состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор коррозии, характеризующийся межфазным поверхностным натяжением на границе с углеводородом ингибированной этим ингибитором кислоты не более 2 мН/м и обеспечивающий защитные свойства по отношению к скорости кислотной коррозии не более 0,2 г/м ²ч при 20°С, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Продукт взаимодействия третичных аминов
с пероксидом водорода	0,03-0,3
Уксусная кислота	2,5-3,0
Соляная кислота	10,0-24,0
Указанный ингибитор коррозии	0,2-1,0
Вода	Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора коррозии, характеризующегося межфазным поверхностным натяжением на границе с углеводородом ингибированной этим ингибитором кислоты не более 2 мН/м и обеспечивающего защитные свойства по отношению к скорости кислотной коррозии не более 0,2 г/м²ч при 20°С, он содержит ингибиторы коррозии на основе четвертичных алкиламмонийных соединений марки Солинг или ингибиторы коррозии - катиноактивные поверхностно-активные соединения марки Norust или марки Danox.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ингибированным составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано в процессе освоения скважин для обработки карбонатных коллекторов в призабойной зоне пласта.

Для понимания существа вопроса следует пояснить, что кислотные реагенты, используемые для закачки в пласт с целью интенсификации нефтедобычи, обязательно должны содержать в своем составе ингибитор коррозии. Это позволяет защищать нефтепромысловое оборудование от коррозионного воздействия кислоты, входящей в состав кислотных реагентов. Однако было установлено, что в большинстве случаев введение ингибитора коррозии, наряду с положительным воздействием, имеет и отрицательные стороны, заключающиеся в том, что после ингибирования происходит резкое ухудшение свойств кислотного реагента, в частности, таких как его способность предотвращать образование стойких нефтекислотных эмульсий, кроме того, при введении ингибитора коррозии может повышаться межфазное поверхностное натяжение кислотного реагента и, как следствие, снижается глубина его проникновения в пласт, также уменьшается диспергирующая способность в отношении асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО). Указанные негативные последствия могут быть связаны, по нашему мнению, с присутствием в составе большинства ингибиторов коррозии высокомолекулярных пленкообразующих (стабилизирующих по отношению к эмульсиям) компонентов, отрицательно влияющих на вышеперечисленные свойства кислотного реагента и характеризующихся высоким межфазным натяжением.

Поэтому создание ингибированных кислотных составов с высокими проникающими и деэмульгирующими свойствами представляется актуальной проблемой.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий 0,2-10,0%-ный раствор в минерализованной воде продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом (выпускается промышленностью под торговой маркой ИВВ-1) и 6-24%-ный водный раствор соляной кислоты при их объемном соотношении 1:(0,9-1,1) (Патент РФ N 2065032, кл. Е21В 43/22, 1993 г.).

Недостатком указанного известного состава является невозможность его использования для обработки призабойной зоны коллекторов, содержащих ионы железа в пластовых флюидах, а также - ионы железа техногенного происхождения (образующиеся за счет коррозии промыслового оборудования), т.к. известный состав не способен связывать Fe ⁺² и Fe⁺³.

Из-за указанного недостатка, после истощения кислоты происходит гидролиз железа с образованием гидроокиси железа, стабилизирующей эмульсии и кольматирующей пласт. Это ведет к снижению эффективности кислотной обработки.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, уксусную кислоту, соляную кислоту и воду (Патент РФ № 2138634, кл. Е21В 43/27, 1998 г.). В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) известный состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - 0,03-0,3; уксусная кислота 2,5-3,0; соляная кислота 10,0-24,0 и вода - остальное.

Указанный известный состав характеризуется низким межфазным поверхностным натяжением на границе с нефтью, высокой проникающей и деэмульгирующей способностью, хорошо диспергирует АСПО за счет использования высокоэффективного ПАВ - продукта взаимодействия третичных аминов с перекисью водорода. Исключает образование железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий за счет комплексообразования ионов железа с уксусной кислотой.

К недостатку известного состава следует отнести высокую коррозионную активность. Например, скорость коррозии стали (Ст.3) при 20°C известном составе составляет приблизительно 20 г/м²ч, что примерно в 100 раз превышает нормативы по скорости коррозии стали в кислых средах (обычно менее 0,2 г/м²ч). Кроме того, высокая скорость коррозии стали приводит к быстрому накоплению в кислотном составе трехвалентного железа как во время хранения, так и при контакте известного состава с насосно-компрессорными трубами (НКТ) и другим металлическим технологическим оборудованием во время проведения кислотной обработки скважины, в количествах, превышающих стабилизирующую емкость уксусной кислоты, входящей в кислотный состав, и, как следствие, ведет к снижению эффективности кислотной стимуляции нефтяных скважин из-за образования эмульсий и промслоев.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в создании ингибированного кислотного состава, обладающего низкой коррозионной активностью при одновременном усилении остальных положительных характеристик кислотного состава: высокой проникающей способности состава в пласт, свойства предотвращения образования нефтекислотных эмульсий и обеспечения диспергирования асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, при одновременном исключении образования железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий.

Указанный технический результат достигается предлагаемым составом для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащим соляную кислоту, уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода и воду, при этом, согласно изобретению, состав дополнительно содержит ингибитор коррозии, характеризующийся межфазным поверхностным натяжением на границе с углеводородом ингибированной этим ингибитором кислоты не более 2 мН/м и обеспечивающий защитные свойства по отношению к скорости кислотной коррозии не более 0,2 г/м²ч при 20°C, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Продукт взаимодействия третичных аминов
с пероксидом водорода	0,03-0,3
Уксусная кислота	2,5-3,0
Соляная кислота	10,0-24,0
Указанный ингибитор коррозии	0,2-1,0
Вода	Остальное.

В качестве ингибитора коррозии, характеризующегося межфазным поверхностным натяжением на границе с углеводородом ингибированной этим ингибитором кислоты не более 2 мН/м и обеспечивающего защитные свойства по отношению к скорости кислотной коррозии не более 0,2 г/м²ч при 20°C, состав содержит ингибиторы коррозии на основе четвертичных алкиламмонийных соединений марки Солинг или ингибиторы коррозии - катиноактивные поверхностно-активные соединения марки Norust или марки Danox.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря добавлению к кислотному составу указанного выше ингибитора коррозии с приведенными характеристиками, обеспечивается наряду с очевидным качеством - снижением коррозионной активности, усиление остальных положительных качеств кислотного состава, необходимых для успешного воздействия на пласт. По-видимому, это происходит за счет положительного синергетического взаимодействия поверхностно-активных компонентов, входящих в состав ингибитора коррозии и характеризующихся высокой поверхностной активностью, с ПАВ - продуктом взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, входящим в кислотный состав, за счет их согласованного взаимно усиливающего действия. Что и позволяет усилить положительные качества кислотного состава и в то же время придать ему высокие антикоррозионные свойства.

Напротив, при использовании ингибитора с высоким межфазным натяжением (более 2 мН/м), очевидно, имеют место антагонистические конфликты между компонентами ингибитора коррозии (пленкообразующими высокомолекулярными соединениями) и указанного ПАВ кислотного состава, приводящие к ухудшению рассмотренных выше физико-химических характеристик кислотной системы.

Предлагаемый ингибированный кислотный состав был приготовлен и испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:

Соляная кислота по ГОСТ-857-95 в виде водного раствора 20-24%-ной концентрации;

Уксусная кислота - выпускается по ГОСТ 6968-76;

- Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - прозрачная бесцветная или желтоватая жидкость со средней молекулярной массой (243±15) г/моль, выпускается по ТУ 2413-016-13162401-95;

- Ингибиторы коррозии:

- марки Солинг на основе четвертичных алкиламмонийных соединений - по ТУ 2499-043-53501222-2004;

- марки ВНПП-2-В на основе высококипящих отходов капролактама - по ТУ 2499-001-34127433-98;

- марки В-2 на основе смеси ароматических аминов - бензилиденбензиламинов, метиленбензиламина, монодибензиламина и др.;

- по ТУ 2499-353-05763458-2003;

- марки Norust 150 катионо-активное ПАВ (по импорту);

- марки Danox CL504 катионо-активное ПАВ (по импорту);

- Вода техническая.

Пример приготовления предлагаемого ингибированного состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта.

В стакан на 250 мл последовательно загружали 30%-ную соляную кислоту 33,4 г, уксусную кислоту 2,5 г, ингибитор коррозии марки Солинг 0,2 г, водный 30%-ный раствор ПАВ - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,3 г. Полученную смесь разбавили водой до 100 мл и получили кислотный состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10; уксусная кислота 2,5; ингибитор коррозии 0,2; указанный ПАВ 0,09 и вода - 87,21.

Ингибированные составы с другим соотношением ингредиентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:

- межфазное поверхностное натяжение на границе с нефтью ингибированной соляной кислоты (смеси ингибитора и раствора соляной кислоты) и ингибированного кислотного состава;

- время полного разрушения водонефтяной эмульсии, приготовленной из ингибированного кислотного состава и нефти;

- скорость коррозии ингибированного кислотного состава.

Межфазное натяжение измеряли по известной методике (метод объема капель) с помощью сталагмометра (марка СТ-1).

Время полного разрушения эмульсии определяли следующим образом: в пробирке на 50 мл смешивали равные количества нефти и ингибированного кислотного состава. Затем пробирку закрывали резиновой пробкой и встряхивали содержимое в течение 5 мин. После окончания встряхивания пробирку устанавливали в штатив и визуально фиксировали время полного расслоения.

Скорость коррозии определяли по ГОСТ 5272-68.

При проведении испытаний исследованию подвергался как предлагаемый состав, так и составы с различными ингибиторами. Данные об ингредиентном содержании ингибированных кислотных составов и свойствах исследованных составов приведены в таблице.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что только при введении в кислотный состав, содержащий соляную кислоту, уксусную кислоту, продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода и воду, ингибитора коррозии с межфазным натяжением не более 2 мН/м (на границе углеводородная жидкость - смесь этого ингибитора с раствором соляной кислоты), таких как ингибиторы коррозии марки Солинг, Norust, Danox, обеспечивается усиление свойств кислотного состава (понижается межфазное натяжение, уменьшается время разрушения водонефтяной эмульсии) и одновременно гарантируется низкая коррозионная активность состава (менее 0,2 г/м²ч).

Использование в качестве ингибиторов коррозии в кислотном составе веществ, не отвечающих вышеприведенным характеристикам, не обеспечивает не только улучшение, но даже сохранение свойств кислотного состава, а только придает им антикоррозионные свойства, что является очевидным.