Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта. Задача изобретения - создание состава, позволяющего эффективно воздействовать на скважины за счет удаления асфальто-смолопарафиновых отложений, глинистых частиц, окислов и гидроокисей железа и на призабойную зону пласта за счет снижения фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Состав содержит следующие компоненты, мас.%: соляная кислота 10,0-34,0, смесь кубового остатка анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5-19,0, вода остальное. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2100586
Класс(ы) патента: E21B43/27
Номер заявки: 95113737/03
Дата подачи заявки: 09.08.1995
Дата публикации: 27.12.1997
Заявитель(и): Научно-исследовательский институт нефтепромысловой химии; Чебоксарское акционерное общество открытого типа "Химпром"
Автор(ы): Валеева Т.Г.; Ефремов А.И.; Хлебников В.Н.; Шкуро В.Г.; Вердеревский Ю.Л.; Гоголашвили Т.Л.; Зиятдинов И.Х.; Желтухин И.А.
Патентообладатель(и): Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии; Чебоксарское акционерное общество открытого типа "Химпром"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов и увеличения приемистости нагнетательных скважин.
Известен состав для химической обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, ингибитор коррозии уротропин, поверхностно-активное вещество, мочевину и воду [1]
Недостатком известного состава является то, что эффективное его использование возможно только при повышенной температуре пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки скважины или призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, хлористый кальций, ингибитор коррозии ПБ-5 и воду [2]
Недостатками известного состава является то, что входящий в него ингибитор коррозии ПБ-5 после нейтрализации кислоты выпадает в осадок и кольматирует пласт, а также недостаточная эффективность ингибирования оборудования при обработке скважины.
Предлагаемый состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта содержит соляную кислоту, смесь кубового остатка производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя, воду при следующем соотношении компонентов, мас.
Соляная кислота 10,0-34,0
Смесь кубового остатка производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5-19,0
Вода Остальное
Соляная кислота является отходом производства, полученным абгазным методом (ТУ 6-01-046893821-80-92).
Для приготовления смеси, используемой в качестве ингибитора коррозии, берут кубовый остаток производства анилина (Технологический регламент производства анализа контактным способом, инв. N 51971, утвержденный в 1974, ПО "Химпром") или кубовый остаток производства п-фенетидина (Технологический регламент производства пара-фенетидина, N 149-п, утвержденный в 1989, ПО "Химпром"), или кубовый остаток производства сантохина (Постоянный регламент производства сантохина N 71-3) и гидрофильный органический растворитель, в качестве которого может быть использована водно-метанольная фракция или эфиро-альдегидная фракция (спиртоальдегидная фракция), или спиртовая фракция, являющиеся отходами производств и сжигаемыми с целью уничтожения, а также ацетон (ГОСТ 2603-79), этанол (ГОСТ 18300-87), 1,4-диоксан (ГОСТ 10455-88), диметилформамид (ГОСТ 20289-74), полиэтиленгликоль (ТУ 6-15-02-268-92) и флотореагент Т-66 (ТУ 38-103243-79).
Кубовый остаток производства анилина или п-фенетидина или сантохина и гидрофильного органического растворителя берут в объемном соотношении 1:(3: 10).
Предлагаемый состав для кислотной обработки стабилен при перевозке и хранении, обеспечивает эффективную обработку скважины или призабойной зоны пласта за счет растворения пород, слагающих призабойную зону, отмыва со стенок скважины и пород пласта АСПО и окислов и гидроокисей железа, диспергирование глинистых частиц, а также при использовании уменьшает коррозию наземного и подземного оборудования.
Состав готовят следующим образом.
В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, наливают соляную кислоту в количестве 10% от общего объема и воду в количестве 79,0 мас. Из капельной воронки при перемешивании добавляют предварительно приготовленную смесь кубового остатка анилина и ацетона при их объемном соотношении 1: 10, затем состав перемешивают в течение 5 мин (табл. 1, опыт 1).
Аналогичным образом, варьируя компоненты и их соотношения, готовят составы 2-12 (табл. 1 и 2).
Приготовленные составы испытывают на определенные эффективности при обработке призабойной зоны пласта.
Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик предлагаемого состава проводят на насыпных линейных моделях длиной 4-0,5 см и поперечным сечением пористой среды 1,54 см2.
В качестве пористой среды используют кварцевый песок со степенью помола от 0,07 до 0,12 мм с добавлением до 5 мас. измельченного карбоната.
Вначале проводят насыщение пористой среды пресной водой, затем предлагаемым составом в количестве не менее 1 п.о. После чего модель выдерживают 4 ч для полного взаимодействия состава с пористой средой и далее проводят вымывание состава до установившегося фиксированного значения сопротивления пористой среды. Рассчитывают величину фильтрационного сопротивления среды до и после ввода состава по формуле:

где K проницаемость пористой среды по воде до ввода предлагаемого состава, Д;
K проницаемость пористой среды по воде после ввода предлагаемого состава, Д.
Результаты приведены в табл. 1. Из приведенных данных видно, что использование заявляемого состава снижает фильтрационное сопротивление на 36,4-74,6% а использование известного состава приводит к его увеличению на 7,07-64,6%
Для доказательства того, что использование предлагаемого состава не вызывает коррозии наземного и подземного оборудования, были проведены испытания на определение скорости коррозии и эффективности ингибирования. В экспериментах используют образцы стали марки Ст3, а соляную кислоту берут 25,30% концентрации. Пластины стали выдерживают в исследуемых составах 24 ч при 20oC. Скорость коррозии стали (U) в г/м2 вычисляют по формуле:

где mi масса пластины до начала эксперимента, г;
m2 масса пластины после эксперимента, г;
S площадь пластины, м2.
Эффективность ингибирования (Z) в определяют как отношение разницы в скорости коррозии стали в соляной кислоте и в исследуемых составах к скорости коррозии в соляной кислоте:

где U0 скорость коррозии стали в соляной кислоте, г/м2.ч;
Ui скорость коррозии стали в исследуемом составе, г/м2.ч.
Результаты проведенных исследований приведены в табл. 2. Как видно из данных табл. 2, предлагаемый состав проявляет более высокие ингибирующие свойства, что позволяет эффективно его использовать при обработке скважины или призабойной зоны пласта.
Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими преимуществами:
уменьшается фильтрационное сопротивление пористой среды призабойной зоны пласта;
очищается скважина от отложений, образованных в результате ее эксплуатации;
снижается скорость коррозии наземного и подземного оборудования;
утилизируются крупнотоннажные отходы производств, за счет чего улучшается экологическая обстановка окружающей среды.
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 смесь кубового остатка производства анилина, или п-фенетидина, или сантохина и гидрофильного органического растворителя при следующем соотношении компонентов, мас.
Соляная кислота 10 34
Смесь кубового остатка анилина, или п-фенетидина, или сантохина и гидрофильного органического растворителя 3,5 19,0
Вода Остальное