Для удаления кольматирующих образований с цельюповышения производительности нефтяных и газовых скважин, а также приемистости нагнетательных скважин широко применяется солянокислотная обработка призабойной зоны. Такое химическое воздействие весьма эффективно для очистки забоев и призабойной зоны и увеличения проницаемости пород. Однако такой метод увеличения нефтеотдачи обладает следующими недостатками:

• высокая коррозионная активность кислоты снижает межремонтный период скважинного оборудования;
• агрессивность и токсичность кислоты обуславливают применение повышенных меры безопасности при ее транспортировке и хранении, приготовлении рабочих растворов на промыслах.

Для устранения указанных недостатков предлагается использовать вместо соляной кислоты порошкообразный реагент – гидразин солянокислый.

Альтернативный реагент

Гидразин солянокислый (дигидрохлорид гидразония) N₂H₄ ×2HCl – белое кристаллическое вещество, имеющее плотность 1,42 г/см³. Растворимость в воде при температуре 25°С равна 36,6 г на 100 г воды.

По механизму взаимодействия с кольматирующими образованиями гидразин солянокислый может быть отнесен к реагентам полифункционального действия.

Растворяющая способность реагента основана как на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода Н⁺ (в водной среде ионов Н₃О⁺), так и на восстановительных свойствах раствора, реакции которого сопровождаются изменением степени окисления элементов, входящих в состав реагирующих веществ. Процесс сопровождается перемещением электронов от реагента-восстановителя к окислителю, входящему в состав кольматирующих образований и растворяющемуся в результате данного процесса.

В результате диссоциации порошкообразного гидразина солянокислого N₂H₄ ×2HCl в воде раствор приобретает сильно выраженные кислотные свойства, благодаря которым происходит растворение железа и карбонатов:

Общий механизм растворения кольматирующих образований за счет кислотных свойств раствора может быть представлен следующим образом:

Одновременно происходит растворение гидроксида железа (III) в результате восстановительных свойств образующегося в растворе гидразина.

Общий механизм растворения гидроксида железа (III) под действием восстановительных свойств раствора представляется следующим образом:

Лабораторные исследования

Лабораторные исследования по разрушению кольматирующих образований проводились с образцами глин, на основе которых возможно образование естественных глинистых растворов, а также с образцами глин, используемых для приготовления промывочных жидкостей.

В исследованиях использовали глину Махарадзевского месторождения Грузии (образец № 1), глину смешанного состава (образец № 2) и каолинитовую глину Глуховецкого месторождения Украины (образец № 3).

Результаты исследований химического состава пород представлены в таблице 1.

Таблица 1: Химический состав исследуемых глинистых пород

Емкости обмена катионов исследуемых пород приведены в таблице 2.

Таблица 2: Емкость обмена (мг-экв/100 г) катионов исследуемых глинистых пород

Анализ полученных результатов показал, что обменными катионами пород являются катионы калия, натрия, магния и кальция. Кроме того, в решетках глинистых минералов возможно замещение алюминия железом и титаном, способными к катионному обмену. Обменными анионами являются сульфат-анион и хлорид-анион.

Для определения изменений, которые могут иметь место при взаимодействии растворов с образцами исследуемых пород, использовали рентгенофазовый, хроматографический, фотоколориметрический анализы и проводили фильтрационные опыты с кернами продуктивных пород.

В ходе опытов производили оценку механической стойкости глинистых образцов в растворах с различной концентрацией порошкообразных реагентов.

Подготовку образцов для изучения их механической стойкости осуществляли следующим образом: породу измельчали, растирали в фарфоровой ступке, смешивали с водой до тестообразной консистенции, раскатывали и готовили сферические образцы массой 2 г. Содержание влаги в образцах находилось в пределах 40–50%. Объем раствора составлял 50 мл. Критерием механической стойкости образца считали время его полного распада (с точностью до 0,5 мин.) до тонкодисперсной фазы в растворе, что позволяло определить скорость разрушения образца.

Рисунок 1: Зависимость скорости разрушения глинистого образца от концентрации N2H4×2HCl

На рисунке 1 представлена зависимость скорости разрушения образца (V_x) из монтмориллонитовой глины в зависимости от концентрации реагента. Сопоставительная оценка скорости разрушения глинистых образцов массой 2 г различного минералогического состава раствором гидразина солянокислого концентрацией 10% представлена в таблице 3.

Таблица 3: Скорость разрушения (0,01×Vx, г/мин) глинистых образцов в 10%-м растворе N₂H₄×2HCl

В ходе лабораторных опытов установлено также растворение алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов, раствором гидразина солянокислого концентрацией 10%. Растворение алюмосиликатов по Al₂O₃ и Si₂O₃ составляет 3,5–4,7% от исходной массы образца при его полной диспергации.

Твердая фаза образца из монтмориллонитовой глины после обработки раствором гидразина солянокислого была отделена от раствора и исследована методом рентгенофазового анализа. Анализом дифрактограмм монтмориллонитовой глины до и после обработки установлены следующие изменения в исходном материале: практически отсутствует кальцит, произошла диспергация и частичное растворение и обезвоживание монтмориллонитовой фазы и олигоклаза.

При реакции раствора гидразина солянокислого с монтмориллонитовой глиной хроматографическим методом определен компонентный состав выделяющегося газа (об. %): N₂ – 94,6; CO₂ – 4,6; O₂ – 0,7; H₂ – 0,06; CO – 0,01.

Из результатов анализа проб газа видно, что состав газа во многом определяется природой используемого реагента и имеющимися химическими превращениями в системе «реагент – глина».

Опытно-фильтрационные исследования по оценке эффективности разглинизации закольматированных образцов пород проводились на установке УИПКР конструкции ВНИИБТ и фильтрационной установке конструкции ВНИИГАЗ. Установки позволяют определять коэффициенты фильтрации образцов пород в широком диапазоне давлений, проводить кольматацию образца, его прокачку и обработку раствором. Технологические
схемы установок, их описание изложены в специальной литературе.

Коэффициенты фильтрации песчаной загрузки модели соответствовали продуктивному пласту объекта выщелачивания урана (4–35 м/сут). После определения первоначального коэффициента фильтрации образца (К₀) через образец производили прокачку глинистой суспензии, приготовленной на основе глинопорошка из бентонитовой глины, до полной кольматации образца (фильтрация отсутствует) и производили прокачку образца водой с последующим измерением коэффициента фильтрации (К₁). Далее осуществляли обработку образца раствором гидразина солянокислого концентрацией 10% в статических условиях при температуре 20°С в течение 4–6 часов. После окончания реагентной обработки определяли коэффициент фильтрации (К₂).

В ходе опытов для разглинизации образцов использовали следующие растворы: гидразина солянокислого 10% (№ 1) и гидразина солянокислого 10% с добавкой 0,5% рагента-восстановителя дитионита натрия Na₂S₂O₄ (№ 2).

Анализ результатов опытов (табл. 4) показал, что из общей доли восстановления коэффициента фильтрации образцов относительно первоначальных значений (в среднем 89,34%) 35,96% приходится на прокачку образцов после кольматации, 53,38% – на реагентную обработку, а 10,66 % соответствуют остаточной кольматации.

Таблица 4: Результаты фильтрационных опытов по оценке эффективности восстановления коэффициента фильтрации образца прокачкой и обработкой 10%-м раствором N₂H₄×2HCl

Исследования коррозийной активности растворов на основе порошкообразных реагентов и соляной кислоты по отношению к стальным пластинам проводились в автоклавной установке консистометра КЦ-3. Опыты выполнялись при температуре 20°С. Время выдержки образца в установке составляло 2,5 часа. В качестве исследуемых образцов использовали стальные пластины, изготовленные из стали марок Д, К, № 80. Перед опытами образцы очищались от продуктов коррозии, до и после проведения опытов образцы помещались для обезжиривания на полчаса в бензол, высушивались при температуре 95°С до постоянного веса. Результаты опытов представлены в таблице 5.

Таблица 5: Коэффициент коррозии технологических растворов

Как видно из представленных данных, коэффициент коррозии раствора гидразина солянокислого по отношению к стали марки Д в 3,7 раза меньше, чем раствора соляной кислоты.

Опытно-промышленные испытания В нефтегазодобывающем управлении «Юганскнефть» была произведена реагентная обработка нефтяной скважины на Асомкинском месторождении. Глубина скважины составляла 3200 м, пластовое давление – 30 МПа, температура – 90°С, газовый фактор – 85 м³/м³. Толщина перфорированного интервала составляла 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях оценена в 1,16 сП, плотность –
в 840 кг/м³. До обработки в указанной скважине отсутствовала приемистость.

Обработку скважины производили следующим раствором: N₂H₄×2HCl, 10% + Na₂S₂O₄, 0,5% + ПАВ 0,6%. Объем раствора составлял 4 м³. После подачи раствора в интервал перфорации производили дренирование скважины в течение 4 часов, после чего весь объем раствора задавили в пласт. Время реагирования составило 6 часов, после чего скважина начала фонтанировать. После постановки насоса дебит скважины составил 24 т/сут.

На Щелковском ПХГ была произведена реагентная разглинизация призабойной зоны скважины № 130 раствором гидразина солянокислого концентрацией 10%. Глубина скважины – 780 м, проницаемость коллектора – 350 мД, пластовое давление – 0,8 МПа, температура – 28°С. Дебит скважины после обработки увеличился на 29,5% (табл. 6). На месторождении добыча урана производится методом подземного выщелачивания с использованием систем закачных и откачных скважин. Продуктивные горизонты представлены тонко-, мелкозернистыми песками мелового возраста. Скважины бурились вращательным способом с прямой промывкой глинистым раствором, приготовленным из местной глины. Плотность раствора – 1100–1200 кг/м³, водоотдача – 8–12 см³/30 мин, условная вязкость – 17–25 с и статическое напряжение сдвига бурового раствора СНСБР= 2–3 Па.

Таблица 6: Эффективность реагентной разглинизации скважины ПХГ

При реагентной разглинизации использовали раствор гидразина солянокислого концентрацией 10–12%. Обработка скважин производилась как путем создания возвратно-поступательных движений раствора в закольматированной прифильтровой зоне, так и в статических условиях.

В результате реагентной обработки шестнадцати скважин с успешностью 100% удельный дебит скважин увеличился в среднем в 2,5 раза, а суммарная производительность – с 44,3 до 117,54 м³/ч, то есть на 165%.

Заключение

Лабораторные исследования, подтвержденные результатами опытно-промышленных испытаний обработок скважин раствором гидразина солянокислого 10%-й концентрации, показали их высокую эффективность для увеличения производительности нефтяных и газовых скважин. Низкая коррозионная активность (по сравнению с солянокислотной обработкой), простота применения, не требующая специальных мер предосторожности, позволяют рекомендовать использование данного порошкообразного реагента для очистки забоев и призабойных зон скважин от кольматирующих образований как на сухопутных, так и на морских месторождениях.