RU2077668C1

RU2077668C1 - Method for treating borehole with an acid

Info

Publication number: RU2077668C1
Application number: RU93036884A
Authority: RU
Inventors: Николай Александрович Петров; Алла Илларионовна Есипенко
Original assignee: Николай Александрович Петров; Алла Илларионовна Есипенко
Priority date: 1993-07-20
Filing date: 1993-07-20
Publication date: 1997-04-20

Abstract

FIELD: well drilling. SUBSTANCE: inside piping first is pumped a froth generating solution of a mixture of hexane fraction with still bottoms from amine C₁₇-C₂₀ production derived from distillation in vacuum of a commercial mixture of aliphatic amines C₁₇-C₂₀, and than hydrochloric acid with inhibiting addition. EFFECT: higher productivity. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойных зон пластов добывающих скважин кислотными растворами и установкам кислотных ванн. The invention relates to the oil industry, in particular to the treatment of bottom-hole zones of reservoirs of producing wells with acid solutions and installations of acid baths.

Известен способ кислотной обработки скважины, включающий последовательную закачку углеводородной жидкости и соляной кислоты с последующей прокачкой продавочной жидкостью. A known method of acid treatment of a well, comprising sequential injection of hydrocarbon fluid and hydrochloric acid, followed by pumping squeezing fluid.

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. The disadvantage of this method is that oil is used as a hydrocarbon liquid, since the film coating created by pumping it on the inner surface of tubing and tubing and the casing in the bottomhole zone has low protective properties against hydrochloric acid corrosion of the metal.

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. The closest is a method of acid treatment of a well, which includes sequential injection of a film-forming solution from a hydrocarbon liquid of a solvent with an inhibitory additive of hydrochloric acid corrosion and hydrochloric acid with an inhibitory additive of hydrochloric acid corrosion.

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. The method, although it involves the introduction of an inhibitor of hydrochloric acid corrosion ANP-2 into a hydrocarbon liquid - diesel fuel and hydrochloric acid, nevertheless, the intensity of hydrochloric acid corrosion of the metal remains high.

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.The essence of the invention lies in the fact that in the method of acid treatment of the well as residual additives of hydrochloric acid corrosion, bottoms are used in the production of C ₁₇ C ₂₀ amines (production waste) obtained by vacuum distillation of a technical mixture of aliphatic amines C ₁₇ C ₂₀ , and as hydrocarbon solvent liquids use a hexane fraction, which is a mixture of C ₆ and higher hydrocarbons.

Технический результат выражается в усилении ингибирующего действия. The technical result is expressed in enhancing the inhibitory effect.

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. Hydrochloric acid HCl is a colorless aqueous solution of hydrogen chloride (TU 6-01-714-77, GOST 857-78). By the order of consumers, one or another inhibitor is added to chemically pure (chemically pure) acid, for example, PB-5 (TU MHP 6-01-730-72), KI-1 (TU 6-01-873-76), B -2 in the composition of gas hydrochloric acid, urotropin (GOST 1381-73E), etc. with the supply of technical inhibited (i.e.) acid.

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.Residues from bottoms in the production of C ₁₇ C ₂₀ amines (waste products) (bottoms from C ₁₇ C ₂₀ ) obtained by vacuum distillation of a technical mixture of aliphatic amines C ₁₇ - C ₂₀ , are a waxy mass from yellow to light brown in color with a pungent odor . According to TU 6-02-750-87, the residues of bottoms С ₁₇ C ₂₀ have the following composition:
mass fraction of carbon, no more than 40
total mass fraction of primary and secondary amines, not less than 56
mass fraction of primary amines, not less than 22.

Остатки кубовые C₁₇ C₂₀ не образуют взрывоопасных смесей с воздухом, температура плавления 58 66^oC, температура вспышки - 200^oC.Residues of bottoms C ₁₇ C ₂₀ do not form explosive mixtures with air, melting point 58 66 ^o C, flash point 200 ^o C.

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.Hexane fraction GF (TU 38-103881-83) a mixture of hydrocarbons C ₆ and above. Colorless to yellow liquid, transparent, with a density of 660 kg / m ³ . Temperature: the beginning of the boil 32 52 ^o C; the end of boiling 165 - 200 ^o C; flashes minus 22 ^o C; self-ignition 247 ^o C.

Способ кислотной обработки скважины осуществляют следующим образом. The method of acid treatment of a well is as follows.

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.Pre-prepare a film-forming solution in an amount of 0.5
1.5 m ³ by mixing HF with residues of bottoms C ₁₇ C ₂₀ (OK C ₁₇ C ₂₀ ), for example, the amount of the latter is 5 - 15% until completely dissolved. In x. hours or so hydrochloric acid is also added, about 0.05 0.15 OK C ₁₇ C ₂₀ . Initially, 0.5 1.5 m ³ GF with OK C ₁₇ C _{20 are} pumped into the tubing, and then a hydrochloric acid solution is calculated at the rate of 0.5 1.5 m ³ per 1 m of effective perforated formation thickness. Then, with a squeezing fluid, the solutions are delivered and squeezed into the reservoir. When pumping the GF solvent with a hydrochloric acid corrosion inhibitor OK C ₁₇ C ₂₀ , a film coating is created on the inner surface of the tubing, which significantly slows down the hydrochloric acid corrosion of the metal, and in turn, acid inhibition by the addition of OK C ₁₇ C ₂₀ enhances the inhibitory effect, which is confirmed by the data presented in the table . The corrosion rate was determined on steel samples of oil pipes of the gauge of size 16 x 15 x 2 mm. Grinded, degreased and suspended samples were dipped in a film-forming solution, inserted into holders and placed in glasses with hydrochloric acid solution, the volume of which was taken from the condition of 7 cm ³ per 1 cm of the surface of the plates. Glasses for 1 hour were placed in a thermostat, where they rotated for stirring at a speed of 150 min ^-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).The residual bottoms of C ₁₇ C _{20 are} poorly soluble in diesel fuel, therefore, for this purpose it is preferable to use lighter fractions of hydrocarbons, in particular hexane fraction. OK C ₁₇ - C ₂₀ exhibit a pronounced inhibitory effect. Examples of the method are shown in the table under paragraphs 2, 3, 4, and 5. So, according to the technology of claim 2, a film-forming solution from the solvent — GF (1 m ³ ) is first pumped with residues of bottoms C ₁₇ C ₂₀ (73.3 kg), and then inhibited (KI-1 inhibitor) hydrochloric acid (4 m ³ ) of 22% concentration with a density of 1110 kg / m ³ with OK C ₁₇ C ₂₀ (4.444 kg) is pumped. In this case, at a temperature in the well of 80 ^o C, the metal corrosion rate is 17.1 g / m ² • h, which is tens of percent lower than in the prototype (experiment No. 10).

Эффективность от применения предлагаемого способа заключается в продлении срока службы применяемого наземного и скважинного технологического оборудования и инструмента. The effectiveness of the application of the proposed method is to extend the life of the applied surface and downhole processing equipment and tools.

Claims

1 A method of acid treatment of a well, which includes sequential injection of a film-forming solution from a hydrocarbon fluid - a solvent with an inhibitory additive of hydrochloric acid corrosion and hydrochloric acid with an inhibitory additive of hydrochloric acid, characterized in that bottoms are used as an inhibitory additive of hydrochloric acid corrosion in the production of amines C <Mv> 1 <D> <Mv> 7 <D> C <Mv> 2 <D> <Mv> 0 <D> (production waste) obtained by vacuum distillation of a technical mixture of aliphatic amines C <Mv> 1 <D> <Mv> 7 <D> C <Mv> 2 <D> <Mv> 0 <D>, and in as the hydrocarbon solvent liquid, a hexane fraction is used, which is a mixture of hydrocarbons C <Mv> 6 <D> and higher.