способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1 Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости, а затем соляной кислоты, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют ингибитор коррозии СНПХ-6012, представляющий собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойной зоны пласта кислотными растворами эксплуатационных скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости и соляной кислоты.

Недостатком способа является то, что в качестве буферной жидкости используют углеводородную жидкость (нефть, дизельное топливо и др.) без улучшающих добавок, поэтому имеет место интенсивная солянокислотная коррозия труб, особенно при повышенных скважинных температурах.

Известен также способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости, а затем соляной кислоты.

Этот способ предусматривает покрытие в процессе прокачки поверхности труб защитной пленкой буферной жидкости из смеси дизельного топлива с солянокислой солью жирных аминов (АНП-2). Однако и это все же недостаточно эффективно позволяет снизить солянокислотную коррозию металла и произвести облагораживание соляной кислоты при частичном смешении в период прокачки.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта в качестве буферной жидкости используют ингибитор коррозии СНРХ-6012, представляющий собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя.

Технический результат выражается в снижении интенсивности коррозии металла защитными покрытиями и частичном облагораживании за счет снижения поверхностного натяжения, смешенной с соляной кислотой порции.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода. Заводы-изготовители для нужд нефтяной промышленности поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (СОСТ 857-78). По заказу потребителей в соляную кислоту добавляют ингибиторы, например, ПБ-5 (ТУ МХП 6-01-730-72), В-2 для кислоты по ТУ 6-01-714-77, КИ-1 (ТУ 62012873276) и др.

Ингибитор коррозии СНПХ-6012 (ТУ 39-576565-7-022-84) представляет собой композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя. Это вязкотекучая жидкость от желтого до светло-коричневого цвета с подвижным осадком, плотность при 20^oC 867 кг/м³. Температура застывания - минус 30^oC, температура кипения 120^oС, температура вспышки - 45^oC.

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта реализуют следующим образом.

В насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивают 0,5 1,5 м³ ингибитора коррозии СНПХ-6012, после чего соляную кислоту в объеме 0,3 1,5 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. Далее продавочной жидкостью (техводой, солевым раствором, нефтью и др.) в объеме НКТ и затрубного пространства в интервале перфорации продавливают соляную кислоту в продуктивный пласт. В процессе продвижения буферного раствора и соляной кислоты по НКТ до забоя происходит их разогрев и частичное смешивание. Кроме того, при прокачке ингибитора коррозии СНПХ-6012 внутренняя поверхность НКТ, обсадной колонны в призабойной зоне, поверхность перфорационных каналов с участком цементного камня и поверхность порового пространства пласта-коллектора покрываются гидрофобной пленкой. Защитное покрытие существенно замедляет скорость реакции соляной кислоты с металлом даже в динамических условиях течения растворов. Подтверждающие данные представлены в табл. 1. Лабораторные исследования по определению скорости коррозии металла проводились на образцах из стали НКТ и обсадных труб марки "Д". Отшлифованные пластины размером 16 х 15 х 1 мм предварительно обезжиривались и взвешивались, устанавливались с фторопластовыми держателями в стаканы с кислотным раствором. Предварительно пластинки опускались в емкость с ингибитором коррозии СНПХ-6012 на 1 мин, затем подвешивались для стека излишка и помещались в стаканы с кислотным раствором. Объемы кислотных растворов брали из условия 7 см³ на 1 см² пластинок. Стаканы устанавливали на 1 час в термостат, где вращались со скоростью 150 мин^-1.

Кроме того, при движении буферной жидкости и соляной кислоты происходит их частичное смешение в приграничной зоне, вследствие чего происходит снижение поверхностного натяжения соляной кислоты, что позволяет за счет высокой проникающей способности первых порций соляной кислоты, смешанных с СНПХ-6012, обработать не только высокопроницаемые участки продуктивного пласта, но и низкопроницаемые участки, а после кислотной обработки легче удалить продукты реакции из порового пространства при меньших капиллярных давлениях. Замеры межфазного натяжения на границе "кислотный раствор-керосин", выполненные на сталагмометреа представлены в табл. 2. Видим, что межфазное натяжение с ростом концентрации СНПХ-6012 в соляной кислоте снижается как в технической ингибированной (т.и.), так и химически чистой (х.ч.) кислоте, причем при смешении СНПХ-6012 в х.ч. HCl межфазное натяжение существенно ниже, чем в исходной т.и. заводом-поставщиком соляной кислоте ингибитором ПБ-5.

Эффективность предлагаемого способа заключается: в продлении срока службы скважинного оборудования; в предупреждении кольматации порового пространства пласта соединениями железа, что вместе с повышением полноты охвата пласта, причем более глубокой обработки, позволит существенно повысить успешность кислотной обработки, ускорить вывод скважины на режим.