СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 1996 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к солянокислотным обработкам продуктивных горизонтов и операциям по установке кислотных ванн.

Известен способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб, закачку вслед за пленкообразующим раствором ингибированной соляной кислоты с последующей прокачкой продавочной жидкостью до интервала обработки.

Недостатком способа является то, что в качестве пленкообразующего буферного раствора предусматривает закачку только углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива и др. ), которая при прокачке образует на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонне в проперфорированном интервале пленочное покрытие, недостаточно эффективно защищающее от солянокислотной коррозии. Ингибирование же соляной кислоты заводами-изготовителями также не гарантирует полную защиту скважинного оборудования от кислотной коррозии при повышенных температурах.

Известен также способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии.

Этот способ предусматривает использование в качестве ингибитора солянокислотной коррозии реагент АНП-2, который все же недостаточно эффективно снижает коррозию металла скважинного оборудования.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки продуктивного пласта в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе.

Технический результат изобретения дальнейшее снижение интенсивности солянокислотной коррозии металла скважинного оборудования.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода. Заводы-изготовители для нефтяной промышленности поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). В соляную кислоту по заказу потребителей добавляют тот или иной ингибитор коррозии, например ПБ-5, В-2, КИ-1, уротропин и др. На практике при поступлении соляной кислоты на базы хранения часто происходит ее смещение в одной емкости с различными типами ингибиторов.

Ингибитор парафиноотложения СНПХ-7212 (ТУ 39-576565-7-023-84) представляет собой оксиалкилированные алкилфенолы с различными добавками в ароматическом углеводородном растворителе. Физико-химические свойства: внешний вид прозрачная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета со специфическим запахом; плотность при 20^oС 908,5 кг/м³; кинематическая вязкость при 20^oС 3 мПа • с; температура застывания минус 60^oС; температура кипения 120^oС; температура вспышки 42^oС; температура воспламенения 48^oС.

Дизельное топливо (ДТ) углеводородная жидкость (ГОСТ 305-73; ГОСТ 479-73).

Способ кислотной обработки продуктивного пласта осуществляют следующим образом.

В скважину спускают НКТ до проперфорированного интервала. На поверхности в отдельных емкостях приготавливают буферный пленкообразующий раствор в количестве 0,5 1,5 м³ путем смещения дизельного топлива с 5 15 ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе и солянокислотный раствор (из расчета 0,5 1,5 м³ на 1 м эффективной проперфорированной мощности продуктивного пласта) путем добавления и смещения в соляной кислоте, уже ингибированной заводским ингибитором, с ингибитором парафиноотложений СНПХ-7212, количество которого, например 0,5 1,5 выбирают в зависимости от конкретных условий скважины. Затем насосными агрегатами в НКТ последовательно закачивают пленкообразующий раствор, солянокислотный раствор и продавочную жидкость, например техводу, солевой раствор, нефть и др. при открытом кольцевом пространстве скважины на устье. При прокачке пленкообразующего раствора на внутренней поверхности НКТ наносится пленка, которая существенно замедляет солянокислотную коррозию металла, в свою очередь дополнительное ингибирование соляной кислоты реагентом НСПХ-7212 позволяет также понизить степень коррозии, причем СНПХ-7212 не выступает антагонистом заводских ингибиторов коррозии, все это подтверждают данные, представленные в таблице.

Скорость коррозии определяли на образцах стали труб нефтяного сортамента марки "Д" размером 16х15х2 мм. Отшлифованные и обезжиренные пластинки вставляли в держатели и помещали в стаканы с солянокислотным раствором, объем которого брали из условия 7 см³ на 1 см² поверхности пластинок. При определении ингибирующего действия пленочного покрытия металлические пластинки предварительно опускались в раствор дизельного топлива с 10 ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 на 1 мин и только после стека излишка пластинки также опускались в соляную кислоту на 1 ч. Образцы металла выдерживали в термостатах с перемешиванием.

Рассмотрим конкретный пример, указанный в таблице под номером позиции N 2, когда последовательно закачивают пленкообразующий раствор из дизельного топлива с добавкой 10 СНПХ-7212, а затем 22-ный раствор соляной кислоты со смешанным заводским ингибитором (КИ-1, ПБ-5, В-2), дополнительно обработанный 0,5 СНПХ-7212, что вместе позволило снизить солянокислотную коррозию при 80^oС до 25,1 г/(м²•ч) по сравнению с опытом N 8 без дополнительной ингибиторной защиты (по аналогу) реагентом СНПХ-7212, для которого единичный показатель равен 36,4 г/м²•ч), т. е. получено улучшение на 31 В другом примере N 3 показано, что СНПХ-7212 проявляет существенно лучшие пленкозащитные свойства от соляной кислоты с заводским ингибитором КИ-1 по сравнению с прототипом АНП-2 в примере N 11.

После доставки кислотного раствора до нижнего среза НКТ на устье перекрывают кольцевое пространство и продавливают солянокислотный раствор в продуктивный пласт на реагирование, затем скважину осваивают.

Эффективность от применения ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии металла как раздельно, так и одновременно в пленкообразующий раствор и соляную кислоту заключается в продлении сроков службы применяемого наземного и скважинного технологического оборудования и инструмента, предупреждении осложнений и аварийных ситуаций (разъедание и промыв резьб и раковин, порыв НКТ и др.) в процессе проведения технологических операций. ТТТ1

Использование: при проведении солянокислотных обработок пластов и установках кислотных ванн в период освоения скважин и ремонтных работ при строительстве и эксплуатации скважин для снижения интенсивности коррозии металла наземного и скважинного оборудования путем нанесения пленочного покрытия на их поверхности и дополнительного ингибирования кислоты. Способ кислотной обработки продуктивного пласта включает последовательную закачку пленкообразующего раствора из дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, в качестве которой используют ингибитор парафиноотложений типа СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе, и ингибированной соляной кислоты с дополнительной ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии СНПХ-7212. 1 табл.

Способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе.