3.10.1. Кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приво­дит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличе­нию проницаемости и, как следствие, — к повышению про­изводительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применя­ют соляную (НС1) и фтористо-водородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl₂) и хлористый магний (МgС1₂), вследствие их высокой растворимости не вы­падают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. Пос­ле обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО₂) также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реаги­рует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличи­вается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины рас­стояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах про­дуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты под­вергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сво­дится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих мате­риалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих матери­алов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полно­стью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.

Для обработки скважин применяют 8 — 20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 — 15%-ный раствор НС1. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м³ солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохра­нения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавля­ют специальные вещества, называемые ингибиторами, кото­рые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воз­действие кислоты на металл. В качестве ингибиторов приме­няют различные вещества, в основном поверхностно-актив­ные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка инги­биторов составляет обычно 0,05 — 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, корро­зионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дози­ровке 0,05 % — в 15 раз, при дозировке 0,25 % — в 42 раза.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эф­фективной, если забой предварительно прогреть, чтобы рас­плавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка — процесс комбиниро­ванный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохи­мическая) обработка забоя скважины раствором горячей соля­ной кислоты, при котором нагревание этого раствора произво­дится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за пер­вой, производится обычная кислотная обработка.

Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой — каустическая сода, карбид кальция, алюминий, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции полностью растворяются.

Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделен­ным теплом был бы нагрет до температуры 308 °С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т. е. к потере тепла на парообразование с выде­лением части хлористого магния. Кроме того, для расплавле­ния парафина и смол нужна значительно меньшая темпера­тура. Поэтому рационально такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75 — 80 °С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировав­шая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75 — 80 °С и в то же время была бы еще достаточно активной (10— 12%-ной концентрации) для реак­ции с породами пласта.

Обычно для термокислотной обработки применяют прут­ковый магний (диаметр прутка 2 — 4 мм, длина 60 мм). Прут­ки загружают в специальный наконечник, который на на-сосно-компрессорных трубах спускают в скважину на за­данную глубину.

Солянокислотный раствор для кислотных и термокислот­ных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.

Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кисло­ты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачива­ют раствор 6 — 8%-ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол скважины в интервале его обработки.