способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта

Формула изобретения

Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, содержащего соль серокислородсодержащей кислоты, кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, отличающийся тем, что он содержит в качестве соли серокислородсодержащей кислоты персульфат калия, или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент состава, мас.%: нефтенол К 0,1-1,0, сульфаминовая кислота 1,0-10,0, лимонная кислота 0,1-1,0, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон 0,05-3,0, одноатомный или многоатомный спирт 0,0-40,0, вода остальное, при следующем соотношении компонентов кислотного технологического раствора, мас.%:

персульфат калия, или
персульфат натрия, или
персульфат аммония	1,0-5,0
ПАВ-кислотный реагент	10,0-50,0
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано в процессе интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, а также может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вышедших из бурения, когда имеет место поглощение глинистого раствора, или промывочных жидкостей на основе водорастворимых полимеров, или интенсификации притока нефти из скважин после гидравлического разрыва пласта, или других технологических операций, когда имеет место неполная деструкция применямых жидкостей на основе водорастворимых полимеров.

Известен способ реагентной обработки призабойной зоны скважин с целью разглинизации, заключающийся в том, что на устье скважины в емкости приготавливают водный раствор, содержащий 15-30 мас.% аммония надсернокислого и 6-10 мас.% пероксокарбоната натрия [1].

Приготовленный раствор по насосно-компрессорным трубам, спущенным на глубину нижней части фильтра, закачивают в скважину, затем пресной водой вытесняют его из насосно-компрессорных труб в интервал фильтра. Далее перекрывают насосно-компрессорные трубы и задавливают пресной водой реагентный раствор в призабойную зону на глубину, превышающую радиус глинизации прифильтровой зоны и выдерживают при созданном давлении в течение 8-10 час, после чего сбрасывают давление и производят прокачку скважины.

Известный способ обработки призабойной зоны скважины обеспечивает разглинизацию пласта за счет самопроизвольной диспергации глинистых частиц, происходящей в результате взаимодействия водносолевого раствора с глинистыми минералами.

Однако за счет взаимодействия водного раствора солей с минерализованной пластовой водой происходит образование нерастворимых осадков, приводящих к увеличению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин, включающий закачку кислотного технологического раствора, следующего компонентного состава, мас.%:

Натриевые или калиевые соли
серокислородсодержащих кислот	5-10
Фтористоводородная кислота	2-4
Поверхностно-активное вещество	0,2-1,5
Вода	Остальное

выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта [2 - прототип].

Недостатком применения указанного способа является то, что в результате реакции фтористоводородной кислоты с кварцем, глиной и минерализованной пластовой водой образуются плохорастворимые фториды и гексафторсиликаты, а при повышении рН за счет нейтрализации кислоты образуются осадки геля кремниевой кислоты, приводящие к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта [3].

Изобретение направлено на создание эффективного и технологичного способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, исключающего образование вторичных осадков и эмульсий, за счет закачки кислотного технологического раствора, содержащего соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду, выдержки его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве солей серокислородсодержащей кислоты содержащего персульфат калия, или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Персульфат калия,
или персульфат натрия,
или персульфат аммония	1,0-5,0
ПАВ-кислотный реагент	10,0-50,0
Вода	Остальное

в качестве ПАВ - кислотного реагента, содержащего композицию, включающую многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения: Нефтенол К, сульфаминовую кислоту, лимонную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон и воду, который дополнительно может содержать одноатомные или многоатомные спирты, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Смесь анионных и катионных
поверхностно-активных веществ
разного химического строения
Нефтенол К	0,1-1,0
Сульфаминовая кислота	1,0-10,0
Лимонная кислота	0,1-1,0
Ингибитор коррозии ИКУ-1,
или ацетофенон,
или метилэтилкетон	0,05-3,0
Одноатомные или многоатомные спирты	0,0-40,0
Вода	Остальное

Результат достигается за счет введения в кислотный технологический раствор необходимого количества персульфата калия, или натрия, или аммония, эффективно разрушающих и диспергирующих глинистые частицы, снижающих коэффициент набухания глин, разрушающих водорастворимые полимеры, используемые при бурении, гидравлическом разрыве пласта и обработках скважин и ПАВ-кислотного реагента, содержащего многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения Нефтенол К, снижающего поверхностное натяжение, препятствующего образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами, также содержащего сульфаминовую и лимонную кислоты, которые поддерживают низкое значение рН, способствуют разрушению глины и препятствуют образованию вторичных осадков; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, которые позволяют снизить коррозионную активность персульфатов и кислот, и воду, а также одноатомные или многоатомные спирты, позволяющие снизить температуру застывания ПАВ-кислотного реагента и повысить технологичность обработки в зимних условиях.

Признаками изобретения "Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта" являются:

1. Закачка кислотного технологического раствора.

2. Выдержка закаченного кислотного технологического раствора в пласте на реакцию.

3. Удаление из пласта продуктов реакции.

4. В качестве кислотного технологического раствора используется состав, содержащий соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду.

5. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат калия.

6. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат натрия.

7. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат аммония.

8. В качестве кислоты и ПАВ используется ПАВ-кислотный реагент, включающий многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения Нефтенол К, сульфаминовую кислоту, лимонную кислоту, ингибитор коррозии и воду.

9. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит ингибитор ИКУ-1.

10. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит ацетофенон.

11. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит метилэтилкетон.

12. ПАВ-кислотный реагент дополнительно может содержать одноатомные спирты.

13. ПАВ-кислотный реагент дополнительно может содержать многоатомные спирты.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, а признаки 5-13 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, содержащего соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве солей серокислородсодержащей кислоты содержащего персульфат калия, или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Персульфат калия,
или персульфат натрия,
или персульфат аммония	1,0-5,0
ПАВ-кислотный реагент	10,0-50,0
Вода	Остальное

в качестве ПАВ - кислотного реагента, содержащего композицию, включающую многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения: Нефтенол К, сульфаминовую кислоту, лимонную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон и воду, который дополнительно может содержать одноатомные или многоатомные спирты, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Смесь анионных и катионных
поверхностно-активных веществ
разного химического строения
Нефтенол К	0,1-1,0
Сульфаминовая кислота	1,0-10,0
Лимонная кислота	0,1-1,0
Ингибитор коррозии ИКУ-1,
или ацетофенон,
или метилэтилкетон	0,05-3,0
Одноатомные или многоатомные спирты	0,0-40,0
Вода	Остальное

Для исследований использовались:

1. Персульфат калия - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 38.103270-87.

2. Персульфат натрия - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0 мас.% основного вещества, квалификация ЧДА, выпускается по ТУ 6-09-840-63.

3. Персульфат аммония - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0 мас.% основного вещества, квалификация Ч, выпускается по ГОСТ 20478-75.

4. Сульфаминовая кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 86,0 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 6-36-00204197-1030-89 с изм.1,2.

5. Лимонная кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0 мас.% основного вещества, выпускается по ГОСТ 908-79.

6. Многокомпонентная смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения Нефтенол К, представляющий собой подвижную жидкость от желтого до коричневого цвета, выпускается по ТУ 2483-065-17197708-2002.

7. Ингибитор коррозии ИКУ-1 - вязкая жидкость коричневого цвета, выпускается по ТУ 2415-005-12749890-2000.

8. Ацетофенон (метилфенилкетон) - прозрачная жидкость, квалификация ХЧ, выпускается по ТУ 6-01-406-90.

9. Метилэтилкетон - прозрачная жидкость, квалификация Ч, выпускается по ТУ 38-10243-80.

10. Изопропиловый спирт - бесцветная прозрачная жидкость, массовая доля основного вещества 96,0%, выпускается по ГОСТ 9805.84.

11. Полигликоли, марка Б, представляют собой вязкую жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета, содержащую 99,8 мас.% основного вещества, выпускаются по ТУ 2422-007-05766801-93 изм.1.

12. Пиросульфат натрия - порошок белого цвета, содержащий 97,0 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 2621-002-00205050-98.

13. Кислота плавиковая (фтористоводородная), содержащая 40 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78.

14. Неионогенный ПАВ - реагент ОП-10, представляет собой маслянистую жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с содержанием влаги не более 0,5%, выпускается по ГОСТ 8244-81.

Примеры приготовления ПАВ-кислотного реагента

Пример 1.

В стеклянном стакане на 250 мл в 98,75 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 0,1 г Нефтенола К, 1,0 г сульфаминовой кислоты, 0,1 г лимонной кислоты, 0,05 г ингибитора коррозии ИКУ-1.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: Нефтенол К - 0,1; сульфаминовая кислота - 1,0; лимонная кислота - 0,1; ингибитор коррозии ИКУ-1 - 0,05; вода - остальное.

Пример 2.

В стеклянном стакане на 250 мл в 72,5 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 0,5 г Нефтенола К, 5,0 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г лимонной кислоты, 1,5 г ингибитора коррозии - ацетофенона, 20,0 г изопропилового спирта.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: Нефтенол К - 0,5; сульфаминовая кислота - 5,0; лимонная кислота - 0,5; ингибитор коррозии - ацетофенон - 1,5; изопропиловый спирт - 20,0; вода - остальное.

Пример 3.

В стеклянном стакане на 250 мл в 45,0 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 1,0 г Нефтенола К, 10,0 г сульфаминовой кислоты, 1,0 г лимонной кислоты, 3,0 г ингибитора коррозии - метилэтилкетона, 40,0 г полигликоля.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: Нефтенол К - 1,0; сульфаминовая кислота - 10,0; лимонная кислота - 1,0; ингибитор коррозии - метилэтилкетон - 3,0; полигликоль - 40,0; вода - остальное.

Примеры приготовления кислотного технологического раствора.

Пример I.

В стеклянном стакане на 250 мл в 89,0 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 1,0 г персульфата калия и 10,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 1.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: персульфат калия - 1,0; ПАВ-кислотный реагент - 10,0; вода - остальное.

Пример II.

В стеклянном стакане на 250 мл в 67,0 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 3,0 г персульфата натрия и 30,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 2.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: персульфат натрия - 3,0; ПАВ-кислотный реагент - 30,0; вода - остальное.

Пример III.

В стеклянном стакане на 250 мл в 45,0 мл воды, при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 5,0 г персульфата аммония и 50,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 3.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: персульфат аммония - 5,0; ПАВ-кислотный реагент - 50,0; вода - остальное.

Пример IV (прототип, состав №9 в таблице 1).

В тефлоновом стакане на 250 мл в 86,0 мл воды, при перемешивании пластмассовой палочкой, последовательно растворялось 6,0 г пиросульфата натрия, 7,5 г 40%-ной фтористоводородной кислоты и 0,5 г ПАВ - ОП-10.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: пиросульфат натрия - 6,0; фтористоводородная кислота - 3,0, ПАВ - 0,5; вода - остальное.

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.

Таблица 1 Содержание компонентов в кислотных составах
№ п/п	Компоненты, в расчете на основное вещество	Содержание в кислотном составе, мас.%
1.	Номера примеров	1	2	3	4 прототип
2.	Вода	89,0	67,0	45,0	90,5
3.	Персульфат калия	1,0
4.	Персульфат натрия		3,0
5.	Персульфат аммония			5,0
6.	ПАВ-кислотный реагент (пример 1)	10,0
7.	ПАВ-кислотный реагент (пример 2)		30,0
8.	ПАВ-кислотный реагент (пример 3)			50,0
9	Пиросульфат натрия				6,0
10.	Фтористоводородная кислота				3,0
11.	ПАВ - ОП-10				0,5

В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого кислотного технологического раствора: способность не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами; способность удерживать в растворе ионы железа, межфазное поверхностное натяжение на границе с углеводородом; скорость коррозии стали, скорость растворения бентонитовой глины при температуре 70°С, характерной для большинства месторождений Западной Сибири, скорость разрушения водорастворимого полимера, используемого при бурении, гидравлическом разрыве пласта и при обработках скважин.

Способность предлагаемого кислотного технологического раствора не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами определяли по объему водной и углеводородной фазы после встряхивания равных объемов углеводорода и кислотного технологического раствора в градуированной пробирке, с последующим нагревом до 40-50°С, отстаиванием в течение 30 мин и проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования осадка или эмульсии на сите оставались следы. В опытах использовалась нефть Самотлорского месторождения плотностью при 20°С, ₂₀=854 кг/м³ и динамической вязкостью при 20°С, ₂₀=10,6 мПа·с и керосин ТС-1.

Одной из важных характеристик кислотных растворов, применяемых при добыче нефти, является их способность удерживать ионы железа, тем самым не образовывать вторичных осадков - гидратов железа. Источниками ионов железа могут быть продукты коррозии насосно-компрессорных труб, насосов и другого оборудования, а также минералы пласта. Выпадение в осадок железа зависит от соотношения между ионами Fe³⁺ и Fe²⁺ и величины рН среды. Ионы Fe ³⁺ осаждаются при рН 2-3, а ионы Fe²⁺ осаждаются при рН 6-7. Таким образом призабойная зона пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин оказывается насыщенной гидроокисью железа коллоидной степени дисперсности, для которой характерна хорошая адгезия на горной породе, в результате чего в призабойной зоне происходят выпадение из отреагировавших растворов гелеобразных соединений железа и перекрытие ими проточных каналов. В качестве источников ионов железа использовался 10%-ный водный раствор хлорного железа (FeCl₃). К 10 мл предлагаемого кислотного технологического раствора и раствора по прототипу добавляли 10-20 об.% 10%-ного раствора FeCl₃, после чего добавляли мел (СаСО₃) до рН 3-4. После реагирования визуально наблюдали за выпадением осадка Fe(ОН)₃. Опыты проводились при 20°С, смеси, в которых не наблюдалось выпадение осадка, нагревались до 30-40°С. Выпадение бурого осадка говорит об образовании гидроокиси железа.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородом (керосином ТС-1) определялось при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору. Результаты исследований представлены в таблице 3.

Скорость коррозии стали, г/м²·час, определяли по общепринятой методике по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25·20-0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном технологическом растворе при 20°С. Результаты исследований представлены в таблице 3.

Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины брали три бумажных фильтра и три навески глины по 2 г. Навески сушили до постоянного веса при температуре 105°С. Далее глину переносили на бумажный фильтр и взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака.

Количество испытуемого раствора составляло 15 мл (в 2,5 раза больше массы навески, умноженной на количество измерений).

Фильтры с глиной помещали в тефлоновую воронку, устанавливали на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл. Стаканчик вместе с воронкой помещали в термошкаф. Испытуемый раствор нагревали в течение 15 мин в тефлоновом стаканчике при температуре 70°С. Затем наливали раствор в первую воронку и растворяли глину в течение 5 мин. При этом часть раствора отфильтровывалась. Полученный фильтрат переносили во вторую воронку для растворения следующей навески глины. Продолжительность второго фильтрования составляла 10 мин. Полученный фильтрат переносили для растворения третьей навески глины. Продолжительность фильтрования третьей навески составляла 15 мин.

После фильтрования отработанная глина промывалась дистиллированной водой в количестве 200 мл порциями при температуре 70°С.

После промывки образцы сушили в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.

Растворимость глины, %, рассчитывали по формуле:

P _г=(m₁-m₂)-100%/m₁

где m₁ - масса глины до опыта, г;

m₂ - масса глины после опыта, г.

Скорость разрушения водорастворимого полимера, используемого при бурении, гидравлическом разрыве пласта и при обработках скважин, исследовали следующим образом: к 90 мл 3,0% водного раствора КМЦ-600 при перемешивании добавляли 10 мл предлагаемого кислотного технологического раствора или кислотного технологического раствора по прототипу, скорость разрушения водорастворимого полимера оценивалась по времени, в течение которого исчезала вязкость полимерного раствора, он переставал тянуться и начинал скапывать с палочки. Известно, что скорость разрушения водорастворимого полимера сильно зависит от концентрации окислителя, поэтому сравнению подлежат составы с максимальным содержанием солей серокислородсодержащей кислоты (составы 3 и 4). Испытание проводилось при температуре 70°С.

Нижний предел концентраций солей серокислородсодержащей кислоты определялся растворением бентонитовой глины и разрушением водорастворимого полимера, верхний - растворимостью солей в составе.

Нижний предел концентрации ПАВ-кислотного реагента определялся растворением бентонитовой глины, необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородом (не выше 10,0 мН/м), скоростью коррозии (не выше 1,0 г/м²·час), способностью состава удерживать в растворе ионы 3-х валентного железа, не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами, а верхний - растворимостью солей серокислородсодержащей кислоты в составе.

Нижний предел концентрации ПАВ в ПАВ-кислотном реагенте определялся необходимым межфазным натяжением кислотного технологического состава на границе с углеводородом (не выше 10,0 мН/м), способностью не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами, а верхний - экономической целесообразностью.

Нижний предел концентрации сульфаминовой и лимонной кислот определялся растворением бентонитовой глины и разрушением водорастворимого полимера, верхний - растворимостью кислот в составе ПАВ-кислотного реагента.

Нижний предел концентраций ингибиторов коррозии: ИКУ-1, ацетофенона и метилэтилкетона определялся допустимой скоростью коррозии в кислотном технологическом растворе (не более 1,0 г/м² ·час), а верхний - экономической целесообразностью.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного технологического раствора показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью и керосином (ТС-1) не образуются: смеси нефти или ТС-1 и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице 1) после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин, последующее проливание содержимого пробирки через сито не оставляло следов на сите с размером ячеек 0,149 мм, в то время как состав по прототипу образует с нефтью и керосином (ТС-1) эмульсии, оставляющие следы на сите.

Таблица 2 Способность кислотного технологического раствора удерживать в растворе ионы железа
№ состава в таблице 1	Содержание 10%-ного раствора FeCl3, об.%	Наличие бурого осадка
1.	10	Нет
1.	15	Нет
1.	20	Есть при температуре 40°С
2.	10	Нет
2.	15	Нет
2.	20	Нет
3.	10	Нет
3.	15	Нет
3.	20	Нет
4.	10	Есть
4.	15	Есть
4.	20	Есть

Как следует из таблицы 2, состав по прототипу не обладает способностью удерживать ионы железа, в то время как предлагаемый кислотный технологический раствор эффективно удерживает ионы железа в растворе после нейтрализации.

Таблица 3 Свойства кислотных технологических растворов
№ состава в таблице 1	Межфазное натяжение на границе с ТС-1. мН/м	Скорость коррозии, г/м2·час		Растворение глины при 70°С			Скорость потери вязкости 3,0%-ного раствора КМЦ-600 при температуре 70°С, час
				Время контакта, мин	Растворение глины, %
1	2	3		4	5		6
				5	3,15		3,0
1.	5,35	0,75		10	4,32
				15	2,37
Продолжение таблицы 3
1	2		3	4	5	6
				5	4,23
2.	2,63		0,68	10	6,96	2,0
				15	3,69
				5	4,58
3.	2,15		0,89	10	7,63	1,5
				15	3,74
4. прототип				5	25,16
	3,62		141,5	10	1,37	2,0
				15	0,18

Как следует из таблицы 3, при сохранении низких значений межфазного натяжения и более низкой скорости коррозии растворяющая способность глины в предлагаемом кислотном технологическом растворе при температуре 70°С в течение первых 5 мин обработки значительно ниже, чем в способе по прототипу, при этом она сохраняется во времени в то время, как в способе по прототипу значительно снижается, что позволит, при применении предлагаемого способа, увеличить охват пласта и, следовательно, эффективность обработки, также при равном содержании солей серокислородсодержащих кислот в составе №3 5 мас.% персульфата аммония и в составе №4 5 мас.% пиросульфата натрия - деструкция с добавлением предлагаемого кислотного технологического раствора проходит быстрее, чем в составе по прототипу.

В таблице 4 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного технологического раствора на образце керна - глинизированного песчанника с проницаемостью менее 0,05 мкм.

Условия эксперимента:

Температура эксперимента	70°С
Противодавление	4,0 МПа
Давление обжима	6,0 МПа

Начальные параметры образца керна:

Пористость	15,02%
Поровый объем	3,78 см 3
Проницаемость водонасыщенного образца	0,028 мкм2

Таблица 4 Этапы эксперимента
№ п/п	Состав жидкости воздействия	Количество компонента	Проницаемость образца по керосину, мкм2
			до воздействия	после воздействия
1.	Закачка керосина в прямом направлении	До стабилизации перепада давления	0,013
2.	Закачка состава №2 (таблица 1), выдержка на реакцию в течение 8 часов	Три поровых объема
3.	Закачка керосина в обратном направлении	До стабилизации перепада давления		0,049

Как следует из фильтрационного эксперимента, обработка низкопроницаемого керна предлагаемым способом позволяет примерно в 3,8 раз увеличить его проницаемость.

Как следует из представленных данных, предлагаемый способ обладает более высокими показателями по сравнению с прототипом, а приготовленный заранее или в заводских условиях ПАВ - кислотный реагент позволит упростить технологию приготовления кислотного технологического раствора в промысловых условиях.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1721220 (Е 21 В 43/27), опубликовано 23.03.1992. Бюл. №11 - аналог.

2. Патент РФ №2086760 (Е 21В 43/27), опубл. 10.08.1997. Бюл. №22 - прототип.

3. Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас. "Тенденции в кислотной обработке матрицы". Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31.