Кислотное воздействие на горные породы (стр. 23 )

Тиомочевина– диамид тиоугольной кислоты (тиокарбамид) H2CSNH2 кристаллическое вещество с молекулярной массой 76,11, плотностью 1,405 г/см3 при 20 °С и температурой плавления 180 °С. Нетоксичное вещество, легко растворимое в воде, метаноле, пиридине, серной, сульфаминовой и органических кислотах. Основное назначение ингибитора: снижение коррозионной активности 5%-ных растворов серной, сульфамино­вой, оксиэтилидендифосфоновой и лимонной кислоты по отношению к стали. Рекомендуемые концентрации – 0,4-1,5 г/л при температуре 30-90 °С.

Уротропин технический (ГОСТ 1381-73Е) – гексаметилентетрамин (СН2)6N4 – продукт взаимодействия формальдегида и аммиака. Рекомендуется как резервный при отсутствии высокоактивных ингибиторов. Малотоксичен. Оказывает активирующее действие на реагенты И-2-А, Катапин и др. Рекомендуемые содержания – при обычной температуре 0,2 %, при высоких температурах 0,8 %. Коэффициент торможения коррозии не превышает 1,5. Применим до температуры 130 °С и содержании хлористого водорода в растворе до 36 %.

Реагент УФЭ-8 - продукт оксиэтилирования угольных фенолов с восемью молекулами окиси этилена, неионогенное поверхностно-активное вещество. Ингибирующее действие невысокое, но использование в смеси с небольшим количеством другого более активного реагента целесообразно. При самостоятель­ном применении оптимальное содержание 0,1-0,3%.

Формалин - 40%-ный водный раствор формальдегида (муравьиной кислоты). Реагент применяли в качестве ингибитора коррозии лишь на начальных этапах внедрения метода СКО. Защитное действие реагента невысокое, и в настоящее время его практически не используют в качестве ингибирующей добавки.

Реагент ХОСП-10 (ТУ 6-02-7-27-74) - смесь, включающая в себя пенообразователь и соли замещенного аммония и другие компоненты. Это вязкая нелетучая жидкость вишневого цвета со слабым запахом аминов с плотностью 1,05-1,15 г/см3. Обладает высокой растворимостью в соляной, фосфорной, уксусной, муравьиной кислотах. Нерастворим в щелочах. Основное назначение - добавка к серной кислоте; защитное действие в 20 %-ной серной кислоте при содержании ХОСП-10 0,05 % и температуре 85-90 °С не менее 99 %. Используется также для добавки к соляной кислоте и к электролитам при электроосаждении металлов.

Реагент ?-МСФ – ингибитор коррозии на основе продуктов конденсации - метилстирола и формальдегида, представляет собой органическое соединение в виде маслянистой жидкости со специфическим запахом. Характеристика реагента ?-МСФ приведена в таблице 4.14.

Таким образом, в нефтепромысловой практике можно использовать широкий набор ингибиторов при СКО.

Свойства основных компонентов ?-МСФ приведены в таблице 4.15.

Для повышения охвата воздействием по толщине и простиранию продуктивного пласта в солянокислотный раствор добавляют загустители и так называемые временноблокирующие материалы – нафталин, сухую ССБ и гидрофобные эмульсии на базе сильных эмульгаторов. В качестве загустителей используют ССБ и КМЦ.

Для предотвращения выпадения гипса в ПЗП под действие соляной кислоты на сульфатсодержащие карбонатные компоненты породы в рабочий солянокислотный раствор добавляют присадки: хлористый кальций и хлористый натрий.

Таблица 4.14

Характеристика реагента ?-МСФ

Плотность при 20 °С, г/см3	1,06-1,011
Температура, °С:
застывания	<15
начала  кипения	>190
Содержание фракции с температурой выкипания от 230 до 280 °С, %	>90
Растворимость:
в нефти	Хорошая
в воде	Частичная
Рекомендуемое  содержание в 15% - ной соляной кислоте, %	0,2
Форма подачи	В скважину, непосредственно перед СКО
Рекомендуемый температурный интервал, °С	15-40
ПДК паров в воздухе рабочей зоны производственных помещений, мг/м3	4
Токсичность	Малотоксичен, 4-й класс·IV разряда по классификации  Загоугольникова и др.
Надпись на емкостях с реагентом	«Ингибитор - МСФ»
«Огнеопасно»
Температура хранения, °С	<40
Гарантийный  срок хранения	1 год со дня изготовления

Таблица 4.15

Свойства основных компонентов ?-МСФ

Компонент	Формальдегид	Метилстирол	4-метил-4-фенил-2,3-диоксен
Температура, °С:
вспышки	67	81	94
воспламенения	62-80	84	108
самовоспламенения	486	490	-
Пределы взрываемости, %	6-36,6	1,1-6,1	-
ПДК, мг/м3	0,5	5	10

Все вышеизложенное справедливо для СКО реализуемых на пресной воде. В случае использования сточных вод в ПЗП неизбежно вторичное загрязнение ингибиторами, глинистыми частицами, промежуточным слоем (нефтяные стойкие эмульсии отстойников) асфальтенов и смол, гидроокисями железа. Эти загрязнения также являются причиной неудачных СКО, т. к. вторичная грязь, как правило, отлагается в перфорационных каналах, напротив неработающих пропластков. Именно эти пропластки и нуждаются в СКО [7].

Применение сульфитного щёлока предпочтительно в тех случаях, когда:

1) глинистые минералы в алевролитах еще не успели распуститься и перейти в гелеобразное состояние. В этом случае сульфитный щелок обладает способностью к необратимой адсорбции (хемосорбции) на глине с образованием прочных гидрофильных соединений. Сульфитный щелок образует с ионами железа, алюминия, магния, входящими в состав глинистых минералов, прочные комплексы наподобие комплексов с фосфатами, разжижает глинистую корку и способствует ее удалению из пор;

2) если глины подверглись гидратации и большая часть ионов Fe, Al, Mg замещены ионами натрия при контакте с фильтратом бурового раствора, то глины не способны к разжижению. Вернуть глины в исходное состояние можно только сушкой горячим воздухом, т. е. сильно гидратированные глины находятся в порах в виде вязкого геля, а не суспензии и поэтому, не способны фильтроваться, этим объясняется медленное восстановление первоначальной проницаемости скважин с гидратированными глинистыми минералами. Поэтому сульфитный щелок не оказывает существенного влияния на структуру гидратированных глин, не придает им свойство фильтруемости;

3) при совместном действии сульфитного щелока, фтористоводородной и соляной кислот часть ионов натрия вытесняется из глины, что сопровождается ослаблением межпакетных связей в глины, сильно гидратированная глина из (набухшего) гелеобразного состояния переходит во флокулированное состояние, т. е. превращается в суспензию, частицы которой не связаны друг с другом и способны фильтроваться при соответствующем перепаде давления по крупным и средним порам. Мелкие поры оказываются запечатанными необратимо, поэтому реагентными методами восстановить первоначальную проницаемость прискважинной фильтрованной зоны невозможно. Выход в применении гидромеханических воздействий, обладающих способностью дробить породу, т. е. создавать новые трещины, совместно с кислотной обработкой в среде замедлителя (сульфитный щелок), что позволяет восстановить проницаемость пласта на длительный период;

4) неудачные глинокислотные обработки в алевролитах имеют главную причину - избыток глинокислоты по отношению к породе. Экспериментально доказано, что в этом случае почти вся глинокислота реагирует с песком, а не с глинистыми минералами. Растворение минералов кислотой идет в следующей последовательности: SiO2>Al2O3>Fe2O3>CaO>MgO. Если глинокислоту закачивать в пласт с замедлителем, т. е. обеспечить избыток породы при недостатке кислоты за счет глубокого проникновения кислоты, то скорость реакции растворения имеет следующую последовательность Fe2O3>Al2O3>CaO>MgO при нулевой растворимости SiO2, т. е. пока вся глина не прореагирует, песок в глинистой кислоте не растворится. Использование в качестве замедлителя хлорида алюминия оправдано при отсутствии других замедлителей (сульфитного щелока), т. к. хлорид алюминия уменьшает концентрацию глинокислоты за счет образования различных переходных соединений, которые способны реагировать с глиной. При этом невозможно предсказать конец реакции растворителя. В случае с сульфитным щелоком скорость реакции определяется десорбцией щелока с поверхности глины, а не уменьшением концентрации HF;

В солянокислотные растворы добавляют стабилизирующие компоненты и присадки для предотвращения-выпадения трудноудаляемых гелеобразных соединений железа. Для этих целей используют уксусную или лимонную кислоту. С повышением содержания этих кислот «удерживающая» способность солянокислотного раствора возрастает следующим образом (таблица 4.16).

Таблица 4.16

Содержание Fe в кислотном растворе, %	0,01-0,1	0,1-0,3	0,3-0,5
Содержание кислоты, %:
уксусной	1	1,5	2-3
лимонной	0,5	0,5	1

Гидрофобизатор «НЕФТЕНОЛ ГФ» – применяется в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой твердых поверхностей породы (водоотталкивание) при обработке призабойных зон и глушении скважин.

Воздействие на ПЗП водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть-вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по ПЗП и лучше вытесняет нефть.