способ кислотной обработки пласта

Формула изобретения

1 Способ кислотной обработки пласта, включающий последовательную закачку буферного пленкообразующего раствора из углеводородной жидкости с ингибирующей добавкой солянокислой коррозии и соляную кислоту с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве соляной кислоты используют ингибированную соляную кислоту, а в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор коррозии ГИПХ продукт на основе смеси аминов с длиной углеродной цепи С₁₂ С₁₅, а также примеси исходного парафина в растворе метанола, получаемого из парафинов нефтяного происхождения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойных зон пласта добывающих скважин растворами соляной кислоты и установкам кислотных ванн.

Известен способ кислотной обработки пласта, включающий последовательную закачку углеводородной буферной жидкости, ингибированной соляной кислоты и продавочной жидкости.

Недостатком способа является то, что в качестве углеводородной жидкости способ предусматривает закачку нефти, которая путем нанесения пленочного покрытия в процессе прокачки недостаточно эффективно защищает насосно -компрессорные трубы (НКТ) и обсадную колонну от солянокислотной коррозии. Ингибирование же соляной кислоты заводами-поставщиками также не обеспечивает эффективную защиту скважинного оборудования от солянокислотной коррозии при высоких забойных температурах.

Наиболее близким является способ кислотной обработки пласта, включающий последовательную закачку буферного пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляную кислоту с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии.

Этот способ предусматривает проведение работ с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии АНП-2, что все же не позволяет надежно защитить скважинное оборудование от солянокислотной коррозии. Кроме того, способ предусматривает применение химически чистой (х.ч.) соляной кислоты ингибированной только АНП-2, таким образом не использован резерв дальнейшего уменьшения интенсивности коррозии применением уже технической ингибированной (т. и.) заводами-изготовителями соляной кислоты.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки пласта в качестве кислоты используют ингибирующую соляную кислоту, а в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор коррозии ГИПХ-4 на основе смеси аминов с длиной углеродной цепи C₁₂ - C₁₅, а также примеси исходного парафина, в растворе метанола, получаемого из парафинов нефтяного происхождения.

Технический результат выражается в дальнейшем снижении интенсивности солянокислотной коррозии скважинного оборудования.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода с резким запахом. Заводы изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). В эти кислоты по заказу потребителей добавляют тот или иной ингибитор: ПБ-5, В-2, КИ-1, уротропин и др. На производственных базах часто происходит смешение соляной кислоты с различными ингибиторами партий.

Ингибитор коррозии ГИПХ-4 представляет собой горючую жидкость от желтого до светло-коричневого цвета и состоит из смеси аминов с длиной углеродной цепи C₁₂ C₁₅, а также примеси исходного парафина, в растворе метанола, согласно ТУ 301-02-51-89 имеет следующий состав:

амины алифатические C₁₂ C₁₅ с массовой долей не менее - 25%

спирт метиловый с массовой долей не более 70%

углеводороды алифатические C₁₂ C₁₅ с массовой долей не более 25%

Аминное число ГИПХ-4 не менее 4 г HCl с массовой долей 100%/100 г амина, температура застывания минус 20^oC, по степени воздействия на организм человека относится ко 2 классу опасности по ГОСТ 12.1. 007-76.

Способ кислотной обработки пласта осуществляют следующим образом.

В скважину спускают НКТ до нижнего уровня перфорационных каналов. Закачивают в НКТ буферный пленкообразующий раствор из предварительно перемешанных дизельного топлива (ДТ) с добавкой, например 10% ингибитора коррозии ГИПХ-4 в количестве примерно 0,5 1,5 м³, затем - ингибированную заводом-изготовителем соляную кислоту с добавкой, например 0,5 1,0% ингибитора коррозии ГИПХ-4 в количестве 0,5 1,5 м³ на 1 м проперфорированной эффективной мощности пласта. Далее продавочной жидкостью (нефть, техвода, солевой раствор и др.) прокачивают эти технологические растворы до нижнего конца НКТ с заполнением затрубного пространства до уровня верхних перфорационных каналов. После этого на устье затрубное пространство закрывают, а солянокислотный раствор с повышением давления продавливают в пласт и оставляют на реагирование. В процессе прокачки дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-4 внутренняя поверхность НКТ и обсадной колонны в фильтровой зоне покрываются защитной пленкой, препятствуя тем самым интенсивной коррозии стали, ингибирующая добавка солянокислотной коррозии ГИПХ-4 в т.и. соляной кислоте дополнительно усиливает ингибирующий эффект, что подтверждается данными лабораторных исследований, представленными в таблице. Скорость коррозии определяли на пластинках из НКТ стали марки "Д" размером 16 х 15 х 2 мм. Пластины шлифовались и обезжиривались, взвешивались и помещались в стаканы с кислотным раствором. Объемы растворов соляной кислоты брали из условия 7 см³ на 1 см² поверхности пластинок. В тех случаях, когда определяли свойства пленочных покрытий буферного раствора пластинки предварительно обмакивали в углеводородную жидкость с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и только после стека излишка помещались в стаканы с солянокислотным раствором. Стаканы с держателями пластинок термостатировались в течение 1 часа с перемешиванием.

Конкретные примеры реализации предлагаемого способа указаны в таблице под пунктами N 2, 8 и 13 и именно в этих опытах достигнута наименьшая степень коррозии металла. Так, например, при реализации способа по технологии N 8 в скважину вначале закачивают пленкообразующий раствор из дизельного топлива (0,9 м³) с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-4 в количестве 10% (0,1 м³), далее закачивают ингибированную реагентом КИ-1 соляную кислоту 22% -ной концентрации (3,98 м³) с дополнительной ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-4 в количестве 0,5 (0,02 м³). При этом скорость коррозии стали нефтяного сортамента типа "Д" (80^oC) составила 23,6 г/(м² ч). Для аналога (опыт N 5) в единичных условиях скорость коррозии значительно выше 533,0 г/(м² ч), а при ведении работ по прототипу (опыт N 9) скорость коррозии также на десятки процентов выше 31,2 г/(м² ч).

Эффективность от предлагаемого способа заключается в продлении срока службы скважинного оборудования.