Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов содержит, мас.%: хлорид аммония 40,0-60,0; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5; ингибитор коррозии «ИКУ-128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, 0,1-0,4; сульфаминовая кислота - остальное, при этом поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения. В способе кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас.% указанного выше сухокислотного состава. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта нагнетательных и добывающих скважин, и может быть использовано в процессе интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, а также может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вышедших из бурения, когда имеет место поглощение глинистого раствора, или промывочных жидкостей на основе водорастворимых полимеров, или интенсификации притока нефти из скважин после гидравлического разрыва пласта, или других технологических операций, когда имеет место неполная деструкция применяемых жидкостей на основе водорастворимых полимеров.

Известен способ кислотной обработки скважины путем закачки в нее кислоты, с целью повышения производительности скважины и уменьшения коррозии оборудования применяют амидосульфоновую (сульфаминовую) кислоту с суммарной формулой HSO3NH2 [1].

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является ПАВ - кислотный реагент, который содержит пастообразную композицию, включающую бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ «Нежеголь», водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор «Нефтенол ГФ», ингибитор коррозии «ИКУ-1», или ацетофенон, или метилэтилкетон, лимонную кислоту и сульфаминовую кислоту, при следующем соотношении компонентов, % масс. [2]:

ПАВ «Нежеголь» 0,5-5,0
«Нефтенол ГФ» 0,5-5,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-1»,
или ацетофенон,
или метилэтилкетон 0,1-3,0
Лимонная кислота 1,0-10,0
Сульфаминовая кислота Остальное

Недостатком применения указанного ПАВ - кислотного реагента является то, что в результате гидролиза сульфаминовой кислоты при температуре выше 60°C образуются сульфат-ионы, которые при взаимодействии с катионами кальция и магния дают нерастворимые осадки. Помимо этого, применение ПАВ - кислотного реагента в пастообразном виде затрудняет процесс приготовления рабочих растворов, особенно в условиях отрицательных температур [2].

Изобретение направлено на создание сухокислотного состава, включающего в себя сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, ПАВ и ингибитор кислотной коррозии при следующем соотношении, % масс:

Хлорид аммония 40,0-60,0
Амфолитное поверхностно-активное вещество
«Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-128» 0,1-0,4
Сульфаминовая кислота Остальное

и способа кислотной обработки, подразумевающего закачку в скважину пресной или минерализованной воды, в которую дозируется сукокислотный состав в концентрации 3-6% масс.

Результат достигается за счет введения в закачиваемую воду предлагаемого сухокислотного состава, содержащего сульфаминовую кислоту и хлорида аммония, позволяющего замедлить гидролиз сульфаминовой кислоты; амфолитного поверхностно-активного вещества «Нефтенол ВУПАВ», снижающего поверхностное натяжение, препятствующего образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами; Ингибитора коррозии «ИКУ-128», который позволяет снизить коррозионную активность кислоты.

Признаками изобретения «Сухокислотный состав и способ его применения для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов» являются:

1. Кислотный состав в твердом агрегатном состоянии включает кислоту, ПАВ и ингибитор коррозии.

2. В качестве кислоты используется сульфаминовая кислота.

3. Сухокислотный состав содержит хлорид аммония.

4. В качестве ПАВ используется амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ».

5. В качестве ингибитора коррозии используется Ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение.

6. Способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава заключается в дозировании его в сухом виде при закачке пресной или минерализованной воды в скважину.

Признаки 1-2 является общими с прототипом, а признаки 3-5 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ:

Предлагается сухокислотный состав, содержащий сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, ПАВ, ингибитор кислотной коррозии, где в качестве ПАВ используется амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ», в качестве ингибитора используется Ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение; при этом ПАВ и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в ректоре сухого смешения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлорид аммония 40,0-60,0
Амфолитное поверхностно-активное вещество
«Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-128» 0,1-0,4
Сульфаминовая кислота Остальное

а также способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава, при этом состав дозируется в сухом виде при закачке пресной или минерализованной воды в скважину в концентрации 3-6% масс.

Для исследований использовались:

1. Хлорид аммония технический по ГОСТ 2210-73 - порошок или гранулы белого цвета, допускается желтый или розоватый оттенок, содержание основного вещества не менее 99,0% масс.

2. «Нефтенол ВУПАВ» - представляет собой водно-спиртовой раствор амфолитных поверхностно-активных веществ, подвижная жидкость от желтого до коричневого цвета. Выпускается по ТУ 2483-209-54651030-2016.

3. Ингибитор коррозии «ИКУ-128» представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, Жидкость янтарного цвета с запахом амина. Выпускается по ТУ 2415-190-54651030-2015.

4. Сульфаминовая кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 86,0% масс. основного вещества. Выпускается по ТУ 6-36-00204197-1030-89 с изм. 1, 2.

5. Лимонная кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, выпускается по ГОСТ 908-79.

6. ПАВ «Нежеголь» - вязкая масса серовато-коричневого цвета со слабым специфическим запахом, представляет собой бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов, выпускается по ТУ 2381-050-17197708-99.

7. Гидрофобизатор «Нефтенол ГФ» - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, представляет собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензил-хлорида, выпускается по ТУ 2484-035-17197708-97.

8. Ингибитор коррозии «ИКУ-1» - вязкая жидкость коричневого цвета, выпускается по ТУ 2415-005-12749890-2000.

Примеры приготовления Сухокислотного состава

Пример 1 (прототип).

В стеклянном стакане на 250 мл к 97,9 г сульфаминовой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,0 г лимонной кислоты, 0,5 г ПАВ «Нежеголь», 0,5 г «Нефтенола ГФ», 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-1».

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: ПАВ «Нежеголь» - 0,5, «Нефтенол ГФ» - 0,5; ингибитор коррозии «ИКУ-1» - 0,1, лимонная кислота - 1,0; сульфаминовая кислота - остальное.

Пример 2.

В стеклянном стакане на 250 мл к 40 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 0,2 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,4 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 59,4 г сульфаминовой кислоты.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 40% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 0,2% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,4% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.

Пример 3.

В стеклянном стакане на 250 мл к 50 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,2 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 48,8 г сульфаминовой кислоты.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 50% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 1,0% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,2% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.

Пример 4.

В стеклянном стакане на 250 мл к 60 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,5 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,1 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 38,4 г сульфаминовой кислоты.

После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 60% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 1,5% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,1% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.

Составы сухокислотных композиций представлены в таблице 1.

В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого сухокислотного состава: содержание влаги, угол сыпучести.

Содержание влаги определялось по изменению массы сухокислотного состава после прокаливания при 105°C до постоянной массы.

Угол сыпучести определяли по углу, образуемому сухокислотным составом на горизонтальной поверхности. Методика определения угла сыпучести:

1. Воронку стеклянную В 100-230 ХС по ГОСТ 25336-82 устанавливают в штатив на расстоянии 7-10 см от конца воронки до поверхности;

2. Под воронкой помещают лист-шаблон или обычный лист бумаги таким образом, чтобы порошок не просыпался за пределы листа;

3. Воронку закрывают снизу и засыпают навеску сухокислотного состава;

4. Убирают заслон - происходит истечение навески через воронку на лист. При плохой сыпучести производят легкое постукивание по краю воронки для создания вибрации;

5. Определяют высоту Н, мм, и радиус R, мм, образовавшегося конуса;

6. По полученным данным высчитывают угол сыпучести по формуле:

где:

Н - высота, мм, образовавшегося конуса;

R - радиус, мм, образовавшегося конуса.

Результаты представлены в таблице 2.

Примеры приготовления технологического раствора с использованием сухокислотного состава.

Пример I.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (прототип).

Пример II.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.

Пример III.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.

Пример IV.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.

Пример V.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (прототип).

Пример VI.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.

Пример VII.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.

Пример VIII.

В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.

Концентрации сухокислотных составов в технологическом растворе представлены в таблице 3.

Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (н-октан, х.ч.) определялось при помощи тензиометра OSA-15 PRO по методике, прилагаемой к прибору.

Одной из важных характеристик кислотных растворов, применяемых при добыче нефти, является их способность растворять и удерживать в объеме ионы двухвалентных металлов, тем самым не образовывать вторичных осадков. В качестве источника ионов двухвалентного металла (кальция) использовался мел (CaCO3) технический. К 50 г предлагаемого кислотного технологического раствора №3-16 таблицы 3 и раствора прототипа №1-2 таблицы 3 добавляли 1,5 г мела и помещали в термошкаф при 90°C. Оценивалось наличие осадка после реакции с мелом и последующей выдержке в течение 4-х часов при температуре 90°C.

Результаты исследований представлены в таблице 4

Как следует из таблицы 2, предлагаемый сухокислотный состав обладает улучшенными по сравнению с прототипом эксплуатационными свойствами в области хранения и дозирования, а приготовленный в заводских условиях сухокислотный состав позволит упростить технологию приготовления рабочего раствора в промысловых условиях. Из таблицы 4 следует, что рабочие растворы сохраняют низкие значения межфазного натяжения на границе с н-октаном (0,6-2,5 мН/м), при этом способность к удерживанию вторичных осадков солей кальция при 90°C выше, чем в рабочем растворе, приготовленном с применением состава по прототипу.

Источники информации, принятые во внимание

1. Авторское свидетельство СССР №314883 (Е21В 43/27), опубликовано 26.03.1966 - аналог.

2. Патент РФ №2272127 (Е21В 43/27). Приоритет от 02.08.2004. Опубликован 20.03.2006. Бюл. №8 - прототип.

1. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, а в качестве ПАВ используется амфолитное ПАВ Нефтенол ВУПАВ, в качестве ингибитора используется ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, при этом ПАВ и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлорид аммония 40,0-60,0
Амфолитное поверхностно-активное вещество
«Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-128» 0,1-0,4
Сульфаминовая кислота Остальное

2. Способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава, отличающийся тем, что в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас.% сухокислотного состава по п. 1.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой.
Группа изобретений относится к буровым и цементным растворам, используемым в скважинах и аналогичных сооружениях для добычи полезных ископаемых, для гражданского проектирования и строительства.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, СаSO4.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к составу и технологии получения композиции на основе бентонита, применяемого в бурении.. В способе получения модифицированного бентонита для буровых растворов, включающем увлажнение дробленой бентонитовой глины до заданной влажности, смешение ее с добавкой карбоната натрия с подачей нагретого воздуха, сушку, помол, используют воздух нагретый до 80-300 град С, смешивание, помол и сушку осуществляют в мельнице, обеспечивающей возможность продува горячими газами для сушки и выноса из нее измельченной высушенной глины, с получением высушенной до влажности 9-17% модифицированной бентонитовой глины с содержанием частиц размером менее 0,075 мм не менее 80% об.

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия. Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, % мас. : комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0, борная кислота 1.0-5.0, глицерин 10.0-50.0, электролит AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2 0.5-20.0, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений. 9 пр., 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов содержит, мас.: хлорид аммония 40,0-60,0; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5; ингибитор коррозии «ИКУ-128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, 0,1-0,4; сульфаминовая кислота - остальное, при этом поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения. В способе кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас. указанного выше сухокислотного состава. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх