Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойной зоны пласта кислотными растворами эксплуатационных скважин.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости и соляной кислоты.
Недостатком способа является то, что в качестве буферной жидкости используют углеводородную жидкость (нефть, дизельное топливо и др.) без улучшающих добавок, поэтому имеет место интенсивная солянокислотная коррозия труб, особенно при повышенных скважинных температурах.
Известен также способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости, а затем соляной кислоты.
Этот способ предусматривает покрытие в процессе прокачки поверхности труб защитной пленкой буферной жидкости из смеси дизельного топлива с солянокислой солью жирных аминов (АНП-2). Однако и это все же недостаточно эффективно позволяет снизить солянокислотную коррозию металла и произвести облагораживание соляной кислоты при частичном смешении в период прокачки.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта в качестве буферной жидкости используют ингибитор коррозии СНРХ-6012, представляющий собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя.
Технический результат выражается в снижении интенсивности коррозии металла защитными покрытиями и частичном облагораживании за счет снижения поверхностного натяжения, смешенной с соляной кислотой порции.
Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода. Заводы-изготовители для нужд нефтяной промышленности поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (СОСТ 857-78). По заказу потребителей в соляную кислоту добавляют ингибиторы, например, ПБ-5 (ТУ МХП 6-01-730-72), В-2 для кислоты по ТУ 6-01-714-77, КИ-1 (ТУ 62012873276) и др.
Ингибитор коррозии СНПХ-6012 (ТУ 39-576565-7-022-84) представляет собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя. Это вязкотекучая жидкость от желтого до светло-коричневого цвета с подвижным осадком, плотность при 20oC 867 кг/м3. Температура застывания - минус 30oC, температура кипения 120oС, температура вспышки - 45oC.
Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта реализуют следующим образом.
В насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивают 0,5 1,5 м3 ингибитора коррозии СНПХ-6012, после чего соляную кислоту в объеме 0,3 1,5 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. Далее продавочной жидкостью (техводой, солевым раствором, нефтью и др.) в объеме НКТ и затрубного пространства в интервале перфорации продавливают соляную кислоту в продуктивный пласт. В процессе продвижения буферного раствора и соляной кислоты по НКТ до забоя происходит их разогрев и частичное смешивание. Кроме того, при прокачке ингибитора коррозии СНПХ-6012 внутренняя поверхность НКТ, обсадной колонны в призабойной зоне, поверхность перфорационных каналов с участком цементного камня и поверхность порового пространства пласта-коллектора покрываются гидрофобной пленкой. Защитное покрытие существенно замедляет скорость реакции соляной кислоты с металлом даже в динамических условиях течения растворов. Подтверждающие данные представлены в табл. 1. Лабораторные исследования по определению скорости коррозии металла проводились на образцах из стали НКТ и обсадных труб марки "Д". Отшлифованные пластины размером 16 х 15 х 1 мм предварительно обезжиривались и взвешивались, устанавливались с фторопластовыми держателями в стаканы с кислотным раствором. Предварительно пластинки опускались в емкость с ингибитором коррозии СНПХ-6012 на 1 мин, затем подвешивались для стека излишка и помещались в стаканы с кислотным раствором. Объемы кислотных растворов брали из условия 7 см3 на 1 см2 пластинок. Стаканы устанавливали на 1 час в термостат, где вращались со скоростью 150 мин-1.
Кроме того, при движении буферной жидкости и соляной кислоты происходит их частичное смешение в приграничной зоне, вследствие чего происходит снижение поверхностного натяжения соляной кислоты, что позволяет за счет высокой проникающей способности первых порций соляной кислоты, смешанных с СНПХ-6012, обработать не только высокопроницаемые участки продуктивного пласта, но и низкопроницаемые участки, а после кислотной обработки легче удалить продукты реакции из порового пространства при меньших капиллярных давлениях. Замеры межфазного натяжения на границе "кислотный раствор-керосин", выполненные на сталагмометреа представлены в табл. 2. Видим, что межфазное натяжение с ростом концентрации СНПХ-6012 в соляной кислоте снижается как в технической ингибированной (т.и.), так и химически чистой (х.ч.) кислоте, причем при смешении СНПХ-6012 в х.ч. HCl межфазное натяжение существенно ниже, чем в исходной т.и. заводом-поставщиком соляной кислоте ингибитором ПБ-5.
Эффективность предлагаемого способа заключается: в продлении срока службы скважинного оборудования; в предупреждении кольматации порового пространства пласта соединениями железа, что вместе с повышением полноты охвата пласта, причем более глубокой обработки, позволит существенно повысить успешность кислотной обработки, ускорить вывод скважины на режим.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1993 |
|
RU2077666C1 |
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА | 1993 |
|
RU2065950C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1993 |
|
RU2042807C1 |
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА | 1993 |
|
RU2077669C1 |
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ | 1993 |
|
RU2077668C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН | 1999 |
|
RU2204708C2 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ | 1993 |
|
RU2071547C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ | 2000 |
|
RU2177542C2 |
СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1993 |
|
RU2057909C1 |
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЕ | 1993 |
|
RU2061860C1 |
Использование: при обработках призабойных зон продуктивных пластов солянокислотными растворами в период освоения и эксплуатации добывающих скважин для снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования путем нанесения в процессе прокачки защитного пленочного покрытия. Сущность изобретения: в трубное пространство последовательно закачивают буферную жидкость - ингибитор коррозии СНПХ-6012, представляющий композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя, соляную кислоту и продавочную жидкость. 2 табл.
1 Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости, а затем соляной кислоты, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют ингибитор коррозии СНПХ-6012, представляющий собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя.
Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
Уметбаев В.Г | |||
Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего | |||
- М.: Недра, 1989, с | |||
Приспособление для получения кинематографических стерео снимков | 1919 |
|
SU67A1 |
Аппарат для очищения воды при помощи химических реактивов | 1917 |
|
SU2A1 |
Способ обработки призабойной зоны пласта | 1974 |
|
SU563485A1 |
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
Авторы
Даты
1997-04-20—Публикация
1993-07-09—Подача