RU2077667C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2077667C1 RU2077667C1 RU93035797A RU93035797A RU2077667C1 RU 2077667 C1 RU2077667 C1 RU 2077667C1 RU 93035797 A RU93035797 A RU 93035797A RU 93035797 A RU93035797 A RU 93035797A RU 2077667 C1 RU2077667 C1 RU 2077667C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- hydrochloric acid
- well bottom
- treating oil
- near well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
- ing And Chemical Polishing (AREA)
Abstract
Использование: при обработках призабойных зон продуктивных пластов солянокислотными растворами в период освоения и эксплуатации добывающих скважин для снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования путем нанесения в процессе прокачки защитного пленочного покрытия. Сущность изобретения: в трубное пространство последовательно закачивают буферную жидкость - ингибитор коррозии СНПХ-6012, представляющий композицию на основе алифатических аминов и ароматического растворителя, соляную кислоту и продавочную жидкость. 2 табл.
Description
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 20oC 867 кг/м3. Температура застывания - минус 30oC, температура кипения 120oС, температура вспышки - 45oC.
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.
Claims (1)
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93035797A RU2077667C1 (ru) | 1993-07-09 | 1993-07-09 | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93035797A RU2077667C1 (ru) | 1993-07-09 | 1993-07-09 | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93035797A RU93035797A (ru) | 1997-03-27 |
RU2077667C1 true RU2077667C1 (ru) | 1997-04-20 |
Family
ID=20144892
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93035797A RU2077667C1 (ru) | 1993-07-09 | 1993-07-09 | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2077667C1 (ru) |
-
1993
- 1993-07-09 RU RU93035797A patent/RU2077667C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1989, с. 67 - 68. 2. Авторское свидетельство СССР N 563485, кл. E 21 B 43/27, 1977. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2018202141B2 (en) | Determining residual surfactant concentrations in produced water | |
US3968840A (en) | Controlled rate acidization process | |
AU2022201199B2 (en) | Lysine: hydrochloride synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
JP7204682B2 (ja) | 石油およびガス産業における従来の酸の代替物としての新規改質酸組成物 | |
CA2623923C (en) | Method of treating well with foamed composition | |
EA010361B1 (ru) | Способ обработки подземного карбонатного пласта | |
EA021736B1 (ru) | Самоотклоняющая кислотная обработка с ингибитором коррозии, свободным от муравьиной кислоты | |
US3707192A (en) | Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells | |
RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US2146480A (en) | Process of shutting off water or other extraneous fluid in oil wells | |
US5470823A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
US3938593A (en) | Process for treatment of wells with acid halides | |
RU2077667C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
US20200347286A1 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
RU2077668C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважины | |
US11987746B2 (en) | Ionic liquid corrosion inhibitors | |
RU2077669C1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
US11530349B2 (en) | Methods of controlling viscosity of acids | |
RU2077666C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
RU2065950C1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
RU2172824C1 (ru) | Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин | |
RU2816619C1 (ru) | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт |