Глинокислотная обработка (ГКО)

Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке

С целью улучшения свойств кислотных растворов, в них добавля­ют химические вещества-присадки. Добавлением добиваются сниже­ния коррозионной активности кислоты по отношению к металлу, улучшения ее проникающих способностей по отношению к породе пласта, снижения возможности выпадения из кислотного состава осадков, способных кольматировать поры породы.

Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого кислоту транспорти­руют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в ко­личестве не более 1% от объема кислоты. На практике в кислотные композиции добавляют Додикор (0,5%) — импортный ингибитор кор­розии, снижающий скорость коррозии до 300 раз. Азол (CI-130) (1%) -водорастворимый ингибитор, снижает скорость коррозии до 50 раз.

Ингибиторы коррозии обычно добавляют в кислотные составы уже на заводе, но срок хранения и транспортировки кислоты с этим ин-

гибитором не превышает одного месяца. Через месяц, особенно в ус­ловиях хранения в негуммированных емкостях, кислота подлежит по­вторному ингибированию.

Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества, снижаю­щие в 5—20 раз поверхностное натяжение на границе нефть — нейт­рализованная кислота.

С целью понижения поверхностного натяжения продуктов реак­ции кислоты с породой, повышения эффективности действия кис­лотного раствора, облегчения обратного оттока отработанной кисло­ты после обработки, в кислоту при ее подготовке добавляют веще­ства, которые носят название интенсификаторов и представляют со­бой поверхностно-активные вещества (ПАВ).

На практике при обработке нагнетательных скважин в начальной стадии разработки месторождения и при переводе скважин под на­гнетание используются следующие неионогенные гидрофилизующие ПАВ:

- Неонол СНО ЗБ (1-2%);

- Превоцел (1-2%);

- Нефтенол ВВД (1-2%);

- Сульфанол (0,5%).

На заключительных стадиях разработки месторождений в качестве ПАВ следует использовать гидрофобизирующие материалы:

- Синод КАМ (1,5%) ограничен по температуре применения (80 °С);

- ИВВ-1(1%);

- Нефтенол ГФ 9 гидрофобизатор (0,5%);

- Нефтенол К (0,5%).

Гидрофобизаторы облегчают фильтрацию кислоты в нефтенасы-щенных пропластках, снижают проникновение ее в водонасыщеную часть пласта, что сдерживает интенсивную проработку водонасыщен-ных каналов и ускорение проникновения по ним воды к нефтяным скважинам.

Стабилизаторы - вещества, необходимые для удержания в раство­ренном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений же­леза, присутствующих в соляной кислоте.

В процессе транспортировки, хранения и прокачки кислоты через насосно-компрессорные трубы к концу кислотной обработки продук­тивного пласта хлорное железо гидрализуется с образованием нера­створимых в воде (и нейтрализованной кислоте) соединений, напри-

мер гидрата окиси железа Fe(OH)₃. которые уменьшают исходную проницаемость призабойной зоны пласта в 1,5-3 раза.

В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1—3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специаль­ных композиций FEROTROLL.

Стабилизаторы существенно снижают скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной составляющей породы, благодаря чему увеличивают проникновение кислотных растворов в пласт.

Глинокислотой называется смесь соляной (НС1) и плавиковой (HF) кислот. Особенностью ГКО является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактиру­ющих материалов.

H₄Al₂Si₂0₉ + 14HF = 2A1F₃ + 2SiF₄ + 9Н₂0

Образовавшийся фтористый кремний, реагируя с водой, образует по мере снижения кислотности раствора студнеобразный гель.

Реакция плавиковой кислоты с кварцем протекает настолько мед­ленно, что не представляет химического интереса.

Si0₂ + 4HF = 2H₂0 + SiF₄

Для предотвращения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной. Концентрация соляной кислоты составляет 10-12%, концентрация плавиковой — не выше 4%.

При ГКО существует требования к жидкости, находящейся в сква­жине. Недопустимы ГКО в скважинах, заглушённых хлористым каль­цием или хлористым натрием. Плавиковая кислота вступает в реак­цию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осад­ка, способного кольматировать ПЗП.

Приготовление возможно с использованием бифторид-фторид аммония (БФФА). При этом концентрация соляной кислоты прини­мается более высокой, т.к. часть ее расходуется на разложение фтори­да аммония.

Обработка смесью соляной кислоты и БФФА терригенных пород-коллекторов дает лучший результат, чем их обработка глинокислот-ным раствором, так как замедляется скорость реакции и кислота в активном состоянии проникает глубже в пласт, расширяя радиус об­работки пласта вокруг ствола скважины.

Опыты по растворению в смеси HCI и БФФА терригенных пород (песчаников и алевролитов) показали, что увеличение концентрации NH4FHF в HCI так же, как и увеличение концентрации самой HCI, приводит к увеличению скорости растворения террригенных пород. При этом концентрацию БФФА можно увеличивать до концентра­ции соляной кислоты, применяемой при обычных соляно-кислотных обработках, однако наиболее оптимальным соотношением является состав: 8-12% НС1 + 4% (не более) БФФА.

Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8% НС1, сле­дует взять раствор соляной кислоты 13% и на каждый кубический метр такой кислоты необходимо истратить 71 кг товарного бифторид-фто-рид аммония с обычным содержанием фтора 56% и кислотностью 23%.

Дальнейшим развитием идеи увеличения безопасности кислотных составов явилось создание кислотной композиции ТК-2. Среди множества преимуществ этого состава, следует отметить то, что со­став не обладает кислотными свойствами до момента поступления в пласт.