Стадии разработки залежи 3 страница

мости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добыв- _ _глуше„_Ие скважин перед подземным ремонтом некондици-ные возможности скважины, является качество вскрытия про- _онными растворами или водой с повышенным содержанием дуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового иист- мехпримесей*

румсита в огпажииу при.«скрытии продуктивного пласта часто _ несоблюдение технологии проведения различных геолого-приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию технических мероприятий (ГТМ);

" ^{фиЛЬТраЦИИ п}Р°^{МЫВО11Н0Й} жидкости в эти _ несвоевременное и некачественное освоение скважин после

проведения геолого-технических мероприятий (кислотные

422 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабонной зоны 423

обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка - частичная декальматация прифильтровой части пласта по-

с кислотной обработкой и так далее); током закачиваемой жидкости и перенос кольматанта

- отложения смолопарофиновых соединений; в глубь пласта;

- химическую и биологическую кальматацию; - образование осадков солей при смещении пресной и пласто-

- закачку в пласт воды при заводнении с превышением допус- вой воды «глушения» из-за неодинакового ионно-катион-
тимых норм по механическим примесям (30 мг/л) и т.д. ного состава и механических веществ в пресных водах

Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда при «глушении» скважин перед подземным ремонтом;

с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные - захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя

скважины, имеющие высокую естественную первоначальную скважины.

проницаемость..- Кроме того, нарушение послойной структуры пластовых флюи-
Иногда на таких скважинах не удается восстановить прие- дов при глушении скважины влияет на изменение фильтрацион-
мистость даже после неоднократных солянокислотных обрабо- ной характеристики пород призабойной зоны. Необходимо обра-
ток ПЗП. Наибольшая глубина кальматании наблюдается в ее- щать внимание на особенности замещения пластовых флюидов
тественных и искусственных трещинах и трещинно-поровых жидкостью глушения.

коллекторах, где она может достигать от десятков сантиметров В зависимости от глубины скважины, пластового давления,
до нескольких метров. После проведения геолого-технических коллекторских свойств пласта и так далее, количество жидкости
мероприятий (кислотные и другие обработки), освоения и но- глушения и ее плотность меняются в широких пределах,
следующей эксплуатации, на некоторых скважинах отмечается Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья в среднем объем
не полное восстановление приемистости нагнетательных сква- жидкости глушения скважины составляет 20-30 м³. Кроме коли-
жин. чества жидкости при глушении скважины существенную роль
Промысловыми исследованиями установлено, что степень в процессе замещения нефти и газа в иризабойной зоне играет
восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с мо- и режим глушения скважины. При глушении скважины в зависи-
меита остановки скважин до ее освоения. С увеличением этого мости от расстояния от забоя скважины в глубь пласта выдсляет-
времени полнота восстановления проницаемости снижается. От- ся три зоны замещения: зона кальматации, обычно расположен-
сюда следует, что необходимо до минимума сокращать время ная в прифильтровой части скважины; зона интенсивного промы-
с момента завершения работ но обработке призабойной зоны ваиия пород и зона проникновения жидкости глушения. Величи-
пласта или других ГТМ, связанных с глушением скважин до ос- на первой зоны зависит в основном от размеров пор
восния и ввода их в эксплуатацию. и кальматирующих частиц, в меньшей степени - от гидродина-
Значительным источником снижения проницаемости ПЗП мического перепада давлений при запуске; второй - от скорости
в период эксплуатации скважины является загрязнение приза- закачки, давления закачки и объема жидкости глушения; третьей
бойной зоны во время «глушения» скважин перед проведением - от объема жидкости глушения и фильтрационно-емкостной ха-
подземпого ремонта. рактеристики пород. Из-за высоких скоростей продвижения жид-
Процсссу загрязнения пласта способствуют: кости при глушении в прифильтровой зоне пласта наблюдается

- снижение пластового давления, за счет чего создаются ус- так называемый режим вытеснения. Под действием высоких гра-
ловия для более глубокого проникновения в пласт механи- диентов давлений вытеснения и скорости продвижения жидкости
ческнх примесей с жидкостью глушения; происходит локальное разрушение сплошности смачивающей фа-

424 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны 425

зы в наиболее проницаемой части пласта. Гидрофобная по отио- Изменение температуры насыщения нефти парафином воз-

шспига к породе фаза (нефть) остается закупоренной в средних можно в течение определенного времени разработки месторож-

и мелких порах. Существование закупоренности (защемления) дсния под влиянием происходящих изменений в самом пласте,

нефти при форсированных режимах вытеснения для иефтпяпых например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за

залежей было обнаружено профессором МЛ. Сургучевым. снижения пластового давления ниже давления насыщения,

С уменьшением градиента давления и снижения скорости про- что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти

движения жидкости все большая часть пор охватывается гидро- и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.

динамическим вытеснением, а объем защемленной фазы снижа- Д° настоящего времени одной из актуальных проблем,

ется. С удалением от фильтра скважины режим вытеснения неф- от успешного решения которой зависит текущая добыча нефти, яв-

ти переходит в капиллярно-напорный, характеризующийся более ^ляется проблема прогнозирования смолопарафиновых отложений в

полным вытеснением нефти. Отсюда следует, что в прифильтро- призабойной зоне пласта и в НКТ, а также разработка эффективных

вой зоне, несмотря на высокие скорости продвижения воды, методов по предупреждению и своевременному их удалению,

часть нефти может находиться на поверхности пород в виде прс- Принято считать, что одним из главных факторов, обуслав-

рывистой пленки, другая часть находится во внутрипоровом про- ^{ливающих} интенсивность смолопарафиновых отложений в при-

странстве в защемленном виде. С увеличением вязкости проис- ^{забойной зоне} ™^аста " нефтепромыслового оборудования, явля-

. ' ются физико-химические свойства нефти, то есть процентное со-

ходит увеличение радиуса фронта проникновения жидкости глу- ^v, п

_п г t- держание парафина, смол и асфальтенов. Процентное содержание

шения в пласт. Б результате образуются промытые зоны, свобод- ' '... г»

, „ ^{r J} _ ^{r J} ' этих отложении в нефти изменяются в широких пределах. В уд-

пые от нефти. Таким образом, после глушения скважины приза-, >!,,„,

- ^ ^м г i муртских нефтях они находятся в пределах от о до 21%.

боиная зона пласта представляет собой ело исто-неоднородную _OaKTOpb!j снижающие гидропроводность призабойной зоны

по флюидному насыщению структуру. Проницаемые участки, _{скмжин мож[Ю ап|есг|| к группам:} гидромеханические,

как правило, отмыты от нефти, а менее проницаемые имеют пле- _{термохимические} „ биологические.

ночную и защемленную нефть. Гидромеханические факторы в большей степени проявля-

Фильтрационно-емкостная характеристика призабойной зо- _{ются в пагпста1ельН}ых скважинах. Они основаны на гидромеха-

ны пласта, при прочих рапных условиях, в значительной степени „_{ическом} загрязнении фильтрующей поверхности призабойной

зависит от наличия в ней смолопарафииовых отложений. Данные _ЗОпы механическими примесями и углеводородными сосдиис-

промысловых исследований показывают, что существенное спи- _НИЯМИ( содержащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие

жение относительною коэффициента фильтрации происходит _частицы песка, глины и карбонатов, окислов железа, гидратов

при снижении температуры, особенно это наблюдается при тем- _ОКислов железа, продукты жизнедеятельности микроорганизмов

пературе, равной или ниже температуры насыщения нефти пара- _и растений. Суммарное содержание механических примесей в во-

фином. При этом, в.зависимости от проницаемости породы, про- _Дйх системы поддержания пластового давления (ППД) часто

исходит частичная или полная закупорка норовых каналов смо- превышает допустимые нормы (30 мг/л) в несколько раз.

лопарафииовыми отложениями. Образование твердых смолопа- В период нарушения режима работы промысловых устано-

рафиновых отложений в продуктивной части пласта может про- вок подготовки нефти и воды количество взвешенных час-

исходить не только из-за снижения пластовой температуры, по тиц (КВЧ) в сточных водах может достигать до 2000-5000 мг/л..

и в результате изменения температуры насыщения нефти пара- Негативное влияние на загрязнение ПЗП оказывает даже незпа-

фином. i чителыюе (пленочное) содержание нефтепродуктов в закачивае-

426 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XIV. Причины ухудшения проницаемости гтртабойной зоны 427

мой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродук- Например, при проведении солянокислотных обработок

тов, состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают по- скважин (СКО), в призабойной зоне которых имеются окислы

вышенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию железа, образуется соль железа FeCl₃- После нейтрализации ки-

порового пространства призабойной зоны пласта. Со временем слоты в ПЗП до величины остаточной кислотности с рН, рав-

может произойти образование вязкопластичной фазы со струк- _ным 3-3,5, происходит гидролиз железа с образованием гидрата

турно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры _{окиси же}леза Fe(OH)₃ в виде объемного осадка, способного заку-

способствует низкая (6-8°С) температура закачиваемой в зимнее _порить поровые каналы. При обработке пласта, сложенного тер-

время воды. ригенными коллекторами, фтористоводородной кислотой, в ходе

К термохимической группе факторов, снижающих гидро- _{реакции ее} с кварцем или каолином, образуется фтористый крем-

проводность ПЗП, относятся нерастворимые осадки, которые об- _{ний Si(0}H)₄, который по мерс снижения кислотности раствора

разуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом _{прсвращается в студ}„еобразный гель, блокирующий поровое

может наблюдаться образование неорганических солеи, гипса, _{тво пласта}. Гидроокислы могут образовываться

выпадение кристаллов парафина и на их основе - возникновение ecu

, и " /A^r-r^N л при других видах кислотных обработок. Например, при термохи-

асфальтосмолопарафиновых отложении (АСПО). Процесс осад- ' ^VJ „ _ ' - „ \,

кообразования возможен при соответствующих условиях. К ним оческой обработке призабоимои зоны пласта с использованием

следует отнести несовместимость по химическому составу зака- металлического магния и соляной кислоты может образоваться

чиваемых в пласт пресных и пластовых вод, высокое содержание ^гидР^{ат окиси магния М}8<^он>* имеющий объем в несколько раз

в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных со- больше, чем объем исходного вещества (Mg). В результате при-

единений, низкую пластовую температуру, темп закачиваемой менения серной кислоты H₂SO₄ при обработке карбонатных пла-

воды, высокую температуру насыщения нефти парафином и др. ^{стов в пзп} может образоваться гипс CaSO₄-2H₂O в виде волок-

К этой же группе факторов снижения гидропроводности от- чистой массы игольчатых кристаллов. В соляной кислоте гипс

носится набухание глин при воздействии на них различного со- растворяется в очень ограниченном количестве, не более 2%.

става вод. Наибольшее увеличение объема глин отмечается К биологической группе факторов, ухудшающих гидропро-

в пресных и щелочных водах, наименьшее - в сильно минерали- водность призабойной зоны пласта (ПЗП), относится загрязнение

зированных водах. Одновременно с набуханием глин при их кон- ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий,

такте с пресными водами идет и диспергирование глинистых мине- При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими суль-

ралов на мелкие кристаллические частицы, которыми забиваются фатосоедипения, возможно заражение скважин сульфатовосста-

поровые каналы пород. Это может привести к полной закупорке навливающимп бактериями (СВБ). Появление их в пласте не

интервалов продуктивного пласта с высокой и низкой проницаемо- только ухудшает проницаемость продуктивных коллекторов, но

стью. В первом случае за счет набухания заглинизированых про- _и отрицательно сказывается на технологических процессах добы-

слосв пласта, во втором - ча счет мелкодиспертиого заиливания. _чи нефти, так как при этом в добываемой нефти появляется серо-

К термохимической группе факторов снижения проиицае- _{водород} h₂s, вследствие чего усиливается коррозия нефтепромы-

мости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных _{слового} оборудования, ухудшается качество нефти, осложняется

растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикат- _{ес промысловая} подготовка и переработка нефти на иефтеперера-

ных соединении. Эти процессы наблюдаются обычно при песо- _{батывающих 3},_Подах (НПЗ). Сюда же можно отнести загрязнения

блюдении режима кислотных обработок, при применении некой- _{пзп бномассой} приносимой закачиваемой водой, взятой из во-

диционных растворов. ' -

^г ' доемов с активно развитыми биогенными процессами.

] Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 429

; Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в при-

XV j забойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения,

а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев при-

МеТОДЫ увеличения ПрОНИЦаеМОСТИ забойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфаль-

ПрИЗЭбоЙНОЙ ЗОНЫ ПЛаСТа тенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными элек-

i тронагревателями, острым паром, перепетой водой, горячей

! нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна

создаваться и поддерживаться температура выше температуры

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приво- _{плавления} смолопарафиновых отложений. Физические методы

дит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости _{предназпач}е„ы для удаления из призабойной зоны скважины ос-

в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной _{таточной водь! и твердых} мелкодисперсных частиц, что и увели-

зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания _ЧИВаег проницаемость пород для нефти.

или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения Последнее время с целью улучшения проницаемости приза-

трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопа- _{бойной зоны 1Ш}аста в нефтяных и нагнетательных скважинах

рафиновых отложений, окислов железа, механических примесей _{применяют} волновой, вибрационный, гидроимпульсный и аку-

и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород приза- _стический методы. Эти методы находятся в стадии доработки

бойной зоны скважин разделяют на химические, механические, _и совершенствования
тепловые, физические и вибрационные. Не редко, когда эти ме­
тоды применяют в сочетании друг с другом или последователь-

но для получения лучших результатов. Химические методы ча- *' Кислотные обработки скважин

ще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных Наиболее эффективным и часто применяемым методом

коллекторах, а также в сцементированных песчанниках, обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления

в состав которых входят карбонатные включения и карбонат- или улучшения проницаемости являются кислотные обработки,

ные цементирующие вещества. Химические методы воздейст- Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием со-

вия применяют, когда можно растворить породу пласта или лямой (HCI) и фтористоводородной (HF) кислоты,
элементы, отложение которых обусловило ухудшение прони- Соляно-кислотная обработка скважин основана на спо-

цаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.)- Наиболее собности соляной кислоты растворять карбонатные породы-

распростраиснным методом при этом является проведение ки- известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагаю-

слотной обработки. Механические методы увеличения прони- Щ^ие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений.

цаемости пршабойиой зоны пласта применяют в продуктивных ^ПР^{И этом} происходят следующие реакции. При воздействии на

пластах, сложенных плотными породами, с целью создания до- известняк

полнительных новых или расширения существующих трещин 2НС1+СаСОз=СаС1₂+СО₂.

в иризабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу При воздействии на доломит

фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воз- 4HCI+CaMg(CO₃)₂=CaCl₂+MgCl₂+Н₂О+2СО₂.

действия относится гидра пли чес кий разрыв пласта, щелевая раз- Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлори-

грузка и так далее.. _{стый кальций} (СаС1₂) и хлористый магний (MgCl₂) - из-за их вы-

В.И. Кудииов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XV. Методы увеличения проницаемости прпзабойной зоны 431

соком растворимости не выпадают в осадок из раствора прореа­гировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения ре­акции они удаляются из призабойнон зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные 1рещины продуктивного пласта. В результате значительно увели­чиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обра­ботки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемое™, а также для очистки порового пространства от илистых образова­ний. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эф­фективность кислотной обработки зависят от пластовой темпера­туры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основ­ная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С уче­том этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубо­ко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или пред­варительно охлаждать призабойную зону пласта, применять раз­личные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.

Скорость растворения пород в кислоте значительно замед­
ляется с повышением давления. Лабораторными и промысловы­
ми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-
сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины
пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м³ кислотного раство­
ра. С целью восстановления приемистости нагнетательных сква­
жин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует
с гидроокисью железа.;

Fc(OH)₁+3HCl=FeCb+3H₂O.

Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пус­ке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная

зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и неф­тепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин исполь­зовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учи­тывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение ко­торых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зо­ны скважины. Среди таких примесей можно отметить следую­щие:

- хлористое железо (FeCl₂), образующееся в результате гид­
ролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)₃], выпадающего в виде
объемистого осадка;

- серная кислота H₂SO₄ в растворе, при взаимодействии се
с хлористым кальцием СаС1₂ образует гипс (CaSO₂ 2H₂O),
который удерживается в растворе лишь в незначительных
количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в ви­
де волокнистой массы игольчатых кристаллов;

- некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве
антикоррозионных добавок;

- фтористый водород и фосфорная кислота, которые присут­
ствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических
схемах ее производства), при реагировании с карбонатами
образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция
(CaF₂) и фосфорпо-кислого кальция [Са₃(РО4)г]-

Раствор соляной кислоты для обработки призабойпых зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8^е С. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.

432 В.И. Кудшюв. Основы пефтегазопромысяового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости причабойной зоны 433

Заводами вырабатывается несколько видов сортов техниче- раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для

ской соляной кислоты, которые различаются между собой кон- удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной

иентрацией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:

серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является H2SO₄+BaCl2=BaSO₄+2HCL

синтетическая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее _{в этом CJ]yl},_{ae соляной кислоты перед зака}чкой

31%, железа -не более 0,02%, серной кислоты -не более 0,005%. „ _скв обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСЩ.

Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при об- образующийся сернокислый барий BaSO, легко удерживается

раоотке скважин, обладают высокими коррозионными свойства- *

¹ „„, ^Р| в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе

ми. Чем выше концентрация НС1 в растворе кислоты, тем ^

,.„ -' г г 'с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодеи-

в оольшеи мере и быстрее происходит коррозионное разрушение -

т»!е -- - ствии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и це-

металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупорива- „ тт

1 К, ментом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для

пия пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной ки- _

е- с недопущения этого применяют стабилизаторы - уксус1гую

слоты добавляют химические реагенты, называемые ингибитора- '. ™Х„. „„,.,

f- ' (CH3COOH) и плавиковую (HF) кислоты, а также другие (лимон-
ми коррозии и стабилизаторами. i ^{v J f} ч „ ^ ~ тт^

Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1% в зависимости "^ая- ^виниая " ^лРУ™^е> ^{кислоты}' ^{Добавка плавиковои} ™^сл0™ («О

от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов ^{в количестве} 1-2% предупреждает образование геля кремниевой

ппмирпотт- кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также

- формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная
_в 7—8 паз¹ ■ кислота (СН₃СООН) удерживает в растворенном состоянии соли

- уникод ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную актив- ^железа' алюминия и в значительной степени замедляет реакцию
иость в 30-40 раз. Учитывая, что уникод не растворяется раствора НС1 с породой, что способствует закачке коицентриро-
в воде, из нейтрализованной (отреагированной) кислоты ванного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя
он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменына- У^частки пласта.

ют до 0,1%, что снижает коррозионную активность только ^В промысловой практике используются так называемые ин-

_в j«j _раз тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-актив-

Ингибитор катании Л при дозировке 0,1% от объема ки- ^ные «^цества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натя-

жение продуктов реакции. Лдсорбируясь на стенках поровых ка-

слотиого раствора снижает коррозионную активность раствора ' ^J ' ' ' ' ^{J r}

_сс ,_с пмспг */\ nc t з ч ле - налов, интеисификаторы облегчают отделение от породы воды

в 55-65 раз, мри 0,025% (0,25 кг на I м раствора) - в 45 раз. За- v \ ~ г

^г „ '. ^v ' ' ^v и улучшают условия смачивания пород нефтью, что оолегчает

щитные свойства качапина А значительно ухудшаются при высо- _{ше продуктов реакции нз} пласта. Добавка ПАВ повышает

ких температурах. Например, при температуре 80-100° С его до- _эфф_{ектиВ1Ю}сть кислотных обработок. Некоторые ингибиторы,

зировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Ка- _{такие как катапин А| ме}рвелаи К(О), одновременно выполняют

тапин А является хорошим катионактивпым ПАВ. Кроме пере- _{роль и}„_Тенсификаторов, так как являются н активными ПАВами.

численных, имеются и другие реагенты для снижения коррозноп- _П качестве иитспсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10,

пой активности раствора НС1. ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3%

Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удержи- для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся

вания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

промысловых кислотных базах и реже непосредственно на сква­жине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соля­ную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до пол­ного осветления и осаждения сернокислого бария.

Приготавливают растворы НС1 со строгим соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают на­личие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращении с фтористо­водородной (плавиковой) кислотой (HF), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внутренним покрытием) желез подорожных цистернах и автоцис­тернах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покры­вают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или другим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.