Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью



Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью

 


Владельцы патента RU 2616923:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью. Состав включает 36%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118, пресную воду, 86,5%-ную муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор ГФ-15МПС. Технический результат заключается в получении кислотного состава, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах. 3 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью, от 5 до 20%, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти (газа) и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора.

Известен кислотный состав (патент РФ №2386666, опубл. 20.04.2010 г.) для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий, мас. %: ингибированную соляную кислоту 9,0-15,0; фторсодержащий реагент - фтористоводородную кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония 4,0-7,4; органический растворитель - полиэтиленгликоль-4 или «Реагент-Гликойл» 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество Неонол АФ9-12 0,1-0,2; воду остальное.

Недостатком состава является низкая эффективность воздействия на высокотемпературные (>80°C) терригенные пласты, содержащие в качестве цементирующего материала карбонаты, так как наличие растворителя в составе незначительно снижает скорость реакции кислот с породой при высоких пластовых температурах. Следующим недостатком известного состава является низкая осадкоудерживающая способность по отношению к фторидам кальция (CaF2↓), что приведет к закупориванию каналов фильтрации нерастворимыми осадками фторидов, образующихся при взаимодействии фторсодержащих кислот с карбонатной составляющей терригенного пласта.

Известен состав (патент РФ №2543224, опубл. 27.02.2015 г.) для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий, мас. %: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0; алкилбензолсульфокислоту 0,1-2,0; лимонную кислоту 0,5-3,0; уксусную кислоту 3,0-12,0; метиловый спирт 3,0-10,0; препарат ОС-20 0,5-2,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0-5,0; фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5; стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0; воду остальное.

Недостатком этого состава является его высокая коррозионная активность в условиях высоких температур.

Известен состав (патент РФ №2243369, опубл. 27.12.2004 г.) для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, содержащий, мас. %: раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации или хлорид аммония 1,0-5,0; раствор плавиковой кислоты 50%-ной концентрации, или фторид аммония, или бифторид аммония 1,0-5,0; алкилбензолсульфокислоту 10,0-30,0; гликоль 10,0-40,0.

Недостатком применения известного состава в терригенных коллекторах является то, что при его использовании происходит выпадение осадков и кольматирование коллектора, особенно при повышенной карбонатности и высокой пластовой температуре.

Известен состав (патент РФ №2100587, опубл. 27.12.1997 г.) для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий, мас. %: смесь соляной кислоты с плавиковой 8,0-75,0; ингибитор коррозии 0,5-2,0; фосфоновую кислоту и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0; растворитель остальное.

Недостатком известного состава является то, что в процессе его использования при обработке терригенного пласта с высокой карбонатностью и пластовой температурой происходит выпадение нерастворимых осадков, кольматирующих пласт.

Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (патент РФ №2407769, опубл. 27.12.2010 г.), принятый за прототип, содержащий алкилбензолсульфокислоту, препарат ОС-20, хлорид аммония, 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, метанол, сивушное масло, уксусную кислоту, лимонную кислоту, ингибитор коррозии «ИКУ-118» и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: алкилбензолсульфокислота 3,5-5,5; препарат ОС-20 2,5-5,5; хлорид аммония 3,5-6,5; 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 14-18; метанол 12,0-16,0; сивушное масло 4,0-8,0; уксусная кислота 6,0-12,0; лимонная кислота 2,5-4,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5; пресная вода - остальное.

Недостатком состава является его высокая коррозионная агрессивность в условиях высоких температур, а также данный состав не растворяет кварцевую составляющую терригенного пласта.

Техническим результатом изобретения является получение кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта на протяжении 3 часов, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах (до 95°C).

Технический результат достигается тем, что к смеси минеральной, органической кислот и бифторида аммония добавляются: гидрофобизатор ГФ-15МПС, представляющий собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя; комплексообразователи ионов металлов и ингибитор коррозии, мас. %: 36%-ная соляная кислота 1-3, 86,5%-ная муравьиная кислота 9-12, бифторид аммония 0-1, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,05-0,1, эриторбат натрия 0,5-5, гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,05-0,3, ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,05-0,1.

Заявляемый кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

1. Кислота синтетическая техническая, содержащая 36% масс. HCl, выпускается по ГОСТ 857-95.

2. Кислота муравьиная техническая, содержащая не менее 86,5% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 1706-78.

3. Бифторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97,0 мас. % основного вещества, выпускается по ТУ 113-08-544-83.

4. Ингибитор коррозии «ИКУ-118» представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.

5. Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,0%, выпускается по ГОСТ 10652-73.

6. Гидрофобизатор ГФ-15МПС, представляющий собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя, выпускается по ТУ 2458-014-92627037-2012.

7. Эриторбат натрия (Е316) - белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 99,0%, CAS №6381-77-7.

8. Пресная вода.

Минимальная концентрация гидрофобизатора ГФ-15МПС, представляющего собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя, определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м) и степенью замедления скорости реакции кислотного состава с карбонатной составляющей продуктивного пласта, а максимальная - технологической и экономической целесообразностью. Содержание муравьиной и соляной кислот, бифторида аммония определяется необходимой скоростью растворения и общей растворяющей способностью кислотного состава по отношению к терригенной породе в ходе реакции. Содержание динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты определяется ее способностью образовывать комплексы вокруг ионов Fe3+ и Са2+, не давая негативных последствий осадкообразования ионов трехвалентного железа из кислотного состава, а также предотвращая выпадение малорастворимых осадков фторида кальция (CaF2↓). Эриторбат натрия также выступает в роли стабилизатора ионов железа (Fe3+), но он более эффективен в условиях высоких пластовых температур. Наличие ингибитора коррозии в составе обусловлено требованиями к скорости коррозии стали как при 20°C, так и при 95°C.

В лабораторных условиях определялись следующие свойства предлагаемого состава: межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе; скорость растворения карбонатной, кварцевой породы и каолинитовой глины при температуре 95°C.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определялось при помощи системы анализа формы капли EasyDrop фирмы Kruss (Германия) по методике, прилагаемой к прибору.

Скорость коррозии стали, г/(м2⋅ч), определялась в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст 20 размером 50,0×12,0×0,25 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°C и 95°C.

Примеры приготовления кислотных составов

Пример 1 (прототип, состав №1 в таблице 1)

В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г 24%-ной соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Пресная вода 37,9
Алкилбензолсульфокислота 3,5
Препарат ОС-20 2,5
Хлорид аммония 3,5
24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 14,0
Метанол 16,0
Сивушное масло 8,0
Уксусная кислота 12,0
Лимонная кислота 2,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1

Пример 2

В стакане объемом 250 мл в 84,25 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,1 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,5 г 36%-ной соляной кислоты, 12 г муравьиной кислоты, 0,5 г бифторида аммония, 1,5 г эриторбата натрия, 0,1 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,05 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Пресная вода 84,25
36%-ная соляная кислота 1,5
86,5%-ная муравьиная кислота 12
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,1
Бифторид аммония 0,5
Эриторбат натрия 1,5
Гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,1
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,05

Пример 3

В стакане объемом 250 мл в 84,15 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,05 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 3 г 36%-ной соляной кислоты, 9 г муравьиной кислоты, 1 г бифторида аммония, 2,5 г эриторбата натрия, 0,2 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Пресная вода 84,15
36%-ная соляная кислота 3
86,5%-ная муравьиная кислота 9
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,05
Бифторид аммония 1
Эриторбат натрия 2,5
Гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,2
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1

Пример 4

В стакане объемом 250 мл в 84,55 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,1 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,5 г 36%-ной соляной кислоты, 12 г муравьиной кислоты, 1,5 г эриторбата натрия, 0,1 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,05 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Пресная вода 84,55
36%-ная соляная кислота 1,5
86,5%-ная муравьиная кислота 12
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,1
Эриторбат натрия 1,5
Гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,3
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,05

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.

Испытания по растворению карбонатной породы или кварца проводились по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышало площадь поверхности (см2) цилиндра карбонатной породы, имеющего диаметр 30 мм и высоту 10 мм, или кварцевой пластины, имеющей размеры 25,0×10,0×1,0 мм, пластины готовились из предметных стекол, соответствующих ГОСТ 9284-75. После изготовления примерно одинаковые по размерам цилиндры породы или кварцевые пластины помещались в сушильный шкаф, где выдерживались в течение двух часов, а затем взвешивались на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливался в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружались цилиндры или пластины на фиксированное время контакта - 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут. После истечения времени контакта образца породы он извлекался из раствора, промывался 0,5 N раствором натрия гидроокиси и дистиллированной водой и помещался в сушильный шкаф на два часа.

Таким образом осуществлялся замер количества растворенной карбонатной породы или кварца по мере нейтрализации кислоты.

Долю растворенного карбоната или кварца рассчитывают по формуле:

,

где Р - доля растворенного карбоната или кварца, %;

m1 - масса цилиндра или пластины до эксперимента, г;

m2 - масса цилиндра или пластины после эксперимента, г.

Исследования по определению скорости растворения каолинитовой глины проводились в течение 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут при заданной рабочей температуре. Первым этапом эксперимента является подготовка глины. Глина высушивалась в сушильном шкафу до постоянной массы и взвешивалась на аналитических весах с точностью до 0,0001 г. Необходимая для эксперимента масса каолинитовой глины (m1) составляла примерно 2 г. Объем кислотного состава при этом брался равным 10 мл. После подготовки навеска глины и исследуемый кислотный состав выдерживались в течение 30 минут в термошкафу для прогрева до заданной температуры. По окончании прогрева глину заливали кислотным составом и выдерживали в течение заданных промежутков времени при необходимой рабочей температуре. По достижении заданного времени раствор кислоты с глиной начинали фильтровать через заранее подготовленный бумажный фильтр и тщательно промывали дистиллированной водой, и высушивали в сушильном шкафу до постоянной массы (m2), затем охлаждали в эксикаторе также в течение 2-х часов.

Доля растворенной глины определяется по формуле, указанной выше.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Исходя из таблицы 2 следует, что при температуре 95°C предлагаемый состав обладает меньшей скоростью растворения карбоната на начальном этапе (5, 15 минут), чем состав по прототипу, а затем скорость растворения карбоната предлагаемым составом становится выше в сравнении с составом по прототипу (30, 60, 120, 180 минут). При этом предлагаемый состав растворяет карбонат более равномерно по сравнению с прототипом и обеспечивает большую итоговую растворимость. Также составы 2 и 3, содержащие бифторид аммония, растворяют кварцевые пластины, в то время как состав по прототипу и состав 4 кварц не растворяют. В отношении каолина составы 2 и 3, имеющие в своем составе бифторид аммония, показывают большую растворяющую способность в сравнении с составами 1 и 4. Межфазное натяжение на границе кислотный состав/керосин ТС-1 удовлетворяет требованиям у всех 4 составов. Скорость коррозии у состава по прототипу выше в 8-16 раз при 20°C, а при 95°C в 25-32 раза по сравнению с предлагаемым составом.

Для фильтрационных исследований использовалась составная модель из трех кернов, представляющих полимиктовый песчаник с глинисто-карбонатным цементом, отобранных на одном из месторождений Западной Сибири. При этом определялась исходная проницаемость по керосину, затем в обратном направлении закачивался 3%-ный водный раствор KCl, использующийся в качестве основы многих буровых растворов, после чего вновь определялась проницаемость составной модели по керосину и степень ухудшения проницаемости. На заключительном этапе производилась прокачка предлагаемого кислотного состава и определялась итоговая проницаемость по керосину.

Условия проведения эксперимента:

Температура эксперимента - 95°C,

Давление всестороннего обжима - 14 МПа,

Изовискозная модель нефти - керосин.

Параметры составной модели:

Длина составной модели - 9,0 см;

Диаметр составной модели - 3,0 см;

Поровый объем - 11,3 см3;

Исходная проницаемость составной модели по керосину при 95°C - 3,1 мД.

В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на составной модели - низкопроницаемый песчаник с карбонатно-глинистым цементом.

Как следует из представленных данных, обработка составной модели керна, состоящей из низкопроницаемых песчаников с карбонатно-глинистым цементом, предлагаемым кислотным составом позволяет не только восстановить исходную проницаемость после воздействия фильтратом бурового раствора, но и увеличить ее.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118 и пресную воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, в качестве ПАВ гидрофобизатор ГФ-15МПС, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

36%-ная соляная кислота 1-3
86,5%-ная муравьиная кислота 9-12
динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,05-0,1
бифторид аммония 0-1
эриторбат натрия 0,5-5
гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,05-0,3
ингибитор коррозии ИКУ-118 0,05-0,1
пресная вода остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления среднеплотных и легковесных керамических проппантов с насыпной плотностью 1,4 – 1,55 г/см3 из шихты на основе смеси термообработанного природного магнийсиликатного сырья и кварцполевошпатного песка.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов содержит, мас.%: соляную кислоту 4-6; уксусную или муравьиную кислоту 5-8; ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300» 0,1-0,5; поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД 0,1-0,5; стабилизатор железа Hi-Iron 0,75-2; воду - остальное. 3 табл., 4 пр.
Наверх