Состав для кислотной обработки скважин и способ его приготовления Советский патент 1992 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение SU1774005A1

со С

Похожие патенты SU1774005A1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 1999
  • Сафин С.Г.
  • Гафиуллин М.Г.
  • Есипенко А.И.
RU2204708C2
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2429270C2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ И ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 2009
  • Берестова Галина Ивановна
  • Деркач Светлана Ростиславовна
  • Мотылева Татьяна Александровна
RU2401857C1
МОЮЩЕЕ СРЕДСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ЕМКОСТЕЙ И МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ 2009
  • Сандер Ольга Викторовна
  • Кретова Ольга Александровна
RU2387704C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (ВАРИАНТЫ) 2020
  • Мартюшев Дмитрий Александрович
RU2744899C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2021
  • Григорьева Надежда Петровна
  • Краснов Дмитрий Викторович
  • Былинкин Роман Александрович
  • Чаганов Михаил Сергеевич
RU2766183C1
СПОСОБ ДЕКАРБОНИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ 2005
  • Гребенников Валентин Тимофеевич
  • Кероглу Андрей Халыкович
RU2298091C2
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта 2017
  • Илюшин Павел Юрьевич
  • Горбушин Антон Васильевич
  • Мартюшев Дмитрий Александрович
  • Третьяков Евгений Олегович
RU2656293C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 2006
  • Котельников Виктор Александрович
  • Путилов Сергей Михайлович
  • Давыдкина Людмила Емельяновна
  • Хафизова Юлия Игоревна
RU2319727C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2008
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Фомин Денис Григорьевич
RU2377399C2

Реферат патента 1992 года Состав для кислотной обработки скважин и способ его приготовления

Сущность изобретения: для кислотной обработки скважин используют состав, содержащий, мас.%: ингибитор коррозии

Формула изобретения SU 1 774 005 A1

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных добывающих скважин, а именно к способам восстановления и повышения продуктивности скважин. Наиболее эффективно его применение при удалении органических (асфальтеносмоло- парафинистых отложений) и неорганических (карбонатных) отложений, воздействий на породы содержащие карбонаты, снижения водопритоков за счет гидрофобизации пластов-источников водопритоков.

Известен состав для кислотной обработки скважин, состоящий из соляной кислоты, ПАВ и бензола. Недостатком состава является сильная коррозионная активность по отношению к металлу и цементному камню, приводящая к быстрому разрушению прифильтровой зоны крепи скважин.

Известен способ приготовления составов для кислотной обработки скважин смешением соляной кислоты с ПАВ(ОП-Ю) и

бензолом. Получающийся по данному способу состав обладает сильной коррозионной активностью по отношению к металлу и цементному камню. Известен состав, состоящий из соляной кислоты, ингибиторе коррозии В-2 и ПАВ ОП-10. Однако, он также обладает сильной коррозионной активностью, что приводит к разрушению прифильтровой зоны крепи скважин.

Известен способ приготовления состава из соляной кислоты, ингибитора ксрро- зии В-2 и ПАВ ОП-10, заключающийся в перемешивании компонентов. Однако, он также обладает сильной коррозионной активностью, что приводит к разрушению прифильтровой зоны скважин. Целью изобретения является повышение антикоррозионных свойств состава по отношению к цементному камню и металлу.

Поставленная цель достигается тем, что в составе, включающем соляную кислоту,

VI VJ

J

О

о

ел

ингибитор коррозии и ПАВ, в качестве ПАВ используют неионогенное ПАВ-оксиэтили- рованный алкилфенол(неонол) или смесь неонола с алкиларилсульфонатом(сульфо- нолом) в соотношении (1-5}:(1-2) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибитор коррозии10-30

неонол или смесь

неонола4-7

с сульфонолом в соотношении (1-5):(1-2)

соляная кислота

(5-15%-ная)остальное

В качестве ингибитора коррозии используют реагенты СНПХ-6002, СНПХ- 6013 или СМАД-1, причем ингибитор коррозии смешивают с неонолом или смесью неонола и сульфонола и полученную смесь вводят в соляную кислоту.

Реагент СНПХ-6002 (ТУ 6-12-10-114- 82)-композиционный состав, представляет собой жидкость темно-коричневого цвета без запаха, Предназначен для обработки кислородосодержащей минерализованной воды.

Реагент СНПХ-6013-(Каталог физико- химических и токсикологических свойств химпродуктов, применяемых в технологических процессах добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. М., 1988. с. 142). Композиционный состав, содержащий жирные кислоты, амины, жидкость темно-коричневого цвета. Предназначен для защиты от коррозии в минерализованных сероводо- родсодержащих водах.

Реагент СМАД-1(ТУ 38-101.614-76)- представляет собой раствор окисленного петролатума в дизельном топливе, используется как смазывающая добавка к буровым растворам.

Неонол АФэ-Ю, АФд-12 (моноалкилфе- нолы на основе тримеров пропилена, окси- этилированные по ТУ 38.103625-87) - поверхностно-активное вещество неионо- генного типа.

Составы готовят следующим образом.

Состав прототип (№1) готовят перемешиванием соляной кислоты, ингибитора коррозии В-2 и поверхностно-активного вещества ОП-10.

Составы 2-6 готовят перемешиванием соляной кислоты и соответствующего реагента. Составы, кроме примеров 7-10, готовят путем перемешивания ингибитора коррозии с неонолом или смесью неонола и сульфонола и введения полученной смеси в соляную кислоту.

В примерах 7-10 изменяют порядок ввода компонентов. Для выявления антикоррозионного эффекта от применения состава используют образцы цементного камня, полученного из портландцемента ПЦХ (ГОСТ 1581-85) и образцы стали Ст-4сп, которые после первоначального взвешивания

помещают в исследуемый состав при 60°С и через 3 часа (цемент) или 3 сут (сталь) вновь взвешивают и по разнице рассчитывают степень разрушения образцов. В исследованиях используют предельную концентра0 цию соляной кислоты-15%.

Примеры конкретного выполнения. П р и м е р 1 (прототип). Смешиавют 97,4 г 15%-ной соляной кислоты, 2,5 г ингибитора коррозии В-2 и 0,1 г ОП-10. б получен5 ную смесь помещают образец цементного камня весом 10,0 г и образец стали весом 5,4 г. Через 3 часа образец цементного камня высушивают и взвешивают. Вес составил 6,62 г, т.е. разрушение образца составляет

0 33,8%. Через 3 суток образец стали высушивают и взвешивают. Вес составил 5,07 г, т.е. разрушение образца составляет 6,1 %.

Пример 2. Смешивают80,0г 15%-ной соляной кислоты и 20,0 г ингибитора СНПХ5 6002. В полученную смесь помещают образцы цементного камня весом 10,0 г и стали весом 6,2 г. Через 3 часа образец цементного камня высушивают и взвешивают. Вес составил 6,27 г, т.е. разрушение образца

0 составляет 37,3%. Через 3 суток образец стали высушивают и взвешивают. Вес составил 5,81 г, т.е. разрушение образца составляет 6,3%.

Примеры 3-6 проводили аналогично

5 примеру 2.

Пример 7. Смешивают80,0г 15%-ной кислоты и 5 г неонола, в полученную смесь добавляют 15,0 г ингибитора СНПХ-6002. В полученную смесь помещают образцы це0 ментного камня весом 10,0 г и стали весом 5,8 г. Через 3 часа образец цементного камня высушивают и взвешивают. Вес составил 6,58 г, т.е разрушение образца составляет 34,2%. Через 3 сут образец стали высуши5 вают и взвешивают. Вес составил 5,44 г, т.е. разрушение образца составляет 6,2%.

Примерв. Смешивают80,0г 15%-ной кислоты и 15,0 г ингибитора СНПХ-6002, в полученную смесь добавляют 5,0 г неонола.

0 В полученную смесь помещают образцы цементного камня весом 10,0 г и стали весом 6,3 г. Через 3 часа образец цементного камня высушивают и взвешивают. Вес составил 6,45 гч т.е. разрушение образца составляет

5 35,5%, через 3 сут образец стали высушивают и взвешивают. Вес составил 5,91 г, т.е. разрушение образца составляет 6,2%.

Пример 9. Смешение компонентов производят в последовательности, как в прим.7.

Пример 10. Смешение компонентов производят в последовательности, как в примере 6.

Пример 11. Смешивают5,0 гнеонола с 10,0 г СНПХ-6002 и полученную смесь добавляют в 85,0 г 15%-ной соляной кислоты. В полученную смесь помещают образцы цементного камня весом 10,0 г и стали весом 5.1 г. Через 3 часа образец цементного камня высушивают и взвешивают, Вес составил 10,0 г, т.е. разрушение-0%. Через 3 сут образец стали высушивают и взвешивают. Вес составил 5,04 г, т.е. разрушение образца составляет 1,2%.

Примеры 12-32 проводили аналогично примеру 11.

Как видно из данных таблицы, в отдельности, каждый из ингибиторов коррозии (прим. 2-4) действует аналогично ингибитору В-2 (протопи), обладает таким же антикоррозионным действием.

Также, в отдельности поверхностно-активные вещества (прим. 5,6) не обладают заметным антикоррозионным действием.

Наилучшим антикоррозионным действием (отсутствие разрушения цементного камня, разрушение стали в пределах 0,3- 1,2%) при сохранении 100%-го разрушения отложений солей, обладают составы, приготовленные при содержании компонентов и способом, указанным в формуле (примеры 11-22).

Изменение порядка ввода компонентов (примеры 7-10) или снижение их содержания в смеси менее указанного в формуле (примеры 23, 24, 27, 28, 30, 31) приводит к снижению антикоррозионных свойств.

Увеличение содержания компонентов более указанной в формуле (примеры 25,26, 29, 32) приводит лишь к повышенному расходу реагентов.

Изменение соотношения неонол-суль- фонол при увеличении содержания неонола (примеры 26, 29) приводит к повышенному расходу реагента, а при увеличении содержания сульфонола (прим. 30, 31) - к снижению антикоррозионного действия.

При применении составов, приготовленных при содержании компонентов и спо- собом, указанным в формуле, имеет место синергический эффект.

Применение предлагаемого состава и способа его приготовления даст экономический эффект в размере 600 руб/скв Формула изобретения

1.Состав для кислотной обработки скважин, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что, с

целью повышения антикоррозионных свойств состава по отношению к цементному камню и металлу при сохранении солера- створяющей активности и снижения трудозатрат на ремонт крепи скважин, в ка- честве поверхностно-активного вещества используют неионогенное поверхностно- активное вещество оксиэтилированный ал- килфенол (неонол) или смесь неонола с алкиларилсульфонатом (сульфонолом) в со- отношении 1:1- 5:2 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибитор коррозии10-30

Неонол или смесь неонола с сульфонолом в соотношении

1:1-5:24-7

5-15%-ная соляная кислота Остальное

2.Состав по п. 1,отличающийся тем, что, в качестве ингибитора коррозии

используют ингибиторы коррозии СНПХ- 6002 или СНПХ-6013 или смазочную добавку СМ АД-1.

3.Способ приготовления состава для кислотной обработки скважин путем перемешивания его компонентов, отличающийся тем, что, ингибитор коррозии смешивают с неонолом или смесью неонола и сульфонолом, затем полученную смесь вводят в соляную кислоту.

Порядок овод реагентов

- соляная кислота ингибитор коррозии + ПА8 f - соляная кисета + ПАВ ингибитор коррозии

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1992 года SU1774005A1

Состав для обработки призабойной зоны скважин 1983
  • Бальдеков Амангельды Урынбаевич
  • Каштанов Евгений Павлович
  • Симонов Валерий Алексеевич
  • Смольников Николай Васильевич
SU1293191A1
Разборный с внутренней печью кипятильник 1922
  • Петухов Г.Г.
SU9A1
Ибрагимов Г.З
и др
Химические реагенты для добычи нефти М : Недра, 1986, с
Железобетонный фасонный камень для кладки стен 1920
  • Кутузов И.Н.
SU45A1

SU 1 774 005 A1

Авторы

Киселев Александр Ильич

Крылов Дмитрий Алексеевич

Усов Сергей Васильевич

Батырбаев Махамбет Демешевич

Разницын Валерий Васильевич

Даты

1992-11-07Публикация

1990-07-31Подача