Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Методы, основанные на использовании различных химиче­ских реагентов, получили широкое распространение в отече­ственной и зарубежной практике сооружения и эксплуатации скважин на воду. Их применяют как при освоении новых, так и при эксплуатации старых скважин различного назначения (водозаборных, водопонижающих, нагнетательных и др.), они отличаются высокой эффективностью воздействия и технологи­ческой доступностью, могут применяться в самых разнообраз­ных гидрогеологических условиях на скважинах различного диаметра и глубины, оборудованных фильтрами различных конструкций.

Сущность химических методов увеличения производитель­ности скважин заключается в воздействии на фильтр, при — фильтровую (призабойную) зрну или более удаленную от сква­жины периферийную часть водоносного пласта реагентами, способными растворять кольматирующее вещество на поверх­ности фильтра и в прифильтровой зоне или же саму водовме­щающую породу. В первом случае достигается восстановление первоначальной проницаемости фильтра и прифильтровой зоны, во втором — дополнительное увеличение проницаемости при­фильтровой и более отдаленной периферийной зоны пласта (вследствие формирования новых каналов фильтрации жид­кости, расширения и углубления ранее существовавших водо­подводящих каналов и трещин, возрастания пористости кол­лектора, кавернообразования в открытой части й’гвола или за контуром фильтровой обсыпки).

По характеру химического взаимодействия с растворяемым веществом в числе применяемых реагентов выделяют нейтра­лизаторы, восстановители и комплексообразователи.

Сущность химического воздействия реагентами- нейтрализаторами

К этой группе относятся соляная кислота, глинокислота (смесь соляной и плавиковой кислот или других фторсодер — жащйх соединений), бисульфат натрия и некоторые другие вещества. Наибольшее практическое значение при химической декольматации скважин имеет использование соляной кислоты, как самого дешевого, доступного и эффективно действующего реагента.

Соляная кислота обладает свойством растворять карбонат­ные соли кальция, магния, железа, гидроксидные соединения железа и некоторЬге другие соединения с образованием летучих и легкорастворимых продуктов:

2 НС1 + СаСОа СаС12 + С02 f + НаО;

4НС1 + СаСОа — MgCOa CaCl, + MgCl2 + 2СОа f + 2H20j 2HC1 — f FeCOa Fed* + C02 f + H. O;

3HC1 + Fe (OH)* FeCla + 3H20;

6HC1 + Fe2Os 2 FeCla + 3HaO;

2HC1 + FeS FeCl2 + H2S f;

2HC1 + CuS CuCl2 + H2S f.

Одна из основных рабочих реакций при реагентной обра­ботке скважин — взаимодействие между соляной кислотой и карбонатами. На способности соляной кислоты растворять кар­бонаты кальция, магния, железа с образованием летучих и лег­корастворимых в воде соединений основано многообразное при­менение соляной кислоты (для обработки водовмещающих пла — стой, сложенных известняками, мелами, ракушечником, мерге­лями, доломитами, для очистки фильтров и прифильтровых зон в песчаных, песчано-гравийных или иных инертных к соля­ной кислоте водовмещающих породах от кольматирующих осадков карбонатного состава или многокомпонентных осадков, содержащих карбонаты и др.).

Растворяющая способность соляной кислоты весьма значи­тельна (например, при воздействии 1 т 31 %-ной НС1 может быть растворено около 0,4 т СаСОз).

Реагирование соляной кислоты и карбоната кальция в обыч­ных условиях происходит очень энергично и сопровождается бурным выделением углекислоты. Реакция происходит интен­сивно в начальной стадии и весьма замедленно — в конечной. Скорость реакции существенно замедляется при увеличении давления или при понижении температуры среды. Количество карбонатов, растворяемых кислотой в единицу времени, нахо­дится в прямой зависимости от исходной концентрации раствора.

Скорость взаимодействия между соляной кислотой и карбо­натным кольматантом в инертных к соляной кислоте песчаных или песчано-гравийных отложениях не оказывает ощутимого влияния на эффективность декольматации фильтра и прифильт — ровой зоны. Однако при обработке карбонатных коллекторов -‘или при декольматации прифильтровых зон в карбонатных во­довмещающих породах следует стремиться к уменьшению ско­рости взаимодействия кислоты с карбонатами. С этой целью используют различные целевые добавки, позволяющие затор­мозить ход реакции. В качестве наиболее эффективного замед­лителя скорости растворения карбонатов обычно используют уксусную кислоту, добавляемую в количестве 3—5, реже 10,% от объема соляной кислоты (в расчете на 100 %-ную СНзСООН). Установлено, что введение в 10 %-ный солянокислотный раст­вор 5 %-ной добавки уксусной кислоты замедляет скорость реак­ции в 7—8 раз.

При использовании соляной кислоты необходимо предотвра­щать возможное выпадение из нейтрализованного раствора вто­ричного осадка Ре(ОН)3 (железо может содержаться в постав­ляемой технической соляной кислоте в качестве примеси, попа­дать в кислоту при ее перевозке и хранении в металлических емкостях, при прокачивании кислоты через ржавые металличе­ские трубы или из других источников). Во всех случаях в раст­воре кислоты вначале образуется треххлористое железо, кото­рое обладает хорошей растворимостью в кислой среде. При достижении pH около 3,5 из раствора начинает выпадать оксид железа: РеС13 + ЗН20->-Ре(0Н)з + ЗНС1.

Образующийся объемистый бурый осадок гидроксида железа может значительно ухудшить фильтрационные свойства коллек­тора И существенно снизить полезный эффект от обработки. Во избежание этого в случаях, когда кислотный раствор необ — 224

ходимо продавливать в прифильтровую зону, в него следует вводить вещества, стабилизирующие соединения железа в ра­створе.

В качестве весьма эффективного стабилизатора железа также обычно применяют уксусную кислоту, образующую хо­рошо растворимые соединения: комплексный катион гексааце­тата оксидного железа [Fe3 (ОН)г(СНзСОО)в]+ и. уксусную соль оксида железа Fe(CH3COO)3. Оптимальная дозировка уксусной кислоты в зависимости от содержания железа в растворе ко­леблется от 1 до 3 %.

В качестве стабилизаторов железа можно применять и дру­гие вещества, в частности, сернокислый натрий, пирокатехин, лимонную кислоту, ингибитор коррозии В-2, триполифосфат натрия.

Для растворения глинистого кольматанта используют гли­нокислотные («грязевые») составы, которые представляют со­бой смесь соляной кислоты с плавиковой, кислотой или другими фторсодержащими реагентами. Применение плавиковой кис­лоты для этих — целей основано на ее способности разлагать кремнекислый комплекс глин растворением двуоксида кремния. Это приводит к разрушению кристаллической решетки глини­стых минералов, после чего в раствор наряду с Si02 переходит также А1203.

Воздействие глинокислоты на алюмосиликатное вещество приводит к образованию газообразного тетрафторида кремния, кремнефтористоводородной КИСЛОТЫ; фтористых солей алюми­ния и некоторых других растворимых соединений:

Al2Oa-3SiOa-2HaO + UHF -*-2AlFs + 2SiF4 f + 9H„0;

(каолинит)

Al*Oa-4Sl(V н20 + 36HF 4HaSiFe + 2HaAlF„ + 12H„0. (монтмориллонит)

Второй компонент глинокислотной смеси — соляная кислота способствует полному завершению основной реакции между плавиковой кислотой и алюмосиликатным материалом. Повы­шение концентрации НС1 при постоянном содержании в раст­воре HF усиливает растворяющую способность смеси и ускоряет реакцию. Кроме того, соляная кислота, поддерживая высокую кислотность среды в определенном интервале концентраций, способствует предотвращению некоторых нежелательных по­бочных реакций, в частности гидролиза кремнефтористоводо­родной кислоты.

Растворяющая способность глинокислоты значительно сла­бее, чем у концентрированной соляной кислоты (в 1 т глино — кнелоты с содержанием HF около 2% растворяется около 36 кг глинистого вещества).

Глинокислотные составы применяют только для растворения глинистого кольматанта, ие содержащего карбонатов. При контактировании глинокислоты с карбонатизированным глини­стым кольматантом плавиковая кислота вступает во взаимо­действие с карбонатами и хлористым кальцием. В результате поровое пространство пласта загрязняется коллоидным хлопье­видным осадком нерастворимого в воде фторида кальция, ко­торый может закупорить значительную часть фильтрационных каналов и существенно снизить эффект от обработки.

При глинокислотной обработке алюмосиликатного материала могут возникнуть и другие нежелательные реакции, приводящие к образованию нерастворимых соединений, в частности студне­образного геля мета — или ортокремниевой кислот, а также фго- росиликатов натрия и кальция. Для предотвращения этих про­цессов необходимо прибегать к предварительной солянокислФт — ной обработке и не допускать полной нейтрализации глино­кислотного раствора.

Для образования глинокислоты могут быть применены также другие фторсодержащие соединения, менее токсичные и опасные» чем плавиковая кислота. Чаще всего для этой Цели используют бифторид аммония ЫН4НР2, образующий в водном растворе фтористоводородную кислоту. Для приготовления гли­нокислоты с оптимальной концентрацией НЁ достаточно 3— 6 %-ной добавки бифторида аммония [1].

Бисульфат натрия ЫаНБО*, представляющий собой порош­кообразное вещество, используют в основном для растворения железистых соединений. В водном растворе он взаимодействует с железосодержащим кольматантом по следующим схемам:

бИаНЗО« + 2Ре (ОН)8-* Ре2 (304)э + ЗМаа504 + 6Н20;

2МаН504 + РеБ -*■ ГеБО« + N3^0« + Н2Б

Наиболее эффективно применение 5—7 %-ных растворов биосульфата натрия при температуре 60—70 °С [1].

Для удаления алюмосиликатного и силикатного кольматанта предложены также некоторые другие составы, в том числе смесь фторида аммония и метилформиата, кремнефтористйво- дородная кислота, хлористый и сернокислый алюминий. Однако эти реагенты пока не получили широкого применения. Воз­можно растворение карбонатных и железистых осадков с помо­щью сульфамнновой (амидосульфоновой) кислоты, поставляе­мой промышленнос1ъю в кристаллическом состоянии и весьма удобной при перевозке. Однако небольшая растворяющая спо­собность и высокая стоимость ограничивают ее широкое при­менение на практике.

Использование реагентоЪ-нейтрализаторов, в особенности растворов, образованных на основе соляной кислоты с добав­ками других кислот,, сопряжено с опасностью коррозионного повреждения наземного оборудования и различных конструк­тивных элементов сквЯжйй. Наиболее опасно коррозионное разъедание’фильтров, так как оно может повлечь за собой вы­ход скважины из строя и значительный материальный ущерб. Возможность коррозионного повреждения фильтров особенно возрастает при кислотной обработке старых скважин, фильтры которых в большей или меньшей степени подверглись воздей­ствию коррозии в процессе многолетней эксплуатации.

Для предотвращения коррозионного разъедания металличе­ского оборудования в кислотные растворы вводят ингибиторы кислотной, коррозии, которые обеспечивают защиту металличе­ского оборудования и не оказывают влияния на ход основных рабочих реакций.

Из.,большого числа известных ингибиторов коррозии черных и цветных металлов в различных кислотных средах при хими­ческой обработке водозаборных и дренажных скважий’Щожно использовать лишь относительно небольшую группу веществ. К их числу относятся формалин, уротропин, катапин, КИ-1, В-2 и некоторые другие.

Сущность химического воздействия реагентами- восстановителями

Из числа реагентов-восстановителей наибольшее практиче­ское значение имеет порошкообразный дитионит натрия Ма25204, весьма эффективный для растворения дегидратированных сое­динений железа. Восстановление трехвалентного железа дитио — нитом натрия в водном растворе в зависимости от кислотности среды происходит по следующим схемам:

2Ре (ОН)а + N82820« = гРеБОз + 2№ОН + 2Н20;

2Ре (ОН)з + ИааЗаО« + 2НС1 = 2Ре503 + 2ИаС1 + 4Н„0.

Установлено, что наиболее эффективное растворение желе­зистых соединений обеспечивается 6—8 %-ными растворами дитионита натрия (при температуре 10—18 °С и pH среды от 6 до 8).

Дитионит натрия обеспечивает практически полное раство­рение дегидратированных гидроксидов железа. При его взаи­модействии с кольматантом не образуется газов, способных вызвать бурный выброс продуктов реакцйи на поверхность, что несколько упрощает проведение работ. Особенно важно, что дитионит натрия проявляет весьма слабое корродирующее действие по отношению к металлическому оборудованию скважин.

Сущность химического воздействия реагентами- комплексообразователями

К использованию реагентов-комплексообразователей прибе­гают, в частности, при опасности разрушения отдельных конст­руктивных элементов фильтров В соляной ИЛИ’ других кисло­тах. Из реагентов этой группы применяют триполифосфат и гексаметафосфат натрия, которые обладают способностью обра­зовывать с ионами железа и кальция растворимые комплексные соединения. Весьма важной особенностью указанных фосфатных соединений является то, что они относятся к группе пленкооб­разующих ингибиторов (пассиваторов) коррозии и способны замедлять коррозию металла в водной среде, образуя на по­верхности стали тонкий защитный слой фосфатов. Поэтому применение полифосфатов для растворения железистого и кар­бонатного кольматанта способствует также снижению скорости коррозии; металлических конструктивных элементов фильтров при дальнейшей эксплуатации скважин.

Триполифосфат натрия №5РзОю взаимодействует с соеди­нениями железа и карбонатами следующим образом:

ЗШ5Р3О10 + 5Ре (ОН)э = Ре5 (Р3О10)3 + 15№ОН;

2МабРаО10 5СаСОэ = Саб (РзОт)2 -{- 5Na2COз;

2Ма6РзОю + 5РеСОэ — Р е6 (РзО10)2 + N82003.

Оптимальная концентрация раствора МавРзОю составляет

5-8%.

Отличительная особенность триполифосфата натрия — его способность стабилизировать водные растворы и предотвращать коагуляцию Ре(ОН)3 в процессе солянокислотной обработки. Недостаток реагента — низкая растворяющая способность по отношению к оксидам и сульфидам железа, которая составляет соответственно 40 и 55 %.

Для повышения эффективности процесса к водному раст­вору полифосфатов рекомендуется добавлять гидразин соляно­кислый (в количестве 8—10%), что позволяет увеличить сте­пень растворения оксидов железа до 82 и сульфидов железа до 80 % [1]. С той же целью прибегают к использованию двух­компонентной смеси: разбавленного солянокислотного раствора и раствора триполифосфата натрия. Процесс растворения коль^ матирующих соединений подкисленным раствором триполифос­фата натрия сводится к тому, что они растворяются одновре­менно как фосфатами, так и кислотой, следствием чего является высокая степень очистки без ущерба для сохранности фильтра скважины.

Гексамет^фосфат натрия (ИаРОз)в растворяет железо — и кальцийсодержащие кольматирующие осадки с образованием следующих соединений:

N3, [N3« (РОз),] + Ре (ОН)з = Ива [МаРе (Р03).] + ЗМаОН; Каа[На4.(РО»),] + 2РееОа = №4′[Ре1ТР©я)в] + 2 Ма2СОэ;

N8* [Ыа4 (РОаЫ + 2 СаСО’з = Иа* [Са2(РЬ8Ы + 2 ЫааС03.

Оптимальная концентрация (ЫдРОзЬ составляет 5—8 %.

Характеристика применяемых химических веществ

Для приготовления рабочих растворов при химической обра­ботке скважин используют продукцию химической промышлен­ности, вырабатываемую в соответствии с утвержденными техни­ческими условиями и стандартами. На отдельные виды исполь­зуемых химических веществ установлено несколько технических условий, предусматривающих различные требования к качеству продукта. В особенности это относится к соляной кислоте, вырабатываемой в соответствии с шестью техническими усло­виями и ГОСТами в 13 товарных разновидностях (табл. У1.6).

При оценке пригодности технической соляной кислоты для химической обработки водозаборных и дренажных скважин наибольшее значение имеет содержание таких технологических примесей, как железо, выпадающее в осадок в виде гидроксида при нейтрализации кислоты; серная кислота, взаимодействую­щая с карбонатами кальция в образованием выпадающего в осадок гипса; фтористый водород, образующий с карбона­тами нёрастворимый осадок фторида кальция. Должны учиты­ваться также свойства используемого заводом-поставщиком ингйбитора коррозии. Установленные техническими условиями максимальные содержания примесей железа и серной кислоты в технической соляной кислоте изменяются в больших преде­лах— от десятитысячных до десятых долей процента, а для некоторых товарных разновидностей они вообще не норми­руются.

На основе анализа опыта обработки большого количества скважин установлено, что предельно допустимые содержания примесей железа и серной кислоты в соляной кислоте, пред­назначенной для обработки скважин, не должны превышать соответственно 0,01 и 0,005 %.

В наибольшей мере требованиям, предъявляемым при хи­мической обработке скважин, удовлетворяют следующие товар­ные разновидности соляной кислоты, отличающиеся наилучшим качеством: синтетическая (ГОСТ 857—78), марка А и высший сорт марки Б; из абгазов хлорорганических производств (ТУ 6-01-193—80), марка А; техническая (ТУ 6-01-468—78.),

В несколько меньшей степени для обработки скважин под­ходят следующие разновидности соляной кислоты, отличаю­щейся более высоким содержанием технологических примесей: синтетическая (ГОСТ 857—78), первый сорт марки Б; из абгазов хлорорганических производств (ТУ 6-01-193—80), выс­ший и первый сорта марки Б,

Нормируемое содержание железа в этих продуктах не­сколько выше и находится около допустимого предела, а со­держание серной кислоты превышает Допустимый предел в 2— 6 раз, в связи с чем эти разновидности кислоты желательно подвергать предварительной десульфатизации.

Основные показатели качества товарных разновидностей технической соляной кислоты

				г*	Содержание при­
				. «	месей, %, не более
				S “о
Хямнчесний	Нормативно-техни­			І 255.
Продукт	ческий документ	« X Си « S	н о. в	ffl я Я в ® О. ffl в <з§1	« м 4) S Ї	серной кислоты в пере­счете на so4
Соляная кислота	ГОСТ 857—78	А		35	0,003	0,002
синтетическая		Б	Выс­ ший	33	0,002	0,002
			1	31,5	0,015	0,03
Соляная кислота	ТУ 6-02-1126—77	—	—	27	0,3	Не нор­
из абгазов крем-						мирует­
иийоргаиических						ся
проязводств
Соляная кислота	ТУ 6-01-193—80	А	—	31,5	0,003	0,005
из абгазов хлор­		Б	Выс­	31,5	0,005	0,01
органических про­			ший
изводств			1	30,0	0,015	0,01
			2	27,5	0,02	Не нор­мирует­ся
Соляная кислота	ТУ 6-01-468—78	—	—	31,5	0,0006	0,004
техническая
То же	ТУ 6-01-1194—79			27,5	0,01	0,8 (в пере­счете на вОз)
Соляная кислота	ТУ 6-01-714—77	А	—	22—23	0,02	Не нор­
ингибированная						мирует­ ся
		Б	1	20—22	0,03	То же
			2	20—22	0,03	»

Примечания: 1. Для защиты от коррозии в соляную кислоту, вырабатываемую по, ТУ 6-0I-7I4—77, вводятся ингибиторы В-2, ПБ-5 или КИ-]. 2. При использовании ингибитора В-2 содержание НС1 в кислоте допускается до 30 3. В начестве техноло­ гической примеси в ингибированной соляной кислоте I-го и 2-го сортов марнн Б допу­скается присутствие HF в количестве соответственно до 0,05 и I %.

Наихудшими качественными показателями отличаются сле­дующие товарные разновидности соляной кислоты: из абгазов хлорорганических производств (ТУ 6-01-193—80), 2-й сорт марки Б; техническая (ТУ 6-01-1194—79); ингибированная (ТУ 6-01- 714—77); из абгазов кремнийорганических производств (ТУ 6-02-1126—77).

Содержание железа в этих видах кислоты в 3—10 раз пре­вышает установленный допустимый предбл (за исключением соляной кислоты, соответствующей1 ТУ 6-01-1194—79, которая содержит допустимое количество железа). Содержание примеси

Химические продукты, применяемые в качестве растворяющих агентов и целевых добавок к соляной кислоте

				Содержа­
				ние
Химический продукт	ТУ, гост	Марка	Сорт	основных
			веществ. %
Кислота уксусная	ГОСТ 19814—74	—	1 (со зна­ком ка­чества) 1 2 3	99.5 99.5 98.5 80,0
Кислота уксусная реге­	ГОСТ 19814—74		1	99,5
нерированная			2 3	98.0 80.0
Кислота уксусная нефте­	ТУ 38-10273—74	—	—	92,0
химическая
Кислота плавиковая тех­	ГОСТ 2567—73	—	—	40,0
ническая
То же	ТУ 6-08-397—77	А	—	30,0
		Б	—	30,0
Фторид-бифторид аммо­	ТУ 6-08-283—73	—	Высший	60,0
ния			(со знаком качества) 1	58,0
Бисульфат иатрия тех­	ТУ.6-18-174—78	—	1	86
нический		2	85
Полифосфат натрия тех­	ГОСТ 20291—80	—	—	В пере­
нический	£			счете на Ра06 не менее 61,5
Трйполифосфат иатрия	ГОСТ 13493—86			В пере­счете на Р205 не ме­нее:
		Пище­	—	57
		вой
		Техни­	Высший	57
		ческий	1 2	56.5 54.5
Формалин технический	ГОСТ 1625—75	—	Высший	37
		1	37
Формалин метанольиый	ТУ 38-103387-77	—	—	37
Формалин беэметаноль-	ТУ 38-30309—76	—	—	37—38
ный технический
Уротропин	ГОСТ 1381—73	—	—	98—99,5
Катапин (А, К)	—	—	—	98
КИ-1	ТУ 6-01-873—76 ,	—	—	50
В-2	ТУ 6-01-147—67			98

серной кислоты в этих видах соляной кислоты чрезвычайно высокое (например, до 0*8 % в пересчете на 503 у соляной кислоты, соответствующей ТУ 6-01-1194—79) и для большин­ства указанных продуктов даже не нормируется. Предваритель­ная обработка этих видов кислот раствором хлористого бария для удаления сульфатов совершенно необходима, особенно если нужно продавливать кислоту из ствола за контур фильтра. В связи с усложнением подготовительных работ использование этих видов кислоты допускается лишь при отсутствии товарной кислоты лучшего качества.

В случае использования ингибированной соляной кислоты (ТУ 6-01-714—77) учитывают следующие особенности ее каче­ственного состава.

1. Для защиты от коррозии в кислоту можно вводить инги­биторы В-2, ПБ-5, КИ-1. Один из них (ПБ-5) обладает рядом серьезных недостатков, из-за которых не рекомендуется для применения при обработке скважин на воду (в частности, он нерастворим в воде и при нейтрализации кислоты выпадает в осадок, кольматируя поровое пространство). Поэтому наличие в растворе ПБ-5 должно рассматриваться как дополнительный признак непригодности данной товарной разновидности кислоты для обработки скважин Па1 воду.

2. В качестве примеси кислота 1-го и 2-го сортов марки Б содержит фтористый водород в количестве, достигающем соот­ветственно 0,05 и 1 %. Использование такой кислоты для глино­кислотной обработки вполне возможно, однако при наличии в прифильтровой зоне карбонатных компонентов применение кислоты 1-го и тем более 2-го сорта не допускается.

В табл. VI.7 приводится краткий перечень других химиче­ских продуктов, применяемых в качестве растворяющих агентов и целевых добавок к соляной кислоте.

Оборудование для химических обработок

Для химической обработки скважин целесообразно исполь­зовать типовое химическое оборудование, в частности резер­вуары и насосы, защищенные от химического действия реаген­тов специальными покрытиями или изготовленные из соответст­вующих материалов.

В условиях кислотной базы концентрированную соляную ки­слоту хранят в металлических стационарных резервуарах, имею­щих резиновое, эбонитовое и полуэбонитовое покрытие. При кратковременном хранении ингибированной соляной кислоты для защиты внутренней поверхности емкостей может быть ис­пользовано химически стойкое лакоэмалевое покрытие.

Уксусная кислота может храниться в металлических резер­вуарах с покрытием из эбонита или полуэбонита.

Многие кислоты (в том числе некоторые товарные разновид­ности соляной и уксусной кислот, плавиковая кислота), а также 232 ингибиторы кислотной коррозии обычно хранят в заводской таре: бутылях, бидонах, бочках, флягах, канистрах, мешках, изготовленных из соответствующего химически стойкого мате­риала. Требования к условиям их хранения (температура, влаж­ность, вентилируемость складских помещений и др.) детально Изложены в соответствующих документах.

Из одного резервуара в другой или в передвижную цистерну кислоту можно перекачивать с помощью кислотоупорных цент­робежных насосов 1.5Х-4П, 2.5В-3.5, ЦКН-25/25, ЦКН-40/40, ЦКН-7, ЦКН-25, ЦКН-65/50, ЦКН-100/80, 5Х-7Ф и др. Насосы соединяются с резервуарами для хранения кислоты эбонито­выми трубами или резиновыми гофрированными шлангами с каркасом из стальной проволоки. Используемые при обвязке насосов вентили и задвижки должны иметь кислотоупорное покрытие.

Для транспортировки и нагнетания соляной кислоты при химической обработке скважин используется серийно выпускае­мый агрегат для кислотной обработки «Азинмаш-ЗОА», смон­тированный на базе трехосного автомобиля КрАЗ-257. Агрегат оборудован трехплунжерным горизонтальным насосом одинар­ного действия типа 4НК-500 с приводом от тягового двига­теля автомобиля, гуммированной цистерной для соляной кис­лоты вместимостью 6 м3, манифольдом, включающим напорный трубопровод и приемную линию. Агрегат комплектуют при не­обходимости дополнительной гуммированной цистерной вмести­мостью 6 м3 на прицепе МАЭ-5243. Насос 4НК-500 позволяет закачивать кислоту с подачей 3,2—15,8 л/с под давлением 34— 7,6 МПа (при диаметре плунжера 120 мм) и с подачей от 2,3 до 11 л/с под давлением 50—10,8 МПа (при диаметре плунжера 100 мм).

Имеющейся опыт 20-летнего использования агрегатов типа «Азинмаш-ЗОА» для обработки водопонижающих скважин в горнорудной промышленности страны подтверждает удовлет­ворительные эксплуатационные качества этих агрегатов и по­зволяет рекомендовать их для более. щирокдго. применения при солянокислотной обработке скважин на воду.

Кислота подается в скважину обычно через бурильные или насосно-компрессорные трубы диаметррм; 25—50 мм, имеющие внизу дырчатую или щелевую перфорацию. При необходимости герметизации устья скважин используют разнообразные конст­рукции оголовков, разработанные применительно к различным: технологическим схемам работ. В частности, при обработке глу­боких водопонижающих скважин получил применение трех­коллекторный оголовок, конструкция которого позволяет вести многократную химическую обработку скда^кциы с промежуточ­ными эрлифтными откатками без переоборудования устья.

В практике обработки скважин на воду получила распро­странение упрощенная конструкция герметизирующего устьевого

Рис. VI. И. Герметизирующий устьевой фланец с сальниковым уплотнением:

I—

ж

>труба для подачи реагента; 2 — уплотви — тельное кольцо; 3 — сальниковая набивка; 4 — корпус сальника; 5 — отверстие для от­вода газов; 6 — отверстие для стяжки; 7. — верхний фланец; в — резиновая прокладка;

9 — нижний фланец; 10 — обсадная труба;

II— отверстие для подачи воздуха от ком­прессора; 12 — отверстие Для стяжки

фланца с сальниковым уплотнением (рис. VI.11), которая поз­воляет «пригружать» кислоту сжатым воздухом и выпускать продукты реакции без переоборудования устья. После завер­шения обработки фланец демонтируют и в скважину опускают водоподъемное оборудование для откачки.

В состав применяемого оборудования обычно входит также компрессор, которым при необходимости осуществляют циклич­ное нагнетание сжатого воздуха в скважину и откачку для уда­ления продуктов реакции и опробования скважины.

При необходимости изоляции обрабатываемого интервала используют тампоны (пакеры) различных конструкций.

Для контроля за ходом обработки и определения оптималь­ной продолжительности реагирования кислоты применяют уст­ройство для измерения электрического сопротивления жидкости на забое, включающее два угольных (графитовых) электрода и омметр.

Состав, концентрация и количество реагента

Состав и концентрацию реагентного раствора, подлежащего закачиванию в скважину при химической обработке, выбирают в зависимости от типа кольматанта и водовмещающих пород с учетом устойчивости основных конструктивных элементов фильтра в различных реагентных средах.

В качестве основного рабочего реагейта, обладающего широ­ким диапазоном воздействия на водовмещающие породы и коль — матант различного состава, чаще всего используют соляную ки­слоту. Солянокислотные растворы применяют при необходи­мости растворения карбонатных водоносных пород и почти всех видов кольматанта, в частности для обработки карбонатных, железистых и других кольматирующих образований, состоящих из СаСОз, Л^СОз, СиЗОл, Ре(ОН)3< Ре203, РеБ, СиБ, а также для воздействия на глинисто-карбонатный кольматант.

Важным условием применения соляной кислоты и других
реагентных смесей на ее основе является достаточная устойчи­вость фильтра к воздействию ингибированного раствора опреде­ленной концентрации. При нахождении в скважине фильтра, из­готовленного из неустойчивого в кислоте материала, или при наличии в составе обсыпки значительного количества карбонат­ных соединений использование солянокислотных растворов и других реагентов-нейтрализаторов не допускается [1].

Оптимальная концентрация соляной кислоты при растворе­нии железистых осадков обычно ограничивается диапазоном 20—25 %, в котором обеспечивается наиболее полное растворе­ние железистых соединений. Для растворения карбонатных по­род, карбонатных и глинисто-карбонатных осадков с содержа­нием кальция и магния более 20—30 % рекомендуются соляно­кислотные растворы с концентрацией от 10 до 20 %. Следует иметь в виду, что использование солянокислотных растворов повышенной концентрации (более 20—25 %) сопряжено с уве­личением вязкости образующихся продуктов реакции и требует более длительной откачки для их удаления из пласта после обработки. Кроме того, при концентрации НС1 более 20 % сни-

‘Таблица У1.8 Рекомендации ВНИИ ВОДГЕО по подбору реагентных составов а Устойчивость Рекомендуемый состав Номер состав Предлагаемый состав кольыатаита конструктивных элементов фильтра в кислоте Компонент Концент­рация, % і Ре203, Ре(ОН)3, Рев, Фильтр и обсыпка НС1 20—25 РеС03> СаС03, МцСОз кислотоустойчивы N35? 30ю 1,2—0,7 2 Реа03, Ре(ОН)3, Рев Фильтр и обсыпка ^Н«-2НС1 8—10 РеСОз, СаС03, М|>СОз устойчивы только в разбавленных рас­творах соляной кис­лоты №6Р8О10 1—3 3 Ре,08, Ре(ОН)8, РеБ, РеС08, СаС08, МцСОз То же НС1 №5РзО10 5 3 4 РеаОз, Ре(ОН)8, РеБ Фильтр н обсыпка не устойчивы к воз­действию соляной кислоты №Н504 №6Р3О10 5—7 0,1 5 РвцОз, Ре(ОН)8, Ре5 РеС08, СаС08, МйС03 То же №6РзО10 ‘ 5-8 6 РвгО,, Ре(ОЦ)з. Рев, РеСОз, СаС08, МёС03 То же №а1№4(РОз)в] 5—8 7- Преобладает Ре^Оз, Те(ОН)8 N 338264 Ыа6Р8О10 5-8 1 8 , Преобладает Ре^Оз, Ре(ОН)8 » ^ЗаЗаО^ N82803 №5Р8О10 3—8 .1—2 1

П (> и й е ч а и и е. Триполифосфат натрия в составах 1. 2, 4. 7 и 9 используется в качестве стабилизатора железа.

и а гг № го » гд зг Концентрация реагента, У*

Рис. VI. 12. Зависимость растворимости железистых осадков от состава и концентрации реагентных растворов:

/ — дитиоиит натрия NajSO«; 2 — соляная кислота HCI; 3—гидразин солянокислый N2Hc2HCI; 4 — бисульфат натрия водный NaHSOcHjO; 5 — сульфаминовая кислота NH2SO»H

жается эффективность защитного действия большинства приме­няемых ингибиторов кислотной коррозии.

При использовании многокомпонентных реагентных составов* образованных на основе соляной кислоты или без нее и вклю­чающих триполифосфат натрия Na5P3Oio, гексаметафосфат нат­рия Na2[Na4(PC>3)e], дитионит натрия ИагЭгО^ бисульфат натрия NaHSCU, гидразин солянокислый N2H4-2HC1, следует руковод­ствоваться рекомендациями ВНИИ ВОДГЕО, приведенными в табл. VI.8.

Растворимость железистых осадков в некоторых реагентных составах (по данным В. С. Алексеева, В. Т. Гребенникова и Г. А. Волоховского) показана рис. VI. 12.

При воздействии на глинисто-карбонатные породы или коль — матант следует исходить из рекомендаций А. М. Эфишева, уста­новившего, что при карбонатности обрабатываемого вещества более 30 % в большинстве случаев нет необходимости приме­нять глинокислоту и следует ограничиваться только соляйокис — лотной обработкой. При карбонатности от 30 до 5 % рекомен­дуется применять двухэтапную химическую обработку, подавая в скважину на первом этапе 15 %-ный раствор соляной кислоты, объем которого составляет не менее 50 % от всего объема реа­гентов, подлежащих нагнетанию, на втором этапе — глино­кислоту, составленную на основе 12 % НС1 с 3—4 %-ной добав­кой HF. При карбонатности обрабатываемого вещества менее 5 % химическое воздействие также должно осуществляться в два этапа: вначале нагнетают 15 %-ную соляную кислоту 236 в количестве 50 % от общего объема растворов, затем — глино — кислоту, образованную добавкой 5—6 % НЁ к 12 %-ной соля­ной кислоте (в количестве 50 % от общего объема).

Для повышения эффективности воздействия на глинисто-кар — бонатный кольматант рекомендуется вводить в соляную кислоту добавку триполифосфата натрия (при солянокислотной обра­ботке кольматанта с содержанием карбонатов более 30 %, а также на первом этапе двухэтапной обработки кольматанта при содержании карбонатов от 5 до 30 %) [1].

Определение количества реагента. В соответствии с рекомен­дациями ВНИИ ВОДГЕО при декольматации скважин требуе­мое количество реагента Рц оценивается (с 20 %-ным избыт­ком) в завиЬимости от количества кольматанта Р„, отложив­шегося на фильтре и в прифильтровой зоне скважин, исходя из соотношения

Рд=1,2ЛеР„ (VI.2)

где кс — показатель стехиометрии реакции.

Значения коэффициента /гс при растворении Ре(ОН)3 в различных реагентных средах

TOC o "1-5" h z Реагент НС1 №Н504

Концентрация, % 5; 10; 20; 27,5 5; 7

Величина кс 20,5; 10,2; 5,1; 3,1 67,4 48,1

Продолжение

Реагент. №25204 М. а6Р801о

Концентрация, % 5; 7 5; 8

Величина &с 16,2 11,6 41,3 25,9

При сложном составе кольматанта показатель £с целесо­образно определять лабораторным путем по фактическим затра­там реагента определенной концентрации на растворение еди­ницы массы кольматанта конкретного состава.

Количество кольматанта Рк может быть оценено по степени насыщенности порового пространства кольматирующими обра­зованиями а в объеме пор гравийной обсыпки И7П с учетом плот­ности кольматирующего осадка рк

Р* = аШп9к, ^1.3)

где р„ изменяется от 1,7 до 3,1 г/см3.

Насыщенность порового пространства кольматантом при из­вестном начальном коэффициенте фильтрации прифильтровой зоны £о определяется из соотношения

а=1 — у’кй! кх, (VI.4)

где к — коэффициент фильтрации прифильтровой зоны перед обработкой.

Ингибирование кислотных растворов

Из шести видов технической соляной кислоты, вырабатывае­мых отечественной промышленностью, ПЯТЬ ПО£Тупа1рТ потреби­телям в неингибированном виде. Все виды неингибированной соляной кислоты перед использованием для обработки скважин необходимо подвергать обязательному ингибированию. В част­ности, ингибированию подлежит соляная кислота, вырабатывае­мая по ГОСТ 85^—78, ТУ 6-02-1126—77, ТУ 6г01-193—80, ТУ.6-01 -468-78, ТУ 6-01 -1194—79.

В заводских условиях, в настоящее время ингибируют лишь один вид соляной кислоты, соответствующей ТУ 6-01-714—77 (ингибиторами ЦБ-5, В-2 или КИ-1, из которых ПБ-5 неприем­лем для условий обработки скважин на воду). Однако необхо­димо Иметь в виду, что даже использование кислоты, выраба­тываемой по ТУ 6-01-714—77 и содержащей присадки В-2 или КИ-1, не создает достаточной гарантии надежной защиты ме­талла от коррозии во время обработки скважины, так как в ре­зультате длительного воздействия самых разнообразных факто­ров в процессе транспортировки, перекачивания и хранения кислоты к моменту ее употребления или обработки содержание ингибитора и его защитное действие могут снизиться[4]. Причи­ной тому могут быть, например, адсорбция части ингибитора продуктами коррозии, частичная коагуляция ингибитора, свя­зывание его ионами Ре3+ в устойчивые комплексные соединения, разрушение ингибитора микроорганизмами, наличие в растворе ионов—стимуляторов коррозии Ре3+ и Си2+.

Эффективность защитного действия ингибитора может сни­зиться также вследствие многократного увеличения площади контакта между металлом и кислотой при ее перекачивании в различные резервуары, ввиду шероховатой, «развитой» формы реальных металлических поверхностей, интенсивного движения ингибированной кислоты над поверхностью металла и многих других причин. Не следует исключать также возможность слу­чайного или вынужденного смешивания ингибированной ки­слоты с неингибированной при хранении. Возможность ослабле­ния защитного действия внесенного ранее в кислоту ингибитора следует предвидеть заранее и учитывать соответствующим образом (повторным ингибированием, присадкой другого, более эффективного ингибитора или повышением его дозировки).

Из числа рекомендуемых к употреблению ингибиторов наи­меньшими защи’Гными свойствами обладают формалин и уро­тропин, которые обеспечивают снижение коррозионного дейст­вия 10 %-ной НС1 соответственно до 12—14 и 6—7 %. Наиболее мощным защитным действием обладают такие ингибиторы, как

КИ-1 и В-2, которые снижают коррозионное действие 10 %-ной соляной кислоты до уровня 2—3 %•

Оптимальные дозировки ингибиторов в зависимости от кон­центрации солянокислотного раствора и коррозионной уязви­мости объекта назначают в следующих пределах — (■%): форма­лина 1—2, уротропина 0,5—1, катапина 0Л—0,5, КИ-1 0,6—2, В-2 0,5—1,2′. При необходимости обеспечения максимально возможной защиты от агрессивного воздействия кислоты в ус­ловиях повышенной коррозионной уязвимости фильтра следует использовать только наиболее эффективные ингибиторы (ката — пин, КИ-1, В-2). Катапин и КИ-1 применяют также для защиты металла в глинокислотных составах, содержащих НК При; их использовании следует иметь в виду, что в кислотных растворах с содержанием НС1 более 20 % эффективность защитного дей­ствия катапина и КИ-1 существенно ослабевает (эффективность защитного воздействия В-2 сохраняется).

Мероприятия по снижению остаточной коррозионной актив­ности кислоты необходимо проводить с учетом конкретных ус­ловий работ. Рекомендуется следующий порядок ингибирования кислотных растворов перед их перевязкой и нагнетанием в скважииу.

1. В любом случае, независимо от концентрации и разновид­ности используемой соляной кислоты, следует ингибировать кислоту товарной концентрации при ее получении на кислотной базе перед транспортировкой на объект. Это правило необхо­димо соблюдать даже в случае использования кислоты, ранее ингибированной в заводских условиях. Если для закачивания кислоты в транспортную емкость используется насос кислотного агрегата «Азинмаш-30» или другое дорогостоящее насосное обо­рудование, то для его защиты следует рассмотреть. возможность добавления ингибитора в сответствующей дозировке в резгер — вуар, из которого будет перекачиваться. Если же кислоту зали­вают без использования насоса (например, самотеком с помо­щью сифона), а для транспортировки используют нуждающийся в дополнительной защите металлический резервуар, то инги­битор, предварительно растворенный в воде или кислоте, сле­дует вводить непосредственно в транспортную емкость.

2. В случае повышенной или очень высокой коррозионной уязвимости обрабатываемой скважины непосредственно перед химической обработкой проводят повторное дополнительное ингибирование кислотного раствора рабочей концентрации в ре­зервуаре, из которого он должен нагнетаться в скважину. Для того чтобы свести к минимуму опасность коррозионного повреж­дения фильтра, в кислотный раствор вводят максимальное а в особо сложных условиях — заведомо избыточное количество наиболее эффективного ингибитора (катапина, КИ-1 или дру­гого, близкого к ним по защитным свойствам). Некоторым увеличением затрат на ингибирование раствора в этих случаях сознательно пренебрегают.

Основные технологические схемы процесса

В отечественной практике сооружения и эксплуатации сква­жин на воду для декольматации их водоприемной части обычно применяют три основные технологические схемы процесса: реа — гентную ванну (РВ), создаваемую в водоприемной части ствола скважины, обработку прифильтровой зоны (ОПЗ) с однократ­ным вытеснением реагентного раствора из ствола в пласт или же многоцикличную ОПЗ с периодическим перемещением реа­гентного раствора от ствола к прифильтровой зоне и в обрат­ном направлении

Для обработки по типу РВ раствор реагента подают к ос­нованию водоприемной части ствола, заполняют ее и удержи­вают в ней до окончания реакции, при этом реагент частично проникает в околоствольное пространство (в разбавленном виде вследствие перемешивания с пластовой водой в контактной зоне). С помощью РВ можно добиться растворения кольмати — рующих образований на внутренней и внешней поверхностях фильтра, а также частичного растворения внутрипорового коль — матанта в пределах фильтровой обсыпки и кольматирующей корки на контакте между обсыпкой и водовмещающей породой (если скважину бурили вращательным способом с применением промывочной жидкости).

Поскольку в процессе взаимодействия с кольматантом реа — гентный раствор не вытесняется из ствола и околоствольного про­странства в пласт, при РВ удается избежать переотложения твердых продуктов разрушения кольматанта в поровом про­странстве пласта, что облегчает очистку скважины после обра­ботки.

Заливочные трубы при выполнении РВ должны быть уста­новлены в нижней части фильтра, что создает наилучшие усло­вия для обработки всего фильтрового интервала.

Основное технологическое условие выполнения РВ заклю­чается в том, что непосредственно перед подачей реагентного раствора на забое скважины должна быть создана депрессия путем эрлифтной (насосной) откачки или желонирования. Пред­варительное понижение забойного давления необходимо для

того, чтобы избежать последующего вытеснения реагента из ствола в пласт при уравнивании пластового и забойного дав­лений. Подачу реагентного раствора в бездействующую или малопроизводительную скважину обычно начинают при таком положении восстанавливающегося уровня воды, при котором масса воды, еще не поступившей в ствол после откачки, при­мерно равна или несколько превышает (в 1,1—1,3 раза) массу реагентного раствора, которую планируется подать на забой в процессе однократной обработки. При ускоренном восстанов­лении уровня воды в стволе подачу кислоты следует начинать еще раньше, в момент, когда масса не поступившей в ствол воды значительно превышает массу кислотного раствора (1,3—

1,5 раза и более в зависимости от соотношения объемных ско­ростей подачи реагента в ствол и водопритока через фильтр).

Поскольку интервал между завершением откачки и началом химической обработки при РВ должен быть предельно сокра­щен, кислоту в водоприемную часть скважины во многих слу­чаях целесообразно подавать через заливочные трубы, специ­ально опускаемые заранее до основания фильтра в межтрубном пространстве между водоподъемной и обсадной колоннами (диаметр заливочных труб в зависимости от зазора между ко­лоннами может колебаться от 15—20 до 35—40 мм). В не­глубоких скважинах для залива кислоты самотеком вместо труб удобно использовать шланг соответствующего диаметра из лю­бого кислотостойкого материала (резины, полиэтилена и др.) со вставленной в него снизу металлической трубкой-утяжели­телем.

Избежать нежелательных потерь времени на переоборудова­ние скважины после откачки позволяет также использование трехколлекторного оголовка, применение которого целесооб­разно при обработке глубоких скважин.

При выполнении РВ можно нагнетать реагент в ствол без предварительного создания депрессии на забое, если прифиль- троваязона сильно закупорена и статический уровень находится вблизи устья скважины. В этих условиях подача реагента на забой вызывает излив воды через межтрубное пространство на устье скважины, что частично или полностью компенсирует возрастание забойного давления при закачивании реагентного раствора и обеспечивает его полное или частичное удержание в стволе.

Реагентный раствор при создании РВ необходимо подавать в скважину без перерывов, по возможности с максимальной скоростью. При обработке глубоких скважин вслед за реагент — ным раствором обычно закачивают воду для вытеснения реа­гента из заливочных труб (в количестве, примерно равном объему этих труб в интервале от их башмака до статического уровня воды). Максимальная скорость подачи реагента уско-

Рис. У1.13. Схема проведения кислотной ваииы в скважине: а — при низком статическом уровне: / — до обработки, II — в процессе эрлифтной от­качки для создания необходимой депрессии иа забое, III — в процессе подачи кислоты, IV — в процессе обработки; б — при высоком статическом уровне: / — до обработки, II — в процессе подачи кислоты, III — после нагнетания кислоты и продавочной воды; / — водоподъемные трубы эрлифта; 2 —трубы для подачи воздуха (при откачке); 3 — эксплуатационная колонна; 4 — статический уровень; Б — динамический уровень воды при откачке; 5 — фильтр с гравийной обсыпкой; 7 — динамический уровень при нагне­тании кислоты; 8 — вода; 9 — кислота; 10 — шлаиг для подачи кислоты

ряет заполнение фильтрового интервала скважины и уменьшает разбавление реагента в стволе пластовой водой.

Технология создания РВ не требует герметизации устья скважины; однако в случае бурного протекания реакции необхо­димо перекрыть межтрубное пространство для предотвращения выброса части реагента через устье (например, при солянокис­лотной обработке скважин с карбонатным составом кольматанта или водовмёщающих пород).

Схема проведений кислотной ванны в различных условиях показана на рис. VI. 13.

РВ применяется обычно в качестве самостоятельного техно­логического варианта обработки для очистки поверхности фильтра и фильтровой обсыпки и может быть повторена неод­нократно (2-кратная, 3-кратнай ванна и т. д.). Кроме того, РВ может быть применена в качестве первичного метода воздейст­вия на скважину при двухэтапной химической обработке в ус­ловиях глубокой кольматации прифильтровой зоны (для пред —

верительной очистки фильтра и обсыпки и создания, условий для более равномерного вытеснения реагентного раствора в при — фильтровую зону на втором этапе обработки).

Обработка прифильтровой зоны (ОПЗ) — наиболее распро­страненный и легко осуществимый технологический вариант об­работки, в процессе которого реагентный раствор после подачи на забой обычно полностью вытесняется из ствола в прифиль — тровую зону скважины. Воздействие реагентного раствора при ОПЗ в отличие от РВ приводит к более глубокой декольмата — ции прифильтровой зоны, при которой, помимо фильтра и филь­тровой обсыпки, очищается поровое пространство водовмещаю­щих пород на некотором удалении от ствола скважины. ОПЗ применяют обычно в качестве самостоятельного метода воздей­ствия в тех случаях, когда предполагается кольматация поро — вого пространства пласта в прифильтровой зоне.

Заливочные трубы для подачи реагента в скважину при ОПЗ, как и при РВ, необходимо устанавливать в основании рабочей части фильтра. Однако осуществление ОПЗ, в отличие от технологии РВ, не требует предварительного создания деп­рессии на забое скважины путем откачки. Поэтому для — подачи кислоты в скважину опускают только одну колонну заливочных труб (диаметром не более 40—51 мм) или при небольшой глу­бине скважин кислотостойкий шланг с наконечником-утяже­лителем.

Реагентный раствор при ОПЗ нагнетают с различной ско­ростью. В начале обработки необходимо обеспечить быстрое заполнение реагентным раствором всей водоприемной части ствола (для более равномерного вытеснения реагента по длине фильтра). С этой целью закачивать реагент в начале процесса необходимо с максимально возможной скоростью (например, при использовании кислотного’агрегата — со скоростью 10— 15 л/с) н при открытом межтрубном пространстве на устье скважины (для беспрепятственного излива воды при — подъеме уровня в стволеъ процессе подачи реагента).

После заполнения фильтра скважины головной частью рабо­чего раствора (о чем можно судить по величине подъема уровня жидкости в стволе) подачу реагента продолжают с меньшей скоростью (при отключенном насосе, самотеком), регулируя расход таким образом, чтобы не допускать чрезмерного подъ­ема уровня жидкости и ее вытеснения через устье на поверх* ность.

После подачи в скважину требуемого количества реагент­ного раствора последнюю его порцию вытесняют из заливочных труб водой (при обработке глубоких скважин).

Технология ОПЗ в большинстве случаев не требует герме­тизации устья скважины для закачивания реагентного раствора насосным агрегатом, так как дополнительное давление на пласт при нагнетании реагента должно быть минимальным. Однако э* 243 в случае сильной закупорки прифильтровой зоны, когда зака­чивание реагентного раствора приводит к подъему уровня жид­кости в стволе и ее вытеснению на дневную поверхность, до­пускается перекрытие задвижки на межтрубном пространстве и закачивание рабочего раствора насосом с минимальной по­дачей (например, при нагнетании кислоты агрегатом «Азин — маш-ЗО» со скоростью 2—3 л/с).

Перекрытие •Межтрубного пространства может потребоваться также при бурном реагировании в стволе для предотвращения выброса активного реагента на поверхность, поэтому необходимо соблюдать правила безопасного ведения работ.

При интенсивном поглощении реагентного раствора по мере его подачи в фильтр обработка скважины не. сопровождается заметным подъемом уровня жидкости в стволе. Напротив, в случае если поглощение жидкости пластом весьма затруд­нено и при подаче реагента на забой некоторое количество воды вытеснилось через устье на поверхность, то следует произвести дополнительную пригрузку жидкости в стволе примерно таким же количеством воды, заливаемой непосредственно в межтрубное пространство на устье скважины.

Схема вытеснения реагентного раствора при ОПЗ показана на рис. VI. 14.

Весьма эффективна разработанная во ВНИИ ВОДГЕО технология цикличной обработки прифильтровой зоны с много­кратным вытеснением реагентного раствора из ствола в при — фйльтровую зону сжатым воздухом. Периодическое принуди­тельное перемещение рабочего раствора из скважины в при — фильтровую зону и в обратном направлении, достигаемое в результате повторяющейся пригрузки столба жидкости в сква­жине сжатым воздухом, позволяет добиться более полной очистки порового пространства вследствие лучшего удаления продуктов реакции из поровых каналов и перемешивания отра­ботанных порций рёагента с активным раствором. Пульсирую­щее движение жидкости способствует также лучшему отрыву и выносу твердых частиц кольматанта из порового простран­ства [1].

В практике увеличения производительности скважин при­меняют и некоторые другие схемы выполнения обработок, В ча­стности ОПЗ с неполном вытеснением реагентного раствора в стволе, которая представляет собой промежуточный технолог гический вариант между РВ и ОПЗ. При выполнении работ по этой технологии достигается растворение кольматанта как На водоприемной поверхности ствола, так и в прифильтровой зоне. Основные технологические операции при ОПЗ с частич­ным удержанием раствора в стволе выполняются в том же порядке, что и при РВ, с тем отличием, что в скважину зака-. чивают больший объем реагента, чем требуется для РВ. Ско­рость подачи реагента после заполнения фильтра при обработке 244

Рис. VI.14. Схема обработки призабойной зоны скважины: а — при низком статическом уровне: / — до обработки, II — в процессе нагнетания кис­лоты, III — после иагиетаиия кислоты и продавочной воды в процессе обработки; б — при высоком статическом уровне: I — до обработки, II — в процессе нагнетания кислоты, III — после нагнетания кислоты и продавочной воды в процессе компенсиру­ющей пригрузки водой, IV— после компенсирующей пригрузки в процессе обработки; / — эксплуатационная колонна; 2 — заливочные трубы; 3 — статический уровень; 4 — дипамический уровень при нагнетании кислоты; 5 — фильтр с гравийной обсыпкой; 5 — внутрипоровая кольматацня прифнльтровой зоны; 7 — вода; 8 — кислота

по этой технологии также должна быть понижена до мини­мальной.

ОПЗ с неполным вытеснением реагента из ствола факти­чески наблюдается и в том случае, когда при закачивании реа — гентного раствора некоторое количество воды изливается на поверхность через межтрубное пространство на устье скважины (например, при сильной закупорке фильтра и высоком поло­жении статического уровня в скважине). Примерно такое же количество реагентного раствора в этом еду^ае не вытесняется из скважины и остается в стволе.

Продолжительность процесса декольматации зависит от со­става и концентрации реагента, состава кольматанта и водо­вмещающих пород, эффективности замедляющих добавок, диа­метра ствола скважины, степени закупорки и водопроницаё — мости прифильтровой зоны, температуры и давления в зоне обработки и многих других факторов, совокупное воздействие которых не поддается точной оценке. Поэтому оптимальная продолжительность выдерживания реагентного раствору опрё — деленного состава в конкретной скважине, эксплуатирующей тот или иной водоносный горизонт й определенном районе, может быть установлена исключительно на основе опытных данных, полученных непосредственно в ходе обработок. Для ориентировочной оценки продолжительности процесса можно руководствоваться следующими данными.

При выполнении кислотной ванны фактическая продолжи­тельность реагирования между соляной кислотой и кольмати — рующей коркой, в составе которой преобладают карбонаты кальция, не превышает обычно 3—4 ч. В случае преобладания в составе корки алюмосиликатного материала и небольшом (около 20—30 %) содержании карбонатов разрушение кольма­танта соляной кислотой проходит вяло и может затянуться до 10—15 ч. При осуществлении РВ с целью растворения желе­зистого кольматанта реагирование соляной кислоты или дитио — нита натрия, продолжается 10—12 ч, раствора бисульфата нат­рия—около 14—16 ч; фосфатных растворов с концентрацией

6— 8 % — около 24—25 ч {1]. При реагировании кислоты в по — ровом пространстве прифильтровой зоны продолжительность процесса зависит не только от времени нейтрализации кислоты в поровых каналах (оно многократно сокращается по сравне­нию со временем отработки кислоты в стволе скважины), но и от степени проницаемости закольматированных участков поро­вого пространства, в которые инфильтруется реагентный раст­вор. Продолжительность процесса в таких условиях может ко­лебаться от 1—2 ч до 1—2 сут и более и должна уточняться непосредственно в ходе обработки.

Наиболее простой способ контроля за ходом реакций, сопро­вождающихся выделением газообразных продуктов, заключа* ется в наблюдении за интенсивностью газовыделения, легко фиксируемого на устье скважины по звуку. Прекращение ..газо­выделения указывает на практически полное завершение ре­акции.

Достаточно надежным практическим способом определения степени отработки раствора в стволе скважины является отбор проб жидкости из ствола пробоотборником с различной глу­бины с. определением на месте остаточной активности реагента.

Наиболее удобен способ контроля за ходом реагирования в стволе скважины, основанный на замере электрического сопро­тивления жидкости на забое скважины датчиком сопротивлений. Выдерживание реагента на забое продолжают до стабилизации электрического сопротивления.

При выполнении ОПЗ с многоцикловым продавливанием реагентного раствора в пласт сжатым воздухом окончание про­цесса декольматации прифильтровой зоны может быть установ­лено по стабилизации времени восстановления уровня жидкости в стволе после окончания каждого цикла продавливания оеа — гента р прифильтровую зону.

Удаление продуктов реакции после химической обработки представляет собой не сложную, но ответственную технологи­ческую операцию, заключающую комплекс работ по восстановле­нию производительности скважин химическим методом. Основной способ очистки прифильтровой зоны скважины после обра­ботки— откачка, для выполнения которой могут использоваться эрлифт или погружной насос. Поскольку откачиваемая жид? кость вначале может содержать значительное количество взве­шенных частиц (остатков бурового шлама, твердых продуктов разрушения кольматанта, тонких фракций водоносных песчаных пород), использование эрлйфта предпочтительнее. В отдельных случаях, например при пониженной водопроницаемости пород, использовании больших объемов реагентов, повышенной (более 20 %) концентрации соляной кислоты, использовании глино — кислот, целесообразно сочетание откачки с другими методами очистки, например свабированием или имплозией.

В целях предотвращения вторичного осадкообразования и во избежание проникновения остатков использовавшегося реа­гента и продуктов реакции в глубь пласта рекомендуется не оставлять отработанный раствор с продуктами реакции в при­фильтровой зоне на продолжительное время и начинать от­качку с целью удаления продуктов реакции сразу после оконча­ния реагирования.

После выполнения РВ полная очистка водоприемной части скважины легко достигается с помощью прокачки, производи­мой в течение нескольких часов при максимально возможном заглублении насоса или эрлифтных труб. После ОПЗ полное удаление продуктов реакции обычно достигается с помощью более длительной откачки (до 15—20 ч) или же откачки, чере­дуемой со свабированием.

После завершения откачки замеряют скорость восстановле­ния уровня воды, выполняют необходимый комплекс геофизи­ческих исследований, в частности резистивиметрию, для оценки изменения условий водопритока в фильтр.

Эффективность восстановления производительности скважин целесообразно оценивать сравнением удельных дебитов до и после обработки, показателей обобщенного сопротивления фильтра и прифильтровой зоны (характеризующих результа­тивность метода и изменение фильтрационных свойств при­фильтровой зоны до и после обработки), результатов резисти — виметрии, а также расходограмм, сопоставление которых по­зволяет установить степень увеличения водопритока по длине фильтра и Выявить участки, подлежащие дополнительной обра­ботке [1].

Условия применения химических методов воздействия на скважины

Применение химических методов интенсификации работы скважин не должно приводить к загрязнению подземных и поверхностных, вод, создавать угрозу или наносить вред здо­ровью людей, причинять ущерб хозяйственной деятельности промышленных предприятий, колхозов и совхозов, расположен­ных в районе водозаборных и дренажных сооружений или ис­пользующих подземные воды для хозяйственно-питьевого, тех­нического и сельскохозяйственного водоснабжения.

С позиции охраны окружающей среды применение химиче­ских методов воздействия на скважины основано на весьма благоприятных предпосылках. В частности, количество вноси­мых в водоносный пласт реагентов, как правило, ничтожно мало по сравнению с количеством воды, извлекаемой из сква­жины в Процессе откачки «на выброс» после обработки; в по­давляющем большинстве случаев реагентные растворы распро­страняются лишь в пределах прифильтровой зоны, не проникая в глубь пласта; химические вещества, обладающие токсичными или агрессивными свойствами, утрачивают их в процессе реаги­рования с кольматантом и водовмещающими породами и пре­вращаются в растворимые в воде безвредные соли и газообраз­ные продукты, удаляемые при прокачке скважины; ингибирую­щие добавки, вводимые в кислотные растворы в весьма малых концентрациях (от десятых долей до 1—2 %), также полностью удаляются из скважины вместе с продуктами реакции до ввода ее эксплуатацию.

Тем не менее при практическом применении химических методов восстановления производительности скважин следует соблюдать некоторые обязательные для всех условия, направ­ленные на предупреждение прямого или косвенного ущерба от непродуманной организации или неправильно спроектированной технологии работ.

Выполнению работ должны предшествовать тщательный анализ конкретной гидрогеологической обстановки и условий водопользования в районе проведения работ, предварительное й|н^ст^рование процесса с учетом требований охраны среды, согЩййвание проекта работ с организацией или предприятием — водойо^ьэователем, территориальной водной инспекцией и мест — далми санитарными органами.

Химические обработки скважин любого назначения необхо­димо выполнять в строгом соответствии с согласованным про­ектом работ.

Цри разработке проектов работ следует ориентироваться на гршшшнйе только рекомендуем ых реагентов, воздерживаясь от использования новых химических веществ, не апробирован­ных в достаточной мере в лабораторных условиях и на опытных 246

скважинах. Например, при обработке водозаборных скважин, используемых для хозяйственно-питьевого водоснабжения на­селения и водоснабжения животноводческих объектов, а также нагнетательных или поглощающих скважин в системах искус­ственного пополнения запасов подземных вод следует применять реагенты, разрешенные органами санитарного надзора (соля­ную кислоту, дитионит натрия, катапин и, некоторые другие реагенты и целевые присадки). ч

Перечень реагентов, которые можно использовать при хими­ческой обработке водозаборных скважин для технического во­доснабжения и орошения, а также водопонижающих скважин, значительно шире. Однако в любом случае применяемые хими­ческие. вещества должны обладать хорошей растворимостью в воде и при взаимодействии с кольматант, ом и водовмещаю­щими породами не должны образовывать нерастворимых осад­ков в поровом пространстве пласта. Следует избегать также необоснованного применения чрезмерно больших количеств хи­мических реагентов с неоправданно завышенной концентрацией.

При проведении химических обработок в сложных производ­ственных условиях действующих водозаборов, особенно при не­большом расстоянии между скважинами, следует учитывать вероятность проникновения («подсасывания») реагентного ра­створа в ближайшие эксплуатируемые скважины. В этой связи в проекте работ следует при необходимости предусматривать временное отключение смежных скважин от водосборных резер­вуаров или водопроводимых коммуникаций (с продолжением от­качки «на выброс») или же временное прекращение эксплуата­ции некоторых скважин.

Требуемую продолжительность откачки необходимо уточнять по результатам химических анализов откачиваемой воды. С этой целью предусматривается систематический отбор проб откачи­ваемой воды с выполнением химических анализов на месте проведения работ с помощью полевой гидрохимической лабо­ратории. Перечень подлежащих определению компонентов уста­навливается проектом работ с учетом состава применяемых реагентов. Для оценки степени очистки воды в процессе откачки полученные результаты сопоставляют с химическими анализами воды из той же скважины до химической обработки. Одновре­менно следует проводить систематический органолептический контроль качества откачиваемой врды.

Комментарии запрещены.