Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта


 


Владельцы патента RU 2424272:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Технический результат - значительное снижение коррозионной активности состава, исключающее загрязнение пласта и снижение его продуктивности, повышение эффективности воздействия на пласт путем замедления нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающее более глубокое проникновение в пласт и увеличение текущей нефтеотдачи пласта, утилизация отхода производства бензальдегида. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, в качестве ингибитора коррозии содержит отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20, солянокислые ароматические амины 20-30, воду остальное, дополнительно - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9, отход производства бензальдегида 10-20, уксусная кислота 0,1-1,0. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

Наиболее распространенными составами для химического воздействия на пласт являются различные варианты кислотных растворов с добавками ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ.

Однако такие составы имеют существенные недостатки - они обладают высокой коррозионной активностью по отношению к оборудованию промышленных установок и высокую скорость взаимодействия кислоты с породами продуктивного пласта, и, как следствие, недостаточно глубокое проникновение активного реагента в пласт.

Известен состав для химической обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии - уротропин, поверхностно-активное вещество, мочевину и воду (А.С. 1084421, E21B 43/27, опубл. 07.04.1984).

Недостатками данного состава являются: высокая степень коррозионного воздействия на оборудование и то, что эффективное его использование с образованием пенокислотной системы возможно только при повышенной температуре пласта, так как мочевина под действием температуры 105°C и выше разлагается водой с образованием аммиака и углекислого газа.

Известен состав для обработки высокотемпературных нефтяных скважин, включающий раствор соляной кислоты 12% концентрации и поверхностно-активное вещество в количестве от 0,8 до 1,2% по объему (патент 2204708, E21B 43/27, опубл. 20.05.2003).

Недостатком данного состава является высокая степень коррозионного воздействия на оборудование и низкое содержание основного действующего вещества.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, ингибитор коррозии - смесь кубового остатка анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя, а также воду (патент 2100586, E21B 43/27, опубл. 27.12.1997).

Недостатком данного состава является высокая коррозионная активность и значительное содержание ингибирующей композиции - смолообразных кубовых отходов производства органических веществ в смеси с органическим растворителем по отношению к основному компоненту состава - соляной кислоте, что увеличивает экологическую нагрузку на недра при воздействии состава на пласт.

Техническим результатом настоящего изобретения являются значительное снижение коррозионной активности состава, исключающее загрязнение пласта и снижение его продуктивности, повышение эффективности воздействия на пласт путем замедления нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающее более глубокое проникновение в пласт и увеличение текущей нефтеотдачи пласта, а также утилизация водно-солевого раствора - отхода производства бензальдегида.

Технический результат достигается применением состава для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающего соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, содержащего в качестве ингибитора коррозии отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20, солянокислые ароматические амины 20-30, воду остальное и дополнительно - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9
Отход производства бензальдегида 10-20
Уксусная кислота 0,1-1,0

Приведенный состав для кислотной обработки является оптимальным, снижение содержания компонентов менее указанных нижних пределов их концентраций приводит к снижению его эффективности, а увеличение выше верхних пределов их концентраций не приводит к значимому увеличению эффективности предлагаемого состава.

Известно, что действие хлористого аммония на породу пласта протекает по следующим реакциям (Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986 г. стр.168).

Известняк

CaCO3+2 NH4Cl=CaCl2+(NH4)2CO3

(NH4)2CO3=2NH3+H2O+CO2

Бикарбонат кальция

Са(HCO3)2+2NH4Cl=2NH4(HCO3)+CaCl2

2NH4(HCO3)=2NH3+2H2O+2CO2

Аммиак, в свою очередь, связывается с присутствующим в солянокислотном составе хлористым водородом в хлорид аммония, а образующийся углекислый газ обеспечивает однородность состава солянокислотной системы и ее более глубокое проникновение в пласт. Таким образом, осуществляется процесс самогенерации газовой системы внутри пласта. Кроме этого постоянно образующийся хлористый аммоний не только способствует замедлению нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающего более глубокое проникновение в пласт, но и препятствует образованию внутри пласта нерастворимых соединений продуктов реакции состава с породой, поскольку механизм действия хлористого аммония основан не на подавлении центров кристаллизации, а на химическом разложении бикарбонат-ионов с выведением их из раствора в виде углекислого газа.

Содержащиеся в составе солянокислые ароматические амины и уксусная кислота значительно повышают защитные свойства состава, снижается коррозионная активность, исключается загрязнение пласта гелеобразными соединениями железа, снижающее его продуктивность.

Содержащаяся в составе уксусная кислота препятствует формированию гелеобразной массы осадка соединений железа, которая кальматирует, закупоривает поры пласта, кроме этого связывает ионы железа в водорастворимый комплекс, тем самым повышая ингибирующую способность солянокислых ароматических аминов.

FeCO3+2СН3СООН=Fe(CH3COO)2+H2O+CO2

Соляная кислота является отходом хлорорганических производств, полученным абгазным методом (ТУ 2122-331-05763458-2002).

Отход производства бензальдегида - водно-солевой раствор и представляет собой однородную, прозрачную жидкость, содержащую, мас.%: хлорид аммония 10-20, солянокислые ароматические амины (бензиламина, дибензиламина, трибензиламина, бензилиденбензиламина, метилбензиламина, а также метиламина, и метилимина) 20-30, воду остальное.

Состав готовят следующим образом:

Пример 1.

В емкость для приготовления состава загружают 79,9 г соляной кислоты (водный раствор, содержащий соляной кислоты 27,5 масс.%), затем добавляют 0,1 г уксусной кислоты из расчета на сухое вещество) и 20 г водно-солевого раствора производства бензальдегида. Смесь перемешивают в течение 30 минут до получения однородного по объему раствора.

Таким образом, варьируя соотношение компонентов, готовят составы 2-10 табл.1 по аналогии с примером 1.

Предлагаемый состав для солянокислотной обработки скважины стабилен при перевозке и хранении. Данный состав хорошо смешивается с пластовой водой в любых соотношениях, обеспечивает эффективную обработку скважины за счет замедления нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающего более глубокое проникновение в пласт, не образует с породой нерастворимые соли. Состав обеспечивает надежную защиту нефтепромыслового оборудования как наземного, так и подземного от коррозии. В результате увеличивается срок службы нефтепромыслового оборудования, уменьшается опасность аварии.

Лабораторные исследования по определению скорости коррозии металла проводились на образцах марки 08 КП или Ст3 по следующей методике:

Определение скорости коррозии стали проводили в приборе, состоящем из стеклянного цилиндра вместимостью 400 см3, с меткой на 250 см3 с пришлифованной пробкой, в которой свободно закреплен стержень с крючками и пластины из углеродистой стали Ст3, Ст 08КП размером 50×20×2 и выбитыми номерами и отверстиями для подвешивания на крючки диаметром 4 мм, находящимися на расстоянии 4 мм от верхнего края пластины.

В цилиндр прибора наливали 250 см3 исследуемого состава и помещали стержень с тремя подвешенными пластинами так, чтобы пластины были полностью погружены в раствор продукта. Цилиндр с пластинами помещали в термостат и выдерживали в течение 24 часов при температуре 18-20°C.

Далее пластины вынимали из раствора, промывали их обильным количеством воды, удаляли щеткой или резиной налет, промывали ацетоном, потом спиртом, сушили на воздухе и взвешивали.

Вычисление результатов измерений:

Скорость коррозии стали (L), г/м2 час, вычисляли по формуле

L=(m-m1)/(S×24),

где

m - масса пластины до начала испытаний, г;

m1 - масса пластины после испытаний, г;

S - площадь пластины, м2.

Площадь пластины (S), м2, вычисляли по формуле

S=2(ав+ас+вс)/106,

где

а - длина пластины, мм;

в - ширина пластины, мм;

с - толщина пластины, мм.

За результат анализа принимали среднее арифметическое значение двух параллельных измерений.

Эффективность ингибирования (Э) определяли как отношение разницы в скорости коррозии стали в соляной кислоте и в исследуемых составах к скорости коррозии в соляной кислоте

Э=[(Lo-Li)/Lo]×100%,

где

Lo - скорость коррозии стали в среде соляной кислоты, г/м2 час;

Li - скорость коррозии стали в среде исследуемого состава, г/м2 час.

Результаты проведенных исследований приведены в табл.1. Как видно из данных табл.1, предлагаемый состав проявляет высокие ингибирующие свойства, что позволяет эффективно его использовать при солянокислотной обработке скважины.

Предлагаемый состав по сравнению с известными обладает следующими преимуществами:

- исключается агрессивное воздействие соляной кислоты на нефтепромысловое оборудование за счет эффективной работы ингибирующей системы состава;

- увеличивается эффективное воздействие на пласт за счет замедления нейтрализации кислотного раствора и исключения образования нерастворимых или труднорастворимых в воде соединений;

- снижается экологическая нагрузка на окружающую среду за счет эффективного использования отхода действующего производства,

Таблица №1
№ п/п Содержание компонентов, массовых % Скорость коррози, г/м2 час Эффективность ингибирования, %
Соляная кислота 27,5% концентрации Водно-солевой раствор производства бензальдегида Уксусная кислота
(на сухое вещество)
1 2 3 4 5 6
Предлагаемый состав
1 79,9 20,0 0,1 0,019 99,87
2 81,0 18,5 0,5 0,021 99,85
3 81,7 17,3 1,0 0,07 99,51
4 83,2 16,0 0,8 0,078 99,46
5 84,7 14,7 0,6 0,1 99,3
6 86,0 13,5 0,5 0,09 99,38
7 87,95 11,8 0,25 0,12 99,17
8 88,8 11,0 0,2 0,15 98,97
9 89,25 10,5 0,25 0,123 99,15
10 89,9 10,0 0,1 0,19 98,69
Составы прототипа патент 2100586
Соляная кислота 25,3% Кубовый остаток производства+растворитель Вода
1 34 Анилина 1,0+10 спирт.фр 55 0,41 96,73
2 10 Анилина 3,0+16 водно-метанольная фракция 71,0 0,12 99,18
3 25 П-фенетидина 3,0+16 диоксан 56,0 0,02 99,86
4 10 (соляная кислота 30% концентрации) П-фенетидина 0,9+16
эфироальдегидная фр.
86,5 0,07 90,5
5 34 П-фенетидина 3,0+16,0 эфироальдегидная фр. 47 0,2 98,64
6 10 Сантохина 3,0+16 эфироальдегидная 71,0 0,042 98,80
фр.
7 34 Сантохина 1,0+
10,0 диоксан
55 0,21 94,0

содержащего ценные компоненты, функционально действующие на породу пласта и защищающие нефтепромысловое оборудование;

- снижается себестоимость производства солянокислотного реагента за счет замены дорогого ингибитора кислотной коррозии отходом действующего производства.

Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что в качестве ингибитора коррозии он содержит отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20, солянокислые ароматические амины 20-30, воду остальное, и дополнительно - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9
Отход производства бензальдегида 10-20
Уксусная кислота 0,1-1,0


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологическим составам для создания больших поверхностей фильтрации и повышения проницаемости в призабойной зоне пласта при проведении гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области. .
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при бурении скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при бурении скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов.

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин.
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа
Изобретение относится к производству керамических проппантов-расклинивателей, предназначенных для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения продуктивности скважин и ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов с использованием физико-химических методов воздействия
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине
Наверх