Кислотный состав

Cтраница 2

При этом снижается не только скорость реакции кислотных составов с коллектором и цементом, но и капиллярные давления. Это позволяет облегчить проникновение реакционного состава в глубь пласта и обратную фильтрацию в ствол скважины, связывание и удаление части водной фазы, регулирование плотности, вязкости, разрушение газогидратов, органоминеральных кольматантов и водонефтяных эмульсий и уменьшение адсорбции ПАВ на горной породе. [16]

Визуально было установлено, что при концентрациях кислотного состава от 5 до 20 % и при соотношении БФФА: САК2: 3 на стенках пробирки образуется налет ( предположительно при избытке БФФА образуются нерастворимые соли кремниевой кислоты), в то время как при концентрациях кислотного состава 10 и 20 % и при соотношении БФФА: САК 1: 3 налет отсутствует. [17]

Химическое оксидирование осуществляется обработкой в щелочных или кислотных составах; ему предшествует обезжиривание и декапирование. [18]

График потерь давления при прокачке кислотоосновных жидкостей гидроразрыва ( dB 62 мы. [19]

Дл-я обработки таких пластов рекомендуется также применять закачку кислотных составов через подпакерный циркуляционный клапан ( ПЦК. [20]

Средние затраты времени на проведение обработок нагнетательных скважин кислотными составами: СКС - 172 часа; СКО - 20 часов, ГКО - 20 часов, ПКВ - 40 - 65 часов. [21]

В промысловой практике используют все перечисленные выше методы подачи кислотного состава в пласт. [22]

К одним из основных признаков, определяющих выбор рецептуры кислотного состава, относится химический состав породы-коллектора. [23]

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой схемы заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составов поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. В качестве таких жидкостей применяют растворы полимеров и ПАВ для нагнетательных скважин и дегазированные нефти или другие жидкости на нефтяной основе - для добывающих скважин. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием и по толщине пласта. Оптимальные объемы ( суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливаются опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок ( по опыту работ в Белоруснефти) можно принять поочередную закачку 5 м3 кислотного состава и 1 5 - 2 м3 специальной жидкости при трех циклах. [24]

Одним из важных технологических элементов процесса является давление, при котором кислотный состав подается в пласт. Увеличение давления до 25 0 МПа снижает скорость реакции кислоты. Проникновение кислоты в пласт происходит за счет: растворения карбонатного материала; оттеснения жидкости в пласт через систему его поровых каналов; раскрытия системы микротрещин и фильтрации кислоты по ним; а также по микротрещинам, которые создаются во время обработки путем гидроразрыва пласта. [25]

Глубина кислотного воздействия может достигать 40 м и зависит от свойств кислотного состава, технологической схемы процесса, свойств ксл-лектора, параметров обработки. [26]

Для малодебитного низкообводненного фонда скважин в коллекторах порового и кавернозно-порового типов рекомендуется использовать кислотный состав с замедленным действием на горную породу и нефтеотмывающей способностью. [27]

Зависимость теплового эффекта реакции нейтрализации реагента по длине модели пласта ( водонасыщенная среда. 1 2 3 - кар-бонатность 70, 50, 30 % соответственно. [28]

Для определения пределов возможного изменения скорости нейтрализации и вязкости реагента в процессе фильтрации кислотных составов одновременно были выполнены исследования для растворов, в которых доминировало содержание масляной и пропионовой кислот в противовес ранее использованному составу продукта, в котором преобладало содержание муравьиной и уксусной кислот. Такой выбор состава не случаен. [29]

Разработка рецептуры КС включала подбор массового содержания и соотношения компонентов, исследование совместимости компонентов кислотного состава с пластовой водой и друг с другом, определение скорости растворения терригенной породы кислотными составами с последующим выбором наиболее оптимального состава. Для разработанных КС было определено межфазное натяжение на границе с нефтью. [30]

Страницы: 1 2 3 4