Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности скважин

     В пористых коллекторах с низкой проницаемостью и при загрязнении призабойной  зоны минеральной взвесью предпочтительно  применять кислотные составы с повышенной проникающей способностью, к которым относят газированные кислоты, и кислоту улучшенной фильтруемости (составы 2 и 7).

     Газированные  кислоты по содержанию в них газовой  фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозоли; при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте — жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностное натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны проникать из-за противодействия капиллярных сил. В качестве газовой фазы в газированных кислотах используются воздух, азот и углекислый газ. Применение азота предпочтительно для снижения коррозионной активности и взрывобезопасности, а углекислого газа — для повышения растворяющей способности системы.

     Терригенные коллекторы обрабатывают смесью соляной  и плавиковой кислот (глинокислота; состав 15).

     Взаимодействие  плавиковой кислоты с силикатными  материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

     SiO₂+4HF=SiF4+2H₂O;

     H₄Al₂SiO₃+14HF=2AlF₃+2SiF₄+9H₂O.

     Реакция с кварцем протекает медленно, а наиболее существенно при воздействии фтористоводородной кислоты на терригенные коллекторы ее взаимодействие с алюмосиликатами (например, каолином и др.), т. е. к объектам воздействия плавиковой кислоты (HF) относятся цементирующие силикатные разности — аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

     Образовавшийся  в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, прочно запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной, при этом раствор соляной кислоты обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как соляная кислота с соединениями кремния практически не реагирует.

     Взаимодействие  плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т. е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором оптимальных концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Удельный объем и состав глинокислоты подбирают опытным путем, при этом по совокупности исследовании на оптимальный состав считают: содержание HF — от 3 до 5% и содержание НСl — от 8 до 10%, а удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3—0,4 м³ на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

     При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов перед глинокислотной проводится солянокислотная обработка призабойной зоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2—4% выше, чем в смеси с плавиковой.

     Для обработок скважин заводы-изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-714—77) и синтетическую соляную  кислоту техническую (ГОСТ 857—78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее):

     по  ГОСТ 857—78—35% (марка А) и 31,5% (марка  Б — первый сорт);

     по  ТУ 6—01—714—77—22% (марка А) и 20% (марка  Б).

     Соляная техническая синтетическая кислота содержит до 0,03% сульфатов в пересчете на SO₄. Большее содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса или безводного сулъфата кальция.

     В соляной кислоте (марка Б, сорт 2), изготовленной из абгазов (ТУ 6—01-714—77), содержится до 1% фтористого водорода, который при реагировании с карбонатами образует в поровом пространстве слаборастворимый осадок фтористого кальция. Поэтому для обработки карбонатных коллекторов используется абгазовая кислота марки А или марки Б 1-го сорта.

     Абгазовая кислота марки Б 2-го сорта пригодна лишь для глинокислотных обработок.

     Соляная кислота перед поставкой ингибируется по согласованию с потребителями. В  то же время по технологическим причинам производства кислоты или в результате коррозии емкостей, предназначенных для транспорта и хранения, в поставляемой соляной кислоте могут содержаться соединения железа в виде FeCl₃ (хлорное железо).

     После нейтрализации карбонатами рабочих  растворов соляной кислоты до рН-3,5 хлорное железо гидролизуется и выпадает в объемный коллоидный осадок в проточных каналах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа Fe(OH)3 или основных его солей. Поэтому содержание железа в кислоте ограничено до 0,015%, по ТУ 6—01—714—77— до 0,03%.

     Уксусная  кислота 98%-ной концентрации затвердевает при температуре 16,3°—16,7°С, температура кипения 118°С. Для обработки скважины используются кислоты:

• уксусная синтетическая;
• уксусная лесотехническая.

     В уксусной кислоте для обработки  скважин примесь серной кислоты должна выдерживаться по норме.

     Комплексы соединений уксусной кислоты и железа гидролизуются при разных температурах в зависимости от содержания этой кислоты. По мере увеличения содержания уксусной кислоты в составе температура гидролиза возрастает. Так, например, при содержании 2% уксусной кислоты температура гидролиза 65°С, а при 5% — 86°С.

     Доза  уксусной кислоты для стабилизации кислотного раствора от выпадения железистых осадков определяется содержанием  железа в рабочем кислотном растворе и составляет:

     Содержание  железа, %        0,01—0,1    0,1—0,3     0,3—0,5

     Содержание  СН₃СООН, %         1,0             1,5            2—3

     Лимонная  кислота, как и уксусная, образует растворимые комплексные соединения с железом, которые не разрушаются при кипячении нейтрализованного кислотного раствора.

     Лимонная  кислота дозируется в количестве 0,5% от массы кислотного раствора при содержании 0,01—0,3% железа и 1% при содержании железа от 0,3 до 0,5%.

     Сульфаминовая кислота относится к сильным (ее константа диссоциации при 25°С равна 1,01 10^-1) и представляет собой бесцветное кристаллическое вещество. Растворимость сульфаминовой кислоты в воде—146,8 г/л при 0°С в 470,8 г/л при 80°С. В органических растворителях эта кислота не растворяется. Водные растворы ее при температурах до 60°С устойчивы; при температурах более 60°С сульфаминовая кислота гидролизуется. Так, например, 10%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты при нагревании до 80°С в течение 8 ч гидролизуется на 43,7% по схеме

     2NH₂SO₃H+2H₂O→NH₄OSO₃H→NH₄HSC₃.

     В связи с гидролизом сульфаминовой  кислоты ее применение для обработок  скважин ограничивается пластовой  температурой 60°С.

     Плавиковая  кислота относится к сильным  и применяется при воздействии на призабойную зону для растворения частиц силикатного материала цементирующего и скелетного вещества терригенных продуктивных коллекторов, глинистого или цементного раствора, поглощенных в процессе бурения или ремонтов, а также материалов, закупоривающих поверхность забоя глинистой или цементной коркой. Качество используемой в добыче нефти плавиковой кислоты регламентируется ТУ 608—236—77 по следующим основным показателям:

     Содержание  фтористого водорода (HF), % (не менее)                     30

     Содержание  кремнефтористоводородной кислоты, % (не более)   8

     Содержание  серной кислоты, % (не более)                                       2,5

     Плавиковая  кислота поставляется в виде водного  раствора в полиэтиленовых бутылях, токсична.

     Удобный заменитель плавиковой кислоты —  фторид-бифторид аммония (NH₄FHF), представляющий собой твердое кристаллическое вещество. Килограмм фторид-бифторид аммония эквивалентен 0,7 кг фтористого водорода или 1,55 л 40%-ной плавиковой кислоты.

     Кислоты, используемые при освоении скважин  и повышении их производительности, представляют коррозионно активные среды по отношению к металлу. При 20°С и концентрации кислот 10% скорость коррозии Ст. 3 в них составляет (г/м²·ч):

     Соляная кислота                                              7,0

     Уксусная  кислота                                            2,97

     Сульфаминовая кислота                                 2,18

     Глинокислота (10% НСl + 5% HF)                43,1

     С увеличением концентрации кислот и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислот в качестве ингибиторов используют формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии предъявляются следующие требования:

• эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
• растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на фильтрации его; после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);
• ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.

     Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости  подразделяются на гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-активные вещества-гидрофобизаторы при взаимодействии с коллектором адсорбируются на нем и покрывают поверхность породы, снижая площадь контакта и скорость нейтрализации кислотного состава, тогда как гидрофилизаторы инициируют взаимодействие состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизаторов на поверхности пород способствует и ограничению водопритоков в добывающие скважины. Изменение смачиваемости пород при воздействии на них ПАВ используется также при переводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в призабойную зону перед пуском скважин под нагнетание закачивают растворы поверхностно-активных веществ. Удельные объемы закачки растворов изменяются от 0,5 до 5 м³/м, а концентрация ПАВ в растворе постепенно снижается от 0,3% до 0,1%.

     Кислотные растворы, являясь электролитами, способствуют при определенных условиях образованию в призабойной зоне стойких эмульсий. Поэтому при содержании в нефти 2% и более асфальтенов и свыше 6% силикагелевых смол в кислотные составы обязательно вводятся деэмульгаторы, в качестве которых используются неионогенные ПАВ, например, ОП-10 в количестве 0,1—0,15% (весовых), или же другие деэмульгаторы, доза которых определяется свойствами нефти и деэмулыатора. ПАВ используется также и для повышения фильтрации кислотного раствора или составов на кислотной основе и для предупреждения блокировки призабойной зоны продуктами реакции. В указанных целях при кислотных обработках нефтедобывающих скважин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (например, катапин), которые понижают поверхностное натяжение на границе фаз порода — отработанная кислота и гидрофобизируют породу, что спосбствует дополнительному приросту добычи нефти. При отсутствии катионоактивных ПАВ для обработок добывающих скважин можно применять и неионогенные ПАВ типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значительно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.