я запобігання емульгування, органічний інгібітор для боротьби з корозією а у свердловини, що містять H 2 S, присадка SCA-130, щоб уникнути трещинной корозії. Кислотний розчин типу MSA може бути застосований і для усунення блокувань пластової водою або емульсією та ін [6].
5.1 Поверхнево-активний кислотний склад
Висока міжфазне натяг рідин в привибійній зоні пласта ускладнює їх витягання з капілярних каналів пористого середовища, знижуючи робочі дебіти. Наявність в порах газоподібної фази робить це явище більш різко вираженим. Для зниження поверхневого і міжфазного натяжений при обробці свердловин рекомендується застосовувати поверхнево-активні кислотні розчини, які містять 0,1-1%, іноді навіть 2-3% поверхнево-активної речовини. p align="justify"> Поверхневий натяг води становить 73,9 Н/см, а розчину 15%-ного HI - 72,9 Н/см. Останнє може бути знижений до 26-33 Н/см додатком поверхнево-активної агента, зокрема, продуктів F-18, F-40 і F-54, що випускаються фірмою В«ДовеллВ», або Реп-5А фірми В«ХаллібуртонВ». Подальше зниження поверхневого натягу 15%-ного розчину HI до 17-20 Н/см можна досягти додаванням 0,1-0,2% агента Суперфло фірми В«ХаллібуртонВ» або суміші неіоногенних і аніоногенних ПАР F-75 фірми В«ДовеллВ». У Румунії для зниження міжфазного натягу кислотного розчину використовується поверхнево-активна речовина S 2 -2350 або ноніл-фенол-16 (NF-16).
Поверхнево-активний кислотний розчин підвищує ефективність кислотної обробки, так як дає можливість кислоті більш повно проникати в порожнечі пористого середовища і в тонкі канали продуктивного шару, видаляючи нафту з поверхні породи і забезпечуючи гарний контакт між кислотою і породою . Такий вид обробки змінює також змочуваність порід-колекторів, запобігає утворенню або руйнування емульсії кислота - нафта, сприяє видаленню з привибійної зони відпрацьованого кислотного розчину і продуктів реакції, включаючи тверді суспензії, попереджає утворення твердих компонентів або збільшення в'язкості (кислотні гудрони та ін) при контакті кислоти з нафтою [7].
Вищезазначені явища можуть проявлятися в привибійній зоні пласта і сильно впливати на дебіт свердловини.
5.2 Технологічна ефективність методів впливу на ПЗС
Розрізняють технологічний і технолого-економічний (техніко-економічний) ефект. Методологія оцінки технологічного ефекту базується на с ледующіх документальних даних: параметри роботи системи В«свердловина-пластВ» до проведення обробки і після її реалізації. До основних параметрів роботи системи відносяться:
дебіт (прийомистість) свердловини Q;
забійні тиск Р
