На основании проведенных исследований была составлена «Инструкция по освоению скважин пенными системами», включающая химические реагенты и технологии приготовления гидрофилизирующих и гидрофобизирующих пен на пресной и сеноманской воде, композиции и технологию приготовления пен на солевых растворах для скважин, склонных к гидратообразованию. Согласно инструкции, были проведены опытно-методические работы по внедрению технологии освоения скважин пенными системами на скв. 371 Средне-Итурского месторождения (09.09.97 г.) и скв. 583 Умсейского месторождения (31.10.97 г.). Промысловые исследования признаны успешными. Рекомендуемые составы и технологи и приготовления композиций На технической воде: гидрофильные пены –1 % стабилизатора КМЦ-600 или CMC-700 + 1 % пенообразователя Нефтенол ВВД или СНО - 3Б или СНПХ-7890 или сульфонол + 2 %KCl (в сухом виде); гидрофобные пены –1 % стабилизатора КМЦ-600 или CMC-700 + 1 % пенообразователя ИВВ-1 или ГИПХ-6Б или композиции в соотношении 0,5 : 10: ГИПХ-6Б:СНПХ-7890, ГИПХ-6Б: СНО-3Б, ИВВ-1:СНПХ-7890, ИВВ-1: СНО-3Б + 2 %KCl (в сухом виде). Технология приготовления: - в пресную воду добавляют при постоянном перемешивании стабилизатор (желательно воду нагреть до 40 - 45 °С), процесс полного растворения 2,0 - 2,5 ч; - в приготовленный раствор стабилизатора добавляют 2 % KCl в сухом виде при перемешивании и после полного растворения рассчитанный объем необходимого ПАВ, причем перемешивать желательно медленно (избегая пенообразования) в течение 20-30 мин. На сеноманской воде: гидрофильные пены –1 % стабилизатора CMC-700 + пенообразователя Нефтенол ВВД или СНО-3Б или СНПХ-7890; гидрофобные пены –1 % стабилизатора CMC-700 + 1 % пенообразователя ИВВ-1 или ГИПХ-6Б или композиции в соотношении 0,5 : 10 : ГИПХ-6Б : СНПХ-7890, ГИПХ-6Б:СНО-3Б, ИВВ-1: СНПХ-7890, ИВВ-1: СНО-3Б. Технология приготовления: - в сеноманскую воду, нагретую до 40 - 45 oС при постоянном перемешивании добавляют СМС-700 (высыпать медленно, не допуская образования комков), процесс полного растворения при постоянном перемешивании составляет 6 - 7 ч; - в приготовленный раствор стабилизатора добавляют при перемешивании в течение 20 - 30 мин рассчитанный объем необходимого ПАВ. Пенообразующие композиции на минерализованной основе для освоения скважин, склонных к гидратообразованиям: на растворах хлористого натрия с плотностью до 1020 кг/м3 —1 % стабилизатора CMC-700 + 1 % пенообразователя ГИПХ-6Б или ИВВ-1 или МЛ-80 или МЛ-80Б или СМ-1; на растворах хлористого натрия с плотностью до 1110 кг/м3 —1 % стабилизатора СМС-700 + 1 % пенообразователя СМ-1 или МЛ-80. Технология приготовления: - готовится раствор хлористого натрия необходимой плотности; в готовый солевой раствор, нагретый до 40 - 45 °С при постоянном перемешивании добавляют СМС-700 (высыпать медленно, не допуская образования комков), процесс полного растворения при постоянном перемешивании составляет 6 - 8 ч; - в приготовленный раствор стабилизатора добавляют при перемешивании рассчитанный объем необходимого ПАВ (перемешивать медленно, избегая пенообразования) в течение 20 - 30 мин. Рассмотрим получение стойких многокомпонентных пен на основе силиката натрия и хлористого кальция. В публикации [1] описаны работы по ограничению притока воды и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной. Технология ограничения притока вод и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе силиката натрия и хлористого кальция разработана для месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Так промысловые исследования, проведенные на месторождениях Татнефть, свидетельствуют о декольматации малопроницаемых продуктивных пластов и прослоев от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и глинистых частиц и тем самым появляется возможность дополнительного извлечения нефти из пластов и прослоев, ранее не принимавших участие в работе скважин. При выборе скважин для закачки многокомпонентной пены важными являются следующие параметры: начальная и текущая нефтенасыщенная мощность пласта; неоднородность пласта по проницаемости; высокая продуктивность пласта при степени обводненности продукции скважины не ниже 95 - 99 %; приемистость скважины должна обеспечить закачку пены в пласт и быть не менее 200 м3/сут при Р = 9 - 10 МПа. Нецелесообразно проводить работы на тех скважинах, где запасы вырабатываются по всей толщине пласта в результате вытеснения нефти нагнетаемой и пластовыми водами.
Так как во время работы с реагентами МЛ-80 и МЛ-80Б, СМ-1 при использовании в составе композиции силиката натрия и хлористого кальция были получены устойчивые пены, повторно проверили несколько ПАВ в подобных композициях (таблицы 9-12). По результатам исследований можно выбрать большое количество композиций на основе жидкого стекла с добавкой хлористого кальция с устойчивостью пены от 200 до 350 с/см3. Хорошие композиции с этой основой получены с добавкой таких ПАВ, как неонол СНО-3Б (смеси неонола с сульфонолом, неонола с ИВВ-1, неонола с СМ-1 и др.), Нефтенол ВВД (смеси Нефтенол ВВД с сульфонолом, неонолом СНО-3Б, СМ-1). Наиболее устойчивые композиций испытывались при 40 и 60 °С. Испытания проводили следующим образом. Пенообразующую композицию нагревали до заданной температуры, перемешивали на миксере в течение 2 мин. Композицию заливали в нагретый цилиндр, помещенный в суховоздушный термостат со стеклянной дверцей, что позволяло наблюдать за скоростью выделения жидкой фазы. Таблица 9 Пенообразующая способность реагента неонол СНО-3Б в разных композициях 
| 
