СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для химической обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, ингибитор коррозии уротропин, поверхностно-активное вещество, мочевину и воду [1]
Недостатком известного состава является то, что эффективное его использование возможно только при повышенной температуре пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки скважины или призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, хлористый кальций, ингибитор коррозии ПБ-5 и воду [2]
Недостатками известного состава является то, что входящий в него ингибитор коррозии ПБ-5 после нейтрализации кислоты выпадает в осадок и кольматирует пласт, а также недостаточная эффективность ингибирования оборудования при обработке скважины.

Предлагаемый состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта содержит соляную кислоту, смесь кубового остатка производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя, воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Соляная кислота 10,0-34,0
Смесь кубового остатка производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5-19,0
Вода Остальное
Соляная кислота является отходом производства, полученным абгазным методом (ТУ 6-01-046893821-80-92).

Для приготовления смеси, используемой в качестве ингибитора коррозии, берут кубовый остаток производства анилина (Технологический регламент производства анализа контактным способом, инв. N 51971, утвержденный в 1974, ПО "Химпром") или кубовый остаток производства п-фенетидина (Технологический регламент производства пара-фенетидина, N 149-п, утвержденный в 1989, ПО "Химпром"), или кубовый остаток производства сантохина (Постоянный регламент производства сантохина N 71-3) и гидрофильный органический растворитель, в качестве которого может быть использована водно-метанольная фракция или эфиро-альдегидная фракция (спиртоальдегидная фракция), или спиртовая фракция, являющиеся отходами производств и сжигаемыми с целью уничтожения, а также ацетон (ГОСТ 2603-79), этанол (ГОСТ 18300-87), 1,4-диоксан (ГОСТ 10455-88), диметилформамид (ГОСТ 20289-74), полиэтиленгликоль (ТУ 6-15-02-268-92) и флотореагент Т-66 (ТУ 38-103243-79).

Кубовый остаток производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя берут в объемном соотношении 1:(3: 10).

Предлагаемый состав для кислотной обработки стабилен при перевозке и хранении, обеспечивает эффективную обработку скважины или призабойной зоны пласта за счет растворения пород, слагающих призабойную зону, отмыва со стенок скважины и пород пласта АСПО и окислов и гидроокисей железа, диспергирование глинистых частиц, а также при использовании уменьшает коррозию наземного и подземного оборудования.

Состав готовят следующим образом.

В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, наливают соляную кислоту в количестве 10% от общего объема и воду в количестве 79,0 мас. Из капельной воронки при перемешивании добавляют предварительно приготовленную смесь кубового остатка анилина и ацетона при их объемном соотношении 1: 10, затем состав перемешивают в течение 5 мин (табл. 1, опыт 1).

Аналогичным образом, варьируя компоненты и их соотношения, готовят составы 2-12 (табл. 1 и 2).

Приготовленные составы испытывают на определенные эффективности при обработке призабойной зоны пласта.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик предлагаемого состава проводят на насыпных линейных моделях длиной 4-0,5 см и поперечным сечением пористой среды 1,54 см².

В качестве пористой среды используют кварцевый песок со степенью помола от 0,07 до 0,12 мм с добавлением до 5 мас. измельченного карбоната.

Вначале проводят насыщение пористой среды пресной водой, затем предлагаемым составом в количестве не менее 1 п.о. После чего модель выдерживают 4 ч для полного взаимодействия состава с пористой средой и далее проводят вымывание состава до установившегося фиксированного значения сопротивления пористой среды. Рассчитывают величину фильтрационного сопротивления среды до и после ввода состава по формуле:

где K_iв проницаемость пористой среды по воде до ввода предлагаемого состава, Д;
K_2в проницаемость пористой среды по воде после ввода предлагаемого состава, Д.

Результаты приведены в табл. 1. Из приведенных данных видно, что использование заявляемого состава снижает фильтрационное сопротивление на 36,4-74,6% а использование известного состава приводит к его увеличению на 7,07-64,6%
Для доказательства того, что использование предлагаемого состава не вызывает коррозии наземного и подземного оборудования, были проведены испытания на определение скорости коррозии и эффективности ингибирования. В экспериментах используют образцы стали марки Ст3, а соляную кислоту берут 25,30% концентрации. Пластины стали выдерживают в исследуемых составах 24 ч при 20^oC. Скорость коррозии стали (U) в г/м² вычисляют по формуле:

где m_i масса пластины до начала эксперимента, г;
m₂ масса пластины после эксперимента, г;
S площадь пластины, м².

Эффективность ингибирования (Z) в определяют как отношение разницы в скорости коррозии стали в соляной кислоте и в исследуемых составах к скорости коррозии в соляной кислоте:

где U₀ скорость коррозии стали в соляной кислоте, г/м².ч;
U_i скорость коррозии стали в исследуемом составе, г/м².ч.

Результаты проведенных исследований приведены в табл. 2. Как видно из данных табл. 2, предлагаемый состав проявляет более высокие ингибирующие свойства, что позволяет эффективно его использовать при обработке скважины или призабойной зоны пласта.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими преимуществами:
уменьшается фильтрационное сопротивление пористой среды призабойной зоны пласта;
очищается скважина от отложений, образованных в результате ее эксплуатации;
снижается скорость коррозии наземного и подземного оборудования;
утилизируются крупнотоннажные отходы производств, за счет чего улучшается экологическая обстановка окружающей среды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта. Задача изобретения - создание состава, позволяющего эффективно воздействовать на скважины за счет удаления асфальто-смолопарафиновых отложений, глинистых частиц, окислов и гидроокисей железа и на призабойную зону пласта за счет снижения фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Состав содержит следующие компоненты, мас.%: соляная кислота 10,0-34,0, смесь кубового остатка анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5-19,0, вода остальное. 2 табл.

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 смесь кубового остатка производства анилина, или п-фенетидина, или сантохина и гидрофильного органического растворителя при следующем соотношении компонентов, мас.

Соляная кислота 10 34
Смесь кубового остатка анилина, или п-фенетидина, или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5 19,0
Вода Остальное