способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1 Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор коррозии ГИПХ-3, представляющий собой хлоргидрат высших алифатических аминов С₁₂ С₁₈, получаемый из парафинов нефтяного происхождения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам обработки призабойных зон кислотными растворами в процессе освоения и эксплуатации добывающих скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку буферного пленкообразующего раствора, соляной кислоты и продавочной жидкости.

Недостатком этого способа является то, что в качестве буферного пленкообразующего раствора предусматривается применение углеводородной жидкости, пленочное покрытие которой недостаточно надежно предупреждает солянокислотную коррозию скважинного оборудования в процессе прокачки по насосно-компрессорным трубам (НКТ).

Наиболее близким является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора - дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии.

Недостатком этого способа является то, что дизельное топливо с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии АНП-2 все же недостаточно эффективно снижает кислотную коррозию металла. Также недостаточна степень снижения коррозии и поверхностного натяжения при добавлении АНП-2 в соляную кислоту. Высокие значения межфазного натяжения жидкостей на границах раздела приводят к худшей фильтруемости кислотного раствора в низкопроницаемые участки пласта и усложняет очистку призабойной зоны при высоких капиллярных давлениях от продуктов реакции кислоты в процессе вызова притока.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют ингибитор коррозии ГИПХ-3, представляющий собой хлоргидрат высших алифатических аминов C₁₂ C₁₈, получаемый из парафинов нефтяного происхождения.

Технический результат выражается в дальнейшем снижении солянокислотной коррозии металла и поверхностного натяжения раствора соляной кислоты.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода (ТУ 6-01-714-77, ГОСТ 857-78). По заказу потребителей в солянокислотные растворы заводы-изготовители добавляют наиболее широко применяемые ингибиторы ПБ-1, КИ-1, В-2 и др. У потребителей кислоты с различными ингибиторами обычно смешиваются в одной и той же емкости.

Ингибитор коррозии ГИПХ-3 (ТУ 6-02-1341-86) представляет собой хлоргидрат высших алифатических аминов C₁₂ C₁₈, получаемый из парафинов нефтяного происхождения, с эмпирической формулой C_nH_2n+1NH₂HCl, где n 12-18. Ингибитор коррозии ГИПХ-3 является жидкостью темно-коричневого цвета с аминным числом 12 гНС/г амина и содержанием воды не более 20% температура замерзания минус 8^oC, температура вспышки 147^oC.

Дизельное топливо (ДТ) углеводородная жидкость (ГОСТ 305-73, ГОСТ 479-73).

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляют следующим образом.

В НКТ вначале закачивают 0,5-1,5 м³ пленкообразующего раствора из ДТ с ингибитором коррозии ГИПХ-3, например концентрации 5-20 от объема ДТ, а затем-раствор соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-3, например в количестве 0,3-1,0% от объема кислоты. После солянокислотного раствора в НКТ закачивают продавочную жидкость в количестве равным внутреннему объему НКТ для продавки солянокислотного раствора в пласт. При прокачке раствора по НКТ буферный раствор покрывает их поверхность защитной пленкой, которая предупреждает усиленную солянокислотную коррозию металла. Ингибирующая добавка ГИПХ-3 в соляную кислоту дополнительно усиливает защиту металла от коррозии. Эффективность защиты подтверждается данными лабораторных исследований. В табл. 1 представлены результаты замеров скорости коррозии стали марки "Д" труб нефтяного сортамента. Пластины размером 16 х 15 х 2 мм обезжиривались, взвешивались и помещались в стаканы с химически чистыми (х. ч. ) и техническую ингибированную (т.и.) заводами-поставщиками растворы соляной кислоты и ингибирующими добавками солянокислотной коррозии. Объем кислотных растворов брали из условия 7 см³ на 1 см² площади пластинок. В тех случаях, когда определяли эффективность пленочного покрытия пластинки опускались на 1 мин в ДТ с ингибирующими добавками солянокислотной коррозии, затем пластинки подвешивали на 30 мин для стека излишка, после чего также помещались в кислотные растворы. Стаканы в процессе термостатирования в течение 1 часа вращались со скоростью 150 мин^-1. Данные табл. 1 свидетельствуют о большей степени защиты пленочным покрытием по сравнению с дополнительным ингибированием кислоты. В табл. 2 представлены результаты замеров сталагмометром поверхностного натяжения на границе с керосином. ГИПХ-3 существенно снижает межфазное натяжение на границе "солянокислотный раствор - керосин", а значит, снижая капиллярное давление, повысит фильтруемость раствора в малопроницаемые участки, кроме того, облегчится процесс извлечения продуктов реакции из пласта при вызове притока. Это в целом повысит успешность работ.

Примеры реализации предлагаемого способа указаны в табл. 1 под пунктами N 7, 11 и 13. При осуществлении способа по п. 8 вначале закачивают предварительно перемешанные дизельное топливо (0,9 м³) с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-3 (0,1 м³), а затем соляную кислоту 22-ной концентрации (3,98 м³) с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии ГИПХ-3 (0,02 м³). В этом случае скорость коррозии при 80^oC наименьшая и составляет 24,3 г/(м²ч) (для прототипа АНП-2 в опыте N 17 скорость коррозии равна 31,2 г/(м²ч)). Поверхностное натяжение соляной кислоты с 0,5% ГИПХ-3 уже достаточно низкое 3,6 мН/м, этот показатель также лучше, чем с АНП-2, для которого 6,4 мH/м.

Эффективность способа заключается в продлении срока службы скважинного оборудования, в уменьшении внесенных в поровое пространство пласта соединений железа, склонных к осаждению, что вместе с повышением полноты охвата обработкой пласта и улучшением его последующей очистки, позволит восстановить добывные возможности скважин.