Глава 1 Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин

 

Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:

1) раствор соляной кислоты с известняком и с доломитом

 

СаСО₃ + 2HCl = СаСl₂ + Н₂О + CО₂;

СаМg (CО₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂;

 

2) раствор уксусной кислоты с карбонатными составляющими породы

 

СаСО₃ + 2СН₃СООН = Са(СH₃CОО)₂ + H₂O + CO₂;

 

3) раствор сульфаминовой кислотой с карбонатными составляющими

 

CaCO₃ + 2NH₂SO₃H = Ca(NH₂SO₃)₂ + H₂O + CO₂.

Хлористый кальций (СаС1₂) и хлористый магний (MgCl₂) — это соли, хорошо растворимые в воде — носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО₂) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

К числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (РеС1₃), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)₃], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота H₄SO₂ в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС1₂ образует гипс (CaSO₄* 2H₂O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF₂) и фосфорнокислого кальция (Са_з(РО₄)₂).

Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10—15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15%-ного раствора НС1 равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.

К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

В качестве ингибиторов используют:

формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7—8 раз;

уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25-0,5 %), снижающую коррозионную активность в 30—42 раза.

Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55—65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора)—в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80—100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НС1.

2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на границе нефти — нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катании А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44—11, 44—22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2—3 раза.

3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H₂SO₄+ ВаС1₂ = BaSO₄ + 2HC1.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС1₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.[4]