Комплексный реагент «КДС» ТУ 2458-004-21718581-2013 используется для применения в потокоотклоняющих технологиях повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), технологиях ограничения водопритока в добывающих скважинах, технологиях ремонтно-изоляционных работ (РИР).  

         Реагент «КДС» представляет собой готовую к применению сухую, мелкодисперсную смесь порошкообразных химических реагентов. Цвет реагента от серого до темно-серого, возможен зеленоватый оттенок. Реагент хорошо растворим в воде.

         Технология обработки на основе Реагента КДС является однокомпонентной.

         Технология реализуется путем дозирования реагента по принципу «в поток» с применением шнекового дозатора и струйного насоса (эжектора).

         Рабочий диапазон дозирования реагента:  

         — для целей ПНП 4%, плановый объем закачивается одним циклом (продавка в пласт технической водой 50м3);

         — для целей ОВП  или РИР 5-10%, возможна закачка нескольких, последовательных циклов (оторочек) без перерывов с нарастанием концентраций.

         Сущность технологии регулирования заводнения неоднородных пластов месторождений Западной Сибири на основе комплексного химического реагента «КДС»:

         заключается в закачке в продуктивный пласт, через нагнетательные скважины водного раствора химического реагента КДС, способного создавать объемную гельдисперсную систему. Технология КДС обладает высокой селективностью воздействия на терригенные коллектора порового и порово-трещиноватого типа, осложненные высокой вертикальной и зональной неоднородностью нефтяного пласта. Приготовленный водный раствор химического реагента обладает малой начальной вязкостью, что способствует размещению планового объема химической композиции в интервалах пласта с высокими значениями ФЕС, по которым происходит непроизводительная фильтрация  закачиваемого агента в пласт. После процесса гелеобразования, гидроэкран обеспечивает высокий фактор остаточного сопротивления в ранее промытых водой интервалах пласта, за счет чего происходит  перераспределение фильтрационных потоков в пласте в зону ранее незадействованных дренированием. За счет расширения зон фильтрации достигается увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН), регулирование охвата пласта заводнением и перераспределением потоков в пластах, в том числе вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния по сети развитой микротрещинноватости. Технология КДС для целей ПНП закачивается одним циклом, раствор  комплексного реагента содержит все необходимые компоненты для химической реакции в пластовых условиях.

         Технология КДС может комплексироваться с многими потокоотклоняющими технологиями ФХМУН и технологиями интенсификации процесса вытеснения – повышение давления нагнетания, применения химических реагентов моюще-растворяющего действия (кислоты, щелочи, растворы ПАВ и их сочетания и др.).

         Данный подход способствует увеличению технологического эффекта от воздействия на пласт. В случае необходимости образовавшийся гель, по результатам химической реакции рабочего раствора КДС,  возможно разложить закачкой реагента марки «КДМ» (ТУ 2458-006-21718581-2013), которая не обладает коррозионной активностью к нефтепромысловому оборудованию и спецтехнике.

         Свойства рабочего раствора на основе реагента:

         — для технологий ПНП рабочий раствор готовится  на технической (подтоварной) воде;     для технологий РИР и ОВП, с не значительным объемом рабочего раствора,  рекомендуется использование пресной воды.

         — реагент чувствителен к содержанию в воде ионов кальция, и, в меньшей степени, магния. Общая минерализация подтоварной воды должна быть не более 20 г/л, содержание Са2+ не более 1000 мг/л для 10% раствора реагента и не более 1500 мг/л для 4% раствора реагента; Возможно использование воды с общей минерализацией более 20 г/л, в случае содержания в ней ионов кальция не более 700-800 мг/л. Однако в этом случае время растворения реагента  при 45Со увеличится вдвое и составит 30 минут. Для реализации технологии предпочтительнее использование подтоварной воды с минимальной минерализацией.

         — плотность 10% рабочего раствора  составляет 1,05г/см3 .

         — приготовленные рабочие растворы имеют низкую начальную вязкость, для обеспечения низких фильтрационных сопротивлений при закачке композиции в обрабатываемый пласт.

         — растворы реагента КДС представляют собой неньютоновские жидкости, эффективная вязкость которых снижается с увеличением скорости сдвига. По реологическим свойствам эти растворы близки к модели псевдопластической жидкости. В связи с чем закачка рабочего раствора рекомендуется производить на максимальной скорости. При скорости сдвига 100 с-1, характерной для закачки состава по колонне НКТ, эффективная  вязкость 4% раствора составляет 1,0-1,2 мПа*с,  а 10%  раствора не превышает 5 мПа*с.  При  скорости сдвига 5 с-1, характерной для фильтрации состава в призабойной зоне пласта эти значения не превышают 15 и 40 мПа*с  соответственно.

         — гелеобразование рабочих растворов происходит во всем объеме исходной композиции. Образующийся  гель имеет высокую сдвиговую прочность, так для 10% раствора  составляет  100кПа.

         — образующийся гель не подвержен термо- (до 150Со) и биодеструкции. В пластовых условиях при высоких температурах со временем происходит упрочнение геля. Степень минерализации пластовой воды не оказывает влияние гель.  

         —  высокий индукционный период образования геля (в обычных условиях более 24 часов).

         — реагент совместим с реагентам серии «КДВ» и с биополимерами, т.е. возможно комплексирование технологий МУН на их основе в случае необходимости.

         — реагент не совместим с полиакриламидами.

         — в случае необходимости образовавшийся гель возможно разложить закачкой 10-15% (масс.) раствора реагента марки «КДМ (ТУ 2458-06-21718581-2013), которая не обладает коррозионной активностью к нефтепромысловому оборудованию и спецтехнике.

        Рекомендации по применению технологии на основе реагента КДС:

  • на пластах ЮС2 технология на основе реагента «КДС» проявит высокую технологическую эффективность при внедрении комплексами ПНП «МАН»;  
  • высокая сдвиговая прочность гели позволяет рекомендовать технологию и на скважинах с высокой приемистостью и наличием естественной трещиноватости коллектора; для усиления эффекта возможно комплексирование технологий, в том числе технологией на основе реагентов серии «КДВ» (в последнем варианте полная совместимость даже в случае перемешивания химических композиций с эффектом усиления геля);
  • для технологий ПНП с целью предотвращения снижения приемистости нагнетательной скважины рекомендуется выполнить перепродавку рабочего раствора в пласт объемом 50 м3 подтоварной воды;
  • в случае необходимости возможно разложение геля закачкой раствора реагента «КДМ»(ТУ 2458-06-21718581-2013). Данная марка деструктора не обладает коррозионной активностью по отношению к металлическому оборудованию;    
  • рекомендуемый объем закачки рабочего раствора для целей МУН 200-400м3.

         Примечания по тестированию реагента:

  • при растворении реагента при 20ОС допускается наличие нерастворимого осадка до 1% от массы раствора;
  • при растворении реагента при 45ОС допускается наличие тонкодисперсной фазы до 0,5% от массы раствора;
  • растворение производится при интенсивном перемешивании при оборотах мешалки 700 об/мин;
  • растворы реагента представляют собой неньютоновские жидкости, эффективная вязкость которых снижается с увеличением скорости сдвига;
  • с учетом факта охлаждения ПЗП нагнетательной скважины до температуры закачиваемой воды системы ППД, а так же с учетом времени растворения реагента в подтоварной воде, представленные данные в таблице (см. ниже) приемлемы для технологий МУН и оптимальны для технологий ОВП и РИР:
Температура, ОС       Продолжительность гелеобразования, при концентрации
  4% 6% 8% 10%
20 более 36 часов 36 часов более 24 часов 16 часов
40 более 24 часов 12 часов 3 часа 10 мин 70 минут
50 более 12 часов 6 часов 70 минут 50 минут
60 8 часов 170 минут 50 минут 40 минут
70 4 часа 80 минут 35 минут 30 минут
80 130 минут 40 минут 25 минут 20 минут
90 80 минут 30 минут 18 минут минут

         Геолого-физические критерии применимости технологии

         Технология КДС рекомендуется для регулирования процесса разработки нефтяных терригенных коллекторов, в т.ч. осложненных сетью микротрещин, характеризующихся следующими показателями:

№ Наименование критерия Характеристика, величина
1 Тип коллектора Терригенный
2 Вид коллектора Поровый; Порово-трещиноватый
3 Стадия разработки Не регламентируется; Технология рекомендуется к применению на участках с прогрессирующим обводнением добываемой продукции (в случаях прорыва закачиваемых вод по каналам аномальной проводимости)
4 Система заводнения Площадная, рядная, очагово-избирательная
5 Средняя обводненность добываемой продукции по участку Более 50%
6 Пористость не менее 15%
7 Проницаемость не менее 10 мД матрицы коллектора; наличие трещин аномальной проводимости;
7 Расчлененность Более 2; (в краевых зонах выклинивания возможна расчлененность =1, но при условии увеличение мощности и расчлененности по направлению к забоям добывающих скважин)
8 Температура пласта Не регламентируется; (возможно проведение обработок «горячих» пластов); 
9 Глубина залегания пласта Не регламентируется
11 Приемистость скважины при рабочем давлении нагнетания Не менее 100 м3/сут
12 Дебит по жидкости скважин участка Не менее 20 м3/сут
13 Нефтенасыщенная толщина Более 1 метра; (малая мощность возможна в краевых зонах выклинивания, но при условии  увеличение мощности и расчлененности по направлению к забоям добывающих скважин)
14 Вязкость пластовой нефти Не регламентируется
15 Минерализация подтоварной воды общая Не более 20 г/л; Возможно использование воды с общей минерализацией более 20 г/л, в случае содержания в ней ионов кальция не более 700-800 мг/л.
16 Содержание Са2+  в подтоварной воде не более 1500 мг/л для 4% раствора реагента и не более 1000 мг/л для 10% раствора реагента;