СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
COMPOSITION FOR ACID TREATMENT OF WELL OR BOTTOMHOLE ZONE OF RESERVOIR

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
3
4
2
4
2
3
CaCO+2 NHCl=CaCl+(NH)CO
4
2
3
3
2
2
(NH)CO=2NH+HO+CO
Бикарбонат кальция
3
2
4
4
3
2
Са(HCO)+2NHCl=2NH(HCO)+CaCl
4
3
3
2
2
2NH(HCO)=2NH+2HO+2CO
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.
3
3
3
2
2
2
FeCO+2СНСООН=Fe(CHCOO)+HO+CO
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:
3
3
Определение скорости коррозии стали проводили в приборе, состоящем из стеклянного цилиндра вместимостью 400 см, с меткой на 250 см 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.
3
В цилиндр прибора наливали 250 см 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:
2
Скорость коррозии стали (L), г/м час, вычисляли по формуле
L=(m-m1)/(S×24),
где
m - масса пластины до начала испытаний, г;
m1 - масса пластины после испытаний, г;
2
S - площадь пластины, м.
2
Площадь пластины (S), м, 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
o
i
o
Э=[(L-L)/L]×100%,
где
o
2
L - скорость коррозии стали в среде соляной кислоты, г/м час;
i
2
L - скорость коррозии стали в среде исследуемого состава, г/м 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/м<sup>2</sup> 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+16эфироальдегидная 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.