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

Описание патента на изобретение RU2425858C1

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.

Похожие патенты RU2425858C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Ускач Яков Леонидович
  • Попов Юрий Васильевич
  • Кострюкова Марина Николаевна
RU2424272C1
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
ИНГИБИТОР КИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ (ВАРИАНТЫ) 1997
  • Валеева Т.Г.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Баранов Ю.В.
  • Ефремов А.И.
  • Желтухин И.А.
RU2118403C1
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 ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1996
  • Валеева Т.Г.
  • Ефремов А.И.
  • Эндюськин В.П.
  • Желтухин И.А.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Хакимзянова М.М.
  • Быстрых Н.Н.
RU2119047C1
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
ИНГИБИТОР КИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ 1999
  • Баранов Ю.В.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Хакимзянова М.М.
  • Хлебников В.Н.
  • Мышляев Е.М.
  • Ефремов А.И.
  • Никифоров Н.Е.
RU2167222C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1996
  • Валеева Т.Г.
  • Баранов Ю.В.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Хакимзянова М.М.
  • Хлебников В.Н.
  • Ефремов А.И.
RU2100587C1
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
СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИН 2010
  • Ускач Яков Леонидович
  • Попов Юрий Васильевич
  • Кострюкова Марина Николаевна
RU2434044C1

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 - 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.

Формула изобретения RU 2 425 858 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 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

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2011 года RU2425858C1

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
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
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
US 4552672 A, 12.11.1985
US 4981601 A, 01.01.1991.

RU 2 425 858 C1

Авторы

Ускач Яков Леонидович

Попов Юрий Васильевич

Кострюкова Марина Николаевна

Даты

2011-08-10Публикация

2010-03-11Подача