состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий соляную кислоту, продукт взаимодействия ароматических аминов с органическим растворителем и воду, отличающийся тем, что в качестве продукта взаимодействия используют продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 10 - 34

Продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем - 1 - 40

Вода - Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит формальдегидсодержащее соединение при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 10 - 34

Продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем - 1 - 40

Формальдегидсодержащее соединение - 0,05 - 10,0

Вода - Остальноео

Описание изобретения к патенту

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

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий водный раствор соляной кислоты, спиртовую добавку и черный моносульфитный щелок (см. патент 1833460, E 21 B 43/27, публ. 1993).

Недостатком данного состава является его недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны, а также высокая коррозионная активность.

Известен состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, содержащий соляную кислоту, ацетон, жидкие продукты пиролиза и воду (авт.св. СССР N 1581839, E 21 B 43/27, публ. 1990).

Недостатком данного состава является недостаточное увеличение проницаемости и его высокая коррозионная активность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий соляную кислоту продукт взаимодействия анилина с уротропином в присутствии формалина и воду (см. Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. Химические реагенты для добычи нефти. Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986, с. 3, 23, 27-28).

Недостатком известного состава является то, что в результате обработки призабойной зоны продукты реакции выпадают в осадок и кольматируют пласт.

В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющий эффективно воздействовать на призабойную зону за счет снижения фильтрационного сопротивления призабойной зоны, представленного карбонатным или терригенным коллектором с отложениями асфальтено-смоло-парафиновых веществ (АСПО).

Предлагаемый состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий соляную кислоту, продукт взаимодействия ароматического амина с органическим растворителем и воду, в качестве продукта взаимодействия содержит продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 10,0 - 34,0

Продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем - 1,0 - 40,0

Вода - Остальное

В преимущественном варианте состав дополнительно содержит формальдегидсодержащее соединение при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 10,0 - 34,0

Продукт взаимодействия кубового остатка производства п-фенетидина или сантохина с органическим растворителем - 1,0 - 40,0

Формальдегидсодержащее соединение - 0,05 - 10,0

Вода - Остальное

Соляная кислота является отходом производства, полученным абгазным методом, и соответствует ТУ 6-01-04689381-80-92.

Кубовый остаток производства п-фенетидина содержит, мас.%:

п-Хлоранилин - 4,5

Анилин - 17,5

п-Аминофенол - 4,5

п-Фенетидин - 73,5

(Технологический регламент производства пара-фенетидина N 149-П. утв. 1984. ПО "Химпром").

Кубовый остаток производства сантохина содержит, мас.%:

Толуол - до 38,25

Сантохин - до 28,03

Высококипящие примеси - до 33,65

(Постоянный технологический регламент производства сантохина, ТР-71-3, утв. 1992).

В качестве органического растворителя используют спиртовую (этанольную) фракцию или спирто-альдегидную фракцию, являющиеся отходами производства и сжигаемые с целью уничтожения, или ацетон по ГОСТ 2603-79 или этанол по ГОСТ 18300-87 или 1,4-диоксан по ГОСТ 10455-88 или диметилформамид по ГОСТ 20289-74 или флотореагент Т-66 по ТУ 38.103243-79 или полиэтиленгликоль по ТУ 6-15-02-268-92 или толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78 или толуол по ГОСТ 5789-78 или бензол нефтяной по ГОСТ 9572-93 или бензол по ГОСТ 6955-75 или нефрас по ТУ 38.1011049-87Е, ТУ 38. 101809-90 или их смеси.

В качестве формальдегидсодержащего соединения используют:

формалин технический по ГОСТ 1625-29;

параформ по ТУ 6-09-141-03-83;

триоксан по ТУ 6-09-11-578-75.

Предлагаемый состав позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны пласта, стабилен при перевозке и хранении, обладает низкой коррозионной активностью.

Новая совокупность заявленных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющий за счет растворения пород, слагающих призабойную зону, отмыва асфальтено-смоло-парафиновых отложений, окислов и гидроокисей железа, диспергирования глинистых частиц увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта готовят простым смешением компонентов.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная собственность" приводим конкретные примеры приготовления заявляемого состава и определения эффективности использования его при обработке призабойной зоны пласта.

Пример 1.

В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, наливают воду в количестве 75% от общего объема и соляную кислоту в количестве 10%. Из капельной воронки при перемешивании добавляют предварительно приготовленную смесь кубового остатка производства п-фенетидина и этанола в количестве 15%, затем состав перемешивают в течение 5 мин (см. табл. 1, состав 1).

Аналогичным образом, варьируя компоненты и их соотношения, готовят составы 2, 4-6, 9, 10, 12, 13, 15, 17, 18 (см. табл. 1).

Пример 2.

Готовят аналогично примеру 1, дополнительно в колбу добавляют формалин в количестве 0,05% (см. табл. 1, состав 3).

Аналогично примеру 2, варьируя компоненты и их соотношения, готовят составы 7, 8, 11, 14, 16 (см. табл. 1).

Пример 3 (прототип).

В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, наливают 87,2% воды и растворенного в воде 12% хлористого кальция, добавляют 0,5% соляной кислоты. Из капельной воронки при перемешивании добавляют ПБ-5 в количестве 0,3%. Затем состав перемешивают в течение 5 мин (см. табл. 1, состав 19).

Приготовленные составы испытывают на определение эффективности при обработке призабойной зоны.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик 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% измельченного карбоната.

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



где

K1в, K2в - проницаемость пористой среды по воде до и после ввода исследуемого состава соответственно, мкм².

Результаты исследования приведены в табл. 1. Из данных, приведенных в табл. 1, видно, что использование заявляемого состава снижает фильтрационное сопротивление на 40,9-79,7%, а использование известного состава приводит к его увеличению на 64,6%.

Для доказательства того, что использование прелагаемого состава не вызывает коррозию наземного и подземного оборудования, проводят испытания на определение скорости коррозии и эффективности ингибирования. В экспериментах используют образцы стали Ст 3, соляную кислоту берут 25%-ной концентрации. Пластину стали выдерживают в исследуемых составах 24 ч при температуре 20^oC. Скорость коррозии стали (V) в г/м²ч вычисляют по формуле



где

m1, m2 - масса пластины до и после эксперимента соответственно, г;

S - площадь пластины, м²;

24 - время эксперимента, ч.

Эффективность ингибирования (Z) в % определяют как отношение разницы в скорости коррозии в неингибированной и ингибированной кислотах к скорости коррозии в неингибированной кислоте:



где

Vo, V1 - скорости коррозии стали в неингибированной и ингибированной кислоте соответственно, г/м²ч.

Результаты исследований приведены в табл. 2 (составы 1-54). Как видно из данных табл. 2, заявляемый состав проявляет более высокие ингибирующие свойства, что позволяет эффективно его использовать при обработке призабойной зоны пласта.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

увеличивает проницаемость призабойной зоны;

очищает призабойную зону из отложений, образовавшихся в результате ее эксплуатации;

обладает антикоррозионным свойством;

утилизирует крупнотоннажные отходы производств, за счет чего улучшается экологическая обстановка.