Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину
Изобретение может быть использовано для изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования профиля приемистости закачиваемой воды, глушения пластов, в качестве поршня при очистке трубопроводов и в качестве разделителя при транспорте различных нефтепродуктов. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину содержит, мас.%: эмульсия полимера анионного типа в масле - 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,02-10,0, соль поливалентного металла - 0,002-0,20, высокодисперсный гидрофобный материал - 0,1-3,0, нитрит натрия - 0,41-8,96, хлористый аммоний - 0,32-7,0, вода - остальное. Состав дополнительно содержит неорганическую кислоту или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом или бифторидом, или фторидом-бифторидом аммония в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%, или ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%, или углеводород в количестве 5-25 мас.%. Технический результат - увеличение термостабильности состава, увеличение его нефтевытесняющих свойств. 3 з.п. ф-лы, 5 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважину, а также к составам для регулирования профиля приемистости закачиваемой воды, кроме того, состав можно использовать при глушении пластов с АНПД и в качестве поршня при очистке трубопроводов и транспорте различных нефтепродуктов в качестве разделителя.
Известен состав для ограничения водопритока в скважину, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ), водорастворимый полимер - карбоксиметилцеллюлозу и воду (Амиян В.А., Амиян А.В. и Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980, с.62-63, 115, 326-334).
Однако прочность пены, приготовленной по этому составу, как в объеме, так и в пористой нефтесодержащей среде, небольшая, вследствие конкурентной адсорбции ПАВ на поверхности породы и перехода его в нефть.
Известен состав для изоляции водопритока, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,3-1,42; хромокалиевые квасцы 0,06-0,09; нитрит натрия 0,41-3,0, хлористый аммоний 0,32-2,35 и воду (а.с. №1458556, кл. Е21В 43/00, 1986).
При нагревании состава в пласте происходит выделение газообразного азота в результате взаимодействия нитрита натрия с хлоридом аммония, и состав вспенивается. Однако при температуре пласта ниже 60°С пена образуется неустойчивая в результате низкой скорости реакции газообразования, поэтому газонаполненный состав имеет невысокую прочность.
Известен состав, содержащий в мас.%: ПАА 0,30-1,25; бихромат натрия или калия 0,01-0,1; нитрит натрия 0,65-2,60; хлористый аммоний 0,48-1,90; соляную кислоту 0,11-0,18 и воду остальное (а.с. №1677260, 5, Е21В 33/138, опублик. 15.09.91. Бюл. №34).
Известен состав, который используют при пластовой температуре ниже 60°С, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,2-1,0; ПАВ 0,05-2,0; хромсодержащее вещество 0,005-0,04; нитрит натрия 1,28-8,96; хлористый аммоний 1,0-7,0; соляную кислоту 0,1-0,5 и воду остальное (а.с. №1793044, 5, Е21В 43/32, опубл. 07.02.93. Бюл. №5). В качестве инициатора реакции газообразования используют соляную кислоту.
Однако вышеуказанные составы имеют гидрофильную природу и малый срок изоляции, в результате чего они имеют низкую эффективность закачки.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав, который используют при пластовой температуре выше 60°С, содержащий в мас.%: гидролизованный ПАА 0,15-1,0; ПАВ 0,02-1,0; хромсодержащее вещество 0,002-0,03; нитрит натрия 0,41-3,0; хлористый аммоний 0,32-2,35 и воду остальное (а.с. №1788212, 5, Е21В 33/138, опублик. 15.01.93. Бюл. №2).
Недостатками известных составов являются низкая термостабильность, низкая пеноустойчивость составов во времени и низкая их нефтевытесняющая способность.
Целью предлагаемого изобретения является улучшение изоляционных свойств газонаполненного состава после закачки его в призабойную зону пласта за счет увеличения термостабильности состава в результате увеличения прочности пены и пеноустойчивости состава во времени, увеличения его нефтевытесняющих свойств.
Поставленная задача решается тем, что газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полимер анионного типа, поверхностно-активное вещество ПАВ, соль поливалентного металла, нитрит натрия, хлористый аммоний и воду, содержит полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо-, или масло-, или водомаслорастворимое, или масловодорастворимое ПАВ или их смесь и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Эмульсия полимера в масле | 0,15-5,0 |
| Указанное ПАВ | 0,02-10,0 |
| Соль поливалентного металла | 0,002-0,20 |
| Высокодисперсный гидрофобный материал | 0,1-3,0 |
| Нитрит натрия | 0,41-8,96 |
| Хлористый аммоний | 0,32-7,0 |
| Вода | остальное |
Состав дополнительно содержит кислоту в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%, ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%, углеводород в количестве 5-25 мас.%.
В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марки Сульфанол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ9-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».
В качестве маслорастворимого ПАВ используют, например, нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-007-17197708-97; неонолы АФ9 4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; а также нефтехим, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата реформинга, выпускающийся по ТУ 2415-001-00151816-94, а также ингибитор коррозии марки Сонкор-9701, содержащий смесь модифицированных жирных аминов в органическом растворителе, выпускающийся по ТУ 2415-006-00151816-2000 на ЗАО «Опытный завод Нефтехим» г.Уфа; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислота), реагент синол-ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина; эмультал, выпускающийся по ТУ 6-14-1035-79.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МЛ-80 или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас), производимые по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и новый моющий препарат марки «МЛ-Супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.
Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.M - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).
В качестве смеси ПАВ используют смеси неионогенного и катионного ПАВ в виде готовых композиций, производимых разными фирмами, например ингибитор коррозии марки Викор-1А и Викор-2, выпускающиеся по ТУ 6-01-0203314-110-90 на ЗАО «Опытный завод Нефтехим» в г.Уфе, вышеуказанный эмульгатор марки синол ЭМ, выпускающийся на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2413-048-48482528-98, эмульгатор нефтенол НЗН, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-012-17197708-93, ингибитор коррозии Аминкор, выпускающийся по ТУ 2415-003-11159873-99 ОАО «Нефтехим» в г.Уфе, высшие жирные спирты и кетоны, например реагент марки МаслоПод, выпускающийся по ТУ 2433-016-00205311-99 на ЗАО «Куйбышевазот».
В качестве смеси ПАВ используют многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999, содержащую дополнительно алифатический или ароматический спирт, или продукты их содержащие и Полисил.
Предлагаемая смесь имеет низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры. В условиях высокой пластовой температуры (100°С) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, что способствует повышению стабильности составов. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы можно использовать в промысловых условиях в холодное время года для приготовления композиций. Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.
В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, эфиры оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), а также эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.
Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Allied Colloids» (Англия) или фирмой «Rhone-Pouieng» (Франция), а также другими фирмами.
Эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и образуют с водой, с вышеуказанными ПАВ или смесью ПАВ эмульсии.
В качестве раствора соли поливалентного металла можно использовать соли хрома, железа, алюминия в ацетатной, хлоридной, сульфатной, нитратной форме, например хромово-калиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), ацетаты хрома и алюминия, хлорид железа, сульфат и нитрат алюминия, а также соли в окисленной форме, например хроматы и бихроматы.
Катион поливалентного металла в окисленной форме восстанавливают в кислой среде сульфанолом или неонолом, или реагентами СНО-3Б или СНО-4Д.
Для увеличения гидрофобизации предлагаемый состав содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) в количестве 0,1-3,0 мас.%.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.
В качестве газообразователей используют нитрит натрия и хлористый аммоний.
Так как в составе при температуре до 60°С пена образуется неустойчивая из-за низкой скорости реакции газообразования, поэтому в качестве инициатора газообразования в состав добавляют кислоту или смесь кислоты с солью в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.
В качестве кислоты или смеси кислоты с солью обычно используют соляную кислоту (HCl) или смесь соляной и плавиковой кислот (ССП), или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой (СКФВ), или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония (ССФА), или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония (ССБФА), или с бифторидом - фторидом аммония, фосфорную или ортофосфорную кислоту в количестве 0,1-0,2 мас.%.
Одним из главных отличий предлагаемого состава от прототипа является то, что в предлагаемом составе вместо водного раствора полиакриламида - полимера анионного типа - используют полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, причем эмульсию как высокомолекулярного полиакриламида, так и низкомолекулярного, а также эмульсию карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) или эфиров оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) или других вышеуказанных полимеров.
При этом, кроме водорастворимых ПАВ, используют водомаслорастворимые моющие средства марок МЛ-80 или МЛ-81Б, или новый моющий реагент марки «МЛ-Супер», или вышеуказанную смесь МКС, или масловодорастворимое ПАВ марок нефтенол-Н или нефтенол-001.М, или маслорастворимый ПАВ марки нефтенол Н3, а также смесь маслорастворимых ПАВ с неионогенными ПАВ, например композиции Синол-ЭМ, Нефтенол-Н3Н, или смесь маслорастворимых ПАВ, например композиции марок Аминкор, Викор-1А и Викор-2, Сонкор 9701, а также и другие указанные выше поверхностно-активные композиции.
Термостабильность предлагаемого газонаполненного состава увеличивается за счет введения полимера в виде его эмульсии в масле, и с увеличением концентрации эмульсии полимера увеличивается прочность пенной композиции и пеноустойчивость ее во времени. Предлагаемый состав представляет собой термостабильную газонаполненную эмульсию.
Известно, что для образования и стабилизации высокоустойчивых эмульсий необходимо, чтобы адсорбционные слои и связанные с ними сольватные оболочки обладали достаточно высокой структурной вязкостью. Высокую прочность пены газонаполненного состава обеспечивает введение полимера в виде его эмульсии в масле, имеющей достаточно высокую вязкость и образующей гелеобразно структурированные адсорбционные слои на границе раздела фаз.
За счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимер, введенный в виде эмульсии его в масле, играет роль сильного стабилизатора устойчивости пенной композиции, в результате чего значительно повышается прочность пены и термостабильность (пеноустойчивость во времени) образующихся эмульсий. Получение устойчивых газонаполненных эмульсий обусловлено образованием высоковязкой пленки на поверхности раздела фаз, существование этой пленки проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.
Так как введение анионного полимера в виде его эмульсии в масле увеличивает прочность структурно-вязких (гелеобразных) адсорбционных слоев, то при сближении (столкновениях) частиц дисперсной фазы, например при перемешивании или режиме высокой температуры, высоковязкая прослойка среды не успевает выдавиться. Адсорбционные слои, обладающие упругостью и механической прочностью, сопротивляются значительным разрушающим усилиям.
При увеличении концентрации эмульсии полимера, вводимой в композицию, нарастает стабилизирующее действие полимера, что позволяет получать устойчивые пенные эмульсии высокой прочности и термостабильности в условиях высокой температуры пласта.
Предлагаемый газонаполненный состав в отличие от известных аналогов и прототипа представляет собой устойчивую пенную эмульсию, стабилизированную на поверхности раздела фаз не только со стороны углеводородной (дисперсионной) среды эмульгатором, но и со стороны дисперсной фазы полимером в виде его эмульсии в масле за счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимера в виде пленки, что проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.
В предлагаемом составе ПАВ находится в связанном состоянии за счет взаимодействия его с катионом поливалентного металла и гидролизованным полимером. В результате такого взаимодействия образуется поверхностно-активный газонаполненный гель, прочно удерживающий газ, который образуется в результате реакции нитрита натрия и хлористого аммония.
Кроме того, ПАВ, содержащееся в газонаполненном предлагаемом составе, придает ему поверхностно-активные свойства, при закачке его в обводненные нефтяные скважины поверхность породы пласта изменяет смачиваемость, а именно гидрофобизируется за счет гидрофобных цепей ПАА или ПАВ. При гидрофобизации поверхности породы улучшается адгезия состава к породе, что способствует лучшему удерживанию его в пласте.
Для увеличения гидрофобизации состава предлагаемый газонаполненный состав содержит высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,01-3,0 мас.%.
Высокодисперсные гидрофобные материалы, имея субмикронные частицы, легко проникают в поры и микротрещины коллектора, изменяют энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти. Так как ВГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178°С и снижения поверхностного натяжения.
После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.
Предлагаемый состав за счет улучшения его реологических свойств и термостабильности позволит эффективно его использовать в высокообводненных нефтяных пластах на контакте с высокоминерализованными водами для снижения проницаемости высокопроницаемых пропластков пласта.
Наши исследования показали, что композиции состава-прототипа термоустойчивы до температуры 60°С. С увеличением температуры термостабильность композиций прототипа резко уменьшается.
Так как в водных растворах гидролизованного полиакриламида при температуре выше 60°С происходит деструкция водного раствора полимера, поэтому прочность газонаполненного состава-прототипа с повышением температуры резко падает.
Предлагаемый газонаполненный состав имеет высокую термостабильность благодаря высокой термостабильности самой эмульсии полимера в масле, которая значительно меньше подвержена деструкции.
Высокая коррозийная активность состава в случае добавления кислоты в состав нейтрализуется присутствующим в составе эмульгатором, который обычно является продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, т.е. ингибитором коррозии, который формирует на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.
Если предлагаемый состав в качестве ПАВ содержит водорастворимые или водомаслорастворимые ПАВ, то целесообразно для защиты коллекторов и трубопроводов дополнительно вводить в состав ингибитор коррозии.
Предлагаемый состав в зависимости от технологической необходимости может содержать ингибиторы коррозии марок, например Аминкор, Викор-1А и Викор-2, Сонкор 9701, нефтехим, СНПХ-6030, СНПХ-6035, СНПХ-6201, СНПХ-6438, СНПХ-6418 в количестве 0,1-1,5 мас.%.
Для понижения вязкости приготовляемых композиций заявляемый состав может содержать углеводород в количестве 5,0-25,0 мас.%.
В качестве углеводорода используют стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С6-С8 и выше), газовый конденсат, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.
Известно, что нефть содержит в себе ряд природных эмульгирующих добавок (эмульгаторов), которые дополнительно стабилизируют предлагаемые эмульсии.
Предлагаемый газонаполненный состав готовят следующим образом.
К рабочему раствору полимера анионного типа в виде его эмульсии в масле концентрацией 0,15-5,0 мас.% небольшими порциями при перемешивании добавляют расчетное количество вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ в количестве 0,02-10,0 мас.%, затем добавляют газообразователи - нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, затем высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас.%, после чего дозируют заранее приготовленный 1-10%-ный раствор соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.% и состав тщательно перемешивают.
В композиции, которые используют при температуре до 60°С, добавляют в качестве инициатора кислоту и оставляют на выдержку, как в нашем примере, при температуре 20°С.
Композиции, которые выдерживают при температуре выше 60°С, не содержат кислоты, так как реакция газообразования выше 60°С имеет высокую скорость, композиции помещают в термошкаф при температуре 95°С. Все композиции газонаполненного состава термостатируют во времени.
В композициях, которые используют до 60°С с помощью инициатора газообразования, и в композициях, которые используют при нагревании выше 60°С, газообразователи начинают взаимодействовать между собой с выделением газообразного азота, который вспенивает образующий гель.
Прочность полученных газонаполненных композиций предлагаемого состава, как и состава-прототипа, характеризуют предельной нагрузкой, которую определяют после их выдержки при температуре 20 и 95°С в течение 20 час, 7 суток и 20 суток.
Чтобы легче было сравнивать результаты, исследование прочности композиций как предлагаемого состава, так и состава-прототипа проводили в одинаковых условиях.
В стакан, где образовалась газонаполненная композиция, на поверхность пены помещают пенопластовый поршень и нагружают его металлическими шайбами определенного веса до момента, при котором начинается уменьшение пены.
Эту предельную нагрузку на пену (Р) определяют в Паскалях (Па) по формуле:
где m - вес шайб, г; S - площадь поршня, м2.
Предельную нагрузку Р на пену определяли через 20 час, 7 сут и 20 сут.
Предел пеноустойчивости композиций во времени предлагаемого состава и состава-прототипа определяли визуально до резкого уменьшения объема пенной композиции и фиксировали количество суток, в течение которых объем пены оставался примерно постоянным.
Соотношение компонентов в композициях предлагаемого состава и состава-прототипа, их прочностная характеристика в Па и предел пеноустойчивости в сутках при 20 и 95°С приведены в табл.1-3.
Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и увеличения их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.
Пример 1. Для приготовления предлагаемого состава в эмульсию ПАА с MM=16·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА с MM=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,15-5,0 мас.% вводят 0,02-10 мас.% вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ, затем дозируют хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас.%, после чего дозируют заранее приготовленные 1-10%-ные растворы соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.% и состав тщательно перемешивают. Предлагаемый состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.% и углеводород в количестве 5-25 мас %. (см. табл.1).
В примере 10 и 24 табл.1 используют многокомпонентную смесь (МКС), содержащую смесь анионных и неионогенных ПАВ и спиртовую добавку - в примере 10 - пропанол, а в примере 24 - этиленгликоль.
Углеводород добавляют в вышеуказанные композиции для регулирования вязкости эмульсий.
Предлагаемую эмульсию используют при температуре пласта выше 60°С.
Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 95°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 4,05-6,5 мкм2 (K1). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости.
Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемого состава, затем три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K1/K2·100%.
Состав-прототип готовят путем смешения 0,15-1,0 мас.% водного раствора ПАА с ММ=16·106 (П-1А) с 0,02-1,0 мас.% неонола-12 или сульфанола, хромсодержащего вещества в количестве 0,002-0,03 мас.%, хлористого аммония в количестве 0,32-2,35 мас.%, нитрита натрия в количестве 0,41-3,0 мас.%.
Результаты фильтрации показывают, что при введении в состав вместо водного раствора полимера - полимера в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо- или масло, или водомасло-, или масловодорастворимого ПАВ или их смеси и высокодисперсного гидрофобного материала (ВДГМ) в указанных количествах - проницаемость керна снижается 1,3-4,7 раза (сравните заявляемые эмульсии с эмульсиями-прототипами в табл.4).
Содержание компонентов в составе, замеры предельной нагрузки на пену в Па через 20 час, 7 сут и 20 сут и пеноустойчивость в сутках заявляемых составов и составов-прототипов при 95°С представлены в табл.1 и 2.
Предельная нагрузка на пену предлагаемых составов через 20 час в 3-3,5 раза была выше предельной нагрузки на пену составов-прототипов, через 3 и 5 суток все составы-прототипы разрушились. Пеноустойчивость предлагаемых составов составляет 8-28 сут.
Термостабильность заявляемого состава в результате повышения предельной нагрузки на пену и пеноустойчивости состава во времени увеличивается в 4-8 раз в сравнении с составом-прототипом (см. табл.1 и 2).
Пример 2. Предлагаемые композиции состава готовят путем перемешивания вышеуказанных компонентов (см. пример 1) и добавлением в состав кислоты, например соляной кислоты (HCl) или смеси соляной и плавиковой кислотой (ССП), или смеси соляной с кремнефтористо-водородной кислотой (СКФВ), или смеси сульфаминовой кислоты с фторидом аммония (ССФА), или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония (ССБФА), фосфорной или ортофосфорной кислоты в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.
Предлагаемую эмульсию с добавлением кислоты используют при температуре пласта до 60°С (в нашем примере при 20°С).
Состав-прототип готовят путем смешения 0,15-1,0 мас.% водного раствора ПАА с ММ=16·106 (П-1А) с 0,02-1,0 мас.% неонола-12 или сульфанола, хромсодержащего вещества в количестве 0,002-0,03 мас.%, хлористого аммония в количестве 0,32-2,35 мас.%, нитрита натрия в количестве 0,41-3,0 мас.% и добавлением соляной кислоты в композиции.
Пеноустойчивость состава и замеры предельной нагрузки на пену через 20 час, 7 сут и 20 сут заявляемых составов и составов-прототипов при 20°С представлены в табл.3.
Результаты замеров показывают, что предельная нагрузка на пену предлагаемых составов через 20 час, 7 сут и 20 сут в 3-3,5 раза выше предельной нагрузки на пену составов-прототипов. Пеноустойчивость предлагаемых составов выше составов-прототипов в 3 и более раз.
Результаты фильтрации заявляемого состава и состава-прототипа при 20°С показывают, что при введении в заявляемый состав вместо водного раствора полимера - полимера в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо- или масло-, или водомасло-, или масловодорастворимого ПАВ или их смеси и высокодисперсного гидрофобного материала (ВДГМ) в указанных количествах - проницаемость керна снизилась в 3,88 и 1,85 раза соответственно (см. табл.4, композиции 6 и 7 из табл.3 при 20°С).
Пример 3. Для приготовления предлагаемого состава в эмульсию ПАА с ММ=15·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА с ММ=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,15-5,0 мас.% вводят 0,02-10 мас.% вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ, затем дозируют хлористый аммоний в количестве 0,32-7,0 мас.%, нитрит натрия в количестве 0,41-8,96 мас.% и высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас %, после чего дозируют заранее приготовленные 1-10%-ные растворы соли поливалентного металла в количестве 0,002-0,20 мас.%. Предлагаемый состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.% и углеводород в количестве 5-25 мас %. (см. табл.1).
Углеводород добавляют в вышеуказанные композиции для регулирования вязкости эмульсий.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 95°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.
После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м3 и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава, затем три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации заявляемых составов и составов-прототипов по определению нефтевытесняющей способности их представлены в табл.5.
За счет введения гидрофобной добавки в состав изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.
За счет присутствия в предлагаемом составе кроме неонола и сульфанола других вышеперечисленных ПАВ: водо-, или масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимого ПАВ или смеси ПАВ, анионного полимера в виде его эмульсии в масле и высокодисперсного гидрофобного материала улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.
Техническим результатом является улучшение изоляционных свойств газонаполненного состава после закачки его в призабойную зону пласта за счет увеличения термостабильности состава в результате увеличения прочности пены и пеноустойчивости состава во времени, увеличения его нефтевытесняющих свойств.
Предложенный газонаполненный состав при закачке в пласт создает повышенные сопротивления в пористой среде и, в первую очередь, перекрывает крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.
Введением углеводорода в предлагаемый состав можно регулировать вязкость состава для закачки его в низкопроницаемые участки пласта.
| Таблица 1. Композиции газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа. | ||||||||||||||
| № состава | Состав | Содержание компонентов, мас.% | ||||||||||||
| Эмульсия полимера | ПАВ или смесь ПАВ | Соль поливалент. мет-ла. | ВДГМ | NH4Cl | NaNO2 | Ингибитор коррозии | вода | |||||||
| шифр | к-во | марка | к-во | марка | к-во | марка | к-во | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| 1 | Заявляем | П-1 | 0,10 | неонол-12 | 0,01 | хкк | 0,001 | тетрафторэтилен | 0,05 | 0,32 | 0,41 | СНПХ-6030 | 0,05 | 99,059 |
| 2 | Заявляем | П-1 | 0,15 | неонол-12 | 0,02 | хкк | 0,002 | тальк | 0,1 | 0,32 | 0,41 | Викор-2 | 0,1 | 98,898 |
| 3 | Прототип | П-1А | 0,15 | неонол-12 | 0,02 | хкк | 0,002 | - | - | 0,32 | 0,41 | - | - | 99,098 |
| 4 | Заявляем | П-1 | 0,3 | МЛ-80 | 0,10 | хкк | 0,01 | оксид титана | 0,1 | 1,9 | 2,45 | аминкор | 0,5 | 94,64 |
| 5 | Прототип | П-1А | 0,3 | сульфонол | 0,10 | охк | 0,01 | - | - | 1.9 | 2,45 | - | - | 95,54 |
| 6 | Заявляем | П-1 | 0,5 | МЛ-81Б | 0,5 | хромат | 0,02 | аэросил | 0,5 | 1,9 | 2,45 | СНПХ-6418 | 0,5 | 94,13 |
| 7 | Прототип | П-1А | 0,5 | сульфонол | 0,5 | бихромат | 0,01 | - | - | 1,9 | 2,45 | - | - | 95,14 |
| 8 | Заявляем | П-1 | 1,0 | МЛ-супер | 1,0 | хлорид железа | 0,03 | оксид хрома | 1,0 | 2,35 | 3,0 | Викор 1А | 1.0 | 90.62 |
| 9 | Прототип | П-1А | 1,0 | сульфонол | 1,0 | охк | 0,03 | - | - | 2,35 | 3,0 | - | - | 92,62 |
| 10 | Заявляем | П-2 | 2,0 | МКС | 3,0 | сульфат алюминия | 0,03 | оксид железа | 1,0 | 2,35 | 3,0 | СНПХ-6035 | 1,0 | 87,62 |
| 11 | Заявляем | П-2 | 2,0 | нефтехим | 5,0 | охк | 0,04 | оксид цинка | 2,0 | 2,35 | 3,0 | - | - | 85,61 |
| 12 | Заявляем | П-2 | 3,0 | нефтенол Н3Н | 8,0 | нитрат алюминия | 0,04 | аэросил | 2,5 | 5,0 | 6,4 | - | - | 75,06 |
| 13 | Заявляем | П-2 | 3,0 | нефтенол Н3 | 10,0 | ацетат хрома | 0,05 | полисил П-1 | 3,0 | 5.0 | 6,4 | - | - | 72,55 |
| 14 | Заявляем | П-3 | 5,0 | сонкор-9701 | 11,0 | ацетат хрома | 0,10 | оксид железа | 3,5 | 5,0 | 6,4 | - | - | 69,0 |
| 15 | Заявляем | П-3 | 6,0 | неонол-4 | 5,0 | ацетат хрома | 0,20 | поливиниловый спирт | 1,0 | 5,0 | 6,4 | СНПХ-6201 | 1,5 | 74,90 |
| 16 | Заявляем | П-3 | 2,0 | синол ЭМ | 5,0 | сульфат хрома | 0,25 | тальк | 1,5 | 7,0 | 8,96 | - | - | 75,29 |
| 17 | Заявляем | П-1 | 2,0 | нефтенол Н | 5,0 | хромат | 0,02 | полисил ДФ | 2,0 | 7,0 | 8,96 | - | - | 75,02 |
| 18 | Заявляем | П-2 | 2,0 | нефтенол 001. М | 5,0 | ацетат хрома | 0,01 | перлит | 1,5 | 7,0 | 8,96 | - | - | 75,53 |
| 19 | Заявляем | П-2 | 3,0 | Викор-1А | 5,0 | бихромат | 0,01 | оксид титана | 1,0 | 7,0 | 8,96 | углеводород | 75,03 | |
| 20 | Заявляем | П-3 | 3,0 | Викор-2 | 5,0 | хкк | 0,03 | полисил П-1 | 1,0 | 2,35 | 3,0 | марка | к-во | 85,62 |
| 21 | Заявляем | П-1 | 2,0 | Аминкор | 5,0 | хкк | 0,04 | полисил ДФ | 1,0 | 2,35 | 3,0 | нефть | 5,0 | 81,61 |
| 22 | Заявляем | П-1 | 2,0 | МаслоПод | 5,0 | бихромат | 0,02 | оксид алюминия | 2,0 | 2,35 | 3,0 | дизельное топливо | 10,0 | 75,63 |
| 23 | Заявляем | П-2 | 3,0 | Нефтенол ВВД | 3,0 | охк | 0,03 | белая сажа | 2,0 | 2,35 | 3,0 | гексановая фракция | 15,0 | 71,62 |
| 24 | Заявляем | П-1 | 2,0 | МКС | 3,0 | хкк | 0,03 | тетрафторэтилен | 1,0 | 1,9 | 2,45 | керосин | 20,0 | 69,62 |
| 25 | Заявляем | П-2 | 3,0 | Неонол-4 | 5,0 | ацетат хрома | 0,10 | аэросил | 2,0 | 1,9 | 2,45 | бензин | 25,0 | 60,55 |
| 26 | Заявляем | П-3 | 5,0 | Мл-супер | 2,0 | сульфат люминия | 0,20 | тальк | 3,0 | 1,9 | 2,45 | нефрас | 30,0 | 55,45 |
| Таблица 2. Прочностная характеристика композиций газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа при температуре 95°С. | |||||
| № состава | Состав | Предельная нагрузка, Па, через | Пеноустойчивость состава, сут | ||
| 20 час | 7 сут | 20 сут | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Заявляемый | 14 | - | - | 1 |
| 2 | Заявляемый | 60 | 36 | - | 8 |
| 3 | Прототип | 23 | - | - | 1 |
| 4 | Заявляемый | 863 | 545 | - | 14 |
| 5 | Прототип | 270 | - | - | 2 |
| 6 | Заявляемый | 2529 | 1810 | 25 | 20 |
| 7 | Прототип | 745 | - | - | 3 |
| 8 | Заявляемый | 6605 | 5312 | 203 | 23 |
| 9 | Прототип | 2030 | - | - | 5 |
| 10 | Заявляемый | 7615 | 6302 | 487 | 26 |
| 11 | Заявляемый | 8336 | 7090 | 535 | 28 |
| 12 | Заявляемый | 7680 | 6265 | 471 | 26 |
| 13 | Заявляемый | 8203 | 6801 | 505 | 27 |
| 14 | Заявляемый | 6150 | 4811 | 228 | 23 |
| 15 | Заявляемый | 6845 | 5507 | 510 | 27 |
| 16 | Заявляемый | 6483 | 5125 | 238 | 24 |
| 17 | Заявляемый | 6385 | 5003 | 470 | 26 |
| 18 | Заявляемый | 5790 | 4411 | 240 | 23 |
| 19 | Заявляемый | 6510 | 5221 | 495 | 27 |
| 20 | Заявляемый | 5320 | 4008 | 253 | 24 |
| 21 | Заявляемый | 3662 | 3295 | 201 | 23 |
| 22 | Заявляемый | 3101 | 2592 | 168 | 22 |
| 23 | Заявляемый | 2305 | 2008 | 152 | 22 |
| 24 | Заявляемый | 2008 | 1503 | 85 | 21 |
| 25 | Заявляемый | 985 | 591 | 28 | 20 |
| 26 | Заявляемый | 780 | 365 | - | 18 |
| Таблица 3. Прочностная характеристика композиций газонаполненного предлагаемого состава и состава-прототипа при температуре 20°С. | |||||||
| № состава | Состав | кислота | Предельная нагрузка, Па, через | Устойчивость пены, сут | |||
| марка | к-во | 20 час | 7 сут | 20 сут | |||
| 1 | 2 | HCl | 0,05 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Заявляемый | HCl | 0,1 | 15 | - | - | 1 |
| 2 | Заявляемый | ССП | 0,1 | 68 | 45 | 18 | 21 |
| 3 | Прототип | HCl | 0,1 | 21 | 12 | - | 8 |
| 4 | Заявляемый | ССП | 0,12 | 980 | 650 | 250 | 68 |
| 5 | Прототип | HCl | 0,12 | 372 | 230 | 76 | 22 |
| 6 | Заявляемый | HCl | 0,12 | 2585 | 2263 | 1336 | 97 |
| 7 | Прототип | HCl | 0.15 | 851 | 603 | 372 | 35 |
| 8 | Заявляемый | СКФВ | 0,15 | 6965 | 6530 | 4411 | более 150 |
| 9 | Прототип | HCl | 0,15 | 2383 | 2035 | 1032 | 120 |
| 10 | Заявляемый | ССФА | 0,15 | 7830 | 7312 | 6201 | более 150 |
| 11 | Заявляемый | ССФА | 0,20 | 8505 | 8380 | 7135 | более 150 |
| 12 | Заявляемый | ССБФА | 0,18 | 7831 | 7710 | 6580 | более 150 |
| 13 | Заявляемый | ССБФА | 0,18 | 8505 | 8380 | 7185 | более 150 |
| 14 | Заявляемый | фосфорная | 0,18 | 7831 | 7710 | 6580 | более 150 |
| 15 | Заявляемый | HCl | 0,18 | 8165 | 8035 | 6920 | более 150 |
| 16 | Заявляемый | ортофосфорная | 0,20 | 6083 | 5980 | 4870 | более 150 |
| 17 | Заявляемый | HCl | 0,20 | 6830 | 6706 | 5680 | более 150 |
| 18 | Заявляемый | HCl | 0,20 | 6500 | 6325 | 5206 | более 150 |
| 19 | Заявляемый | HCl | 0,20 | 6310 | 6180 | 5056 | более 150 |
| 20 | Заявляемый | ССП | 0,25 | 5820 | 5706 | 4601 | более 150 |
| 21 | Заявляемый | СКФВ | 0,20 | 3785 | 3667 | 3008 | более 150 |
| 22 | Заявляемый | HCl | 0,15 | 3203 | 3035 | 2823 | более 150 |
| 23 | Заявляемый | HCl | 0,15 | 2442 | 2308 | 2101 | более 150 |
| 24 | Заявляемый | HCl | 0,12 | 2128 | 1983 | 1760 | более 150 |
| 25 | Заявляемый | HCl | 0,12 | 1068 | 932 | 751 | 150 |
| 26 | Заявляемый | ССП | 0,15 | 980 | 771 | 583 | 100 |
| Таблица 4. Результаты фильтрации композиций заявляемого газонаполненного состава и состава-прототипа при 95°С. | ||||
| № состава | Состав | Проницаемость, мкм2 | Снижение проницаемости, K1/K2 | |
| до фильтрации, K1 | после фильтрации, К2 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Заявляемый | 4,32 | 3,92 | 110 |
| 2 | Заявляемый | 4,06 | 3,19 | 127 |
| 3 | Прототип | 4,15 | 3,84 | 108 |
| 4 | Заявляемый | 5,20 | 1,78 | 292 |
| 5 | Прототип | 4,53 | 3,19 | 142 |
| 6 | Заявляемый | 4,32 | 1,18 | 365 |
| 7 | Прототип | 4,75 | 2,91 | 161 |
| 8 | Заявляемый | 4,60 | 1,09 | 422 |
| 9 | Прототип | 4,80 | 2,36 | 203 |
| 10 | Заявляемый | 4,92 | 1,10 | 445 |
| 11 | Заявляемый | 5,54 | 1,28 | 430 |
| 12 | Заявляемый | 5,65 | 1,37 | 411 |
| 13 | Заявляемый | 5,83 | 1,49 | 390 |
| 14 | Заявляемый | 6,03 | 1,58 | 381 |
| 15 | Заявляемый | 6,22 | 1,46 | 425 |
| 16 | Заявляемый | 6,35 | 1,40 | 453 |
| 17 | Заявляемый | 6,50 | 1,47 | 442 |
| 18 | Заявляемый | 6,32 | 1,36 | 465 |
| 19 | Заявляемый | 5,23 | 1,108 | 472 |
| 20 | Заявляемый | 5,36 | 1,19 | 450 |
| 21 | Заявляемый | 5,12 | 1,122 | 456 |
| 22 | Заявляемый | 5,03 | 1,086 | 463 |
| Синтезы из табл.3 при 20°С | ||||
| 6 | Заявляемый | 6,15 | 1,67 | 388 |
| 7 | Прототип | 5,48 | 2,96 | 185 |
| Таблица 5. Нефтевытесняющие свойства композиций заявляемого газонаполненного состава и состава-прототипа. | |||||
| № состава | Состав | Начальная нефтенасыщенность, % | Коэффициент вытеснения нефти | ||
| по воде | прирост | общий | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Заявляемый | 67,2 | 0,62 | 0,18 | 0,80 |
| 2 | Заявляемый | 65,3 | 0,62 | 0,21 | 0,83 |
| 3 | Прототип | 66,5 | 0,62 | 0,20 | 0,82 |
| 4 | Заявляемый | 64,6 | 0,63 | 0,23 | 0,85 |
| 5 | Прототип | 67,4 | 0,62 | 0,21 | 0,83 |
| 6 | Заявляемый | 69,3 | 0,64 | 0,28 | 0,92 |
| 7 | Прототип | 68,6 | 0,63 | 0,22 | 0,85 |
| 8 | Заявляемый | 71,8 | 0,63 | 0,30 | 0,93 |
| 9 | Прототип | 69,4 | 0,63 | 0,24 | 0,87 |
| 10 | Заявляемый | 70,5 | 0,65 | 0,31 | 0,96 |
| 11 | Заявляемый | 72,8 | 0,64 | 0,30 | 0,94 |
| 12 | Заявляемый | 66,3 | 0,64 | 0,28 | 0,92 |
| 13 | Заявляемый | 68,7 | 0,65 | 0,30 | 0,95 |
| 14 | Заявляемый | 71,3 | 0,64 | 0,32 | 0,96 |
| 15 | Заявляемый | 72,0 | 0,64 | 0,28 | 0,92 |
| 16 | Заявляемый | 67,7 | 0,65 | 0,30 | 0,95 |
| 17 | Заявляемый | 69,6 | 0,64 | 0,32 | 0,96 |
| 18 | Заявляемый | 70,8 | 0,64 | 0,33 | 0,97 |
| 19 | Заявляемый | 71,9 | 0,64 | 0,32 | 0,96 |
| 20 | Заявляемый | 67,2 | 0,65 | 0,32 | 0,97 |
| 21 | Заявляемый | 72,5 | 0,64 | 0,30 | 0,94 |
| 22 | Заявляемый | 69,3 | 0,65 | 0,30 | 0,95 |
| 23 | Заявляемый | 66,9 | 0,65 | 0,31 | 0,96 |
| 24 | Заявляемый | 70,1 | 0,64 | 0,32 | 0,96 |
| 25 | Заявляемый | 72,6 | 0,64 | 0,31 | 0,96 |
| 26 | Заявляемый | 69,9 | 0,64 | 0,30 | 0,94 |
1. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полимер анионного типа, поверхностно-активное вещество ПАВ, соль поливалентного металла, нитрит натрия, хлористый аммоний и воду, отличающийся тем, что он содержит полимер анионного типа в виде его эмульсии в масле, в качестве ПАВ - водо-, или масло-, или водомаслорастворимое, или масловодорастворимое ПАВ, или их смесь и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Эмульсия полимера анионного типа в масле | 0,15-5,0 |
| Указанное ПАВ | 0,02-10,0 |
| Соль поливалентного металла | 0,002-0,20 |
| Высокодисперсный гидрофобный материал | 0,1-3,0 |
| Нитрит натрия | 0,41-8,96 |
| Хлористый аммоний | 0,32-7,0 |
| Вода | остальное |
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит неорганическую кислоту или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смесь сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом-бифторидом аммония в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%.
3. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%.
4. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводород в количестве 5-25 мас.%.
