Глава 5 Технология обработок глинокислотой

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м³ кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м³ на 1 м мощности.

Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 —10,0%; содержание HF-5,0%.

Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 —1,0 м³) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

На практике применяется совмещение кислотных обработок со следующими процессами:

а) с гидравлическим разрывом пласта;

б) с применением забойного гндровпбратора (ГВЗ-108), разработанного МИНХ и ГП;

в) с предварительным свабированием и гидросвабированием;

г) с предварительным электропрогревом пласта.

Глава 6 Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч.

Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0,1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55—65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0,025% от количества раствора или 0,25 кг катапина на 1 м³ 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз.

Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20—40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А— 0,05; катапин-К — 0,10; катамин-А — 0,20.

Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ.

Ингибитор марвелан-К(О) представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0,05 до 0,5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13,5 и 16,7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0,05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) —0,1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ.

Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+ 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора ( + 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина — в 55 раз.

Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет.

Ингибитор В-2 — реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя.

Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0,25—1,0%, составляет:

а) в технической соляной кислоте по ГОСТ 857—57 —не выше 0,15;

б) в смеси 20—27%-ной соляной кислоты по ГОСТ 857—57 с 3,0% фтористоводородной (плавиковой) кислоты — не выше 0,25;

в) в концентрированных абгазовых кислотах с концентрацией НС1 не выше 33% коэффициент коррозии равен 0,2 г/м²*ч.

Столь высокие показатели позволяют рекомендовать реагент В-2 для широкого применения при обработках скважин с обычными температурами пласта при дозировке 0,2—0,3%.

Ингибитор уникод ПБ-5. Реагент представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600.

В основном он применяется для ингибирования соляной кислоты непосредственно на химических предприятиях. Однако выше отмечались недостатки такой ингибированной соляной кислоты. Вследствие большой концентрации ингибитора — 0,8—1,0% и способности большей части его выпадать в осадок после нейтрализации кислоты породой пласта использование этого реагента может отрицательно влиять на результаты обработок скважин.

Ингибитор уротропин технический. Уротропин, или, иначе, гексаметилентетрамин, является таким же слабым ингибитором, как и формалин, если их дозировать в эквивалентном соотношении.Так, при дозировке 0,6% товарного 40%-ного формалина или 0,2% уротропина достигается примерно одинаковое 16-кратное снижение коррозионной активности 10%-ной соляной кислоты. Но применять сухой препарат — уротропин удобнее и безопаснее для персонала кислотной бригады, чем формалина.[3]