СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2011 года по МПК C09K8/74 

Описание патента на изобретение RU2424272C1

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.

Похожие патенты RU2424272C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Ускач Яков Леонидович
  • Попов Юрий Васильевич
  • Кострюкова Марина Николаевна
RU2425858C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2015
  • Хисамов Раис Салихович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Нуриев Динис Вильсурович
  • Федоров Алексей Владиславович
RU2601887C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИН 2010
  • Ускач Яков Леонидович
  • Попов Юрий Васильевич
  • Кострюкова Марина Николаевна
  • Зотов Станислав Борисович
RU2434043C1
СОЛЯНОКИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ И РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2009
  • Миков Александр Илларионович
  • Шипилов Анатолий Иванович
RU2389750C1
Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины 2019
  • Шипилов Анатолий Иванович
  • Мелюхин Павел Васильевич
RU2709869C1
ИНГИБИТОР КИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ 1995
  • Валеева Т.Г.
  • Ефремов А.И.
  • Хлебников В.Н.
  • Шкуро В.Г.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Зиятдинов И.Х.
  • Хакимзянова М.М.
  • Желтухин И.А.
RU2075543C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА 2017
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Нуриев Динис Вильсурович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Федоров Алексей Владиславович
  • Жолдасова Эльвира Расимовна
RU2652409C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2019
  • Гладунов Олег Владимирович
  • Козлов Сергей Александрович
  • Фролов Дмитрий Александрович
  • Елесин Валерий Александрович
  • Латыпов Ренат Тахирович
  • Маринин Иван Александрович
  • Чегуров Сергей Петрович
RU2723768C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1995
  • Валеева Т.Г.
  • Ефремов А.И.
  • Хлебников В.Н.
  • Шкуро В.Г.
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Зиятдинов И.Х.
  • Желтухин И.А.
RU2100586C1
Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора 2019
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2724833C1

Реферат патента 2011 года СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

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.

Формула изобретения RU 2 424 272 C1

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

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2011 года RU2424272C1

СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1995
  • Валеева Т.Г.
  • Ефремов А.И.
  • Хлебников В.Н.
  • Шкуро В.Г.
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Зиятдинов И.Х.
  • Желтухин И.А.
RU2100586C1
Состав для химической обработки призабойной зоны пласта 1981
  • Тосунов Эдуард Михайлович
  • Полухина Надежда Александровна
SU1084421A1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 1999
  • Сафин С.Г.
  • Гафиуллин М.Г.
  • Есипенко А.И.
RU2204708C2
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1992
  • Поздеев О.В.
  • Глущенко В.Н.
  • Тульбович Б.И.
  • Неволин В.Г.
  • Матяшов С.В.
  • Узбеков Д.М.
  • Чапланов П.Е.
  • Изместьев А.Ф.
  • Поздеев А.Н.
  • Тимершин Г.Т.
RU2047756C1
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ 1993
  • Петров Николай Александрович
  • Есипенко Алла Илларионовна
RU2077668C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2003
  • Глазков О.В.
  • Прасс Л.В.
RU2237157C1
US 4552672 A, 12.11.1985
US 4981601 A, 01.01.1991.

RU 2 424 272 C1

Авторы

Ускач Яков Леонидович

Попов Юрий Васильевич

Кострюкова Марина Николаевна

Даты

2011-07-20Публикация

2010-03-11Подача