КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ КСПЭО-4

ТУ 2122-008-53501222-2002

ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Кислотные обработки по технологии с использованием кислотного состава КСПЭО-4 проводятся для интенсификации притока нефти в добывающих скважинах с терригенными коллекторами в условиях повышенных температур и глинистости, а также состав КСПЭО-4 может использоваться при освоении скважин после бурения и переводе скважин на терригенные горизонты.

Объектами применения технологии кислотных обработок составом КСПЭО-4 являются нефтедобывающие скважины, снизившие продуктивность за счет кольматирующих компонентов, привнесенных из пласта, и с обводненностью не более 50%.

Кислотный состав КСПЭО-4 изготавливается восьми марок:

Марки ОА и ОБ – основа, представляет собой смесь кислот без добавления модификаторов;
Марки РА и РБ – представляют собой смесь основы (марка ОА, ОБ) и модификатора МК-Р. Состав используется для обработки нефтяных скважин с повышенным содержанием АСПО и обладает улучшенной растворяющей и отмывающей способностью. Состав поставляется покомпонентно и смешивается непосредственно перед использованием;
Марки НА и НБ – представляют собой смесь основы (марка ОА, ОБ) и модификатора МК-Н. Состав применяется для обработки нагнетательных скважин и может поставляться как в готовом виде, так и покомпонентно;
Марки ДА и ДБ – (представляют собой смесь основы (марка ОА, ОБ) и модификатора МК-2. Состав применяется для обработки добывающих скважин и может поставляться как в готовом виде, так и покомпонентно.

Состав КСПЭО-4 представляет собой водный раствор смеси минеральных кислот и кислотного модификатора, содержащего поверхностно-активные вещества, в строго определенном соотношении и сочетает в себе свойства гидрофобизатора пористой среды и деэмульгатора водонефтяных эмульсий. Кислотный состав КСПЭО-4 обладает высокой проникающей способ ностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе состав-нефть (s = 0,03 - 0,05 мН/м), эффективно предотвращает образование стойких высоковязких нефте-кислотных эмульсий, разрушает водонефтяные эмульсии, диспергирует АСПО, способствует обработке коллектора на большую глубину, предотвращает выпадение продуктов реакции.

Средние расходные нормы на проведение работ с использованием состава КСПЭО-4 составляют:

Кислотный состав КСПЭО-2 марки А – 6 м³ расходуется на промывку скважин и буфер перед закачкой КСПЭО-4 на промывку скважины.
КСПЭО-4 готовится на основе КСПЭО-2 - 1,5 м³ на 1 метр нефтенасыщенной толщины пласта.

В целях снижения себестоимости работ, состав КСПЭО-2 может поставляться в концентрированном виде (КСПЭО-2 марки Б), и разводиться пресной водой в соотношении 1:0,8 до КСПЭО-2 марки А.

Кислотный состав КСПЭО-4 прошел промысловые испытания с положительным технологическим эффектом на ряде месторождений 000 "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", ТНК "Нягань".

Исходя из опыта проведенных работ по технологии с использованием кислотного состава КСПЭО-4 годовой прирост добычи нефти составляет 500-700 т на одну скважино-обработку в зависимости от продуктивности скважин, успешность обработок составляет 94%. Продолжительность эффекта составляет 6-8 месяцев.

Технология обработки скважин реализуется с использованием стандартного оборудования, применяемого при кислотных обработках.

Составы защищены патентами РФ.

ТУ 2122-056-53501222-2006

ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Кислотный состав КСПЭО-2 изготавливается пяти марок:

Марка НА – готовый к применению состав, для нагнетательных скважин карбонатных коллекторов, а также для нагнетательных скважин терригенных коллекторов при закачке сточных вод;
Марка НБ – (концентрированный состав, разводится водой 1:1) для нагнетательных скважин карбонатных коллекторов;
Марка А – готовый к применению состав для добывающих скважин карбонатных коллекторов;
Марка Б – (концентрированный состав, разводится водой 1:1) для добывающих скважин карбонатных коллекторов;
Марка ВЛ – готовый к применению состав, для интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, а также в качестве буфера при обработке терригенных коллекторов с железосодержащими фациями и содержанием карбонатов в составе цемента более 1 % при температурах от 45 до 90 °С.

Кислотные обработки по технологии с использованием кислотного состава проводятся:

Для интенсификации притока нефти в добывающих скважинах с карбонатными коллекторами обводненностью до 40 %;
При освоении скважин после бурения;
При переводе скважины на другие горизонты.

Состав КСПЭО-2 представляет собой водный раствор соляной кислоты и кислотного модификатора - смесь поверхностно-активных веществ в строго определенном соотношении

Кислотный состав обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта за счет низкого межфазного натяжения на границе состав-нефть (s = 0,01 - 0,04 мН/м), эффективно предотвращает образование стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий, разрушает водонефтяные эмульсии, образованные ранее, диспергирует АСПО (размер частиц АСПО при диспергировании не превышает 1 - 2 мм), способствует обработке коллектора на большую глубину вследствие замедления реакции с породой, предотвращает выпадение продуктов реакции, сочетает в себе свойства гидрофобизатора пористой среды и деэмульгатора водонефтяных эмульсий. Замедление скорости реакции состава с карбонатной породой по сравнению с соляной кислотой в 2,5 раза, что позволяет проводить более глубокую обработку ПЗП.

Расход КСПЭО-2 составляет 1,2 - 1,5 м³ на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта в зависимости от объекта обработки.

Технология кислотных обработок с использованием состава КСПЭО-2 применяется с 1999 г. на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ», ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «Каманефть», ЗАО «Вишеранефтегаз», ЗАО «Северная нефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Лукойл-Север». Составом КСПЭО-2 обработано более 400 скважин, годовой технологический эффект составляет 800-1200 т дополнительно добытой нефти на скважино-операцию. Продолжительность технологического эффекта составляет 6 - 12 мес.

Составы защищены патентами РФ.