Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 553.982

Ты Тхань Нгиа1, e-mail: [email protected]; М.М. Велиев1, e-mail: [email protected]; Ле Вьет Хай1, e-mail: [email protected]

1 СП «Вьетсовпетро» (Вунгтау, Вьетнам).

Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами

При обработке призабойной зоны скважин для объектов, находящихся на миоцене, олигоцене и фундаменте месторождения «Белый Тигр» (Вьетнам), есть трудности, связанные с высокой температурой и вторичными осадками. Реакции с участием традиционно используемых минеральных кислот при повышенных температурах происходят со слишком высокой скоростью, в результате чего кислота полностью расходуется за очень короткое время, что снижает эффективность обработки призабойной зоны.

Кроме того, при повышении температуры на забое скважины затраты на ингибиторы коррозии быстро возрастают из-за необходимости повышения их концентрации.

Вторичные осадки вызывают закупоривание пористого пространства, снижают проницаемость пласта, и из-за образования вторичного осадка кислотная обработка имеет отрицательный эффект, то есть проницаемость при-забойной зоны пласта снижается после обработки.

Для решения этих проблем в совместном предприятии «Вьетсовпетро» с целью повышения продуктивности добывающих скважин месторождений было предложено использовать некислотные компоненты с образованием кислотного состава на забое.

Суть данного метода заключается в использовании систем химических реагентов, содержащих хелатное соединение, органическую кислоту и фторсодержащее соединение. Эти реагенты способствуют растворению неорганических загрязняющих материалов за счет генерирующего образования фтороводородной кислоты на забое скважины, а также предупреждению вторичных осадков из продуктов растворения глины и полевого шпата, кварца. С целью подтверждения эффективности метода проведены лабораторные исследования, результаты которых приведены в данной статье.

Ключевые слова: высокая температура, плавиковая кислота, хелатор, лабораторные исследования, некислотные компоненты, кислотный состав, реакция, защитная пленка.

Tuy Thanh Nghia1, e-mail: [email protected]; M.M. Veliev1, e-mail: [email protected]; Le Viet Khai1, e-mail: [email protected]

1 Vietsovpetro JV (Vung Tau, Vietnam).

Investigation of new blend composition based on chelators and hydrofluoric acid for production wells yield increase with elevated reservoir temperatures

When treating the bottom-hole zone of wells for facilities located in the Miocene, Oligocene and in the foundation of the White Tiger (Vietnam), field there are difficulties associated with high temperature and secondary deposits. Reactions involving conventionally used mineral acids at elevated temperatures occur at a very high speed, therefore acid is completely consumed for a very short time reducing the processing efficiency of bottom-hole zone. In addition, at rise in temperature at the well bottom-hole the expenses for corrosion inhibitors increase rapidly due to the need of their concentration increase.

Secondary deposits cause clogging of the pore space, reducing the permeability of the formation, and due to the formation of secondary deposit the acid treatment has a negative effect, i.e. permeability of bottom-hole zone of the formation decreases after treatment.

OIL AND GAS PRODUCTION

To address these issues a Vietsovpetro (a joint venture) proposes to use non-acid components for acid composition formation at the bottom to improve the production wells yields.

The essence of this method is to use systems of chemicals containing chelating compound , an organic acid and a fluorine-containing compound. These agents promote nonorganic contaminating materials dissolving due to generating formation of hydrofluoric acid at the well bottom-hole, prevention of secondary deposits formation of the clay, feldspar, quartz dissolution products.

In order to confirm the efficiency of the method the laboratory studies were conducted, and their results are presented in this article.

Keywords: high temperature, hydrofluoric acid, chelator, laboratory researches, non-acid components, acid composition, reaction, protective film.

О возможности повышения продуктивности скважины с помощью кислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), приводящей к открытию ранее существовавших в пласте пор путем растворения закупорившего их материала или же к созданию новых каналов путем растворения породы пласта, было известно давно, почти с первых дней существования нефтяной отрасли. Проведение таких геолого-технических мероприятий (ТТМ), как кислотная обработка пласта, существенно помогает нефтяным компаниям максимизировать добычу на своих месторождениях. Однако реакции с участием традиционно используемых минеральных кислот при повышенных температурах (более 93 °С) протекают со слишком высокой скоростью, в результате чего кислота полностью расходуется за слишком короткое время, что снижает эффективность обработки и может спровоцировать другие осложнения [2, 6]. Кроме того, традиционно используемые минеральные кислоты требуют обеспечения специальных мер безопасности применения, вызывают коррозию сква-жинных труб и оборудования и должны подвергаться нейтрализации при возврате на поверхность. К тому же при повышении температуры на забое скважины затраты на ингибиторы коррозии быстро возрастают из-за необходимости повышения концентрации реагентов.

Вторичные осадки вызывают закупоривание пористого пространства, снижа-

ют проницаемость пласта. Во многих случаях из-за образования вторичного осадка кислотная обработка имеет отрицательный эффект, т.е. вследствие ее проведения проницаемость ПЗП снижается. Основными типами вторичных осадков при кислотной обработке пласта с песчаниками являются гель гидроксида железа, гель кремниевой кислоты и т.д. Для предупреждения их образования или снижения негативного влияния необходимо подбирать соответствующий состав раствора и технологию проведения обработки. Для решения этих проблем в СП «Вьет-совпетро» с целью повышения продуктивности добывающих скважин месторождений предложено использовать некислотные компоненты с образованием кислотного состава на забое. За счет образования плавиковой кислоты (ИР) внутри пласта от закачиваемых с поверхности некислотных компонентов происходит реакция между ИР и осадками внутри пласта, вследствие которой проницаемость ПЗП увеличивается [1, 5].

Для успешной обработки необходимо иметь технологические решения для достижения максимальной глубины проникновения. Одним из таких решений является применение систем, способствующих образованию ИР в пласте, - к примеру, хелатных соединений и соли, содержащей фтор. Применение хелаторов (хелатных агентов, хелатообразующих агентов) - одно из возможных решений задачи интен-

сификации притока в высокотемпературных скважинах.

С ионами - как правило, катионами -металлов хелаторы образуют комплексные соединения (хелаты), в которых захваченный ион связан с двумя или более атомами одной молекулы хе-латора(подобно тому, как пойманная добыча удерживается с двух сторон клешней хищника, откуда и название - от греч. chela, что означает «клешня»). Хелаторы используются для предотвращения выпадения осадка соединений металлов и растворения отложений. Интенсификация притока в высокотемпературных скважинах - их новая область применения. Хелаторы, обычно используемые в нефтегазовой отрасли, представляют собой сложные органические кислоты [3]. Эти соединения не только связывают металлы, но и могут служить активными растворяющими агентами при кислотной обработке ПЗП. Интенсификация притока с помощью хелаторов имеет ряд достоинств, в числе которых медленное воздействие на пласт, низкая скорость коррозии и лучшее соответствие требованиям охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды. Метод образования плавиковой кислоты внутри пласта с использованием хелатных соединений и гидрофторида аммония (неорганическое соединение, кислая соль аммония и фтористоводородной кислоты, растворимые в воде бесцветные кристаллы с формулой NH4HF2) яв-

Ссылка для цитирования (for references):

Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М., Ле Вьет Хай. Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 42-48. Tuy Thanh Nghia, Veliev M.M., Le Viet Khai. Investigation of new blend composition based on chelators and hydrofluoric acid for production wells yield increase with elevated reservoir temperatures (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 42-48.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015

43

а) а) б) b)

Рис. 1. Кинетика растворения глины в системе HV:HF (а) и HC1:HF (б) при различных концентрациях HF

Fig. 1. Kinetics of the clay dissolution in the system HV:HF (a) and HC1:HF (b) at various concentrations of HF

0.6

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 Время погружения, мин.

Рис. 2. Кинетика растворения кремния в системе HC1:HF при различных концентрациях HF Fig. 2. Kinetics of silica dissolution in the system HC1:HF at various concentrations of HF

ляется одновременным решением двух проблем, связанных с высокой температурой и образованием вторичных осадков. Данный метод позволяет увеличить глубину проникновения раствора, при этом высокий уровень pH системы ограничивает коррозию. Хелатные соединения способны удерживать ионы Ca2+, Si4+, Fe3+ ... в растворенном состоянии, в силу чего вторичные осадки не образуются. СП «Вьетсовпетро» применялось хе-латное соединение под названием оксиэтилидендифосфоновая кислота (международное название: 1-Hydroxyethylidene-1,1-Diphosphonic Acid; химическая формула C2H8O7P2) со

слабыми кислотными свойствами [4]. В работах HEDP данное соединение также обозначается как НУ. Смесь HF и соли фосфата аммония, образующаяся в результате реакции между кислотой НУ и N1-1^.,, обычно называется кислотной системой НУ:НР. Как и в случае с глино-кислотными растворами (система НС1:НР), при использовании системы НР:НУ после растворения слоя глины образуется измеряемая в микрометрах оболочка по адсорбционному механизму. Она сохраняет поверхность глины или предохраняет от чрезмерного растворения. Наличие оболочки способствует уменьшению

потерь кислоты, за счет чего в глубину пласта проникает большее количество кислоты. Оболочка также сохраняет цементный слой и ограничивает забивание пор тонкодисперсными частицами. Система HV:HF, полученная в результате реакции хелатных соединений (HV) и борфтористоводородной кислоты (NH4HF2), имеет низкую кислотность и обладает буферным действием, характеризуется низким уровнем токсичности и полностью отвечает требованиям экологической безопасности СП «Вьетсовпетро».

Для изучения защитной пленки на поверхности глинистых минералов, закономерности взаимодействия химических реагентов с типичными минералами пласта песчаника (кремнием, глинами и карбонатами) проведены эксперименты в лаборатории НИПИморнеф-тегаз СП «Вьетсовпетро».

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СИСТЕМЫ HV:HF НА ПОВЕРХНОСТИ ГЛИНИСТЫХ МИНЕРАЛОВ

Состав первичных минералов пород месторождения «Белый Тигр» состоит из иллита и кварца. Вторичные минералы включают хлорит, монтмориллонит, фельдшпатоид, гетит. Кроме этого, еще есть кальцит, доломит, рутин и органические вещества с массовым содержанием < 3%.

Для проведения лабораторных исследований были отобраны образцы пород из горизонтальной скв. № 815/МСП8 (первая горизонтальная скважина на шельфе Вьетнама, пробуренная СП «Вьетсовпетро» в феврале 1996 г.) месторождения «Белый Тигр» на глубине 3000 м.

Образцы глины погружали в наполненную раствором колбу на 30 мин., затем вынимали и тщательно высушивали на воздухе, чтобы они не потрескались. Далее образцы были отправлены на микроскопию (SEM - Scanning Electron Microscope) для получения изображения поверхности объекта с высоким (до 0,4 нанометра) пространственным разрешением, а также информации о составе, строении и некоторых других свойствах приповерхностных слоев. В исследованиях использовалась система HV:HF c различными концентрациями

OIL AND GAS PRODUCTION

HF - 1; 1,5; 2 и 3%. Для сравнения также использовалась систем НС1:НР с концентрациями НР соответственно 1; 1,5 и 2%. По результатам анализа элементов на поверхности образцов до и после обработки смесью НС1:НР с концентрацией НР соответственно 1; 1,5 и 2% можно сделать следующие выводы:

• образец до обработки кислотами (серия 8) имеет соотношение S^:AL = 2,45, что характерно для глинистого, кварцевого составляющего в образце глинистых минералов месторождения «Белый Тигр»;

• после обработки раствором НС1:НР (серия экспериментов М5-М7) в результате растворения глины и кварца выявлено, что кварц растворяется медленнее, соотношение Бт:А1 увеличилось;

• после обработки раствором НС1:НР на поверхности образца появился элемент Р (у атомов которого валентные электроны с наивысшей энергией занимают ^орбиталь). Элемент Р (химические элементы, в атомах которых электрон с наивысшей энергией занимает р-орбиталь) на поверхности образца отсутствует;

• на поверхности образцов серии М1-М4 появился элемент Р. Содержание элемента Р эквивалентно концентрации НР в кислотной смеси (концентрация НР равна 0,07; 0,31; 1,28 и 4,82%). После обработки раствором HV:HF (серия экспериментов М5-М7) в результате растворения глины и кварца выявлено, что кварц растворяется быстрее, отношение БкМ на поверхности образца уменьшилось.

Таким образом, появление элемента Р на поверхности образца и уменьшение соотношения БкМ являются доказательством образования защитной пленки фосфатсиликата алюминия. Проведены лабораторные исследования способности предложенной системы HV:HF реагентов к растворению глины, кремния ф'02) и карбоната кальция (СаС03).

ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБНОСТИ СИСТЕМЫ HV:HF К РАСТВОРЕНИЮ ГЛИН

Способность к растворению силикатов (минералов, представляющих собой соединения кремнезема)является важным требованием к химическим реаген-

0.25

§ 0.20

S 0.15 с.

I 0.10

« 0.05 И 0.00

О 15 30 45 60

Время погружения, мин.

Рис. 3. Сравнение кинетики растворения кремния в системах HV:HF и HC1:HF Fig. 3. Comparison of the silica dissolution kinetics in systems HV:HF and HC1:HF

0.08 0.07 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01 0.00

5%

Si TÎ A__

J /

A

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Время погружения, мин.

60

Рис. 4. Кинетика растворения CaCO3 в системе HV:HF при различных концентрациях HF Fig. 4. Dissolution kinetics CaCO3 in system HV:HF at various concentrations of HF

там при обработке пласта-песчаника. Однако химические реагенты, содержащие НР, обычно имеют общие недостатки - сильное растворение глины, но очень слабое растворение кремния в виде кварца. Причина этого явления - большая удельная поверхность глины по сравнению с кремнием. Таким образом, система химических реагентов с низкой скоростью растворения глины и большой скоростью растворения кремния считается более успешной. Способность химических реагентов к растворению глины оценивалась по

методу потери массы. Эксперименты проводились в следующем порядке:

• были подготовлены одинаковые пробы глины размером 2-3 мм, а также пакеты для вмещения проб, не растворяемые в кислоте;

• некоторое количество проб помещали в пакет и определяли массу т0;

• кислоту наливали в колбы с одинаковыми объемами;

• пакеты с пробами погружали в воду на 1 мин. для смачивания поверхности проб, затем вынимали и измеряли массу т2;

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015

45

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

о.ю

0.09

ь 0.08

8 0.07 я

U

о 0.06

и

е

я 0.05

ш

а

§ 0.04

U

а, 0.03 е

S 0.02

о»

9

Щ 0.01

е И

0.00

60 мин

30 МИН ___4

1.5 2 2.5

Концентрация HV:HF, %

Рис. 5. Зависимость количества растворенного CaCO3 от концентрации HF в системе HV:HF Fig. 5. Function of dissolved the amount of CaCO3 due to HF concentration in system HV:HF

70

1 60

О

и «

U

50

о -

о ■

■

и О. о

Ев

н

40

30

20

ЕР а

ч

& 10

1 1 1 1 ЦП- ИГ- n-urnnu Ю-Ч-МС. --К

----

4

HCl 15 %

/ [не 12%

/ I I

HCl 8°/ 1

к Н Ht 6% 1

г ж'

10 15 20 25 30 35 40 45 Время погружения, мин.

50 55

60

Рис. 6. Кинетика растворения CaCO3 в соляной кислоте HCl при различных концентрациях Fig. 6. Dissolution kinetics CaCO3 in hydrochloric acid HCl at different concentrations

• пакеты с пробами погружали в исследуемые кислоты;

• через 5, 10, 20 и 30 мин. пакеты с пробами вынимали из кислоты, сливали жидкость из пакетов и определяли массу образцов т5, т10, т20 и т30;

• на основании результатов был построен график зависимости массы растворенной глины от времени.

Глина для экспериментов взята из скв. № 815 месторождения «Белый Тигр» (глубина - 3000 м). В качестве проб

отбиралась глина, сформованная в виде плоского блока с относительно одинаковыми размерами и массой. Для определения достоинств исследуемой системы химических реагентов также были проведены аналогичные эксперименты в традиционной системе кислот НС1:НР (на основе глино-кислотных растворов).

Концентрация НР для экспериментов в системе НУ:НР рассчитывалась таким образом, чтобы концентрация НР, обра-

зовавшейся в соответствующих экспериментах, составляла 1,0; 1,5; 2 и 3%; а концентрация НР для экспериментов в системе НС1:НР - 0,5; 1; 1,5 и 2%. По результатам экспериментов в системах HV:HF и НС1:НР с различными концентрациями НР были построены графики способности системы НУ: НР и НС1:НР к растворению глин во времени (рис. 1). Сравнение кинетики растворения глин с использованием двух систем химических реагентов (НУ:НР и НС1:НР) с различными концентрациями НР показывает, что в общем случае система НУ:НР растворяет глины медленнее, чем система НС1:НР. Скорость растворения глин с использованием системы НС1:НР с концентрацией НР 0,5% равна скорости растворения глин с применением системы НУ:НР с концентрацией НР 2% (после 30 мин. нахождения в кислоте масса растворенных глин в системе НС1:НР при 0,5% НР составляет 0,039 г, а в системе НУ:НР при 2% НР - 0,034 г). В системе НУ:НР скорость растворения глин в первые 10 мин. (индуктивное время) низкая, затем незначительно повышается с медленным ускорением. После этапа снижения скорости растворения начинается этап повышения скорости. Это явление обуславливает образование слоя фосфатсиликата алюминия. Этап медленного снижения скорости растворения вызван образованием слоя покрытия. Когда же часть этого слоя растворена, наступает этап повышения скорости растворения. Медленная скорость растворения глин (в 3,5 раза меньше, чем в системе НС1:НР) позволяет предложенной системе химических реагентов проникать более глубоко в призабойную зону пласта. Этот фактор очень важен для повышения эффективности обработки призабой-ной зоны пласта, особенно в условиях высоких пластовых температур месторождений «Белый Тигр» и «Дракон».

ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБНОСТИ СИСТЕМЫ HV:HF К РАСТВОРЕНИЮ КРЕМНИЯ

Эксперименты по исследованию способности предложенной системы к растворению кремния ^Ю2) проведены методом потери массы, как и для других систем. Для экспериментов брались

46

№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

пробы кремния - плоские стекла размером 25 х 50 х 3 мм. Для обеспечения точности эксперименты проводились с разными концентрациями НР. Также были проведены аналогичные эксперименты в традиционной системе НС1:НР. Результаты экспериментов показывают, что количество растворенного кремния во времени в системах химических регентов НМ:НР при различных концентрациях НР (1,0; 1,5; 2 и 3%) носит линейный характер, что свидетельствует о точности экспериментов. По результатам экспериментов Н№НР при различных концентрациях НР (0,5; 1,0; 1,5 и 2%) построен график кинетики растворения кремния по времени (рис. 2). Из рисунка видно, что если количество кремния мало по сравнению с объемом химических реагентов НС1:НР, то количество растворенного кремния линейно изменяется в течение времени контакта и скорость растворения пропорциональна концентрации НР в системе. Сравнение кинетики растворения кремния в системах НУ:НР и НС1:НР (рис. 3) показывает, что скорость растворения кремния в системе НУ:НР намного больше (в 1,6-1,8 раза), чем в системе НС1:НР при аналогичной концентрации НР. Это существенное преимущество предложенной системы химических реагентов по сравнению с традиционной системой НС1:НР.

ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБНОСТИ СИСТЕМЫ HV:HF К РАСТВОРЕНИЮ КАРБОНАТА КАЛЬЦИЯ

Эксперименты по исследованию способности предложенной системы химических реагентов к растворению карбоната кальция (СаС03) проводились по методу потери массы. Пробы СаС03 в виде кубических блоков с размерами 20 х 20 х 50 мм были обработаны системой НУ:НР с концентрацией НР 1; 1,5; 2 и 3%. Для относительного сравнения проведены аналогичные эксперименты в системах:

• соляная кислота с концентрацией 6, 8, 12 и 15%;

• соляная кислота + плавиковая кислота + уксусная кислота (НС1:НР:СН3С00Н) с концентрацией 12, 3 и 5%;

• уксусная кислота (СН3С00Н) с концентрацией 3, 4 и 5%.

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Время погружения, мин.

Рис. 7. Кинетика растворения CaCO3 в уксусной кислоте CH3COOH при различных концентрациях Fig. 7. Dissolution kinetics CaCO3 in acetic acid CH3COOH at various concentrations

По результатам экспериментов построен график кинетики растворения карбоната кальция при разных концентрациях HF в системе HV:HF (рис. 4). Влияние концентрации HF в системе HV:HF на количество растворенного CaCO3 при различном времени контакта (30; 60 и 120 мин.) представлено на рисунке 5. По результатам экспериментов построен график кинетики растворения CaCO3 в системах HCl и HCL:HF:CH3COOH с различными концентрациями HCL (1; 1,5; 2 и 3%) и HCL:HF:CH3COOH (12:3:5%) (рис. 6). Влияние концентрации HCL на количество растворенного CaCO3 при различном времени контакта (30; 60 и 120 мин.) носит линейный характер, что доказывает точность результатов исследований. По результатам экспериментов построен график кинетики растворения карбоната кальция в уксусной кислоте при различных концентрациях CH3COOH (3; 4 и 5%) (рис. 7). Как и в системе HV:HF, влияние концентрации HCL на количество растворенного CaCO3 при различном времени контакта (30, 60 и 120 мин.) носит линейный характер, что доказывает точность результатов исследования.

Из-за слишком большого интервала растворения карбоната кальция в разных системах химических реагентов (HV:HF; HCL и CH3COOH) невозможно построить график кинетики растворения в одной

системе координат. Поэтому для сравнения растворения карбоната кальция в разных системах подобраны количества растворенного CaCO3 в разные моменты времени в HV:HF; HCl и CH3COOH при различных концентрациях (табл.). Из таблицы видно, что при одинаковой концентрации растворение карбоната кальция в уксусной кислоте в 15-20 раз меньше, чем при растворении в соляной кислоте, а в системе HV:HF - в 12-18 раз меньше, чем при растворении в уксусной кислоте. В свою очередь, растворение карбоната кальция в системе HV:HF - примерно в 290 раз меньше, чем при растворении в соляной кислоте при одинаковой концентрации.Это подтверждает, что система HV:HF намного эффективнее растворяет карбонат кальция, чем традиционные системы с соляной или уксусной кислотой. В целом результаты лабораторных испытаний образцов пород месторождений СП «Вьетсовпетро» продемонстрировали продвижение в решении проблем, связанных с кислотной обработкой при высоких температурах.

ВЫВОДЫ

1. Анализ микроскопией содержания элементов на поверхности образцов глины после обработки кислотной смесью HV:HF показал, что в результате растворения глины и кварца кварц растворяется быстрее, отношение Si:Al

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015

47

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Таблица. Количество растворенного карбоната кальция CaCO3 в разных системах химических реагентов Table. The amount of dissolved calcium carbonate CaCO3 in different systems of chemical agents

№ п/п Реагенты Количество растворенного CaCO3 по времени, г The amount of dissolved CaCO3 in time, g

No. Agents 10 мин. 10 min 30 мин. 30 min 60 мин. 60 min

1 HCl 15% 37,541 54,532 61,298

2 HCl 12% 26,974 41,332 46,964

3 HCl 8% 16,961 27,534 31,006

4 HCl 6% 12,179 20,719 23,255

5 CH3COOH 5% 0,626 1,360 2,177

6 CH3COOH 4% 0,529 1,160 1,844

7 CH3COOH 3% 0,404 0,805 1,319

8 HV:HF 3% 0,034 0,053 0,075

9 HV:HF 2% 0,023 0,037 0,057

10 HV:HF 1% 0,012 0,021 0,034

на поверхности образца уменьшилось, что свидетельствует об образовании защитной пленки фосфатсиликата алюминия.

2. Исследования способности химических реагентов к растворению глины по методу потери массы показали, что в системе НУ:НР скорость растворения глин намного ниже за счет образования слоя покрытия. Этап повышения скоро-

сти растворения наступает, когда часть этого слоя растворена. 3. Исследования способности системы химических реагентов НУ:НР к растворению кремния показывают, что количество растворенного кремния линейно изменяется от времени воздействия, а скорость растворения пропорциональна концентрации НР в системе. Скорость растворения кремния в системе НУ:НР

намного больше, чем в системе НС1:НР при той же концентрации НР, и это существенное преимущество предложенной системы химических реагентов НУ:НР по сравнению с традиционной системой НС1:НР.

4. Система НУ:НР намного эффективнее растворяет карбоната кальция, чем традиционные системы с соляной или уксусной кислотой.

Литература:

1. Ле Вьет Хай. Обработка призабойных зон скважин с использованием метода образования плавиковой кислоты внутри пласта // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Материалы Международной научно-практической конференций в рамках Нефтегазового форума и XXIII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2015». Уфа, 2015. С. 132-133.

2. Crowe C., Masmonteil J., Touboul E. and Thomas R. Trends in Matrix Acidizing. Oilfield Review, No. 4 (October 1992): 24-40.

3. Frenier W.W., Wilson D., Crump D. and Jones L. Use of Highly Acid-Soluble Agents in Well Stimulation Services. SPE 63242, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, October 1-4, 2000.

4. Hall B.E. Halliburton Services, A New Technique for Generating In-Situ Hydrofluoric Acid for Deep Clay Damage Removal. Journal of Petroleum Technology, September, 1978.

5. Ross D. and Lullo G. Di. Acid Treatments, Proven Successful in South America. BJ Services Company, Paper IBP 07698, presented at the Rio Oil and Gas Conference, Brazil, 5-8 October 1998.

6. Shuchart C.E., Gdanski R.D. Halliburton Energy Service. Improved Success in Acid Stimulation with a New Organic HF System. SPE 36907.

References:

1. Le Viet Khai. Obrabotka prizabojnyh zon skvazhin s ispol'zovaniem metoda obrazovanija plavikovoj kisLoty vnutri plasta [Treatment of wells bottom-hole zone using the method of hydrofluoric acid formation within the formation]. Problemy i metody obespechenija nadezhnosti i bezopasnosti sistem transporta nefti, nefteproduktov i gaza. Materialy Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencij v ramkah Neftegazovogo foruma i XHIII Mezhdunarodnoj specializirovannoj vystavki «Gaz. Neft'. Tehnologii - 2015» [Problems and methods for reliability and safety of oil, oil products and gas transportation systems. Materials of the International Scientific and Practical Conference within the Oil and Gas Forum and the XXIII International Specialized Exhibition «Gas. Oil. Technologies - 2015»]. Ufa, 2015. P. 132-133.

2. Crowe C., Masmonteil J., Touboul E. and Thomas R. Trends in Matrix Acidizing. Oilfield Review, No. 4 (October 1992): 24-40.

3. Frenier W.W., Wilson D., Crump D. and Jones L. Use of Highly Acid-Soluble Agents in Well Stimulation Services. SPE 63242, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, October 1-4, 2000.

4. Hall B.E. Halliburton Services, A New Technique for Generating In-Situ Hydrofluoric Acid for Deep Clay Damage Removal. Journal of Petroleum Technology, September, 1978.

5. Ross D. and Lullo G. Di. Acid Treatments, Proven Successful in South America. BJ Services Company, Paper IBP 07698, presented at the Rio Oil and Gas Conference, Brazil, 5-8 October 1998.

6. Shuchart C.E., Gdanski R.D. Halliburton Energy Service. Improved Success in Acid Stimulation with a New Organic HF System. SPE 36907.

48

№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ