Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта


 


Владельцы патента RU 2425858:

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 - 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 ингибитора коррозии В2. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, в качестве ингибитора коррозии содержит отход производства ингибитора коррозии В2, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, масс.%: хлорид аммония 15-18, ароматические амины 4-5, воду остальное, и ингибитор коррозии В2 при следующем соотношении компонентов, масс.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 80-84,9, отход производства ингибитора коррозии В2 15-20, ингибитор коррозии В2 20,05-0,15. 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, имеют 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. 07.04.84).

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°С и выше разлагается водой с образованием аммиака и углекислого газа.

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. 27.12.97).

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 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 ингибитора коррозии В2.

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 ингибитора коррозии В2, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, масс.%: хлорид аммония 15-18, ароматические амины 4-5, воду остальное, и ингибитор коррозии В2 при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Соляная кислота 27,5%-ной концентрации 80-84,9
Отход производства ингибитора коррозии В2 15-20
Ингибитор коррозии В2 0,05-0 15

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 + 2NH4Cl = CaCl2  + (NH4)2CO3

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

Бикарбонат кальция

Ca(HCO3)2 + 2NH4Cl = 2NH4(HCO3) + CaCl2

2NH4(НСО3) = 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 ароматические амины (бензилиденбензиламин, дибензиламин, трибензиламин, а также бензамид и бензальдегид) представляют собой сбалансированную смесь нескольких действующих веществ, обладающих ингибирующими свойствами в среде соляной кислоты, что значительно снижает коррозионную активность состава, исключая тем самым загрязнение пласта гелеобразными соединениями железа, снижающее его продуктивность.

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.

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

Водно-солевой раствор является отходом производства ингибитора коррозии В2. Это водно-солевой раствор, представляющий собой однородную, прозрачную жидкость, содержащую 15-18 мас.% хлорида аммония и 4-5 мас.% ароматических аминов, воду до 100 мас.%.

Ингибитор коррозии В2 (ТУ 2499-353-05763458-2003 с изм.1, 2) представляет собой сбалансированную смесь нескольких действующих веществ, обладающих ингибирующими свойствами в среде соляной кислоты, содержащихся в составе ингибитора коррозии В2, масс.%: бензальдегид 25, бензиловый спирт 7, бензиламины 20, основание Шиффа 45.

Состав готовят следующим образом.

Пример 1

В емкость для приготовления состава загружают 84,9 г соляной кислоты (водный раствор, содержащий соляной кислоты 27,5 масс.%) абгазной, затем добавляют 15 г отхода производства ингибитора коррозии В2. Смесь перемешивают в течение 30 минут до получения однородного по объему раствора. Затем добавляют 0,1 г ингибитора В2 и вновь перемешивают в течение 30 минут до получения однородного 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. Ингибирующая система при достаточно малом содержании в составе 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 СтЗ, 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°С.

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 ч, вычисляли по формуле:

L=(m-ml)/(S×24),

где m - масса пластины до начала испытаний, г;

ml - 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 ч;

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

Результаты проведенных исследований приведены в табл.1. Как видно из данных табл.1 предлагаемый состав проявляет высокие ингибирующие свойства при относительно малом количестве ингибирующей системы по отношению к основному компоненту состава - соляной кислоте, что позволяет эффективно его использовать при солянокислотной обработке скважины.

Таблица №1
№ п\п Содержание компонентов, мас.% Скорость коррозии, г/м2 ч Эффективность ингибирования, %
Соляная кислота 27,5% концентрации Водно-солевой раствор производств, ингибитора коррозии В2 Ингибитор коррозии В2
1 2 3 4 5 6
Предлагаемый состав
1 84,9 15 0,1 0,15 98,98
2 84,95 15 0,05 0,19 98,7
3 83,9 16 0,1 0,15 98,98
4 82,15 17,7 0,15 0,02 99,86
5 81,87 18 0,13 0,06 99,58
6 81,37 18,5 0,13 0,062 99,57
7 80,86 19 0,14 0,09 99,38
8 80,63 19,3 0,07 0,14 99,04
9 80,0 19,95 0,05 0,12 99,18
10 79,95 20 0,05 0,15 98,98
Составы прототипа Патент 2100586
Соляная кислота 25,3% Кубовый остаток производств. + растворит. 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 фр. 71,0 0,042 98,80
7 34 Сантохина 1,0+10,0 диоксан 55 0,21 94,0

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

- снижается себестоимость производства солянокислотного реагента за счет замены большей части 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 ингибитора коррозии В2, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 15-18, ароматические амины 4-5, воду остальное, и ингибитор коррозии В2 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 27,5%-ной концентрации 80-84,9
Отход производства ингибитора коррозии В2 15-20
Ингибитор коррозии В2 0,05-0,15


 

Похожие патенты:

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 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 технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа. .
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 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 нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта. .

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 нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу на основе кремнийорганических соединений, и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков в скважины, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Изобретение относится к способу изоляции обводненных участков нефтяного пласта и может найти применение в нефтедобывающей отрасли
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к безглинистым полисахаридным растворам, применяемым для бурения горизонтальных и пологих скважин с большим углом отклонения, а также и боковых стволов с горизонтальным окончанием
Наверх