состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта

Формула изобретения

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 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

Описание изобретения к патенту

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

CaCO₃+2 NH ₄Cl=CaCl₂+(NH₄)₂CO ₃

(NH₄)₂CO₃ =2NH₃+H₂O+CO₂

Бикарбонат кальция

Са(HCO₃)₂ +2NH₄Cl=2NH₄(HCO₃)+CaCl ₂

2NH₄(HCO₃)=2NH ₃+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 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.

FeCO₃+2СН₃СООН=Fe(CH₃COO) ₂+H₂O+CO₂

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:

Определение скорости коррозии стали проводили в приборе, состоящем из стеклянного цилиндра вместимостью 400 см³, с меткой на 250 см ³ 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.

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°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:

Скорость коррозии стали (L), г/м² час, вычисляли по формуле

L=(m-m1)/(S×24),

где

m - масса пластины до начала испытаний, г;

m1 - 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=[(L_o-L _i)/L_o]×100%,

где

L_o - скорость коррозии стали в среде соляной кислоты, г/м² час;

L_i - скорость коррозии стали в среде исследуемого состава, г/м² 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/м2 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+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	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.