Способ кислотной обработки пласта

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей про-сти. Цель - повышение эффективности способа за счет снижения скорости коррозии скважинного оборудования. В остановленную скважину закачивают экранирующую жидкость следующего состава, мас.%

эфиры целлюлозы (ЭЦ) 1,0 - 5,0

ингибитор коррозии (ИК) 0,5 - 3,0

вода остальное. Затем в скважину нагнетают загущенный кислотный раствор, содержащий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: соляная кислота 5,0 - 20,0

ЭЦ 1,0 - 5,0

ИК 0,2 - 2,0

вода остальное. Объем порции экранирующей жидкости составляет 0,2 - 0,3 объема порции загущенного кислотного состава. В качестве ЭЦ используют или окси-, или гидрокси-ИК-катанин КИ-1. Порции составов продавливают в пласт продавочной жидкостью и оставляют в пласте на время прохождения реакции, после чего осваивают скважину. Способ позволяет снизить скорость коррозии в 2,5 - 2,8 раз. 1 з.п.ф-лы, 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)ю E 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4714371/03 (22) 03.07.89 (46) 07.07.91. Бюл. М 25 (71) Нефтегазодобывающее управление

"Долинанефтегаз" (72) M,È.Ðóäîé, В.Г.Касянчук и В.А.Петриняк (53) 622.245 (088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 289194, кл, Е 2.1 В 43/27, 1976. (54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель — повышение эффективности способа за счет снижения скорости коррозии скважинного оборудования. В остановленную скважину закачивают

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения скорости коррозии скважинного оборудования.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину останавливают на время проведения обработки. Линию, по которой намечено. нагнетать рабочие растворы, подключают к затрубному пространству. 3атрубное пространство заполняют продавочной жидкостью (нефтью, пластовой водой и др,). и проверяют его на наличие циркуляции. После проведения всех подготовительных работ в затрубное пространство нагнетают экранирующую жидкость следующего состава, мас.%:

„„5U„„1661383 А1 экранирующую жидкость следующего состава, мас.%: эфиры целлюлозы (ЭЦ) 1,05,0; ингибитор коррозии (ИК) 0,5 — 3,0; вода остальное. Затем в скважину нагнетают загущенный кислотный раствор, содержащий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: соляная кислота 5,0 — 20,0; ЭЦ

1,0-5,0; ИК 0,2 — 2,0; вода остальное, Объем порции экранирующей жидкости составляет 0,2-0,3 объема порции загущенного кислотного состава. В качестве ЭЦ используют или окси-, или гидрокси-ИК-катанин КИ-1.

Порции составов продавливают в пласт продавочной жидкостью и оставляют в пласте на время прохождения реакции. после чего осваивают скважину, Способ позволяет снизить скорость коррозии и 2,5-2,8 раз, 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Эфиры целлюлозы 1,0-5,0

Катапин 0,5 — 3,0

Вода Остальное

Затем в скважину нагнетают загущенный кислотный раствор следующего состава, мас,%:

Соляная кислота 5,0 — 20,0

Эфиры целлюлозы 1,0 — 5,0

Катапин 0,2-2,0

Вода Остальное

Обьем порции экранирующей жидкости составляет 0,2-0,3 объема загущен ного кислотного раствора. Если объем кислоты невелик, то нагнетание проводят в один цикл, если объем кислотного раствора больше 1215 м, то его нагнетание проводится в 2 — 3

3 приема. При этом концентрация эфиров целлюлозы в первом составе каждого цикла должна быть выше, чем в предыдущем цикле. Это необходимо для того, чтобы первая

1661383

35

45

55 порция могла смыть предыдущий слой вязкого раствора ингибитора коррозии или загущен ной кислоты, который может образоваться в случае смыва раствора ингибитора, и заново образовать новый экранирующий слой. Последнюю порцию кислотного раствора продавливают в пласт продавочной жидкостью. Г1о окончании продавки скважину оставляют на время реакции. После этого затрубную задвижку закрывают и приступают к освоению скважины, Таким образом, отпадает необходимость в подъеме и спуске подземного оборудования, спуске и подъеме специальных насосно-компрессорных труб. Это снижает расходы на проведение обработки.

В качестве эфиров целлюлозы можно использовать или гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), или оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Концентрация полимера в растворе в общем составляет 1 — 5 мас., при этом оптимальная концентрация для КМЦ-600 равна 2 — 5 мас.,(„а для ГЭЦ вЂ” ОЭЦ вЂ” 1 — 2,5, 0 мас,ф», В качестве ингибитора коррозии используют катапин КИ-1.

Сущность способа состоит в следующем.

За счет предварительной закачки перед кислотным раствором состава, содержэщего эфир целлюлозы, ингибитор коррозии и воду достигается снижение скорости коррозии оборудования, Указанный состав экрэнирует подземное оборудование от воздействия на него кислой среды (загущенного кислотного раствора). При прокачке экранирующего состава на металлической стенке образуется приграничный вязкий слой следующего строения. Непосредственно на поверхности стенки образуется адсорбционный слой, который состоит в основном только из ингибитора коррозии и небольшого количества эфира целлюлозы, что связано с адсорбционными свойствами ингибитора коррозии и эфира целлюлозы, Обычно в состав ингибитора коррозии входят компоненты, которые обладают хорошей эдсорбционной способностью. Это свойство необходимо ингибитору для эффективной защиты оборудования от коррозии. Эфиры целлюлозы также являются слабыми поверхностно-активными веществами анионного и неионогенного типов. Поэтому на поверхности адсорбируется только ингибитор коррозии, Остальной объем приграничного слоя занимает вязкая жидкость, состоящая из эфира целлюлозы, ингибитора коррозии и воды.

Наличие вязкого слоя предохраняет поверхность колонны от доступа к пей менее вязкой жидкости, Если вязкость загущенного кислотного раствора больше вязкости жидкости приграничного слоя. то это может привести к смыву приграничного слоя за счет вытеснения его более вязкой жидкостью. В предлагаемом способе используют две порции полимерных растворов, При одинаковом содержании эфиров целлюлозы в составах вязкость первой порции всегда больше вязкости второй порции.

Это связано с влиянием добавки на вязкость водного раствора полимера. В случае ингибитора коррозии вязкость водного раствора полимера либо остается на прежнем уровнем, либо увеличивается. Например, ингибитор катэпин КИ-1 приводит к увеличению вязкости, что связано с влиянием уротропина (составная часть катапина КИ-1). В случае использования соляной кислоты вязкость раствора полимера уменьшается, что связано с уменьшением рН среды, Таким образом,.при последовательном нагнетании в скважину указанных составов в начале всегда двигается более вязкая жидкость, а после нее — менее вязкая жидкость.

Таким образом, предварительная закачка раствора, содержащего эфиры целлюлозы, ингибитор коррозии и воду, позволяет создать на поверхности скважинного оборудования экранирующий слой, состоящий из адсо рбцион ного слоя ин гибитора коррозии и вязкого слоя, содержащего водный раствор эфира целлюлозы и ингибитора коррозии, При этом концентрация эфира целлюлозы как в первой порции, так и во второй должна быть одинаковой, Это необходимо для того, чтобы вязкость первой порции была всегда выше вязкости второй порции, а также для того, чтобы не наблюдалось размывания вязкого слоя иэ-за миграции молекул эфира целлюлозы из более концентрированного раствора в менее концентрированный.

В табл, 1 представлены физико-химические свойства агрессивных сред и экранирующих жидкостей.

Минимальное содержание эфиров целлюлозы составляет 1 /,, поскольку при такой концентрации достигается максимальное снижение скорости коррозии металла загущенным кислотным раствором (табл. 1, опыты 6, 9 и 12); Максимальное содержание эфиров целлюлозы ограничивается концентрациями, при которых еще не возникает затруднений с приготовлением рабочих растворов, Последовательное нагнетание вязкого раствора ингибитора коррозии и загущенного кислотного раствора позволяет за счет образования экранирующего слоя снизить

1661383

55 скорость коррозии оборудования. Лабораторные исследования показали, что предварительное экранирование образца металла позвоЛяет снизить скорость коррозии металла. Методика определения скорости коррозии металла состоит в следующем. B качестве образца металла используют сталь-45. В качестве агрессивной среды используют 10 -ную соляную кислоту или ее с одной из добавок: катапина КИ-1, ГЭЦ, КМЦ-600, ОЭЦ, а также модель пластовой воды — водные растворы хлористого кальция (табл. 1).

Исследования проводят при 80 С и атмосферном давлении. В опытах моделируют наиболее сложную ситуацию: загущенный кислотный раствор в результате непредвиденной ситуации находится в межтрубном пространстве при 80 С. Для этого образец металла из стали-45 предварительно 10 — 20 мин выдерживают в экранирующей жидкости, после чего его переносят в стакан с кислотным раствором, нагретым до 80 С.

Объем кислотного раствора выбирают из расчета 4 мл раствора на 1 см поверхности.

Время выдержки образца в кислотном растворе составляет 1,5-2,0 ч (среднее время закачки кислоты в пласт). По окончании реакции образец стали-45 тщательно промывают от органических остатков и определяют изменение его массы.

Данные о результатах определения скорости коррозии стали-45 представлены в табл. 2, В ходе исследований установлено, что использование предлагаемого способа позволяет существенно снизить скорость коррозии подземного оборудования по сравнению с известным. При использовании предлагаемых составов скорость коррозии стали-45 пои 80 С составляет (148 — 2400) 10 гlм .мин, а в 10 -ном растворе соляной кислоты — 30460. 10 г/м мин (табл. 1, опыт 1), Совместное использование ингибитора коррозии (катапина КИ-1) и эфира целлюлозы (ГЭЦ, ОЭЦ) в соляной кислоте приводит к синергетическому эффекту по сравнению с их отдельным использованием. Дополнительное выдерживание образца металла в экранирующей жидкости позволяет дополнительно снизить скорость коррозии.

Так, для наилучших результатов скорость коррозии стали-45 по предлагаемому способу лишь в 30 — 45 раэ выше, чем стали45 в пластовой воде (0,5-2,0 -ный раствор хлористого кальция).

Таким образом, использование предлагаемого способа, т.е. последовательное на5

40 гнетание раствора, содержащего эфиры целлюлозы, катапин КИ-1 и воду, а затем загущенной эфирами целлюлозы кислоты, позволяет снизить скорость коррозии скважинного оборудования по сравнению с известным.

Порядок приготовления составов следующий.

Расчетное количество эфира целлюлозы растворяют при 50 — 60 С в расчетном количестве воды. Затем в приготовленный раствор добавляют при перемешивании расчетное количество катапина КИ-1, в случае кислотного раствора — соляной кислоты.

Пример 1. 5 r (5 мас. ) КМЦ-600 растворяют при 50 — 60 С в 92 г (92 мас. ) воды. Затем в этот раствор добавляют при перемешивании 3 г(3 мас. ) катапина КИ-1 (табл. 1, опыт 22).

Пример 2. 1,7 r (1,7 мас, (,) ГЭЦ растворяют при 50 — 60 С в 96,3 г(96,3 мас. ) воды. Затем в этот раствор добавляют при перемешивании 2 г(2 мас,; ) катапина КИ-1 (табл. 1, опыт 15), Пример 3. 1 r (1 мас, ) ОЭЦ растворяют при 50 — 60 С в 98,5 г (98,5 мас. ) воды, Затем в этот раствор добавляют при перемешивании 0.5 г (0,5 мас. ) катапина КИ-1 (табл, 1, опыт 17), Пример 4. 1 г (1 мас, ) ГЭЦ.растворяют при 50 — 60 С в 82,1 г (82,1 мас, ) воды.

Затем в этот раствор добавляют при перемешивании последовательлно 0,2 г (0,2 мас, ) катапина КИ-1 и 16,7 r (5 мас. HCI и 11,7 мас, воды) 30 -ного раствора соляной кислоты.

Пример 5. 2 г (2 мас. ) ОЭЦ растворяют при 50 — 60 С в 64,2 г (64,2 мас. ) воды.

Затем в этот раствор добавляют при перемешивании последовательно 0,5 г (0,5 мас. ) катапина КИ-1 и 33,3 r (10 мас, o HCI и 23,3 мас. воды) 30 /,-ного раствора НС!.

Пример 6. 5 г (5 мас. ) КМЦ-600 растворяют при 50 — 60 С в 26,4 r (26,4 мас. ) воды, Затем в этот раствор добавляют при перемешивании последовательно

2 г (2 мас.,) катапина КИ-1 и 66,6 г (20 мас, HCI и 46,6 мас., воды) 30 -ного раствора солянои кислоты.

Например для кислотной обработки выбирают нефтяную скважину. Исходные данные: глубина скважины 2460 м, интервал перфорации 2365 — 2440 м, пластовая температура 53 С, пластовое давление 14,6 МПа, эксплуатационная колонна 146 мм, насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с подземным оборудованием спущены до глубины 2350 м.

1661383

Основным технологическим параметром для расчета процесса является объем кислотного раствора. Например, необходимо закачивать в скважину 18 мз загущенной кислоты. Нагнетание данного объема кисло- 5 ты проводят в два цикла по 9 м в каждом.

Объем первой порции определяют, используя исходные данные. Объем экранирующей жидкости равен 0,3 18 м = 5,4 м . Концентрация ГЭЦ в каждой из порций в 10 первом цикле составляет, например, 1 мас., а во втором цикле — 1,5 мас.7ь. Концентрации остальных компонентов следующие, мас. : катапин КИ-1 1; соляная кислота 10. Таким образом, в процессе об- 15 ,работки в скважину последовательно закачивают 2,7 мз экранирующей жидкости, содержащей, мас, : ГЭЦ 1; катапин КИ-1 1 и вода остальное; 9 м загущенного кислотного, раствора, содержащего, мас. : HCI 10; ГЭЦ 1; 20 катапин КИ-1 1 и вода остальное, 2,7 м экра з нирующей жидкости, содержащей, мас. : ГДЦ 1,5; катапин КИ-1 1 и вода остальное; 9 и загущенного кислотного раствора, содержащего, мас. : НС! 10; ГЭЦ 1,5; катапин 25

КИ-1 1 и вода остальное, т.е, в общем 5,4 м экранирующей жидкости и 18 м загущенного кислотного раствора.

Объем жидкости для заполнения скважины V>.>y, определяют из уравнения 30

Чз.ж = K ((R - г )Н + и hj, где R — радиус скважины, м;

r — внешний радиус НКТ, м; 35

Н вЂ” высота НКТ, м;

h — расстояние от нижних отверстий перфорации до башмака НКТ, м.

Нз.ж = 3,14 . ((0,061 - 0,036 ) 2350+ 40

+ 0,061 90)= 19 м", После остановки скважины заполняют затрубное пространство 19 м продавочной 45 жидкостью, Затем последовательно нагнетают 2,7 м экранирующей жидкости, 9 м загущенного кислотного раствора, 2,7 м экз ранирующей жидкости и 9 м загущенного з кислотного раствора. Последнюю порцию кислотного раствора продавливают в пласт

19 м продавочной жидкостью. Если есть необходимость кислотный раствор продавливать глубже в пласт, то количество продавочной жидкости увеличивают на необходимый объем, который определяется расчетно или практически.

Использование предлагаемого способа позволяет в 2,5-2,8 раз снизить скорость коррозии промывочного оборудования и значительно сократить эксплуатационные расходы.

Формула изобретения

1, Способ кислотной обработки пласта, включающий нагнетание кислотного раствора в пласт по затрубному пространству, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет снижения скорости коррозии скважинного оборудования, в пласт через затрубное пространство перед нагнетанием кислотного раствора закачивают экранирующую жидкость следующего состава, мас. :

Эфиры целлюлозы 1,0 — 5,0

Катапин 0,5-3,0

Вода Остальное а в качестве кислотного раствора в пласт через затрубное пространство нагнетают загущенный кислотный раствор, имеющий следующий состав, мас. :

Соляная кислота 5,0 — 20,0

Эфиры целлюлозы 1,0 — 5.0

Катапин 0,2 — 2,0

Вода Остальное. при этом объем порции экранирующей жидкости составляет 0,2-0,3 от объема кислотного раствора.

2, Способ по п,1, отличающийся тем, что в качестве эфиров целлюлозы в закачиваемых через затрубное пространство экранирующей жидкости и загущенном кислотном растворе используют или гидроксиэтил-, или оксиэтил-, или карбоксиэтилцеллюлозу.

1661383

Таблица 1

Вяэкость мла С отиость к гг м1 1

Опыт

Эфир паллюпоэы Катапии Добавки

КИ-1

Вода

30460

1,3

1048

HC1 10

1310

1,3

1050

89,5

0,5

То we

31290

104

1059

89 гэц

КЦИ-600 1

ГЭЦ 0,8 и

29510

12 1058

580

114

1056 и

88,7

0,5

450

384

1060

88,5

0,5

ГЭЦ 1

759

435

1062

87,5

0,5

ГЭЦ 2

630

139

1057

°t

88,7

0,5

8 . ОЭЦ 0,8

1058

480

° I

88,5

0,5 оэц

440

873

° t

1062

87,5

0,5 оэц г

КИЦ-600 0,8

КИЦ-600 1

КИЦ-600 2

7000

8,5

1058

° t

88,7

0,5

6100

10 8

1 °

88,5

0 5

5750

1059 и

87,5

0,5

1880

° 1

1006

98,5

0,5

ГЭЦ 1

8450 и

96,3

101 21

ГЭЦ 1,7

ГЭЦ 2,5

17800

1018

94,5 и оэц !

2310

° I

1007

98,5

0,5 и

12600

1013

96,3

ОЭЦ 1,7

ОЭЦ 2,5

3!100

1017

94,5

98,5

20 КИЦ-600 1

1007

0,5

356

1012

КИЦ-600 3

КИЦ-600 5

21

10600

1017

1008

99,5

СаС1ь0,5

СаС12, 2

1,2

1015

Таблица 2

Составитель Ю,Журов

Техред M.Moðãåíòàë

Редактор И.Шулла

Корректор М.Демчик

Заказ 2106 Тираж 368 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35; Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

1 (иэ-вестиый) Скорость корроэии стади-45, !

О г/м мии