Нафтосірчанокислотна суміш

Така суміш містить нафту та алкіловану сірчану кислоту H₂S0₄. Алкілована сірчана кислота (АСК) - відпрацьована сірчана кислота великотоннажного хімічного та нафтохімічного виробництва зі складом:

Рис. 2.42 - Зміна коефіцієнта проникності колектора фундаменту в разі обмеження і відновлення припливу води через макротріщини

H₂SO₄-80-85%, сульфокислот 10-13%, смолисто-масляних речовин - 5-7% і карбонових кислот - 0, 5% [282]. Наявність сульфокислот та інших ПАР сприяє підвищенню її поверхневої активності. Реагент також володіє значно меншою корозійною здатністю, ніж технічна сірчана кислота. її використовують як другий компонент нафтосірчанокислотної маси, запомповуваної в привибійну зону пласта (ПЗП). Діє на нафтову складову як засмолювальний реагент. У результаті реакції в пластових умовах утворюється кислий гудрон - закупорювальна речовина. Реагент викори­стовують також для підвищення нафтовилучення із пласта.

Утворення водоізоляційної суміші в пластових умовах відбувається внаслідок взаємодії сірчаної кислоти з нафтою, карбонатними породами пласта і пластовою водою. У процесі взаємодії концентрованої сірчаної кислоти H₂S0₄ з вуглеводнями нафти утворюються алкиларилсульфо-кислоти, алкілсульфокислоти, коагулюються, окислюються і частково конденсуються високомолекулярні сполуки нафти з переходом її в окис­лений гудрон. З підвищенням вмісту асфальтено-смолистих речовин у нафті зростає кількість виділеного гудрону. Утворення гудрону відбу­вається порівняно інтенсивно і закінчується під час сульфування нафти протягом 10-20 хв. Максимальний вихід кислого гудрону спостерігається

за співвідношення вхідних компонентів - нафти і кислоти - 1: 1, а прак­тично беруть 2, 5: 1 або 2: 1. Нафтосірчанокислотна суміш (НСКС) набуває псевдопластичних властивостей. Кислий гудрон має достатньо високу адгезію з гірськими породами. Фазова проникність для води знижується за рахунок закупорювання каналів пористого середовища та гідрофоб­ності кислого гудрону.

Для ізоляції необхідно використовувати безводну розгазовану нафту з динамічним коефіцієнтом в'язкості не менше 20 мПа-с за 20°С, вмістом асфальтенів не менше 3, 5 %, смол - 30-50 %. Рекомендується вико­ристовувати алкіловану сірчану кислоту, яка є відходом (звідси низька вартість) процесів алкілування парафінових вуглеводнів олефіновими фракціями. Густина її за 20 °С становить 1660 кг/м³, динамічний кое­фіцієнт в'язкості 46 мПас.

2.4.9 Гелеутворювальні тампонажні суміші на основі інших речовин

Сульфатний чорний шолок

Одним із тампонажних матеріалів, який запропоновано для ізоляції пластових вод у нафтових свердловинах, є тампонажна суміш, яка скла­дається з сульфатного чорного щолоку (СЧЩ) і мінералізованої пластової води хлоркальцієвого типу.

СЧЩ - вторинний продукт підприємств лісової, целюлозно-паперової і деревообробної промисловості. Разом з целюлозною масою СЧЩ над­ходить на вакуумні фільтри для промивання целюлози і відділення щоло-ків. У результаті отримують щолоки густиною 1040-1050 кг/м³ за 15°С з вмістом сухих речовин 8-10 %, активного лугу 4-4, 5г/л, рН понад 12 (що-лок 1 ступеня промивання), які використовуються як початковий продукт для виробництва лігнопласта-1 (високоефективна водорозчинна ПАР з властивостями піноутворювача, стабілізатора та інгібітора корозії, не взаємодіє з нафтою і нафтопродуктами, в композиції з іншими хімічними речовинами дає змогу отримувати тампонажні і міцелярні рідини). До складу СЧЩ входять органічні (лігнін, смоляні кислоти, за складом близькі до абіатінової, нейтральні смоли, солі мурашиної і оцтової кислот, оксікислоти) та мінеральні речовини (карбонати, сульфати натрію, сірча­ний натрій, їдкий натр та інші). У разі тривалого (понад 6 місяців) збері­гання відбувається окислення киснем повітря неорганічних сірковмісних сполук лігніну та інших речовин, що призводить до втрати піноутво-рювальної здатності.

СЧЩ густиною 1200-1280 кг/м³ нагнітають у привибійну зону водо­носного пропластка, де проходить реакція з мінералізованою пластовою

водою, густина якої 1150-1200 кг/м³. Гель, що утворюється при цьому, характеризується високою статичною напругою зсуву. Співвідношення частин тампонажної суміші (%):

СЧЩ 20-75

Пластова вода 75-25

СЧЩ можна використовувати в широкому діапазоні температур (15-120°С) з утворенням міцних осадів у достатній для ізоляції кількості при діапазоні приймальності 5-500 м³/с затиску 10-11 МПа.

Піногелі

Під піногелями розуміють структуровані стабільні системи, в яких проміжки між бульбашками повітря заповнені гелеподібними продуктами. Піногелі поєднують у собі позитивні властивості пін і гелів. Піногелі по відношенню до гелів гіпаноформалінової суміші (ГФС) володіють підви­щеною здатністю до селективного закупорювання водонафтонасичених середовищ, а по відношенню до звичайних двофазних пін - вищою міц­ністю. Піногелі можна одержати шляхом спінювання гелеутворювальної суміші на основі розчинів полімерів (наприклад, ГФС), що містять піно-утворювальний компонент - поверхнево-активні речовини. Стабілізато­ром у такій суміші є полімерний компонент, наприклад, розчин ПАР чи гіпану. Якщо спінювання гелеутворювальної основи проводиться в кінці індукційного періоду, одержується стійкий пористий піногель, що являє собою гелевий каркас, який заповнений нерухомими (тобто неспливаючи-ми) бульбашками повітря. Під час контактування піногелю з нафтою він руйнується.

Крім названих переваг, що зумовлюються фізичними властивостями матеріалів, використання піногелю для закупорювання пласта дає змогу зекономити реагенти, що витрачаються на одержання звичайних геле-утворювальних сумішей (наприклад, ГФС).

Ступінь аерації піногелю в пластових умовах доводять до 2-3. Піно­гель можна використовувати для тих же цілей, що й гелі ГФС, або в ряді випадків його застосування може бути єдиним ефективним методом для тампонування тріщинуватих обводнених пластів з великим дебітом рідини і закупорювання високопроникних тріщинуватих ділянок пласта в нагні­тальних свердловинах.

Кремнезоль

Золі кремневої кислоти як закупорювальний матеріал одержуються з рідкого скла і соляної кислоти. Метод грунтується на закупорюванні пор породи в результаті перетворення золя в гель через заданий час після

запомповування суміші рідкого скла і соляної кислоти в пласт. Кремнезоль закупорює нафтонасичені і водонасичені пори. Гель кремнієвої кислоти не розчиняється ні в воді, ні в нафті, і процес гелеутворення є необоротним.

Під час свердловинних робіт було виявлено, що протискування крем-незолю в пласт супроводжується згасанням фільтрації, тому у сверд­ловини не вдавалося запомпувати потрібну його кількість.

Незважаючи на те, що кремнезоль запомповували у водоносну части­ну пласта (після попередньої ізоляції нафтоносного інтервалу), золь проникав і в нафтоносну частину, що призводило до різкого зниження дебіту нафти.

Метод застосовувався в монолітних пластах як засіб проти утворення конусів води. У зв'язку з малою ефективністю при використанні для обмеження припливу води та через зниження продуктивності свердловин після оброблення цей метод практичного застосування не знайшов.