Стандартный кислотный состав
Деэмульгатор ИТПС-906 ДЭ (2 л)
Диспергатор ИТПС-906 ДС (6 л)
Ингибитор коррозии ИТПС-508 Б (1 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б (10 л – 5000 м.д., 5 л – 2000 м.д.)
Концентрация кислоты: HCl до 16,5%, HCl+HF до 12% и 3%.
Деэмульгатор ИТПС-906 ДЭ (2 л)
Диспергатор ИТПС-906 ДС (6 л)
Ингибитор коррозии ИТПС-508 Б (1 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б (11 л – 5000 м.д., 5,5 л – 2000 м.д.)
Деэмульгатор ИТПС-906 Н (38 л – 5000 м.д., 19 л – 2000 м.д.)
Концентрация кислоты: HCl 17–20%.
Стандартный кислотный состав ИТПС (до 60 °С) позволяет успешно уменьшить величину скин-фактора в коллекторе путем растворения «загрязнений» пласта и/или создания новых приточных каналов в пределах 0,01–5 м вокруг ствола скважины.
Высокотемпературные кислотные составы
Деэмульгатор ИТПС-906 ДЭ (2 л)
Диспергатор ИТПС-906 К (0–20л)
Ингибитор коррозии ИТПС-508 В (6 л)
Ингибитор коррозии ИТПС-508 К (5 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 А (15 кг – 5000 м.д., 8 кг – 2000 м.д.)
Концентрация кислоты: HCl до 15%, HCl+HF до 12% и 3%.
Стабилизатор железа ИТПС-012 А (20 кг – 5000 м.д., 12 кг – 2000 м.д.)
Деэмульгатор ИТПС-906 Н (38 л – 5000 м.д., 19 л – 2000 м.д.)
Высокотемпературный кислотный состав ИТПС (до 98°С) позволяет успешно проводить кислотные обработки коллекторов
с легкими, средними и даже тяжелыми нефтями!
Характеристика готовых кислотных составов:
1. ИТПС-708 В – кислотный состав предназначен для обработок главным образом карбонатных коллекторов, содержит соляную кислоту в среднем в 15 %-концентрации – наиболее оптимальной для обеспечения максимального эффекта воздействия на пласт (более низкие концентрации действующего агента - гидрохлорида не достаточно полно удаляют плотные карбонатные составляющие породы, а более высокие концентрации могут привести к образованию каверн и закупорке нефтяной зоны пласта).
Низкое межфазное натяжение на границе раздела с углеводородами (нефтью) способствует более равномерному воздействию
как на нефтеводонасыщенную, так и на нефтенасыщенную части обрабатываемого пласта. Состав обладает высокой проникающей способностью, восстанавливает ионы железа, всегда образующиеся при контакте составов с поверхностью НКТ, cо степенью окисления +3 до +2, что делает железо не вредным и полностью исключает возможность кольматации пласта.
2. ИТПС-708 Г – кислотный состав предназначен для обработок терригеных коллекторов, содержит соляную кислоту в количестве необходимом для предотвращения образования кремнийсодержащих гелей в процессе обработки, а также плавиковую кислоту для растворения глиносодержащих формаций. Замедленная скорость реагирования состава с породой благоприятствует более глубокой обработке пласта. Состав характеризуется минимальным фактором образования вязких нефтекислотных эмульсий (высокая разрушающаяся способность по отношению к часто образующимся в процессе обработок эмульсиям), содержит стабилизатор железа восстанавливающего действия, что предотвращает образование гудронов, смолистых осадков, закупоривающих поры нефтяной зоны пласта.
3. ИТПС-КС А – кислотный состав предназначен для обработок карбонатных коллекторов, обладает замедленным действием
по отношению к пластам, сложенных из карбонатной породы, что обеспечивает глубокое проникновение и, как следствие, создает разветвленную сеть червоточин, увеличивая область дренирования скважины. При этом замедление реакции с мрамором состава достигает 15 и более раз по сравнению с чистой соляной кислотой соответствующей концентрации.
Компоненты состава – ПАВ-деэмульгаторы, замедлители, стабилизатор железа восстанавливающего действия.
Высокая концентрация ПАВ в составе способствует очистке пласта от загрязняющих элементов и продуктов реакции.
4. ИТПС-КС Б – кислотный состав предназначен для обработок карбонатных коллекторов, хорошо совмещается с углеводородами,
при смешении с нефтью не вызывает образования стойких эмульсий.
5. ИТПС-КС В – кислотный состав предназначен для обработок терригенных коллекторов, растворяет глинистые и песчаные образования, обладает высокой проникающей способностью, что способствует более равномерному воздействию на пласт. Замедленная скорость реагирования состава с породой благоприятствует более глубокой обработке пласта.
Кислотно-ароматические эмульсии
Кислотно-ароматическая эмульсия 1 (КАЭ 1)
Эмульгатор ИТПС-04 Э (60 л)
Растворитель МИА-пром АС (190 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б (4 л – 2000 м.д.)
Вязкость 25–30 сПз. Замедление реакции с карбонатной породой в 5–7 раз (срав. HCl 15 %)
Загуститель ИТПС-011 В (1-50л)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Концентрация кислоты: HCl 12–15%, HCl+HF до 12% и 3%.
Приемистость: 100–700 м3/сут при 70–80 атм.
КАЭ 1 представляет собой обратную эмульсию соляной кислоты в ароматическом растворителе.
Обладает замедленной реакцией с карбонатной породой и улучшенной способностью удалять АСПО.
КАЭ 1 разрушается при срабатывании кислоты и притоком нефти.
Кислотно-ароматическая эмульсия 2 (КАЭ 2)
Растворитель МИА-пром К (164 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б (4,5 л – 2000 м.д.)
Загуститель ИТПС-011 В (5–30 л)
Вязкость 100–350 сПз и более.
Замедление реакции с карб. породой в 10–30 раз (срав. HCl 15 %)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Концентрация кислоты: HCl 12–15%.
Приемистость: 200–700 м3/сут при 70–80 атм
КАЭ 2 представляет собой обратную эмульсию соляной кислоты в ароматическом растворителе.
Обладает замедленной реакцией с карбонатной породой и способностью удалять АСПО.
КАЭ 2 разрушается при срабатывании кислоты и притоком нефти.
Водно-солевые эмульсии
Водно-солевая эмульсия 1 (ВСЭ 1)
Эмульгатор ИТПС-04 Э (60 л)
Растворитель МИА-пром АС (150 л)
Загуститель ИТПС-011 Г (45 л)
Вязкость 100–250 сПз.
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Приемистость: от 300–700 м3/сут при 30–80 атм.
ВСЭ 1 включает в себя смесь неионогенных поверхностно-активных веществ и углеводородного растворителя и
представляет собой стабильную инвертную эмульсию, применяемую для обработки нагнетательных и
добывающих скважин с высокой приемистостью и обводнением.
ВСЭ 1 разжижается притоком нефти.
Водно-солевая эмульсия 2 (ВСЭ 2)
Готовый состав приготавливается в заводских условиях на спец. оборудовании
Вязкость 300–800 сПз.
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Приемистость: от 500 м3/сут до поглощения.
ВСЭ 2 включает в себя смесь неионогенных поверхностно-активных веществ и углеводородного растворителя и представляет собой стабильную инвертную эмульсию, применяемую для обработки нагнетательных и добывающих скважин с поглощением и низким устьевым давлением.
ВСЭ 2 разжижается притоком нефти, предпочтительнее производить продавку нефтью или растворителем.
Загеленный бесполимерный кислотный состав
Эмульгатор ИТПС-04 В (11–30 л)
Загеливатель ИТПС-011 Б (35–70 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б (5 л – 2000 м.д.)
Вязкость 30, 60 и 90 сПз.
Замедление реакции с карб. породой в 29, 38 и 42 раза(срав. HCl 15 %)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Концентрация кислоты: HCl до 15%.
Приемистость: 100–700 м3/сут при 70–80 атм.
Загеленные кислотные составы ИТПС не содержат полимерных соединений,
способных нанести непоправимый вред обрабатываемому участку пласта.
Данные составы обладают замедленной скоростью реакции с породой, благодаря чему происходит
более обширный охват обрабатываемой зоны.
Разжижаются составы при срабатывании соляной кислоты, а также притоком нефти.
Самоотклоняющиеся кислотные составы
Самоотклоняющийся кислотный состав (СКС)
Комплекс ПАВ ИТПС-017 Б 60 л
для HCl 12% или ИТПС-017 В 50 л для HCl 15%
Стабилизатор железа ИТПС-708 Б
(5 л – 2000 м.д.)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Концентрация кислоты: HCl 12–15%.
Приемистость: 300–700 м3/сут при 70–80 атм.
Промышленно не применялся.
СКС на основе комплекса вязкоупругих ПАВ имеет низкую вязкость – порядка 5 сПз.
В процессе расходования кислоты (в результате реакции с карбонатной породой) вязкость
состава резко возрастает до определенного значения (100–230 сПз).
После полной отработки кислоты, вязкость СКС снижается до исходных значений (5–10 сПз).
Бесполимерный самоотклоняющийся КС
Комплекс ПАВ ИТПС-013 А (130 л)
Муравьиная кислота (110 л)
Ингибитор коррозии ИТПС-014 В (5 л)
Стабилизатор железа ИТПС-012 А (8 кг – 2000 м.д.)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Приемистость: 100–700 м3/сут при 70–80 атм.
Бесполимерная самоотклоняющаяся кислотная система (БСКС) на основе муравьиной кислоты
имеет низкую вязкость – порядка 3 сПз.
Вязкость системы резко и значительно возрастает (100–200 сПз) при реакции с карбонатной породой.
БСКС разжижается притоком нефти и разбавлением пластовой водой.
Бесполимерные нейтральные отклонители
Бесполимерный нейтральный отклонитель
Комплекс ПАВ ИТПС-013 А (150 л)
Вязкость 130–60 сПз.
Температурный предел: до 65°С.
Приемистость: 300–700 м3/сут при 70–80 атм
Промышленно не применялся.
Загущение БНО происходит при смешении с пластовой водой.
Для получения большей вязкости рекомендуется чередовать закачку БНО с пластовой водой.
БНО не кольматирует пласт и может использоваться в качестве отклонителя при ОПЗ.
БНО разжижается разбавлением пластовой водой и нефтью.
Бесполимерный загуститель водных сред
Комплекс ПАВ ИТПС-012 Б (60 л)
Температурный предел: до 60°С, КГРП до 95°С.
Приемистость: от 300 м3/сут до поглощения.
Загущение БЗВС происходит при смешении с пластовой водой до набора консистенции сшитого геля.
БЗВС не кольматирует пласт, может использоваться как при кислотных ГРП,
так и с целью отклонения кислоты от водонасыщенных пропластков при ОПЗ.
Для лучшего смешения рекомендуется чередовать закачку БЗВС с пластовой водой.
БЗВС разжижается при контакте с мин. пластовыми водами и нефтью.
Термопенокислотный состав
Карбамид (124 кг)
Нитрит натрия (74 кг)
Загеливатель ИТПС-011 Б (60 л)
Стабилизатор железа ИТПС-708 А (15 кг)
Концентрация кислоты: HCl 24%.
Приемистость: 100–700 м3/сут при 70–80 атм.
Технология ТПКС обработки призабойной зоны пласта включает закачку и смешение двух составов –
газогенерирующего и кислотного. В процессе реакции смесь нагревается до 80–85°С и
происходит выделение 30–35 куб. м газа на 1 куб. м состава.
Временный селективный кольматант
Комплекс ПАВ ИТПС-017 А (50–150 л)
Температурный предел: до 60°С.
Приемистость: 300–700 м3/сут при 70–80 атм.
ВСК – осадкообразующий состав для отклонения кислоты и селективной изоляции.
Образование осадка происходит при смешении состава с минерализованной пластовой водой.
Начальная вязкость получаемых растворов низкая (3–5 сПз).
Испытания на насыпных моделях показывает высокую блокирующую способность. ВСК разрушается при контакте с углеводородами.
Взаимный растворитель
Взаимный растворитель МИА-пром содержит соединения, способные растворяться как в нефтяной, так и в водной фазах.
Взаимные растворители промывают поровое пространство от нефти и воды, подготавливая коллектор к кислотному воздействию, снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода/кислота и предотвращают образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.
Разглинизатор
Активный агент СНО_ИТПС-707 Б
Комплекс ПАВ ИТПС-011 А
Реагент-разглинизатор используется для обработок скважин с закольматированной призабойной зоны скважин,
характеризующихся повышенным содержанием глинистых формаций продуктивных коллекторов и органическими отложениями.
Действие реагента основано на химическом воздействии на глины и органические соединения,
а также на механическом диспергировании и последующем выносе продуктов реакции.
Перейти к заявке