Для нейтрализации серной кислоты добавляется в раствор хлористый барий – нейтрализатор в количестве 0,02÷0,05%.
Н2SO4 + ВаСl2 = ВаSO4 + 2НСl (7.2.6)
После отстоя сернокислый барий удаляется.
3. Для предупреждения и предотвращения коррозии оборудования в раствор добавляется ингибитор коррозии, например такие, как В-2, И-1-А, уникол, формалин, ПАВы и др.
4. Для замедления реакции соляной кислоты с карбонатами, что необходимо для прохождения кислоты в удаленную часть призабойной зоны пласта, добавляется интенсификатор, чаще всего марвелан.
Таким образом, для получения раствора соляной кислоты техническую кислоту доводят до требуемой концентрации и кондиции, добавляя воду, стабилизатор, нейтрализатор, ингибитор, интенсификатор.
При определении объема воды пользуются следующими формулами:
(7.2.7)
N=0,3÷2,5 м3/м; Vр – рабочий объем раствора, находится
в зависимости от толщины обрабатываемой зоны, м3; Vт – объем технической кислоты, м3,
определяемый по формуле 
; ρ –
плотность раствора, кг/м3, определяется по специальным таблицам в
зависимости от используемой концентрации раствора; ρт – плотность
товарной кислоты, кг/м3.
Объем воды – Vвод находится, как разность
Vвод=Vр–Vт , м3 (7.2.8)
7.2.2. Виды кислотных обработок.
На ряде месторождений этаж газоносности достигает нескольких сотен метров (Вуктыльское, Оренбургское). Это приводит к необходимости вскрывать продуктивный пласт утяжеленными буровыми растворами с плотностью 1500 кг/м3 и даже выше. Забойное давление в этих условиях превышает пластовое давление в кровле пласта на 7÷12%, а в подошве – на 25÷30%, т.е. возникает значительная депрессия на пласт, достигающая 6÷7 МПа. Нижняя часть вскрытого продуктивного пласта забивается обломками выбуренной породы, остатками глинистого раствора, утяжелителем.
В процессе освоения приток газа происходит из верхней части продуктивного пласта, нижняя часть остается забитой, образуются пробки, которые получили название “патронные пробки”.
Для ликвидации и предотвращения образования «патронных пробок» производят кислотные ванны, основная цель которых – растворить обломки выбуренной породы, продуть и извлечь остатки бурового раствора и утяжелителя.
Технология проведения соляно-кислотной ванны СКВ предусматривает после спуска НКТ замену бурового раствора на воду и закачку раствора соляной кислоты в объеме ствола скважины, вскрытой части продуктивного пласта, т.е.
(7.2.9)
Vсв – объем раствора кислоты, м3; D – диаметр эксплуатационной колонны, м; h – вскрытая толщина, м.
В скважинах с открытым забоем оставляют кислоту для реагирования на 16÷24 часа, в обсаженных скважинах – до 2-х часов. Затем производится продувка скважины, при появлении в струе газа породы продувка прекращается и вновь проводится кислотная ванна.
Кислотные обработки.
Простая кислотная обработка проводится на вновь пробуренных скважинах после проведения СКВ. Цель обработки – воздействие соляной кислотой на призабойную зону продуктивного пласта для повышения производительности скважин. Задавливать раствор соляной кислоты на удаленные зоны при проведении первых простых обработок не рекомендуется, чтобы предотвратить попадание загрязняющих материалов в удаленные зоны пласта.
Подготовка скважины к обработке заключается в очистке забоя и стенок скважины вплоть до механических методов. Затем закачивают расчетное количество кислоты и продавливают водой, оставляют на 8 и более часов для реагирования, продувают скважину и запускают ее в эксплуатацию.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины и состояния разработки месторождения проводятся различные виды и модификации кислотных обработок скважин: спирто-солянокислотная, кислотная обработка с пакерующей жидкостью, пенокислотная, кислотная обработка под давлением, обработка без глушения скважины (см. схемы на рисунке 7.2.1).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.