14.1.3. Обработка скважин грязевой кислотой

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) НР кислот.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция СаF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокис-лотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной ванны в продуктивные пласты закачивают 10—15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту — смесь растворов 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:

6НF + SiO₂ = Н₂SiF₆ + 2Н₂О.

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4—8 м³ нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8—12 ч. скважину вводят в эксплуатацию.

На месторождениях Краснодарского края (Анастасиевско-Троицкое) для повышения эффективности глинокислотных обработок применяли газолино-кислотные и газолино-глинокислотные растворы, которые хорошо отмывают АСПО с по­верхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат.

Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м³ специального раствора (16—20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16—24 ч. получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты — от 0,5 до 1,5 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.