лан-К(О), ОП-Ю, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах 0,1— 0,3 % от количества кислотного раствора;
стабилизатора для предупреждения выпадания осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кис лоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах 0,8— 2 % от количества кислотного раствора.
Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтра лизации серной кислоты добавляют также хлористый барий.
После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.
Для обработки терригенных коллекторов и увеличения ак тивности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) исполь зуют смесь 12 %-ного раствора соляной кислоты и 3—5 %-ного раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, назы вается глинокислотной.
Для удобства транспортировки и хранения, а также для безопасности работы на промыслах, особенно в Западной Си бири, плавиковую кислоту можно получать из смеси фтористых
солей (бифторид-фторид аммония |
N H 4 F • H F + N H 4 F и бифто |
||
рид аммония N H 4 F ) . |
С |
целью |
приготовления глинокислоты |
с содержанием 12% |
НС1 |
и 3% |
H F берут 16 %-ную >НС1 |
и 5 % бифторид-фторид аммония от объема раствора. При этом в результате взаимодействия НС1 с бифторид-фторид ам монием образуется HF.
Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимо сти от химического состава пород, типа коллектора и темпера туры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный рас твор целесообразно добавлять 6—10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10—15 %-ными растворами ук сусной (СНзСООН) и сульфаминовой ( N H 2 S O 3 H ) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот в количе стве соответственно 3—5 и 2 —3% по массе.
Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обуслов ливают высокие скорости реакции кислот с породой и метал лом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками ней трализации Тип коллектора определяет необходимую прони кающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов,
проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислот ных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.
В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах пред почтительно использовать вязкие и вязкоупругиесистемы — кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные со ставы. В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочти тельно применять кислотные растворы с повышенной фильтруемостью (проникающей способностью), к которым относят кис лотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ. для нагне тательных скважин/газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газо вой фазы). В качестве газовой фазы используют азот (снижа ется коррозионная активность и взрывобезопасность), углекис лый газ (повышается растворяющая способность смеси), воз дух, углеводородный газ.
Снижения коррозии оборудования и увеличения глубины об работки пласта можно достичь путем образования кислотных растворов в скважине или в пласте в результате реакции рас твора формальдегида НСНО (формалина) с солями аммония
(хлористым аммонием NH4C1 |
или аммиачной селитрой NH4N03) : |
|
6НСНО + 4NH4C1 - |
4НС1 + C6H12N4 + 6Н20 |
(5.39) |
6НСНО + 4NH4N03 - |
4HN03 + C0H12N4 + 6H20 |
(5.40) |
Образовавшиеся соляная (HC1) и азотная (HN03) кислоты взаимодействуют с карбонатами, а уротропин C6H12N4 приво дит к замедлению скорости взаимодействия.
По технологии проведения СКО различают: а) кислотные
ванны (без |
закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола |
скважины); |
б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты |
в пласт); в) |
СКО под давлением (с интенсивной закачкой кис |
лоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) поинтер-
вальные (ступенчатые) обработки (с регулированием |
места |
входа кислоты в пласт). |
(с ис |
Можно выделить также: а) пенокислотные обработки |
пользованием аэрированного солянокислотного раствора в |
виде |
пены при средней степени аэрации в нормальных условиях |
15— |
25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 |
|
или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные |
|
обработки (многократные с интервалом 5—10 сут); г) кисло тоструйные обработки (через гидромониторные насадки).
Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым за боем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят
Ж
методом промывки (прокачки). Применяется раствор повы шенной концентрации (15—20%). Время выдержки составляет 16—24 ч.
Простые кислотные обработки наиболее распространены. Сначала на скважине осуществляют обычные подготовительные операции: промывку забойных пробок, удаление парафинистых и смолистых отложений тепловой обработкой или промывкой растворителями (керосином, газоконденсатом, пропан-бутано- выми или бутилбензольными фракциями, «бензиновой головкой» по ТУ 352-53, бензолом). Кислотный раствор закачивают в НКТ одним насосным агрегатом при давлении до 6—8 МПа и от крытом затрубном пространстве. В момент подхода кислотного раствора к башмаку НКТ затрубное пространство перекрывают и без остановки продолжают закачку кислотного раствора в пласт и продавочной жидкости. Принимают 0,4—1,5 м3 8— 15 %-ного раствора соляной кислоты из расчета на 1 м эффек тивной толщины пласта. При повторных (серийных) обработ ках объем раствора увеличивают на 20—50 %.
После задавки кислоты в пласт немедленно приступают к ос воению скважины, чтобы предотвратить возможные выпаде ния осадков, поскольку кислота нейтрализуется быстро (до 1—2 ч).
Для задавки активного солянокислотного раствора в пласт создают давление на устье до 20—30 МПа закачкой несколь кими насосными агрегатами. Как и при ГРП, устанавливают пакер с якорем.
Регулирование места ввода кислоты в пласт можно обеспе чить применением одного или двух пакеров, созданием на за бое столба тяжелой или высоковязкой жидкости, закачкой в пласт вязкопластичных или вязкоупругих жидкостей, запол нением трещин водоили нефтерастворимыми зернистыми ма териалами (гранулированными магнием, полимером, высокоокисленным битумом, рубраксом).
Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафини стых и афальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.
Под термохимической обработкой (ТХО) понимают процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соля ной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теп лоты экзотермической реакции между прокачиваемым раство
ром |
кислоты и реагентным материалом (обычно |
магнием). |
Если |
термохимическая обработка сопровождается |
кислотной |
обработкой, то такую комбинированную обработку называют
термокислотной (ТКО).
Термохимическая обработка основана на реакции: |
|
Mg + 2НС1 + Н20 = MgCl2 + Н20 + Н2 + 461,38 кДж. |
(5.41) |
Концентрация кислоты в исходном растворе принимается та кой (14—18 %), чтобы после реакции с магнием остаточная кон центрация была достаточной (10—12%) для активного воздей ствия на породы. В зависимости от степени необходимого на грева на 1 кг магния принимают 50—100 л раствора.
По технологическим схемам осуществления можно выделить внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО), внутрипластовую термохимическую обработку (ВПТХО) и комп лексную внутрипластовую кислотную обработку обводняющейся скважины (КВПКО) [4].
Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО)
можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в тер монаконечник загружают 40—100 кг стержневого (пруткового), стружкового или крупнозернистого (размер зерен 10—12 мм) магния и спускают его на НКТ в скважину.
Более технологично проведение ВСТХО на основе использо вания гранулированного (размер гранул 0,5—1,6 мм) магния. Для доставки гранул магния в зону реакции целесообразно ис пользовать химически инертные (например, углеводородные — дизельное топливо, керосин, газоконденсат, «легкая» нефть) по отношению к магнию жидкости. При использовании воды в ка честве жидкости-магнийносителя происходит гидролиз магния в воде, в результате этого теряется масса магния (на 3—7 %). Добавка к воде перманганата калия или ПАВ уменьшает роль этих отрицательных явлений. В зависимости от вида жидкостимагнийносителя может изменяться технологическая эффектив ность ВСТХО. В призабойной зоне полная или частичная закупорка пор парафином и другими органическими и неоргани ческими системами наблюдается в той ее части, которая обра зует ствол скважины и непосредственно к нему примыкает (до 0,5 м). Это усложняет естественную неравномерность профиля притока (закачки). При частичной закупорке пор неорганиче скими системами их действие можно несколько устранить кис лотной обработкой, а органическими — тепловой обработкой и обработкой растворителями. В случае совместного действия ор ганических и неорганических систем, особенно при полной за купорке пор, положительного результата можно достичь комп лексным сочетанием воздействий кислотой, теплом и раствори телем на стенку скважины (фильтр) и призабойную зону по технологии ВСТХО. Растворитель закачивают в смеси с кис лотным раствором или используют его в качестве жидкостимагнийносителя.
При ВСТХО гранулированный магний подают в затрубное пространство, а кислотный раствор закачивают в НКТ. Реак ция магния с кислотой происходит либо ниже башмака НКТ до забоя в нисходящем их потоке (рис. 5.10), либо в затрубном
204