Химические методы воздействия на призабойную зону скважины Кислотная обработка пласта

Кислотная обработка (КО) — это метод уве­личения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также ино­родных частиц, которыми загрязнены породы. Впервые кислоту использовали для воздействия на пласт в 1895 г. При этом удавалось добиться значительного увеличения объемов добычи, но оказалось, что кислотные растворы вызывают чрезвычайно сильную коррозию скважинного оборудования и этот метод был забыт. Разработка в 1932 г. химических ингибиторов, позволяющих растворам кислот избирательно вступать в реакцию с породой, не поражая скважинного оборудования, возродила интерес к кислотной обработке скважин. Благодаря отличным результатам, полученным с помощью улучшенной кислотной методики воздействия, применение этой технологии расширилось и в настоящее время она является стандартной методикой восстановления скважин.

Кислотную обработку применяют для увеличения проница­емости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодо­бывающих и нагнетательных скважинах в период освоения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимуществен­но применяют соляно-кислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответ­ственно соляно- (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10 — 30 % НС1), так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции и смесь соляной (10—15 % НС1) и плавиковой (1-5 % НР) кислот.

Физические и химические характеристики пластовых пород часто влияют на результаты интенсификации скважины с помощью химической обработки. В некоторых случаях специальные добавки улучшают действие кислоты или предупреждают осложнения, связанные с очисткой при извлечении продуктов реакции:

- ингибиторы: ингибиторы вводят в раствор кислоты для замедле­ния скорости ее реакции с металлами. Они нужны во из­бежание повреждений обсадной и насосно-компрессор­ной колонн, насосов, клапанов и другого оборудования. Ингибиторы не прекращают реакцию между металлом и кислотой полностью, но сокращают потери металла на 95—98%. Эти химикаты не влияют на скорость реакции с известняком, доломитом или растворимыми в кислоте сланцами. В настоящее время кислота, применяемая для такой обработки, всегда смешивается с каким-либо ин­гибитором. Один из видов ингибиторов — органические, такие как азот- или серосодержащие органические веще­ства, второй — неорганические, главным образом на ос­нове меди. Раньше пользовались мышьяком, но сейчас от него отказались.

- активирующие добавки: активированная кислота представляет собой ингиби­рованную смесь соляной и плавиковой (фтористоводо­родной) кислот. Фторид ускоряет реакцию кислоты и позволяет кислоте растворять минералы, встречающиеся в доломите, которые иначе не растворяются. В кристаллических структурах доломита часто присут­ствуют межкристаллические пленки оксида кремния, не растворимые в соляной кислоте. В таком случае кислота не может вступить в контакт с растворимыми участками породы. Плавиковая кислота растворяет оксид кремния и дает соляной кислоте возможность проникнуть к раство­римым участкам.

- ПАВ (детергенты) - это химические добавки, снижающие поверхностное натяже­ние раствора. Эффективность кислотного раствора улуч­шается при добавке необходимого детергента. Введение детергента помогает кислоте проникать в микроскопические поры горной породы. Повышенная проникающая способность кислоты приводит к большей глубине проникновения в пласт и улучшенному дрени­рованию после обработки. Помимо этого детергенты позволяют кислоте прони­кать в пленки, окружающие породу и выстилающие поры, обеспечивая контакт кислоты с породой и ее ра­створение. Детергенты облегчают возвращение отработанной кислоты после обработки. Важно, чтобы не остава­лась кислота, которая закупоривает протоки. Детергент обеспечивает более полное смачивание, он также сни­жает сопротивление продвижения кислоты. Отработанная кислота обычно возвращается сквозь обработанный уча­сток. Эта операция особенно важна в скважинах с низ­ким давлением. Преимущество от использования детергентов также заключается в их деэмульгирующем действии. Детергенты ингибируют возникновение эмульсий или разрушают уже образовавшиеся. Применение детергентов в кислотных растворах при­водит к удалению значительных количеств рассола вмес­те с отработанной кислотой. Таким образом пласт осво­бождается от загрязнений, которые могли бы ограничить продуктивность скважины.

- деэмульгаторы: многие из компонентов, встречающихся в природной сырой нефти, обладают эмульгирующими и стабилизи­рующими свойствами. Когда сырая нефть перемешивает­ся с кислотой (или отработанной кислотой), могут обра­зовываться эмульсии. В некоторых случаях они закупори­вают пласт, снижая или даже полностью прекращая добычу из скважины. Деэмульгаторы, добавляемые в ра­створ кислоты, являются химическими агентами, препят­ствующими естественному эмульгированию сырой нефти.

- добавки для контроля силикатов: силикатные компоненты — глины и илистые отложе­ния — содержатся в большинстве известняков и доломи­тов. Для силикатов характерно набухание в отработанной кислоте. Естественно, эта реакция нежелательна. Набух­шие частицы могут закупорить протоки в пласте и сни­зить скорость добычи. Добавки для контроля силикатов представляют собой химикаты, предназначенные для предотвращения погло­щения воды свободными частицами силикатов. Некото­рые вещества препятствуют расходованию растворов кис­лоты за пределами интервала pH, в котором частицы си­ликатов занимают наименьший возможный объем. Другие химические добавки заставляют частицы силикатов сжи­маться, гак как вытесняют поглощенную ими жидкость, заменяя ее водоотталкивающей органической пленкой. Подбор правильных добавок для контроля силикатов по­зволяет регулировать закупоривание пласта, применять более низкие давления обработки, сокращать время очи­стки и уменьшать возникновение эмульсий, стабилизи­рованных частицами.

- горячая кислота и добавки: горячие растворы кислоты благотворно влияют на скважины, где пластовые породы или отложения в ство­ле скважины растворяются медленно и с трудом удаля­ются. При нагревании кислоты время реакции сокраща­ется и достигается большая эффективность обработки. Такая обработка особенно ценна на скважинах, где ми­неральные отложения на фильтрах и оборудовании сква­жины мешают добыче. Она также эффективна для повы­шения нефтеотдачи скважин, частично закупоренных малорастворимыми минералами. Иногда одновременно с горячей кислотой применя­ются органические и углеводородные растворители. Со­четание высокой температуры и действия растворителей эффективно, когда существенные отложения, затрудня­ющие добычу, накапливаются в протоках пластов.

Сначала в продуктивную зону закачивается загущен­ное масло с суспендированными крупинками магния. За­тем подается обычный раствор соляной кислоты, содер­жащий все необходимые добавки. После протекания ре­акции кислоты и магния температура пласта может повыситься до 200— 300°F (95—150°С). Пласт обычно бы­стро промывается благодаря комбинированному действию кислоты на минеральные отложения и тепла вместе с растворителем на отложения парафина, асфальта и смол. Кроме того, водород, образовавшийся при реакции магния с кислотой, вызывает турбулентность, выбива­ющую частицы, застрявшие в протоках, что тоже спо­собствует очистке.

- «замедленная» кислота: в некоторых высокореакционноспособных породах скорость реакции кислоты замедляют, чтобы увеличить проникающую способность, вместо того, чтобы тратить большую ее часть в непосредственной близости от ствола скважины. Разнообразные смолы, загустители и другие ингибиторы замедляют реакцию кислоты и обеспечива­ют более глубокое проникновение в пласт. Некоторые замедленные кислоты содержат вещества, образующие на породе пленку после протекания первич­ной реакции между кислотой и породой. В других случаях высокая вязкость загущенной кислоты дает искомый ре­зультат. Кислотно-нефтяные эмульсии с контролируемой стабильностью (гарантируюшей разрушение по истечении заданного времени) также применились для достижения замедленного действия кислоты. Во многих случаях кис­лота не попадает в поры малых размеров и под давлени­ем проникает только в самые крупные. В результате по­верхность контакта с кислотой ограничивается и дости­гается большая глубина проникновения до полного расходования кислоты. Часто доза замедленной кислоты используется для со­здания протоков, расходящихся от ствола скважины. За такой обработкой следует дополнительная порция соля­ной кислоты для увеличения новообразованных прото­ков. Достоинство использования замедленной кислоты состоит в том, что область, непосредственно дренируе­мая скважиной, сильно увеличивается и достигается мак­симальный положительный эффект. Кроме того, для уда­ления продуктов реакции после обработки требуется меньшее пластовое давление.

- удержание железа: в нагнетательных скважинах для вторичной добычи и повышения нефтеотдачи пластов или для утилизации рассола часто проис­ходит закупоривание пластовых протоков. Для предотв­ращения этого используют соляную кислоту. Однако ра­створенные соединения железа после выработки кислоты оседают в виде объемистого гелеобразного гидроксида. Если не предпринимать защитных мер, может произойти серьезное закупоривание. Химикаты, называемые комплексообразователями, химически связывают железо в комплексные ионы. В боль­шинстве случаев осаждение растворенного железа в фор­ме гидроксида полностью прекращается.

- кислота для удаления бурового раствора: кислота, используемая для удаления бурового раствора, представляет собой смесь соляной и плавиковой кислот, содержащую соответствующие ингибиторы, де­тергенты и деэмульгаторы. Такая кислота называется ра­створной кислотой, она растворяет глины, обычно при­меняемые в буровых растворах. Растворная кислота удаляет корку бурового раствора с поверхности продуктивного горизонта в процессе заканчивания или перед капитальным ремонтом. Она так­же удаляет просочившийся буровой раствор, который может заблокировать протоки в пласте. Кислота разруша­ет отложения глины, оставляя поверхность продуктивной зоны свободной и чистой. Кроме того, растворная кис­лота увеличивает проницаемость песчаников. Если лабо­раторные испытания показывают, что растворимость по­роды в растворной кислоте выше, чем в других видах кис­лоты, рекомендуется этот тип обработки. Обработке растворной кислотой может предшествовать промывка 15-процентной соляной кислотой с ингибито­ром, детергентом и деэмульгатором. При этой операции с поверхности продуктивной зоны удаляются все легкорастворимые материалы. Это гарантирует, что обработка растворной кислотой воздействует именно на малораство­римые участки породы.

- очищающие растворы: очищающие растворы применяют перед гидроразрывом пласта, цементированием и кислотной обработкой. Опера­ция очистки обеспечивает равномерность распределения воздействия при интенсификации пласта по всей высоте продуктивной зоны. Очищающие растворы представляют собой кислотные смеси, не содержащие фторидов.

- безводная кислота: для обработки маслорастворимой безводной кислотой используют безводную уксусную кислоту. Уксусная кис­лота смешивается с углеводородным растворителем и вводится в горную породу так же, как и другие кислоты. Она не вступает в реакцию с породой до тех пор, пока в породе не встретится вода. Малое количество реликтовой воды в порах камня позволяет уксусной кислоте вступить в реакцию с карбонатами в пласте.

Для проведения КО в скважину спускают 62 — 73-мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отвер­стию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборуду­ют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ, Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязыва­ется через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислотовозом (Аз-ЗОА) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продав­ливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессо­вываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глу­бинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промыв­кой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфора­ции. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объе­ме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жид­кости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агре­гат и другую спецтехнику и начинают очистку цризабойной зоны от продуктов реакции (см.рис.1.9).

Рисунок 1.9 Технология проведения простой кислотной обработки.

а- закачка нефти до переливания в отвод затрубного пространства, б- закачка раствора кислоты, в- закачка продавочной жидкости, г- остановка скважины на реагирование

В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и сни­жения давления поднимают НКТ, спускают глубинное обору­дование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извле­чение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Когда кислота закачивается в пласт, происходит химическая реакция. Механизм кислотного воздействия на коллектор рассмот­рим с позиций степени растворимости пород и скорости ре­акции, образования продуктов реакции и изменения прони­цаемости пород после обработки. Считают, что раствори­мость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а раствори­мость инородных материалов, загрязняющих поры и трещи­ны пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной час­ти растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, Например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 — 200 кг известняка СаСО3 или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песча­ника; 4%-ной НР - 48 кг каолина; 10%-ной НС1 с 1%-ной НР -70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмо­риллонита.

Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины про­никновения активной части кислоты в пласт. Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом прост­ранстве виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются:

с карбонатами пород — водорастворимые соли СаС12, МдС12, газ СО2, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита РеСО3) — хлорное железо РеС13, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Ре(ОН)3, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С — осадок гипса;

с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в гли­нах — соответствующие соли.

Таким образом, во время реакции СКР образуются рас­творимые и временно растворимые продукты, поэтому тех­нология обработки СКР должна быть такой, чтобы преду­предить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем — газоподобный фторид 51Р4, а после снижения кис­лотности — гель кремневой кислоты 31(ОН)4, который заку­поривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный фторид 51Р4;

с кварцем и алюминием — параллельно с тетра фторидом кремния 81Р4 образуется гексафторокремниевая кислота Н231Р6, соли которой Ха231Р6 и К231Р6 выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значи­тельно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках пре­имущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы поро­ды) — значительно меньше.

Часто вместо НР для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония КН4НР2 + МН4Р). Например, для полу­чения раствора (12 % НС1 + 3 НР) применяют смесь (16 % НС1 н- 3 % БФФА). Наличие в растворе иона ХН4 увели­чивает растворимость продуктов реакции НР с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной Н231Р6 + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными по­родами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство, Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта про­дуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового простран­ства, режимов фильтрации и термобарических условий про­хождения реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью Ск = 2+9 % излишком СКР (10—15 % НС1) проницаемость образ­цов пород возрастает в 2 — 7 раз. Во время обработки карбо­натных поровых пород возрастание проницаемости практи­чески не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и техноло­гию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобаричес­ких условий прохождения реакции в пласте, активной по­верхности породы, контактирующей с кислотой, и гидроди­намических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концент­рация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную кон­центрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличе­нии давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отноше­ние реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении разме­ра пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение

равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000 мм. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диамет­ром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поро­вых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдер­живания для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших ка­налах или трещинах. С увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта не­сколько возрастает. Экспериментально доказано, что при таких ус­ловиях рост расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкос­ти во время закачивания в пласт, избрать рецептуру и рас­считать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического состава пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + + НР), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготов­лении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводород­ных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе разделения фаз.

Для уменьшения коррозии используются ингибиторы, эффективность ингибиторов коррозии оценивается ко­эффициентом торможения коррозии Кт к, который представля­ет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С доста­точно обеспечить значение Кт к = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(мл/ч) железа, а примене­ние ингибитора " Север-1" уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять для 110 °С.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизато­ров обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стаби­лизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты до Т < 60 °С; для 0,5-ной лимонной кислоты до 90 °С; для 0,65%-ной КРАСТ до 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизи­рующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтра­цию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверх­ность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное на­тяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3 — 0,5 %. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неио- ногенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их дейст­вие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфалътенов или более 6 % смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется до­бавлять 0,3 — 0,5 % неиногенных ПАВ, которые гидрофобизи-руют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ре­монтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно про­водимых СКО необязательно. Если обработку проводят пу­тем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислот­ных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению рас­хода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабиль­ность эмульсии при пластовой температуре составляет 30 — 60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникно­вение КР в пласт. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь на­ибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обра­ботки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначитель­но влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбо­натных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворе­нию глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении, Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны — узкая и широкая вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полно­стью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем кото­рой равняется 30 — 50 % объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спир­тов и т.п. в зависимости от характеристики пород и пласто­вых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР ней­трализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах вы­держка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежела­тельна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то заку­порки поровых каналов практически не происходит и эф­фективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуще­ствляют путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростати­ческого. В случае если применить указанные способы невоз­можно, полезно вытеснить продукты реакции из призабой­ной зоны в глубину пласта путем закачивания 20 — 30 м³ вод­ного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предус­матривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15 % НС1, нефти или дизельного топ­лива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С17 — С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5 Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. Нагревание КР производится во время экзотермической ре­акции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в тре­щинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности [6].