Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Курсовая работа

Тема

Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения



Оглавление

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Характеристика объекта и предмета исследования

1.1.1 Общие сведения о месторождении

1.1.2 Стратиграфия

1.1.3 Тектоника

1.1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.1.5 Нефтегазоносность

1.2 Методы решения задач и их сравнительная оценка, описание выбранной общей методики проведения исследований

1.2.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

1.2.2 Технология проведения кислотных обработок

1.2.3 Реагенты применяемые при кислотной обработке

2. Практическая часть

2.1 Литературный обзор по выбранной теме исследования

2.1.1 Анализ статьи «Разработка алгоритма определения технологических параметров нагнетания кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта с учетом экономической эффективности»

2.1.2 Анализ статьи «Исследование основных технических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка»

2.1.3 Анализ статьи «Эффективность обработки призабойной зоны пласта»

2.2 Определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Я, проходил производственную практику с 30.10.23 по 23.12.23 в нефтяной компании ООО «Башнефть - Добыча», под руководством ведущего технолога Аймурзин Р.Ф.

ООО «Сибнефть - Добыча» ? одно из крупнейших предприятий нефтегазовой промышленности Краснохолмского региона.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов.

В процессе прохождения практики я выбрал тему курсовой работы: «Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения». Я считаю, что данная тема достаточно актуальна на сегодняшний день. Перед собой поставил такие цели, как провести литературный обзор, по выбранной теме. Проанализировать источники информации, которые максимально подробно отражают актуальность темы, подчеркивают наличие проблемы, исследуют ее и предлагают методы решения. А также провести сравнение выбранных источников между собой, чтобы подчеркнуть важность и уникальность каждого из них.

1. Теоретическая часть

1.1 Характеристика объекта и предмета исследования

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Татышлинское месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Пермского края. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.

Рисунок 1 - Обзорная карта района Татышлинского нефтяного месторождения

На обзорной карте (рисунок 1) представлены населенные пункты и основные коммуникации территории месторождения: дороги, ЛЭП, нефте- и газопроводы, УКПН, НСП, системы нефтесборных парков (Ташкиново, Ашит, Шушнур, Кутерем, Кереметово, Ангасяк) и нефтепроводов, подключенных к основной магистрали Арлан - Чекмагуш-Уфа. Через район также проходит магистральный нефтепровод Альметьевск - Пермь. Через Нефтекамск проходит ветка Горьковской железной дороги Амзя - Нефтекамск - Агидель. Месторождение, разрабатываемое силами нефтегазодобывающего управления «Арланнефть», открыто в 1955 году. Сбор нефти осуществляется по однотрубной системе и транспортируется по основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Добываемый с нефтью растворенный газ используется на местные нужды. Разведочные работы на площади месторождения были начаты в 1955 году на основе структурно-поискового бурения и закончены в 1982 году.

1.1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Татшлинского месторождения представляет собой типичный разрез платформенной части Башкирии. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1950 метров (скважина 7019) и представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.

На терригенную толщу нижнего карбона, песчаные пласты которых являются основными коллекторами, приходятся основные запасы нефти Татышлинского месторождения. Тип залежи - пластовая, тип коллектора - поровый. Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость продуктивных горизонтов ТТНК составляет 24,2%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5 мкм2.

При средней общей толщине 19,6 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов основного тульско-бобриковского горизонта составляет 3,6 м. Эти же пласты обладают наибольшей неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.

Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1186 м.

Карбонатные породы здесь занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, доломиты турнейского яруса.

Средняя общая толщина пластов 7,2 м, средняя нефтенасыщенная толщина не превышает 2-3 м. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 13%, проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2мкм 2), в среднем 0,06мкм2. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1226 м. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет их трудность разработки. Нефти ТТНК тяжелые, плотность в пределах 0,880-0,889т/м3, вязкие, вязкость в пределах 25,8-33,9мПа·с, содержат серу - 2,7%, парафин - 2,4%. В турнейском ярусе нижнего карбона содержатся высоковязкие нефти - 72,2мПа·с. Здесь же отмечено самое высокое содержание серы - 2,98% и парафина - 2,6%. Для того, чтобы добытая нефть попадала в разряд товарной, ей необходимо пройти множество очисток. Так как продукция обводненная, нефть проходит достаточно длительную стадию обезвоживания.

Тульский горизонт. Коллектор пласта CIV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, не отсортированными. Зерна кварца угловатые, размером 0,02-0,15 мм, преобладают размеры 0,10-0,15 мм. Примесь алевритового материала достигает 30-40%, цемент углисто-глинистый, прослоями глинистый, базальный. Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна: пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 71 образцу из 15 скважин, проницаемость из нефтяной части по 43 образцам из 14 скважин. По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта CIV изменяется от 0,072 до 1,002 мкм2, среднее значение проницаемости пласта 0,438 мкм2. Проницаемость нефтяной части пласта изменяется в пределах 0,016-1,21 мкм2, составляя в среднем 0,419 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,211 д.ед., она изменяется в пределах 0,172-0,259 д.ед. Пористость по ГИС (158 определений из 153 скважин) изменяется от 0,155 до 0,248 д.ед. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,209 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,210 д.ед.

Бобриковский горизонт. Пласт CVI представлен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, не отсортированными; преобладают полуокатанные формы зерен. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 7 образцам из 3 скважин, она изменяется от 0,185 до 0,250 д.ед. Среднее значение 0,219 д.ед. Пористость по ГИС ( 20 определений из 16 скважин ) изменяется от 0,179 до 0,280 д.ед. Среднее значение 0,213 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,220 д.ед. Проницаемость по керну изменяется в диапазоне от 0,043 до 3,723 мкм2, среднее значение 1,182 мкм2.

1.1.3 Тектоника

Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон Русской платформы.

Татышлинское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту Пермского прогиба, где проходит полоса разломов, идущих вдоль северо-восточного склона Татарского свода и ориентированных в северо-западном направлении.

На юго-западном борту Бирской седловины в междуречье Сюнь и База падение кровли горизонта составляет 3-4 м., и на 1 км., около 10-140. Далее к востоку от оси Бирской седловины падение слоев в среднем составляет 2 м. на 1 км. Особый интерес представляют замкнутые опускания, большинство которых сосредоточены в северной части зоны. Размеры мелких опусканий по кровле терригенной толщи изменяются от З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., глубины от 5 до 20 метров.

Татшлинское нефтяное месторождение связано со сложными тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в течении длительного времени под влиянием тектонических, седиментационных, гравитационных и других факторов.

Татышлинское месторождение находится в юго-восточной части Пермского края. Оно расположено на правом берегу р. Белая.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближе всех расположенными к вятскому месторождению, являются города Куеда, и Янаул одновременно являются крупными ж.д. станциями Казанской железной дорогой.

1.1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды Арланского месторождения

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Татышлинского месторождения является низкое газосодержание и давление насыщения, что повышает вязкость нефтей всех пластов, низкое пластовое давление и температуру.

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.

По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2-4%, парафина 3-4.5%, смол 14.2-20.0%, асфальтенов 4.2-8.9%.

В таблице 1 дана характеристика нефти различных горизонтов Татышлинского месторождения.

Таблица 1

Свойства нефти Татышлинского месторождения

Характеристика нефти	Турнейский ярус	Терригенные отложения шижнего карбона	Каширо-подольский горизонт
Плотность, кг/м2	905	894-904	866-885
Содержание серы, %	3,42	2,84-3,42	2,21-2,70
Смол, %		15,1-15,2	11,5-12,5
Асфальтенов, %		4,0-7,15	4,14-4,22
Парафинов, %		1,47-2,96	1,0-1,8
Вязкость при 20о, ост.	159,4	47,5-32,7	13,8- 26,3
Фракционный состав
До 200оС, %	12,6	14,6-14,8	17,-21.2
200-300оС, %	20,4	18,5-19,2	20,3-20,5

Таблица 2

Состав вод пласта CVI

Площади	Насыщенность сульфанатом кальция	Показатели
	Плотность, кг/м3	Минерализация, мг/(экв…100 г)
Арпанская Вятская	46 45	1172 1181	784 769,6
Арпанская Вятская	28 28	1179 1181	793 768
Арпанская Вятская	48 90	1177 1182	807 800,4

Попутные газы Татышлинского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.

Осредненные по площадям значения состава газа, полученного в пластовой нефти, приведено в таблице 3. Характерным для Татышлинского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.

Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190-250 см³/л. В составе газов концентрация азота 84-90%, метана 6-12%, этана 2.4-2.5%, тяжелых углеводородов 2.5-2.7%, углекислого газа 0,3-1.5%.

Таблица 3

Компонентный состав газа в пластовой нефти

Наименование	Площади
	Арпанская	Николо-Березовская	Ново-Хазинская	Вятская
Углекислый газ	0,8	2,04	0,76	1,7
Азот и редкие газы	42,01	41,97	38,02	46,2
В т.ч. гелий	0,005	0,017	0,01	-
Метан	12,29	6,29	17,15	8,2
Этан	8,91	11,21	10,39	12,6
Пропан	19,6	20,3	17,7	17,8
Бутан	10,8	11.2	10,4	9,9
Гексан	6,75	6,75	5,31	4,0
Плотность газа, кг/м3	1,261	-	1,986	-

1.1.5 Нефтегазоносность

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Татышлинском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены: внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами; в верхней части - карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того, нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус. Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5 м, иногда размыты.

Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт - песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.

Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Серпуховский надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95-125 м.

Средний карбон, башкирский ярус. Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус. Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Тектоническое строение Татышлинской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по з Татышлинской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени - известняков.

В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские). Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III, IV).

Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской.

Пласт VI^o сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Татышлинской -17, на Четырманской - 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Татышлинской площади - 76%, Югомашевской - 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Татышлинской площади 0,461, Югомашевской - 0,367, Четырманской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Татышлинской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).

Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Югомашевской площади. Пористость в среднем по площадям составляет: на Татышлинской - 24%, Четырманской - 20%. Нефтенасыщенность: на Татышлинской и Югомашевской 86%. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.

Пласт II - основной продуктивный пласт Татышлинского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Татышлинской - 1,5, Четырманской - 0,84. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Татышлинской - 0,87, Югомашевсой - 0,82, Четырманской - 0,85 дол.ед.

Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28% скважин на Татышлинской площади. Пористость песчаников 18-20%. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% 4.



1.2 Методы решения задач и их сравнительная оценка, описание выбранной общей методики проведения исследований

1.2.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

Кислотная обработка - это метод стимуляции призабойной зоны пласта за счет химического растворения минералов, составляющих поверхность порового пространства и заполняющих его.

Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3-5% HF и 8-10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глино-кислотой ограничивается 0,3-0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

Скорость растворения ограничена главным образом скоростью доставки кислоты к поверхности породы. Это приводит к быстрому образованию каналов неправильной формы, называемых “червоточинами”. Кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая последние.

Кислотную обработку применяют как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. Во-первых - для увеличения дебита, во-вторых - приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта. Реакция серной кислоты с этими материалами дает нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы.

Обычно для обработки скважин используют 8-15%-ю соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой - снижает эффективность взаимодействия с породой пласта.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0,4-1,5 м3 раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличиваются, и объем кислоты. В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять ингибиторы пример АЗОЛ-4020, которые при малой дозировке (0,1-0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на оборудование в десятки раз. Для изменения скорости реакции соляно-кислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошо растворимых) добавляют интенсификаторы, представляющие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).

1.2.2 Технология проведения кислотных обработок

Применяют следующие виды соляно-кислотных обработок: кислотные ванны; кислотные обработки под давлением; термохимические и термокислотные обработки; пенокислотные обработки. Кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и оставляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки самый простой. Его используют для очистки забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отложений парафина и продуктов коррозии. Перед кислотными ваннами скважину предварительно промывают от песка, продуктов коррозии и парафина. Необходимое количество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хранения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.

Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч, после чего проводят обратную промывку, очищая забой от загрязняющих веществ. Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование

Рисунок 2 - Расположение оборудования при проведении кислотной обработки: 1 - насосный агрегат; 2 - емкость для кислоты на агрегате; 3 - емкость для кислоты на прицепе; 4 - емкость для кислоты стационарная; 5 - емкость для продавочной жидкости; 6 - устье скважины; 7 - мерник

Обработку скважины осуществляют таким образом:

1. Заполняют скважину жидкостью: в эксплуатационную скважину закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства, в нагнетательную воду.

2. При открытом затрубном пространстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до заполнения ею объема скважины от забоя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НКТ. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки расчетного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья закрывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагнетательных - воду. Если обработку кислотой проводят на скважине в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8-10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное расстояние от скважины.

4. После задавливания всего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны промывают скважину, удаляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуатироваться.

Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кислотной обработке под давлением также предшествуют гидродинамические исследования (определение коэффициента продуктивности, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т.п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию типа кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки.

При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный агрегат, цементировочный агрегат, несколько емкостей.

Рисунок 3 - Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением: 1 - кислотный агрегат; 2 - вспомогательный насосный агрегат; 3, 6 - емкость; 4, 7, 8 - стационарная емкость; 5, 10 - насос; 11 - скважина

Кислотную обработку проводят следующим образом:

1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.

2. В затрубное пространство закачивают порядка 2м3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15-1,20 г/см3 и 27м3 утяжеленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.

3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70-80% соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами. Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновременно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Поскольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью, в процессе перекачивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, одновременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она готова для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 10-30м3.

4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закрывают скважину на время, необходимое для реакции (4ч).

5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

1.2.3 Реагенты применяемые при кислотной обработке

В системе добыче нефти используются органические или неорганические химические реагенты - как индивидуальные вещества (кислоты, щелочи, синтезированные ПАВ, полимеры), так и композиции веществ, представляющих собой отходы крупнотоннажных или иных производств. При воздействии кислотами определенная часть скелета пласта вступает в реакцию и растворяется, увеличивается проницаемость ПЗП. При определенных условиях в пласте могут образоваться студенообразные или выпадают нерастворимые осадки, которые сужают, а порой и запечатывают каналы фильтрации продуктового пласта, что снижает эффективность кислотной обработки. При воздействии соляной кислоты на глинистые компоненты скелета пласта помимо растворения окислов щелочных и щелочноземельных металлов происходит нежелательный процесс гелеобразования, который усиливается с ростом содержания соляной кислоты в рабочем растворе. Уксусная кислота практически не вступает в реакцию с глинистыми составляющими пласта, но при взаимодействии с высококонцентрированной уксусной кислоты (более60%) с высокоминерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок. Сульфаминовая кислота не вступает в реакцию с глинами. Не происходит образование осадков при взаимодействии этой кислоты с пластовыми водами хлоркальциего типа. При термохимической и термокислотной обработках кислоту, а обычно соляную, подают в пласт при высокой температуре. Это, во-первых, усиливает скорость течения реакции взаимодействия с карбонатными составляющими пласта, а во-вторых, способствует расплавлению и выносу АСПО из призабойной зоны пласта. При пенокислотном воздействии на ПЗП, когда используют аэрированный или газированный кислотный раствор, механизм воздействия аналогичен соляно или глино-кислотной обработке. При этом происходит более равномерное распределение кислотного раствора по всей продуктивной зоне. При двухрастворной обработке, когда ПЗП последовательно закачивают соляно-кислотный, а затем глино-кислотный растворы, обеспечивает интенсивное одновременное воздействие как на карбонатные, так и на терригенные составляющие породы. Двухрастворная обработка эффективна в терригенных коллекторах с содержанием карбонатных включений не менее 0,5%. Основные компоненты рабочего раствора при СКО - вода и соляная кислота. Вспомогательные компоненты-ингибиторы коррозии, стабилизаторы и другие химические реагенты. Ингибиторы добавляют в кислотные растворы для предотвращения преждевременного коррозионного износа контактирующих с раствором (в процессе транспортировки, хранения и закачки) оборудования и труб. В настоящее время соляно-кислотные обработки с использованием Нефтенола К приняты к широкомасштабному промышленному внедрению на месторождениях данного предприятия. Однако в настоящее время всё больше используются новые, более прогрессивные методы воздействия на пласт - использование серной кислоты, использование алюмосодержащей композицией с добавлением соляной кислоты (радиусы зоны обработки возрастают по сравнению с соляно-кислотными обработками в 4-10 раз).

соляный кислотный технология нефтеотдача татышлинский скважина



2. Практическая часть

2.1 Литературный обзор по выбранной теме исследования

2.1.1 Анализ статьи в журнале «Разработка алгоритма определения технологических параметров нагнетания кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта с учетом экономической эффективности» Авторы: С.Н. Кривощеков, А.А. Кочнев, К.А. Равелев // Записки Горного института. 2021. Т. 250. С. 587-595.

Актуальность научного исследования обусловлена низкой долей успешных соляно-кислотных обработок призабойных зон карбонатных коллекторов на территории Краснокамского края вследствие недостаточно внимательного проектирования и проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти. В рамках данной статьи представлена разработка программы, в основу которой заложен алгоритм, позволяющий определить соответствующие максимальной экономической результативности объем и темп закачки кислотного состава в продуктивный пласт при проведении соляно-кислотной обработки. Суть предложенного алгоритма заключается в нахождении наибольшей прибыли от мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта в зависимости от затрат на его реализацию и доходов от дополнительно добытой нефти. Работа алгоритма осуществляется по принципу перебора значений объема и темпа закачки кислотной композиции и их сохранения при достижении максимальной разницы между доходами и затратами, соответствующими данным технологическим параметрам нагнетания. В основу методики положены исследования Дюпюи по фильтрации жидкостей в пласте и результаты экспериментов Даккорда и Ленорманда по изучению изменения дополнительного фильтрационного сопротивления в околоскважинной зоне пласта при ее обработке кислотным составом. При анализе и включении в алгоритм данных исследований отмечается, что разработанная методика учитывает большое количество факторов, включая литолого-минералогический состав горных пород, технологические параметры нагнетания рабочего агента и его свойства, конструкцию скважины, фильтрационные свойства пласта, свойства скважинной продукции. В статье приведен алгоритм, который может быть реализован без затруднений при использовании любого языка программирования, например, Pascal. Также в данной работе представлен подбор оптимальных значений объема и темпа закачки на примере добывающей скважины Татышлинского нефтяного месторождения, располагающегося в пределах Краснокамского края. Внедрение разработанного алгоритма в практику нефтяного инжиниринга позволит без значительных затрат времени и дополнительных средств более грамотно и качественно подходить к проектированию соляно-кислотных обработок на карбонатных коллекторах.

Результаты. Целевым объектом для определения оптимальных объемов и темпов закачки КС в пласт определена нефтедобывающая скважина А Татышлинского нефтяного месторождения, приуроченного к нефтегазовому комплексу Краснокамского края. Рассматриваемая скважина вскрывает турнейский пласт и добывает маловязкую нефть с незначительной обводненностью. Разрабатываемый объект находится на завершающей стадии разработки, вследствие чего наблюдается низкий дебит скважины и высокое дополнительное фильтрационное сопротивление в ОЗП. На примере данного объекта показана работа алгоритма, предложенного авторами статьи. По проведенным гидродинамическим исследованиям анализируемой скважины установлено, что проницаемость пласта составляет 0,027 мкм2, а текущее значение скин-фактора 2,5, что свидетельствует об ухудшенном состоянии ПЗП, радиус контура питания достигает 370 м, диаметр скважины имеет стандартную величину 146 мм, температура на забое 27^оC. С целью определения свойств нефти проведены лабораторные исследования. Для определения коэффициента динамической вязкости нефти, соответствующего пластовой температуре, использован ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1, результаты замеров представлены на рис.5. В лаборатории при помощи ареометра определена плотность пробы нефти, равная 876 кг/м 3. Исследования литолого-минералогического состава горной породы реализованы с помощью карбонатомера КМ-04М, имеющего сертификат соответствия №ССГП 01.1.1-194. Карбонатомер позволяет определить процентное содержание кальцита, доломита и нерастворимого минерального остатка. Исследования образцов керна, отобранных с рассматриваемой скважины, показали содержание кальцита 91,1%, доломита - 0,8%.

Рисунок 4 - Результаты замера реологических свойств пробы нефти, отобранной с целевого объекта, проведенного на ротационном вискозиметре RheotestRN 4.1: 1 - функция D(t); 2 - функция з(t)

Заключение. Предложенная методика и ее реализация в программе позволяют без особых усилий и временных затрат определить наиболее рациональную технологию соляно-кислотной обработки, а именно оптимальные объем и темп закачки кислотного состава в продуктивный пласт с учетом экономической результативности. В основе данной программы лежит алгоритм, построенный на уравнениях фильтрации жидкостей в пласте (Дюпюи) и результатах исследований Даккорда и Ленорманда по изменению дополнительного фильтрационного сопротивления течению флюидов в призабойной зоне пласта при кислотном воздействии. Суть разработанной методики заключается в нахождении максимального значения условной прибыли в зависимости от доходов в результате прироста добычи нефти после проведения соляно-кислотной обработки на добывающей скважине и затрат на осуществление данного геолого-технического мероприятия. Поиск наибольшей рентабельности осуществляется при переборе значений объема на метр перфорированной толщины и темпа нагнетания кислотной композиции в нефтенасыщенный пласт. Представлена блок-схема алгоритма, по которому произведен расчет переменных параметров на примере нефтедобывающей скважины Татышлинского месторождения, расположенного на территории Краснохолмского региона. Применение предлагаемого алгоритма в нефтяной отрасли позволит более грамотно и эффективно подходить к планированию и проектированию интенсификации добычи нефти и, тем самым, обеспечить рост количества успешных мероприятий и экономию средств на реализацию мероприятия.

2.1.2 Анализ статьи в журнале «Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка». Автор: Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М. Экспозиция Нефть Газ. 2020. №5. С. 44-48.

В статье автор рассматривает характеристик кислотных составов применяли различные методики и лабораторное оборудование. Вязкость составов определяли с помощью реометра Anton Paar, дисперсные свойства выявлены с применением цифрового микроскопа Altami и ПО для обработки цифровых данных. Технологические характеристики составов определяли по методическим указаниям ПАО НК «Роснефть». Растворяющую способность по отношению к асфальто-смолопарафиновым отложениям (АСПО) исследовали статическим методом корзинок на образце АСПО парафинового типа. Коррозионную активность составов определяли путем погружения в них стальных пластин и дальнейшей оценки потери массы пластин. Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом водонефтяной эмульсии повышенной вязкости и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш. Скорость реакции кислотных составов с карбонатной породой определяли с помощью мраморных кубиков, путем погружения их в состав и дальнейшего вычисления скорости растворения на основании потери массы мрамора.

Результаты. В ходе получения стабильных кислотных составов были приготовлены композиции с различным содержанием компонентов. Было выявлено, что получение стабильных эмульсий обратного типа ограничено более узким диапазоном концентраций ПАВ и растворителя. Исследования реологических и дисперсных свойств обратных эмульсий рассмотрены во многих научных трудах, в данной работе проведены исследования по изучению этих свойств для прямых эмульсий. Эмульсии, не разрушающиеся в течение 24 часов после приготовления, считались стабильными. Эти образцы были подвергнуты дальнейшим исследованиям. Для прямых эмульсий средние диаметры капель дисперсной фазы зависят от концентрации ПАВ: с ростом содержания ПАВ диаметры сначала уменьшаются, затем, достигнув минимального значения, вновь начинают возрастать. При этом увеличение концентрации кислоты способствует росту диаметров капель. Анализ значений динамической вязкости показывает, что рост концентраций ПАВ и растворителя способствует увеличению вязкости прямых эмульсий. Для обратных эмульсий выявлена не менее интересная особенность: при добавлении воды в состав вязкость эмульсии резко возрастает, что придает ей так называемую самоотклоняющую способность. Это способствует блокировке водонасыщенных интервалов в ПЗС и отклонению новых порций состава вглубь пласта, обеспечивая обработку удаленной от ПЗС зоны. Таким образом, существует возможность получения кислотных эмульсий с широким диапазоном вязкостных характеристик для выбора оптимального состава в зависимости от геолого-физических характеристик объекта воздействия. На следующем этапе работ была исследована растворяющая способность кислотных систем по отношению к АСПО парафинового типа. В результате взвешивания образцов АСПО после выдержки их в кислотных составах было выявлено, что максимальная потеря массы отложений для эмульсий прямого типа составила 38%, это значение ниже, чем для толуола в чистом виде (48%), однако можно сделать вывод об эффективности прямых эмульсий в отношении растворения отложений АСПО. Обратные эмульсии показали низкую растворяющую способность по отношению к АСПО. Важной характеристикой КС является коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию. Скорость коррозии определяли путем погружения в составы стальных пластинок и оценки потери их массы. Тестирование проводили для обычного СКС, прямой эмульсии и двух образцов обратной эмульсии в отсутствие ингибитора коррозии. Скорость коррозии для эмульсионных составов ниже, чем для СКС. Минимальное значение скорости коррозии характерно для обратных эмульсий, оно составило 4,79 г/(м2*час), что в 2 раза меньше значения для СКС (9,7 г/(м2*час)). Еще одной важной характеристикой является совместимость КС с нефтью. В данной работе был проведен тест на совместимость СКС, прямой эмульсии и обратной эмульсии с образцом высоковязкой водонефтяной эмульсии (ВНЭ) месторождения Самарской области. В ходе исследования КС смешивали с ВНЭ, оставляли смесь на 30 мин, после чего фильтровали ее через сито ячейкой 100 меш. При добавлении ВНЭ в СКС смесь потеряла подвижность без возможности фильтрации через сито. Вязкость смеси составила 1896,5 мПа*с при скорости сдвига 100 с-1, состав несовместим с нефтью. Смеси кислотных эмульсий с ВНЭ показали хорошую совместимость, легко фильтруясь через сито без осадков. Вязкость ВНЭ с обратной эмульсией составила 124,5 мПа*с. Минимальная вязкость характерна для смеси прямой эмульсии с ВНЭ, она составила 1,4 мПа*с. Таким образом, эмульсионные составы не только хорошо совместимы с данным образцом нефти, но и перспективны в отношении обработки залежей высоковязкой нефти (ВВН). Для всех типов составов была определена скорость реакции с мрамором. В ходе исследования в составы погружали мраморные кубики, через определенные промежутки времени кубики доставали и определяли потерю массы мрамора. Также было определено время полной нейтрализации составов.

Рисунок 5 - Скорость коррозии стальных пластин для составов различного типа

Рисунок 6 - Совместимость кислотных составов различного типа с водонефтяной эмульсией

Наибольшей скоростью реакции с мрамором обладает обычный соляно-кислотный состав, при этом максимальная скорость проявляется в начальный момент времени. Уже через 3,5 часа СКС оказывается полностью нейтрализован. Эмульсионные составы обладают замедленным действием. Прямая эмульсия обладает меньшей скоростью реакции с карбонатами, с течением времени скорость уменьшается. Состав полностью нейтрализуется через 6,5 часа. Обратная эмульсия 1 в начальный момент времени практически не реагировала с мрамором, скорость постепенно росла по мере высвобождения кислоты, которая составляет внутреннюю фазу эмульсии (рис. 3). Однако данный образец начал разрушаться и скорость реакции в определенный момент резко возросла, обеспечивая полную нейтрализацию состава также в течение 6,5 часа. Для сравнения исследованию был подвергнут образец обратной эмульсии 2, который содержал другую пропорцию смеси ПАВ. Данная эмульсия не подверглась разрушению и реагировала с мрамором при очень низкой скорости до полной нейтрализации более 2 суток. Таким образом, эмульсионные составы как прямого, так и обратного типов обладают пониженной скоростью реакции с карбонатами. При этом выявлена возможность приготовления обратных эмульсий с контролируемым временем распада, обеспечивая регулирование времени реакции состава с породой.

Рисунок 7 - Скорость растворения мраморных кубиков кислотными составами различного типа

Итоги и выводы. Таким образом, в результате исследований были выявлены основные технологические характеристики обычных СКС в сравнении с характеристиками прямых и обратных эмульсий. Выявленные преимущества и недостатки обеспечивают возможность адресного подбора оптимального кислотного состава с необходимыми характеристиками под конкретные условия объекта разработки в условиях карбонатного коллектора. В результате исследований основных технологических характеристик кислотных составов различных типов было выявлено, что композиции эмульсионного типа обладают повышенной эффективностью по сравнению с обычным СКС по многим параметрам. Обычный СКС значительно уступает эмульсионным составам по многих характеристикам. Стоит отметить, что эмульсии обладают различными достоинствами в зависимости от типа. Так, прямые эмульсии показали эффективность в растворении АСПО, обладают пониженной коррозионной агрессивностью и скоростью реакции с карбонатами, а также хорошо совместимы с образцом ВНЭ с месторождения Самарской области. Обратные эмульсии плохо справляются с растворением АСПО, однако для них характерна самая низкая коррозионная агрессивность и скорость реакции с мрамором. Помимо этого, обратные эмульсии также хорошо совместимы с ВНЭ и обладают «самоотклоняющей» способностью, что обеспечивает более эффективное проникновение состава в нефтенасыщенные интервалы и в удаленные от ПЗС участки. Важной особенностью является возможность приготовления обратных эмульсий с регулируемым временем распада и, соответственно, временем реакции с карбонатами, в зависимости от состава. Кислотные составы эмульсионного типа могут быть интересны в условия обработки ПЗС на залежах ВВН.

2.1.3 Анализ статьи в журнале «Анализ эффективности обработок призабойной зоны пласта». Авторы: Гулхиев С.Р.

В статье автора представлен опыт проведения соляно-кислотных обработок (СКО) и глинокислотных обработки (ГКО) призабойной зоны пластов CI, CII, CIII Арланского месторождения. На основании результатов выполненных исследований выявлена неоднородность строения нефтенасыщенных пластов Арланского месторождения. Арланское месторождение относится к числу выработанных и требует применения в каждом конкретном случае эффективных методов интенсификации добычи нефти.

С целью повышения продуктивности скважин на месторождении проводятся работы по обработкам призабойных зон пласта (ОПЗ) растворами различных кислот и комбинированными составами (ГКО, СКО, ПАВ). Работы по ОПЗ проводятся как на добывающем, так и на нагнетательном фонде для повышения продуктивности и приемистости скважин. В данном анализе рассматриваются обобщенные показатели применения химических реагентов в различных видах ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин.

В целом свое назначение ОПЗ нагнетательного фонда выполняют. В дальнейшем целесообразно их продолжение вместе с подбором более эффективных ПАВ-кислотных композиций, обеспечивающих продолжительное и устойчивое поддержание приемистости скважин, а в необходимых случаях и сочетание их с перестрелами пласта.

Рисунок 8 - Дополнительная добыча и количество ОПЗ

Значительный потенциал от применения данного вида ГТМ на месторождении имеется, прежде всего, на нефтяном фонде скважин, и с каждым годом количество скважин, требующих снятия положительного скин-фактора только увеличивается.

Таблица 4

Динамика технологической эффективности ОПЗ по объектам

В связи с этим рекомендуется:

? более широкое применение методов ОПЗ, учитывая условия работы добывающих скважин (низкие забойные давления и качество жидкостей глушения и т.д.);

? проведение лабораторных исследований по подбору на керне состава кислотных жидкостей для ОПЗ; ? использовать комплексное проведение ОПЗ с обязательным извлечением продуктов реакции струйными насосами УГИС - 6 с целью качественного освоения скважины;

? проведение селективных обработок пласта по зонам с различными ФЕС;

? использование автономных забойных датчиков давления (в комплекте с работой струйного насоса) для качественного подбора подземного оборудования после ОПЗ;

? проведение обработок на нагнетательном фонде скважин с применением технологии селективных обработок и подключение не принимающих частей пласта

2.2 Определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий

Произведем расчет соляно-кислотной обработки скважины, исходные данные для расчета приведены в таблице 5. Куст 3315 скважина №3316 пласт CI.

Таблица 5

Исходные данные

1. Определяем потребное количество кислотного раствора для обработки одной скважины по формуле:

Vкр = N Ч hэф м3,

Где, N - норма расхода на 1м эффективной мощности пласта, м3 /м,

hэф - эффективная мощность пласта, м.

Vкр =1,28 Ч 6 = 7,68 м3.

Пользуясь таблицей 4., определим объем кислоты, необходимый для получения потребного объема кислотного раствора и необходимое количество воды.

Таблица 6

Расчетные количества кислоты и воды для приготовления 1000 л раствора кислоты запланированной концентрации

Для обработки скважины нужно приготовить 10%-й рабочий раствор кислоты. На кислотной базе или скважине имеется товарная концентрированная кислота 27%-й концентрации. Нужно определить количество кислоты и воды для приготовления 10% раствора. Для этого от цифры 27 проводим горизонтальную, а от цифры 10 - вертикальную линии. На пересечении двух линий находим: для приготовления 1000л 10% рабочего раствора кислоты нужно 370л товарной кислоты и 630л воды.

Wк = 370л, Wв = 630 л.

2. Определим объем товарной концентрированной кислоты для 10% - го раствора по формуле

Где, А и В - числовые коэффициенты для 8% - ой концентрации;

А = 214, В = 226;

Х - 8%-я концентрация соляно-кислотного раствора,%;

...