способ кислотной обработки скважины

Формула изобретения

1 Способ кислотной обработки скважины, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора из углеводородной жидкости - растворителя с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют кубовые остатки при производстве аминов С₁₇ С₂₀ (отход производства), получаемые при вакуумной дистилляции технической смеси алифатических аминов С₁₇ С₂₀, а в качестве углеводородной жидкости-растворителя используют гексановую фракцию, представляющую собой смесь углеводородов С₆ и выше.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойных зон пластов добывающих скважин кислотными растворами и установкам кислотных ванн.

Известен способ кислотной обработки скважины, включающий последовательную закачку углеводородной жидкости и соляной кислоты с последующей прокачкой продавочной жидкостью.

Недостатком этого способа является то, что в качестве углеводородной жидкости используют нефть, так как создаваемое ей при прокачке пленочное покрытие на внутренней поверхности насосно -компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонне в призабойной зоне обладает невысокими защитными свойствами от солянокислотной коррозии металла.

Наиболее близким является способ кислотной обработки скважины, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора из углеводородной жидкости растворителя с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии.

Способ, хотя и предусматривает введение в углеводородную жидкость - дизельное топливо и соляную кислоту ингибирующей добавки солянокислотной коррозии АНП-2, все же интенсивность солянокислотной коррозии металла остается высокой.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе кислотной обработки скважины в качестве ингибирующей добавки солянокислотной коррозии используют остатки кубовые при производстве аминов C₁₇ C₂₀ (отход производства), получаемые при вакуумной дистилляции технической смеси алифатических аминов C₁₇ C₂₀, а в качестве углеводородной жидкости растворителя используют гексановую фракцию, представляющую собой смесь углеводородов C₆ и выше.

Технический результат выражается в усилении ингибирующего действия.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода (ТУ 6-01-714-77, ГОСТ 857-78). По заказу потребителей в химически чистую (х.ч.) кислоту добавляют тот или иной ингибитор, например ПБ-5 (ТУ МХП 6-01-730-72), КИ-1 (ТУ 6-01-873-76), В-2 в составе абгазовой соляной кислоты, уротропин (ГОСТ 1381-73Е) и др. с поставкой технической ингибированной (т.и.) кислоты.

Остатки кубовые при производстве аминов C₁₇ C₂₀ (отход производства) (остатки кубовые С₁₇ C₂₀), получаемые при вакуумной дистилляции технической смеси алифатических аминов C₁₇ - C₂₀, представляют собой воскообразную массу от желтого до светло-коричневого цвета с резким запахом. Согласно ТУ 6-02-750-87 остатки кубовые С₁₇ C₂₀ имеют следующий состав:

массовая доля углерода, не более 40

суммарная массовая доля первичных и вторичных аминов, не менее 56

массовая доля первичных аминов, не менее 22.

Остатки кубовые C₁₇ C₂₀ не образуют взрывоопасных смесей с воздухом, температура плавления 58 66^oC, температура вспышки - 200^oC.

Гексановая фракция ГФ (ТУ 38-103881-83) смесь углеводородов C₆ и выше. Жидкость от бесцветного до желтого цвета, прозрачная, с плотностью 660 кг/м³. Температуры: начала кипения 32 52^oC; конца кипения 165 - 200^oC; вспышки минус 22^oC; самовоспламенения 247^oC.

Способ кислотной обработки скважины осуществляют следующим образом.

Предварительно приготавливают пленкообразующий раствор в количестве 0,5

1,5 м³ путем смешения ГФ с остатками кубовыми C₁₇ C₂₀ (ОК C₁₇ C₂₀), например количество последнего составляет 5 - 15% до полного растворения. В х. ч. или т.и. соляную кислоту также добавляют, примерно 0,05 0,15 ОК C₁₇ C₂₀. В НКТ закачивают вначале 0,5 1,5 м³ ГФ с ОК C₁₇ C₂₀, а затем солянокислотный раствор из расчета 0,5 1,5 м³ на 1 м эффективной проперфорированной мощности пласта. Далее продавочной жидкостью растворы доставляют и продавливают в продуктивный пласт. При прокачке растворителя ГФ с ингибитором солянокислотной коррозии ОК C₁₇ C₂₀ на внутренней поверхности НКТ создается пленочное покрытие, которое существенно замедляет солянокислотную коррозию металла, в свою очередь ингибирование кислоты добавкой ОК С₁₇ C₂₀ усиливает ингибирующий эффект, что подтверждают данные, представленные в таблице. Скорость коррозии определяли на образцах стали труб нефтяного сортамента размером 16 х 15 х 2 мм. Отшлифованные, обезжиренные и взвешенные образцы обмакивались в пленкообразующем растворе, вставлялись в держатели и помещались в стаканы с солянокислотным раствором, объем которого брали из условия 7 см³ на 1 см поверхности пластинок. Стаканы на 1 час ставили в термостат, где для перемешивания вращались со скоростью 150 мин^-1.

Остатки кубовые С₁₇ C₂₀ плохо растворяются в дизельном топливе, поэтому для этой цели предпочтительнее использовать более легкие фракции углеводородов, в частности гексановую фракцию. ОК C₁₇ - C₂₀ проявляют четко выраженное ингибирующее действие. Примеры реализации способа показаны в таблице под пунктами N 2, 3, 4 и 5. Так по технологии п. 2 вначале закачивают пленкообразующий раствор из растворителя - ГФ (1 м³) с остатками кубовыми C₁₇ C₂₀ (73,3 кг), а затем закачивают ингибированную (ингибитором КИ-1) соляную кислоту (4 м³ ) 22% -ной концентрации плотностью 1110 кг/м³ с ОК C₁₇ C₂₀ (4,444 кг). В этом случае при температуре в скважине равной 80^oC скорость коррозии металла составляет 17,1 г/м² ч, что на десятки процентов ниже, чем по прототипу (опыт N 10).

Эффективность от применения предлагаемого способа заключается в продлении срока службы применяемого наземного и скважинного технологического оборудования и инструмента.