песчанистого материала, а на высоте 120 - 140 м. глины переходят в элювиально-делювиальные суглинки. Суглинки желто-бурые, палево-бурые, песчанистые, известковые, пористые, слабопросадочные. Общая мощность рассматриваемой толщи достигает 60 м.

В основании представленных комплексов аллювиальных и алювиально-делювиальных отложений залегает мощная толща глин с горизонтами и линзами песков, отложившаяся в результате акчагыльской трансгрессии. Мощность морского акчагыла обычно не превышает 100 м, но в отдельных депрессиях по палеодолинам она возрастает до 200м и более.

Из экзогенных геологических процессов на территории участка отмечаются проявления плоскостной, линейной и боковой водной эрозии. Интенсивность процессов слабая, пораженность территории невелика. Нисходящие неотектонические движения, малое количество выпадающих атмосферных осадков не способствуют активации эрозионных процессов. Кроме того, этому способствует тот факт, что плакорные пространства заняты отложениями преимущественно тяжелого механического состава.

Территория участка расположена в сейсмически спокойной зоне.

Геологический разрез представлен осадочными породами девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой и четвертичной систем.

Ниже представлена таблица, в которой отражена характеристика механических свойств горной породы по твердости и абразивности, ожидаемые пластовые давления .

Таблица 1.1 - Геологические условия проводки скважин

Интервал залегания	Горная порода	Категория пород по твёрдости	Категория пород по абразивности	Категория пород по буримости	Ожидаемые пластовые давления, МПа
0-20	Суглинки	Мягкие	I	II	0,1962
20-515	Глины, Песчаник, Алевролит	Мягкие	II III	II III	5,22
515-1695	Ангидрит Доломит	Твердые Ср. твердые	III IV	IV IV	18,37
1695-2510	Доломит, Известняк	Твердые Ср. тверд	IV IV	V V	27,46
2510-3200	Глина, Песчаник, Известняк Доломит	Ср. тверд	IV	V V VI VI	35,66
3200-4400	Песчаник Глина Известняк Доломит	Ср. тверд	IV	V	48,48

Проектируется поисковая нефтегазовая скважина глубиной 4400 м. Продуктивный пласт сложен карбонатными породами, находящимися в интервале 4315 - 4380 м. Предполагаемый дебит скважины Q = 120 м³/сутки. Ожидаемое пластовое давление P_пл = 48,48 МПа.



II. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор конструкции скважины

В соответствии с целевым назначением и основными задачи буровых работ, геолого-техническими условиями бурения и степенью их изученности обосновывается выбор конструкции скважины, определяющейся числом и диаметрами обсадных колонн и глубинами их спуска; диаметрами долот и интервалами бурения ими под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя [2].

1. Находим коэффициент аномальности:

, (2.1)

где пластовое давление, МПа; h - глубина скважины, м.

Например, при h=20 м:

2. Рассчитываем индекс давления поглощения:

(2.2)

где - давление поглощения, МПа.

При отсутствии промысловых данных давление гидроразрыва (начала поглощения) определяется по формуле:

(2.3)

Давление поглощения при h=20 м:

Индекс давления поглощения при h=20 м:

3. Определим относительную плотность бурового раствора:

(2.4)

где - коэффициент резерва, который равен 1,1-1,15 при глубине скважины до 1200 м и 1,05 при глубине скважины более 1200 м.

При h=20 м:

.

Данные для каждого интервала представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Значения коэффициентов аномальноми, поглощения и минимальной плотности бурового раствора для каждого интервала

Глубина h, м
20	1	1,51	1,15
515	1,03	1,53	1,19
1695	1,10	1,58	1,16
2510	1,12	1,58	1,17
3200	1,14	1,60	1,19
4400	1,12	1,59	1,18

По интервалам бурения построим совмещенный график изменений коэффициента аномальности пластовых давлений, индексов давления поглощения и относительной плотности бурового раствора (рис.2.1). Линии изменения этих коэффициентов и индексов на графике определяют границы зон совместимости внешних условий бурения и являются интервалами крепления скважины обсадными трубами, а их число соответственно определяет число обсадных колонн.

Рисунок 2.1. Совмещенный график изменения градиентов давлений

Исходя из полученного графика совмещенных давлений, можно сделать вывод о том, что отсутствуют несовместимые интервалы бурения. Исходя из этого, планируется спуск следующих обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая колонны и эксплуатационная колонны.

2.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Диаметры обсадных колонн и долот выбираются снизу вверх, начиная от эксплуатационной колонны.

1. Наружный диаметр эксплуатационной колонны определяется в соответствии с дебитом скважины, который равен 120 .



Таблица 2.2 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

	Более 40	40-100	100-150	150-300	Более 300
, мм	114	127-140	140-146	168-178	178-194

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:

, (2.5)

где - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны (подбирается по ГОСТ), мм; - радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенками скважины:

Таблица 2.3 - Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины

Диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-168	178-245	273-299	324-351	377-508
Радиальный зазор, мм	5-15	10-20	10-25	15-30	20-40	25-50

Далее по ГОСТ подбирается ближайший больший диаметр долота:

Внутренний диаметр обсадной колонны, через которую проходит соответствующее долото, рассчитывается по формуле:

, (2.6)



где - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается 310 мм. Далее по ГОСТ подбираются ближайшее большее значение внутреннего диаметра колонны и указывается наружный диаметр и толщина стенки подобранной колонны.

2. Внутренний диаметр технической колонны:

В соответствии с ГОСТ 632-80 подбираем обсадную колонну с треугольной резьбой диаметром с муфтой диаметром и с толщиной стенки не более чем 8,9 мм.

Для бурения технической колонны подбираем долото:

Ближайший больший размер по ГОСТ:

3. Внутренний диаметр кондуктора:

Выбираем обсадную колонну с треугольной резьбой диаметром с диаметром муфты и с толщиной стенки не более 9,5 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор равен:

Выбираем долото диаметром:

4. Внутренний диаметр направления:



Выбираем обсадную колонну с треугольной резьбой диаметром с диаметром муфты и толщиной стенки не более чем 10,0 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

Выбираем долото диаметром:

Полученные данные для конструкции скважины занесём в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Данные для конструкции скважины

Наименование колонны	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Наружный диаметр колонны, мм	Диаметр муфты, мм
Эксплуатационная колонна	4400	190,5	146,1	166
Технологическая колонна	2510	295,3	219,1	244,5
Кондуктор	300	393,7	323,9	351
Направление	20	508	426	451

С учетом данных таблицы 2.4. построим конструкцию скважины (рис 2.2).



Рисунок 2.2. Конструкция скважины

2.3 Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрущающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород, анализе условий литологического строения конкретного разреза и разделении его на интервалы одинаковой буримости. Также немалую роль в выборе долота играют такие показатели, как механическая скорость проходки и стоимость 1 метра проходки.

Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины [2].

Таблица 2.5 - Физико-механические свойства горных пород

Интервал залегания	Горная порода	Категория пород по твёрдости	Категория пород по абразивности	Категория пород по буримости
0-20	Суглинки	Мягкие	I	II
20-515	Глины, Песчаник, Алевролит	Мягкие	II III	II III
515-1695	Ангидрит Доломит	Твердые Ср. твердые	III IV	IV IV
1695-2510	Доломит, Известняк	Твердые Ср. тверд	IV IV	V V
2510-3200	Глина, Песчаник, Известняк Доломит	Ср. тверд	IV	V V VI VI
3200-4400	Песчаник Глина Известняк Доломит	Ср. тверд	IV	V

С учётом данных таблицы 2.5, а также конструкции скважины, подберём долота для каждого из интервалов бурения.

Таблица 2.6 - Выбор породоразрушающего элемента

Интервалы бурения	Тип долота
0-20	III 508 М-ЦВ
20-300	III 393,7 М-ЦВ
300-2510	III 295,3 Т-ГНУ
2510-4400	III 190,5 СЗ-ГНУ

2.4 Выбор типа бурового раствора

Основной принцип выбора типа бурового раствора - соответствие его состава разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Основное условие при выборе давления бурого раствора:

(2.7)

(2.8)

где - относительная плотность бурового раствора; - коэффициент аномальности пластового давления; - индекс давления поглощения; - коэффициент резерва ( в интервале 0 - 1200 м; в интервале от 1200 м до проектной глубины); - коэффициент безопасности, который при глубине скважины меньше 1200 м выбирают равным 1,1-1,15; а при большей глубине - 1,05-1,1.

Рассчитаем все необходимые для обоснования выбора плотности бурового раствора параметры.

1) На интервале 0-20 м:

; ;

2) на интервале 20-515 м:

; ;

3) на интервале 515- 1695 м:

; ;

4) на интервале 1695-2510 м:

; ;

5) на интервале 2510-3200 м:

; .

6) на интервале 3200-4400 м:

;

С помощью графика совмещенных давлений, а также на основе выполнения равенств 2.8 и 2.9, выберем плотность буровых растворов.

Таким образом на интервалах:

0-20 м: ;

20-515 м:

515-1695 м: ;

1695-2510 м: ;

2510-3200 м: ;

3200-4400 м: .

Количество очистного агрегата для бурения скважины:

(2.9)

где - объем циркуляционной желобной системы (4-7 м³); =2 - коэффициент запаса; объем скважины,

(2.10)

где - диаметр долота на интервале, м; - длина интервала бурения, м.

Глина - основной компонент для приготовления промывочных жидкостей. Отличительная способность глины состоит в том, что, адсорбируя воду, она превращается в вязкий, пластичный материал, который легко распускается в воде и образует стабильные суспензии. В состав глин входят осадочные полудисперсные породы, а также водорастворимые соли и органические вещества. Наиболее распространенные глинообразующие материалы - это монтмориллонит, гдирослюда, каолинит и др.

Для приготовления промывочных жидкостей применяются разные по составу глины и вода, поэтому свойства растворов могут быть весьма разнообразными [6].

Литологические характеристики всех интервалов бурения позволяют выбрать растворы на глинистой основе.

1) Интервал от 0 до 20 м сложен суглинками. На этом интервале возможно обваливание стенок скважины и поглощение раствора. Из практики бурения на данном месторождении применяется глинистый раствор. Принимаем плотность раствора равной .

Необходимое количество глины для получения объема раствора заданной плотности:

(2.11)

Требуемая масса глины:

(2.12)

Требуемый объем воды:

(2.13)



2) Интервал 20-300 м сложен глинами, песчаника и алевролитами. Буровой раствор такой же плотности и состава:

3) Интервал 300-2510 м.

В связи с тем, что в литологическом разрезе данного интервала присутствуют глины, ангидрит, доломиты и известняк необходимо изменить химических состав бурового раствора. Для заданного интервала оптимальным является лингосульфонатный буровой раствор. Это раствор, стабилизированный лингосульфонатными реагентами. Он используется при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород . Раствор нечувствителен к кальциевой агрессии и при разбуривании гипсов и ангидритов, не переходит в гипсовый. При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно раствор разжижается при обработках УЩР и ССБ [1].

Согласно методике [1] для приготовление лингосульфонатного бурового раствора к исходному глинистому раствору необходимо добавить (из расчета на 1 м³):

1. ССБ - 20 кг;

2. УШР - 10 кг;

3. NaOH - 10 кг;

4. Пеногаситель - 10 кг.

4) В интервале 2510-4400 м требуется повысить плотность раствора до 1250 .

Занесём основные характеристики подобранных буровых растворов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 - Основные характеристики подобранных буровых растворов

Глубина, м	Тип бурового раствора	с, кг/м3	Т, с	Ф30, см3	СНС1, дПа	СНС10, дПа	pH
0-300	глинистые суспензии	1200	40-45	6-8	30	50	8-9
300-2510	лигносульфонатный	1200	35-40	6-8	44	60	9-10
2510-4400	лигносульфонатный	1250	40-45	7-9	47	65	9-10

В современных условиях бурения для приготовления буровых растворов используется следующее оборудование:

1) блок приготовления раствора БПР-70 или БПР-40 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками;

2) емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями;

3) диспергатор;

4) насосы.

При выборе оборудования для приготовления растворов необходимо учитывать комплектование и состав циркуляционных систем буровых установок различных типов.

Эффективная очистка буровых растворов от выбуренной породы, является важнейшим фактором снижения затрат материалов на регулирование параметров буровых растворов, повышения технико-экономических показателей бурения скважин, улучшения качества вскрытия продуктивных пластов.

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности:

скважина-блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор - блок тонкой очистки (песко- и илоотделитель,) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклонные глиноотделители, центрифуга). Широко применяется импортная система очистки американской фирмы DERRIC. В частности на скважине были установлены вибросита и центрифуга этой фирмы. Вибросита просты в обслуживании имеют две сетки, что обеспечивает более эффективную очистку.

Так как бурение скважины требует качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы. Поэтому прежде чем приступить к забуриванию, следует убедиться в наличии сеток на вибросите с различными диаметрами ячеек в зависимости от интервала бурения и буримости породы, состояния оборудования для приготовления и очистки.

На всем протяжении бурения была организована четырехступенчатая очистка бурового раствора.

Рисунок 2.3. Принципиальная схема блока приготовления и очистки бурового: раствора: 1 - скважина; 2 - вибросита DEERRIC; 3 - пескоотделитель; 4 - ЦСГО; 5 - илоотделитель; 6 - центрифуга DERRIC; 7 - емкости для раствора; 8 - буровые насосы; 9 - мерная емкость.

2.5 Обоснование выбора способа бурения скважин

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин. Выбираем в соответствии с ГОСТ 4938-78 ротор Р-700:

Таблица 2.8 - Характеристика ротора Р-700

Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН	5000
Статический крутящийся момент на столе ротора,	80
Частота вращения стола ротора, об./мин, не более	250
Передаточное число от приводного вала до стола ротора	3-4
Масса (без вкладыша), кг	4790

2.6 Проектирование режимно-технологических параметров бурения

После принятия решения о способе бурения, типах используемых долот, буровых растворах необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту его вращения и расход буровых растворов, т.е. режим бурения для каждого однородного по условиям буримости интервала скважины [2].

Осевая нагрузка на долото вычисляется по формуле:

(2.14)

где удельная нагрузка на единицу диаметра долота

Таблица 2.9 - Удельная нагрузка на долото

Горные породы	Удельная нагрузка на единицу рассматриваемого долота, кН/мм
Весьма мягкие	< 0,2
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород средней твердости и твердых	0,2 - 0,5
Породы средней твердости с прослойками твердых	0,5 - 1,0
Твердые породы	1,0 - 1,5
Крепкие и очень крепкие породы	> 1,5

Пример расчет осевой нагрузки для долота, с помощью которого бурится направление (интервал 0 -20 м):

Таблица 2.10 - Частоты вращения долот

Глубина интервала, м	Частота вращения долота, мин-1
0-20	100
20-515	110
515-2510	100
2510-3200	80
3200-4400	70

Минимально необходимый расход Q₁ из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле:

, (2.21)

где - площадь забоя, м²; - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя (0,50-0,60)

(2.15)

Пример расчета для долота, которым бурится направление:

Определяем диаметры БТ и УБТ:

;

;

;

(толщина стенки 9 мм);

Расход промывочной жидкости обеспечивающий вынос шлама:



, (2.16)

где- скорость восходящего потока (= 0,4-0,7);- диаметр скважины, м; d - внешний диаметр БТ, м.

Таблица 2.11 - Режимно-технологические параметры бурения

Интервал, м	Минимально необходимый расход , м3/с	Расход выноса шлама , м3/с	Осевая нагрузка на долото, кН
0-20	0,122	0,089	101,6
20-300	0,073	0,056	118,1
300-2510	0,041	0,029	147,65
2510-4400	0,017	0,005	95,25

Исходя из данных в таблице, необходимый расход выбираем равным величине Q_оз абсолютно для каждого интервала, т.к. требуется выбрать больший расход.

2.7 Выбор компоновки и расчет бурильных труб

Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия:

(2.17)



где осевая нагрузка, Н; вес забойного двигателя; вес погонного метра УБТ, ; плотность соответственно бурового раствора и материала труб,

Количество УБТ:

(2.18)

Длина БТ:

(2.19)

Наибольшее растягивающее усилие при подъёме колонны:

, (2.20)

где - наибольшее растягивающее усилие при подъёме колонны, Н; - глубина скважины до забоя, м; - длина УБТ, м; - вес 1 метра БТ, - вес 1 метра УБТ, - плотность бурового раствора, - плотность стальных труб, - вес долота и КНБК, Н; - усилие затяжки инструмента при подъеме, ; Р - давление, развиваемое насосом в момент восстановления циркуляции.

Для прокачки очистного агента выбираем буровой насос УНБТ-950А, создаваемое максимальное давление для которого равно 32 МПа.

Условие прочности при растяжении:

, (2.21)

- наружный диаметр БТ, м; - внутренний диаметр БТ, м; Сталь марки М

Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручении определяется по следующей формуле:

(2.22)

Крутящий момент:



, (2.23)

где коэффициент динамичности; угловая скорость вращения, ,подводимая мощность, Вт.

Подводимая мощность определяется суммированием мощности на вращение долота и мощности холостого вращения

Для вертикальных скважин:

(2.24)

где плотность бурового раствора, L -суммарная длина бурильных труб, м; n - частота вращения,

На основании стендовых испытаний трехшарошечных долот с :

(2.25)

коэффициент крепости горной породы (для мягких - 2,6; для средних - 2,3; для крепких - 1,85); нагрузка на долото, Н.

+ (2.26)

Расчет касательных напряжений при кручении:

(2.27)

Расчет растяжения в процессе бурения:

(2.28)

Усилие растяжения в процессе бурения определяется по формуле:

(2.29)

Проверка по третьей теории прочности:

Таким образом, условие по третьей теории прочности выполняется и подобранная группа прочности материала труб - K.



2.8 Крепление скважины

Процесс крепления скважины состоит из нескольких технологических операций, обеспечивающих закрепление стенок скважины и длительную изоляцию пластов друг от друга, а также от дневной поверхности. С учетом назначения и выбранной конструкции скважины необходимо сделать анализ условий работы обсадных колонн в скважине и выполнить прочностные расчеты с целью обоснования способа их спуска и цементирования. С учетом давлений поглощения в интервале цементирования выбирается плотность тампонажного раствора и определяется потребное количество материалов для цементирования. Обосновывается выбор цементировочного оборудования, режимов его работы и рассчитывается продолжительность процесса цементирования.

Выбирается способ испытания обсадных колонн на герметичность, и рассчитываются возможные значения давления опрессовки и снижения уровня раствора в колонне. Выполняется расчет секций обсадных колонн по избыточным давлениям [2].

Поскольку гидродинамическое давление зависит от плотности тампонажного раствора и его реологических характеристик, задаются верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора:

(2.30)

, (2.31)

где - плотность промывочной жидкости, ; - давление поглощения, Па; - ускорение свободного падения; - высота столба тампонажного раствора, м.

Рассчитаем верхние и нижние границы плотности цементных растворов для всех интервалов бурения:

1) Направление:

2) кондуктор:

.

3) технологическая колонна:

.

4) эксплуатационная колонна:

Окончательно принимаем:

Определим необходимый объем буферной жидкости:



(2.32)

где - диаметр скважины, м; - наружный диаметр обсадной колонны, м; - высота подъема буферной жидкости в кольцевом пространстве, м.

.

Необходимый объем цементного раствора будет складываться из нескольких объемов:

(2.33)

где объем межтрубного пространства,;

объем затрубного пространства, ;

объем цементного стакана ниже стоп-кольца, .

(2.34)

где внутренний диаметр предыдущей колонны, наружный диаметр обсадной колонны, м; высота цементного столба в предыдущей колонне, м.

(2.35)

где - глубина спуска обсадной колонны, м; глубина спуска предыдущей колонны, м; коэффициент, учитывающий неровности стенок скважины.

(2.36)

где внутренний диаметр обсадной колонны, м; высота цементного стакана.

.

Определение необходимого объема продавочной жидкости:

(2.37)

где коэффициент сжимаемости продавочной жидкости.

Определение массы сухого цемента в раствора заданной плотности :

(2.38)

где - водоцементное отношение (принимаем равным 0,45).

Определение количества сухого цемента:

(2.39)



где - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах (1,03-1,05).

Определение количества воды, необходимого для затворения:

(2.40)

где плотность воды; коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах (1,03-1,05).

Определение числа цементосмесительных машин 2СМН-20:

(2.41)

где насыпная плотность цементного порошка,; объем бака цементосмесительной машины, .

принимаем .

Расчет числа цементировочных агрегатов ЦА-320М:

(2.42)

где скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе; подача цементировочного агрегата на 4 передаче,.

принимает

Расчет времени приготовления цемента:

(2.43)

где - производительность цементосмесительной машины,.

Время прокачки буферной жидкости:

(2.44)

Время прокачки цементного раствора:

(2.45)

Время прокачки продавки:

(2.46)

где подача цементировочного агрегата на 1 передаче,.

Расчет времени цементирования:

(2.47)

Определение времени начала схватывания цемента:

На рис.2.3. представлена схема расстановки цементировочной техники.

Рисунок 2.3 - 1, 2 - смесительные машины c цементным раствором; 3 - ЦА; 4 - ЦА начинающий продавку; 5 - цементировочная пробка; 6 - цементировочная головка; 7 - блок манифольда; 8 - станция контроля за цементированием.



2.9 Расчет обсадной колонны

При определении наружных давлений, действующих на обсадную колонну, руководствуются следующими условиями.

В незацементированной зоне наружное давление на колонну определяют по формуле

(2.48)

- глубина от устья скважины до уровня цемента

До затвердевания цемента наружное давление по всей длине колонны определяют на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывают с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного раствора:

(2.49)

где - плотность цементного раствора да застывания, ; - глубина спуска обсадной колонны, м.

После затвердевания цемента в зацементированной зоне в интервале межколонного пространства наружное давление определяют по давлению составного столба бурового раствора и столба застывшего тампонажного раствора ():

(2.50)



По результатам расчета строим график наружных давлений (рис.2.4).

Рисунок 2.4 - График наружных давлений по всей длине колонны

При определении внутренних давлений, действующих на обсадную колонну, руководствуются следующими соображениями.

Для нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье определяют по формуле:

(2.51)

где - плотность нефти, равная 765 кг/м³.

При испытании колонны на герметичность вычислим давление опрессовки:

(2.52)

Далее рассчитаем внутреннее давление на забое скважины:



(2.53)

В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как пласт истощен. Уровень жидкости в скважине определим из уравнений:

где - пластовое давление в конце эксплуатации ( = 10 МПа).

Отразим зависимости внутренних давлений от глубины спуска колонны графически:

Рисунок 2.5 - График зависимости внутренних давлений от глубины спуска колонны труб

Внутренние избыточные давления равны разности давлений при опрессовке и наружных давлений после затвердевания цемента:

(2.54)

Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ и внутреннего давления в конце эксплуатации:

(2.55)

Необходимо также учитывать коэффициент разгрузки K=0,25

По результатам расчетов строим график избыточный давлений:



Рисунок 2.6 - График избыточных давлений

скважина нефтяной пласт

Первая секция колонны должна перекрыть продуктивные пласты и иметь дополнительные 50 м, поэтому:

(2.56)

Трубы первой секции должны выдерживать давление:

(2.57)

где - коэффициент запаса прочности при расчете на смятие ( для зоны эксплуатационного объекта (продуктивный пласт), для остальных интервалов).

По графику избыточных наружных давлений определим с помощью линии тренда, уравнение которой:



Выбираем трубы (группу прочности и толщину стенки) для первой секции по таблице критических давлений для обсадных труб (ГОСТ 632-80). Подходящее нам значение: Р_кр = 43,7 МПа. Толщина стенки при этом составляет 10,7 мм, исполнение - А, группа прочности стали -Д.

Определим вес первой секции:

(2.58)

q₁ - вес одного метра первой секции, м (для подобранной секции вес одного метра = 0,340 кН/м), l₁ - длина первой секции.

Проверим на действие внутренних избыточных давлений:

(2.59)

где Р_Т1 - внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести (по ГОСТ 632-80), МПа, n₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

Таблица 2.15 - Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление

Диаметр труб, мм	Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление
	Обсадные трубы по исполнению Б	Обсадные трубы по исполнению А
114-219	1,15	1,15
Свыше 219	1,45	1,15



Условие по внутренним давлениям, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести, выполняется.

Для второй секции выберем трубы исполнения А из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм; .

Определим критическое давление для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от веса первой секции:

, (2.60)

где - критическое давление для обсадных труб. - растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести; .

.

Для третьей секции возьмем трубы исполнения А из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм; .

Чтобы определить длину второй секции, выберем трубы для третьей секции с необходимой толщиной стенки и группой прочности. И определим, с какой глубины они могут быть установлены (по эпюре наружных избыточных давлений). Подставив в уравнение линии тренда для графика наружных избыточных давлений критическое значение, получили, что:

>4400 (глубина скважины)

Значит, установить трубы третьей секции можно с любой глубины. Принимаем

длину

Вес 1 м труб:

.

Рассчитаем длину и вес третьей секции:

; (2.61)

, (2.62)

где - страгивающая нагрузка для соединения обсадных труб (табличное значение: ); - коэффициент запаса ().

;

Уменьшим длину второй секции:

Вес второй секции:

Проверим трубы второй и третьей секции на действие внутренних избыточных давлений (аналогично первой секции):

Общий вес обсадной эксплуатационной колонны:

Таким образом, проектируем трехсекционную эксплуатационную обсадную колонну из труб группы прочности Д (исполнение А). Сведем характеристики подобранных секций в таблицу 2.16:

Таблица 2.16 - Характеристики обсадной колонны

Номер секции	Длина секции, м	Толщина стенки, мм
1	115	10,7
2	270	9,5
3	4015	8,5

2.10 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Параметр «максимальная грузоподъемность» характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины.

Условие выбора буровой установки:

(2.63)

где - максимальный вес бурильной колонны или колонны обсадных труб, - рекомендуемая глубина бурения, - вес 1 м бурильных труб или колонны обсадных труб, Н/м.

Максимальные допустимые нагрузки на крюке с учетом коэффициента грузоподъемности - 0,9 для ОК и 0,6 для БК:

; (2.64)

, (2.65)

;

;

;

По полученным данным (максимальному весу колонны и проектной глубине скважины) выбирается оптимальная буровая установка.

Окончательно выбираем буровую установку - БУ-4500/270:

Таблица 2.17 - Основные характеристики БУ-4500/270

Характеристики	БУ4500/270
Основные характеристики
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2700
Условная глубина бурения, м	4500
Высота основания (отметка пола буровой), м	11,1
Тип привода	Электрический, регулируемый,переменного тока
Масса буровой установки, т	1500
Вышка, тип	Мачтовая, с открытой передней гранью
Оснастка талевой системы	5х6
Полезная высота вышки, м	46
Номинальная длина бурильной свечи, м	24-27
Лебедка, расчетная мощность на входном валу, кВт	1120
Вертлюг
Статическая грузоподъемность, кН	2700
Максимально-допустимое давление промывочной жидкости, МПа	35
Ротор	Р-700 с ПКР 560М
Расчетная мощность привода ротора, кВт	1120
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Допускаемая статическая нагрузка, кН	2700
Насос
Мощность насоса, кВт	1180
Идеальная подача (наибольшая), л/с	51
Предельное давление (наибольшее), МПа	35

2.11 Вторичное вскрытие продуктивного пласта

Сущность процесса вторичного вскрытия пластов - создание каналов в цементном кольце, обсадной колонне и участках горных пород, загрязнённых в процессе бурения скважины частицами бурового раствора. Главной задачей при проведении данных работ является создание гидродинамических связей между скважинами и продуктивными пластами. При этом необходимо минимизировать любые негативные воздействия на коллекторские качества ПЗП (призабойной зоны пласта) и не нарушить обсадные колонны и цементное кольцо.

Для вторичного вскрытия была выбрана перфорация при депрессии на пласт. Эта перфорация - наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эту перфорацию в настоящее время осуществляют по двум вариантам. При вторичном вскрытии скважины на Перелюбском месторождении был использован второй вариант проведения мероприятия.

По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливают лубрикатор - устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье.

Путем снижения уровня раствора в скважине, замены на более легкий раствор, полного удаления раствора из скважины и заполнения ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов, спускаемых одновременно, не должно превышать 300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять, происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом наблюдается интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости его можно опять спустить в скважину для дострела необходимого интервала.

По второму варианту перфорации используют перфораторы, спускаемые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и дальше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфораторы имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспособлениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет соединять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамической связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом (рис. 2.7).

Таким образом, перфорация осуществляется в следующем порядке. В скважину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен перфоратор ПНКТ.

Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или замены ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в трубы, движется в НКТ до механизма ударного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. После перфорации нефть из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфоратора.

Эти перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнять вторичное вскрытие, где требуется повышенная пробивная способность зарядов. Выбор второго варианта в первую очередь обосновывается герметичностью устья скважины в течения всего времени проведения перфорации. Скважина заглушена буровым раствором плотностью 1250 .



Рисунок 2.7 - Схема выполнения работ перфоратором, спускаемым по трубам:

1 - резиновый шар; 2 - циркуляционный клапан; 3 - механизм ударного действия; 4 - приспособление инициирования зарядов; 5 - перфоратор.

Перфоратор (ПНКТ73) крепится на НКТ 73х7 мм. Характеристики перфораторы приведены в таблице 2.18.

Таблица 2.18 - Характеристики перфоратора ПНКТ73

Наружный диаметр изделия, мм	73
Минимальный диаметр обсадной колонны, мм	96
Максимальное допустимое давление, МПа	100
Максимальная рабочая температура, 0С	170
Плотность перфорации за спуск, отв/м	6
Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск	250
Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм	115
Средний диаметр канала, мм (не менее), при твердости породы 700 МПа	11

2.12 Освоение продуктивного пласта

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добычными возможностями пласта.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине.

В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или свабированием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.

Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока:

1) замена скважинной жидкости на более легкую;

2) свабирование;

3) тартание;

4) компрессорный метод;

5) аэрация;

6) откачка скважинной жидкости глубинными насосами.

Для освоения в эксплуатационную колонну спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний конец которой, как правило, устанавливают на 50-150 метров выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки. На каждом боковом отводе елки фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру, к которой подсоединяют короткую трубу, оборудованную карманами для размещения термометров, трёхходовыми кранами и задвижками высокого давления.

Учитывая особенности пробуренной скважины, оптимальным способом вызова притока является свабирование.

Свабирование (поршневание) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба). Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой. Для вызова притока в скважине свабированием в неё спускают НКТ. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-200 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъёме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенкам труб и уплотняются (рис. 2.8). За один подъём выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости в скважине. Свабирование может осуществляться с перемещением отсеченного столба жидкости до устья скважины вместе со свабом и в режиме работы глубинного насоса, а также комбинацией этих способов.



Рисунок 2.8 - Схема выполнения работ свабирования

До начала освоения скважина заглушена буровым раствором плотностью 1250 . Депрессия отсутствует, статический уровень жидкости 3953 м. Данный способ наиболее экономичный и простой из вышеперечисленных. Нет необходимости использовать компрессор или устанавливать пусковые отверстия на колонне НКТ. Кроме того свабированние эффективнее тартания в 10-15 раз.

2.12.1 Расчет времени притока жидкости из пласта в скважину при свабировании

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи сваба, можно определить по формуле:

, (2.56)

где:

- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

статический уровень жидкости, м.

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс сваба, определяется по формуле:

, (2.57)

где:

- внутренний диаметр НКТ, м;

- диаметр каната, м;

- среднее погружение сваба под уровень скважинной жидкости, м.

Средняя глубина спуска сваба:



(2.58)

(2.59)

Необходимое время на спуск сваба:

(2.60)

- скорость спуска сваба, м/с.

Необходимое время на подъем сваба:

(2.61)

Время на один рейс с учетом времени на процессы замедления скоростей в начале пуска поршня вниз и при подходе поршня к устью скважины:

(2.62)

Общее время на откачку всего столба жидкости до статического уровня:

(2.63)

После этого начнется движение жидкости из пласта к устью.



III. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Обоснование обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты после первичного вскрытия, цементации и перфорации

Кислотные обработки (КО) скважин предназначены для увеличения проницаемости ПЗП, для очистки забоев (фильтров), ПЗП, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии. Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-30 % НСl) и смесь соляной (10-15 % НС1) и плавиковой (1-5 % НF) кислот. Для проведения КО в скважину спускают НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН- 700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая - с кислотовозом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъём глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объёме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объёма кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объёма жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов. Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. После обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2-7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено. На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объёму кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5-1 %.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fе³⁺, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Увеличение стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Следует отметить, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм² .

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность.