UA125132C2 - Свердловинні способи з використанням кислотних композицій, які містять інгібітори корозії - Google Patents

Abstract

Винахід стосується способу гідророзриву або стимулювання вуглеводненосного пласта, який включає наступні етапи: забезпечення ствола свердловини, для якого необхідне стимулювання; введення пробки в ствол свердловини в заданому місці; введення в ствол свердловини перфораційного інструмента і промивної кислоти або кислоти для гідророзриву; розміщення інструмента в зазначеному заданому місці; перфорування ствола свердловини інструментом, створюючи таким чином перфоровану область; забезпечення промивній кислоті можливості вступати в контакт з перфорованою областю протягом заданого періоду часу, достатнього для підготовки пласта до гідророзриву або стимулювання; видалення інструмента зі ствола свердловини; і ініціювання гідророзриву перфорованої області з використанням текучого середовища для гідророзриву.

Description

забезпечення промивній кислоті можливості вступати в контакт з перфорованою областю протягом заданого періоду часу, достатнього для підготовки пласта до гідророзриву або стимулювання; видалення інструмента зі ствола свердловини; і ініціювання гідророзриву перфорованої області з використанням текучого середовища для гідророзриву.

Галузь техніки, до якої належить винахід

Винахід відноситься до способу виконання вдосконалених операцій стимулювання видобутку в вуглеводненосному пласті, а більш конкретно, до способу підвищення продуктивності свердловини при одночасному істотному зниженні витрат різних виробничих ресурсів (часу, води тощо).

Рівень техніки

У нафтової і газової промисловості для збільшення або відновлення видобутку на свердловині здійснюють стимулювання кислотою. У деяких випадках свердловина спочатку демонструє низьку проникність і стимулювання використовують для ініціювання видобутку з покладу. В інших випадках стимулювання або відновлення показників використовують для додаткового сприяння проникності і потоку з вже існуючої свердловини, яка стала малопродуктивною внаслідок проблем, спричинених утворенням відкладень, або виснаження пласта.

Підкислення є типом стимулюючої обробки, яку здійснюють при тиску вище або нижче тиску розлому покладу у спробі ініціювати, відновити або збільшити природну проникність покладу.

Підкислення досягається шляхом закачування кислоти, переважно соляної кислоти, в свердловину зазвичай для розчинення вапняку, доломіту і кальцитного цементу, який знаходиться між нерозчинними в кислоті зернами осадових порід покладу, або для обробки скупчення відкладень.

Є три основні типи варіантів застосування кислоти: підкислення матриці, підкислення розлому і підкислення рідиною для розриву або промивання (закачування до утворення зламу грунту або іншої операції з метою сприяння розриву пласта (зниження тисків розлому, зменшення тиску нагнітання), а також очищення від цементу в стволі свердловини або висвердлених отворах після завершення процесу перфорації).

Обробку для підкислення матриці здійснюють шляхом закачування кислоти в свердловину і пори пласта покладу нижче тиску розлому. В рамках даної форми підкислення кислоти розчиняють осадові породи пласта і/або тверді глинисті речовини, що блокують проникність породи, збільшуючи природні пори покладу (червоточини) і стимулюючи протікання потоку вуглеводнів в ствол свердловини для видобування.

Зо У той час як підкислення матриці виконують при досить низькому тиску для запобігання від розламування породи покладу, підкислення розлому включає в себе закачування кислоти в свердловину при дуже високому тиску, що призводить до фізичного руйнування породи покладу і витравленню стримуючих осадових порід для досягнення проникності. Такий тип кислотної обробки призводить до утворення каналів або розломів, через які можуть протікати вуглеводні, на додаток до формування ряду червоточин. У деяких випадках в текучу середу вводять пропант, який сприяє відкриттю розломів шляхом розклинення, додатково підсилюючи потік вуглеводнів в ствол свердловини. Існує багато різних мінеральних і органічних кислот, які використовуються для виконання кислотної обробки на свердловинах. Найбільш поширеним типом кислоти, використовуваної на свердловинах для стимулювання видобутку, є соляна кислота (НС), яка застосовується у разі стимулювання карбонатних покладів.

Доведено, що формування розлому або стимулювання свердловини істотно покращить її продуктивність, і оскільки вона є свердловиною, відомої фахівцеві в цій галузі техніки, свердловину можна піддавати розлому або стимулюванню багато разів протягом періоду її продуктивної дії. Процес здійснення гідравлічного розлому або гідророзриву вимагає виконання наступних етапів. Одразу після оцінки опису вуглеводненосних областей ствола свердловини визначають розташування перфораційних отворів і узгоджують остаточний варіант. Потім після розміщення зацементованого вкладиша або обсадної труби необхідно закачати розділову пробку і кульові перфоратори на бажану глибину і в бажане місце. Пробку встановлюють трохи за границями бажаного місця, яке підлягає стимулюванню виходячи з конфігурації свердловини, а потім встановлюють обсадну трубу, в якій перфорують певну область, забезпечуючи можливість доступу зі ствола свердловини в цікавлячий пласт і створюючи канал для текучого середовища, яке підлягає введенню в пласт.

Наступний етап, що передує стимулюванню, вимагає використання кульових перфораторів, як правило, компонування низу бурильної колони (КНБК) з кумулятивними зарядами, які переміщуються в задане місце в межах ствола свердловини. Потрапивши у вказане місце, кульовий перфоратор розряджається, що призводить до перфорування обсадної труби, і прокладає канал для стимулювання досягнення пласта текучим середовищем.

Згідно з традиційним способом, після завершення етапу встановлення пробки і здійснення перфорації перфораційний інструмент КНЕК видаляють зі ствола свердловини. Закачують вниз бо запірну кулю для ізоляції зон нижче пробки, якщо вона не знаходиться вже на місці. Цей спосіб не застосовують до твердих мостових пробок (немає кулі), у разі зазначеного процесу потрібно продавлювати або вводити текуче середовище ствола свердловини в перфораційні отвори з низькими або зниженими швидкостями доки кислота не досягне перфораційних отворів або ініціювати процес розлому без будь-якої кислоти. Проблема, пов'язана з цим способом, який не використовує ніякої кислоти, полягає в тому, що тиск при впорскуванні, як правило, вище, ніж у випадку, коли в перфораційні отвори вводять кислоту, яка буде зчищати порожню цементну породу, а також буде сприяти зниженню тиску при впорскуванні, зокрема в карбонатоносних пластах. Проблема в рамках промислового застосування полягає в підвищених витратах часу і води, необхідних для використання кислоти на всіх етапах, отже, переважним у високому ступені є альтернативний спосіб і кислотна система, які не збільшують витрати часу або споживання води.

Далі певний об'єм стимулюючого текучого середовища закачують в бажаний пласт свердловини. Як правило, високий тиск, при якому закачують спричиняє розлом текучого середовища, пов'язаний в багатьох випадках з місцем розміщення обладнання або підвищеними швидкостями закачування і пропанту, забезпечує підвищений тиск текучого середовища в пласті, що призводить до утворення розломів, які поширюються всередині покладу, дозволяючи потоку вуглеводнів протікати в ствол свердловини для видобування.

Після досягнення бажаного тиску розриву в пласт впорскують текуче середовище, яке спричиняє розлом, і яке містить розклинювальні агенти, для забезпечення того, щоб розломи залишалися відкритими в розклиненому стані після завершення стимулювання і зниження тисків.

Канат є однопрядним дротом, використовуваним в нафтовій і газовій промисловості для переміщення інструментів всередині свердловини. Зазвичай він являє собою одне пасмо дроту, розміщене на котушці, розташованій на тому, що називається самохідною установкою для канатного обладнання. Канат з'єднаний з барабаном, який відмотує канат від самохідної установки для канатного обладнання. Канат використовують для опускання інструментів всередину ствола свердловини з метою виконання спеціальної операції.

У сильно відхильних свердловинах, свердловинах з обмеженим потоком або інших конкретних свердловинах механічні способи або засоби стимулювання можуть потребувати застосування гнучких насосно-компресорних труб, які використовуються для переміщення або розміщення кульових перфораторів в певному положенні, тобто в заданому місці. Сучасний канат, гнучка насосно-компресорна труба або трос також можуть дозволяти реалізувати вбудовану технологію передачі інформації, за допомоги якої в режимі реального часу можна надавати оператору інформацію, включаючи глибину, температуру і тиск, але не обмежуючись ними. Зазначений тип інформації забезпечує операторів відомостями, достатніми для виконання операції встановлення пробки і здійснення перфорування, шляхом точної цілевказівки бажаних вуглеводненосних пластів.

Корисним ефектом зазначеної стратегії є більш високий ступінь контролю розміщення перфораційних отворів і, отже, стимулювання. У багатьох випадках встановлення обсадної труби в усьому стволі свердловини дозволяє оператору краще контролювати стимулювання, видобуток і інші ресурсні аспекти текучих середовищ покладу. Це також дозволяє оператору вибирати пласт, який підлягає стимулюванню з метою досягнення підвищеної продуктивності свердловини. Це також дозволяє оператору відсікати перфоровані ділянки, з яких витягли вуглеводні, або на яких видобувають мінімальну кількість нафти або газу і т.п.

Відповідно, з урахуванням стану галузі технології гідророзриву, як і раніше існує потреба в успішній розробці способу або вдосконалення існуючого способу, що призведе до зменшення об'єму стічної води, зведе до мінімуму час роботи обладнання на кожному етапі способу, забезпечить більш оптимальну, знижену швидкість впорскування впродовж етапу, запропонує процедуру і хімічний реагент для забезпечення оптимального підведення кислоти через всі перфораційні отвори, оскільки у відповідний момент кислота буде намагатися пройти канал з найменшим опором, що зумовлено динамікою внутрішньосвердловинного текучого середовища. Велика частина кислоти буде доходити лише до верхньої ділянки перфораційних отворів, спричиняючи в ході стимулювання підвищену або неоптимальну швидкість впорскування і пов'язані з цим тиски. Вирішення зазначеної проблеми полягає у поєднанні хімічного складу з механічними інструментами для конкретної мети досягнення більш ефективного способу видобування нафти.

Розкриття суті винаходу

Завдання цього винаходу полягає в розробці нового, апробованого в промислових масштабах і успішного способу гідророзриву свердловини, який долає деякі недоліки або бо обмеження традиційних способів. Відповідно до першого аспекту винаходу, пропонується спосіб гідророзриву або стимулювання вуглеводненосного пласта, який включає наступні етапи: - забезпечення ствола свердловини, для якого необхідне стимулювання; - введення пробки в ствол свердловини в заданому місці; - одночасне введення в ствол свердловини перфораційного інструмента і промивної кислоти або кислоти для гідророзриву; - розміщення інструмента в зазначеному заданому місці; - перфорування ствола свердловини інструментом, створюючи в такий спосіб доступ до пласту; - забезпечення промивній кислоті можливості вступати в контакт з перфорованої області протягом заданого періоду часу, достатнього для підготовки пласта до гідророзриву або стимулювання; - видалення перфораційного інструмента і троса зі ствола свердловини; і - ініціювання стимулювання перфорованої області з використанням стимулюючого текучого середовища.

Переважно, промивна кислота містить інгібітор корозії, здатний запобігати корозійному пошкодженню інструмента, обсадної труби і троса або каната, або гнучкої насосно- компресорної труби протягом дії зазначених компонентів. Переважно, перфораційний інструмент являє собою кульовий перфоратор.

Переважно також, щоб промивна кислота була обрана з групи, що складається з мінеральних кислот, органічних кислот, модифікованих кислот, синтетичних кислот і їх поєднань. Більш переважно, промивна кислота додатково містить інгібітор корозії. Ще більш переважно, промивна кислота обрана з групи, що складається з метансульфонової кислоти, суміші НСІ:амінокислота, суміші НСІалканоламін. Переважно, амінокислота вибрана з групи, що складається з лізину, моногідрохлориду лізину, аланіну, аспарагіну, аспарагінової кислоти, цистеїну, глутамінової кислоти, гістидину, лейцину, метіоніну, проліну, серину, треоніну, валіну і їх поєднань. Переважно, алканоламін вибраний з групи, що складається з моноетаноламіну, діеєтаноламіну, триетаноламіну і їх поєднань.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу пропонується композиція для інгібування корозії, призначена для використання разом з кислотою, при цьому зазначена

Зо композиція містить цитраль і/або коричний альдегід.

Переважно, композиція для інгібування корозії і містить: - алкіновий спирт; - терпен, переважно вибраний з групи, що складається з цитралю, карвону, іонону, оцимену, цимолу і їх поєднань, найбільш переважним терпеном є цитраль; - коричний альдегід або його похідне і - розчинник.

Більш переважно, композиція для інгібування корозії містить щонайменше одну поверхнево- активну речовину. Переважно, алкіновий спирт є пропаргіловим спиртом. Переважно, розчинник вибраний з групи, що складається з метанолу, етанолу, коротколанцюгових етоксилатів, таких як-от 6,3-етоксилат і ізопропанол. Більш переважно, розчинником є ізопропанол.

Переважно, алкіновий спирт присутній у кількості, що знаходиться в діапазоні 10-40 95 об./об. композиції. Переважно, цитраль присутній у кількості, що знаходиться в діапазоні 5-15 95 об./06. композиції. Переважно також, коричний альдегід або його похідне присутній у кількості, що знаходиться в діапазоні 7,5-20 95 об./06. композиції. Переважно, розчинник присутній у кількості, що знаходиться в діапазоні 10-40 95 об./об. композиції. Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу, поверхнево-активна речовина присутня у кількості, що знаходиться в діапазоні 10-40 95 об./06. композиції. Переважно, поверхнево-активна речовина містить бетаїн або сультаїн. Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу поверхнево-активна речовина містить бетаїн і В-аланін, М-(2-карбоксиетил)-М-додецилі-, натрієву сіль (1:1).

Переважно, композиція для інгібування корозії і додатково містить йодид або йодат металу, вибраний з групи, що складається йодиду міді, йодиду калію і йодиду натрію.

Відповідно до одного з аспектів цього винаходу пропонується спосіб поміщення кислоти в ствол свердловини, який включає наступні етапи: - забезпечення ствола свердловини, для якого необхідне стимулювання; - введення пробки в ствол свердловини в зазначеному місці, розташованому трохи за межами заданого місця; - введення в ствол свердловини перфораційного інструмента і промивної кислоти або кислоти для гідророзриву; - розміщення інструмента в зазначеному заданому місці; 60 - перфорування ствола свердловини інструментом, створюючи таким чином перфоровану область; і - забезпечення промивній кислоті можливості вступати в контакт з перфорованою областю протягом заданого періоду або перфорування в кислоті, забезпечуючи таким чином оптимальне підведення кислоти через кластери перфораційних отворів.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу композиція інгібітора корозії є ефективною при температурі до 110 "С, а деякі переважні композиції ефективні при температурі до 130 "С, а в деяких випадках деякі переважні композиції забезпечують ефективний захист від корозії при температурі до 180 "С протягом декількох годин.

Відповідно до одного з аспектів цього винаходу композиція інгібітора корозії забезпечує ефективний захист як вуглецевої сталі і нержавіючої сталі протягом тривалого періоду, так і інструментів, троса, гнучкої насосно-компресорної труби і обсадної труби, які піддаються дії кислотної композиції.

Короткий опис креслень

Ознаки і переваги варіантів здійснення цього винаходу стануть очевидними з подальшого докладного опису і доданих креслень.

На Фіг. 1 показана схема, що ілюструє загальні етапи переважного способу відповідно цьому винаходу; на Фіг. 2 - порівняльна діаграма міцності на розтяг зразків троса після дії суміші 33 Фо

МЕА:НСІ (в мольному відношенні 1:6,4) при 110 "С (230 "Р); на Фіг. З - порівняння процедури впорскування в операціях, що передують гідророзриву, і операціях гідророзриву, при цьому лівий графік показує традиційний процес, а правий графік відображає переважний варіант здійснення способу відповідно цьому винаходу; на Фіг. 4 - порівняння тривалості різних стадій в операціях, які передують розриву, і операціях гідророзриву у вигляді стовпчастої діаграми, при цьому ліва діаграма показує переважний варіант здійснення способу відповідно цьому винаходу, а права діаграма відображає традиційний процес.

Здійснення винаходу

Опис, який наданий нижче, і описані в ньому варіанти здійснення винаходу пропонуються в якості ілюстрації прикладу або прикладів окремих варіантів втілення принципів винаходу. Ці

Зо приклади надані з метою пояснення, а не обмежування зазначених принципів і винаходу.

При виконанні традиційної операції встановлення пробки і здійснення перфорації пробку поміщають в свердловину, перфорують свердловину інструментом (пістолетами), після цього використаний перфораційний інструмент витягують зі ствола, а потім закачують кислоту і направляють в перфораційні отвори (зазначений процес може додавати чимало часу і витрата води на момент завершення стадії виходячи зі швидкостей закачування, швидкостей подачі, обмежень потоків, способів закінчення) і одразу після досягнення швидкості подачі починають гідророзрив на зазначеній стадії. Потім цей процес повторюють до досягнення певного числа стадій (звичайним явищем у багатьох свердловинах стає кратність вище 100 разів).

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу цей спосіб дозволяє оператору закачувати інструменти вниз разом з промивною кислотою для перфорування зони, яка знаходиться в кислоті або біля неї, і дозволяє забезпечити наявність кислоти поверх перфораційних отворів або в місці, розташованому поряд з перфораційними отворами, економлячи в такий спосіб істотну кількість часу і води на кожній стадії для свердловини. Після цього відбувається видалення інструмента зі ствола свердловини і негайне ініціювання розламування.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу цей спосіб може призводити до заощадження до однієї (1) години на стадію (або навіть більше у разі деяких щільних пластів, наявності обмежувальних компонентів потоку, обмежень ствола свердловини, механічних дефектів тощо) із середньою вартості 20 000 доларів/год. (на бригаду робітників) і до 15 000 галонів води на стадію або більше. У 50-стадийній свердловині це може перетворюватися в економію потенційно понад 1 000 000 доларів у часі плюс зекономлена вода до 750 000 галонів.

Потенційна економія в результаті здійснення цього способу при виконанні операцій лише в

Сполучених Штатах могла б сягати понад декількох сотень мільйонів доларів на рік і багатьох мільйонів галонів збереженої води, значно знижуючи напруженість при існуючій подачі води і інфраструктурі управління.

Кислотою, найбільш часто використовуваної при гідророзриві або стимулюванні свердловини, є НСІ. Зважаючи на вищевикладене, необхідно розуміти, що перфораційні інструменти, обсадна труба, системи труб і інші інструменти або обладнання для закінчення ствола свердловини виготовлені, здебільшого, з нержавіючої сталі і/або сплавів з високим бо вмістом хрому для забезпечення довговічності, високих границь плинності на розтяг і тривалих термінів служби, а також забезпечення чудового корозійного захисту від текучих середовищ і газів ствола свердловини, але не від стандартної НСІ або кислотних текучих середовищ, тому, дуже бажано мати сильні кислотні системи, які можна використовувати з таким обладнанням при мінімальній проблемі корозії і які все ще залишаються повністю ефективними. Традиційні пробкові і перфораційні процеси вимагають видалення кульових перфораторів одразу після стадії перфорації, в іншому випадку промивна кислота буде руйнувати кульові перфоратори з часом внаслідок її схильності діяти на корозійностійкі сплави, такі як-от нержавіюча сталь, зокрема нержавіюча сталь 316. Хоча в промисловості було докладено зусиль стосовно додаткової мінімізації проблем корозії, які відносяться до систем тросів з покриттями, ризик проникнення кислоти у покриття, яких надає шкідливого впливу, або захоплення між матеріалами броні і кабелю, як і раніше залишається головною проблемою у промисловості.

Критично важливим фактором для допуску застосування в інтенсивному кислотному процесі або процедурі сплавів з нержавіючої сталі, які піддаються дії сильних кислот, таких як-от НОСІ або синтетичні, органічні або модифіковані кислоти є здатність контролювати, мінімізувати або фактично зводити корозію до нижчого рівня, яка буде робити інструмент з нержавіючої сталі, трос або кабель непридатним для застосування після використання лише декілька разів (або навіть менше), оскільки корозія може сильно змінювати границю плинності кабелів або троса на розтяг, що породжує ризик втрати інструмента, і потім буде вимагати виконання коштовного процесу витягування або вилучення. Заміна або ремонт багатьох комплектів тросових кабелів і перфораційного інструмента можуть коштувати багато сотень тисяч доларів внаслідок корозії або катастрофічних відмов.

З розробкою нового інгібітора корозії який при дії кислот забезпечує істотний довгостроковий захист сплавів з нержавіючої сталі від руйнування в результаті дії соляної кислоти (НС), з'являється небачена раніше можливість виключення стадії процесу передрозриву у великому, обгрунтованому і стійкому масштабі в широкому діапазоні температур, що заощаджує внаслідок цього істотні ресурси часу, грошей і води. Переваги об'єднуються з використанням оптимальних кислотних композицій (тобто ефективність і інгібування корозії), оскільки можна виробляти більше свердловин і більше перфораційних операцій на день.

Зо Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу можна використовувати запірну кулю для ізолювання ствола свердловини нижче області, яка підлягає перфоруванню, оскільки кислотна композиція (що містить інгібітор корозії) забезпечує захист від корозії, достатній для підтримання цілісності компонентів, які піддаються дії, включаючи обсадну трубу, трос, внутрішньосвердловинні інструменти, такі як-от перфораційні інструменти, гнучка насосно- компресорна труба і канат, але не обмежуючись ними.

Переважно, поверхнево-активна речовина вибрана з групи, що складається з сультаїнової поверхнево-активної речовини, бетаїнової поверхнево-активної речовини і їх поєднань. Більш переважно, сультаїнова поверхнево-активна речовина і бетаїнова поверхнево-активна речовина обрані з групи, що складається з амідобетаїнової поверхнево-активної речовини, амідосультаїнової поверхнево-активної речовини і їх поєднань. Навіть більш переважно, амідобетаїнова поверхнево-активна речовина вибрана з групи, що складається з аміду бетаїну, який містить гідрофобний хвіст від Св до Сівє6. Найбільш переважно, якщо амід бетаїну, який містить гідрофобний хвіст від Св до Св, є кокамідом бетаїну.

Переважно також, щоб пакет для інгібування корозії додатково містив аніонну поверхнево- активну речовину. Переважно, аніонна поверхнево-активна речовина є карбоксильною поверхнево-активною речовиною. Більш переважно, карбоксильна поверхнево-активна речовина є дикарбоксильною поверхнево-активною речовиною. Більш переважно, дикарбоксильна поверхнево-активна речовина містить гідрофобний хвіст в діапазоні від Св до

Сів. Найбільш переважно, дикарбоксильною поверхнево-активною речовиною -/-(є лауримінодипропіонат натрію.

Найбільш переважними є варіанти пакета для інгібування корозії, які містять кокамідопропілбетаїн і В-аланін, М- (2-карбоксиетил)-М-додецилі-, натрієву сіль (1.1).

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу в ході приготування кислотної композиції, що містить пакет для інгібування корозії, як прискорювач інгібітора корозії можна додавати йодиди або йодати металів, такі як йодид калію, йодид натрію, йодид міді і йодид літію. Йодид або йодат присутні, переважно, в масовій/об'ємній частці, що знаходиться в діапазоні від 0,1 до 1,5 95, більш переважно від 0,25 до 1,25 95, навіть ще більш переважно 1 95, за масою/об'ємом кислотної композиції. Найбільш переважно, використовуваний йодид це йодид калію. бо Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу антикорозійний пакет містить пропін-2-ол-ї у поєднанні з метилоксираном; В-аланін, М- (2-карбоксиетил) -М-додецила, натрієву сіль (1:1), кокамідопропілбетаїн, (ж) -3,7-диметил-2,6-октадієналь (цитраль), коричний альдегід і ізопропанол.

Більш переважно, композиція містить 20 95 пропін-2-ол-1 у поєднанні з метилоксираном; 20 95 В-аланіну, М-(2-карбоксиетил)-М-додецилі-, натрієвої солі (1:11); 20 95 кокамідопропілбетаїн; 7,595 (ж)-3,7-диметил-2,6-октадієналю (цитралю); 12,5595 коричного альдегіду і 2095 ізопропанолу (всі відсотки є об'ємними). Відзначимо, що молекули поверхнево-активної речовини становлять лише приблизно 1/3 від реального вмісту всієї складеної суміші поверхнево-активної речовини, оскільки решта, приблизно 2/3, утворена водою для регулювання в'язкості поверхнево-активної речовини при змішуванні з іншими компонентами.

Зазначена суміш є типовою для композицій поверхнево-активної речовини в цій і інших галузях промисловості.

Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу ця композиція інгібітора корозії містить коричний альдегід або його похідне, вибрані з групи, що складається з коричного альдегіду, дикоричного альдегіду, р-гідроксикоричногоальдегіду, р-метилкоричного альдегіду, р- етилкоричного альдегіду, р-метоксикоричного альдегіду, р-диметиламінокоричного альдегіду, р- діетиламінокоричного альдегіду, р-нітрокоричного альдегіду, о-нітрокоричного альдегіду, 4-(3- пропеналь) коричного альдегіду, р-натрійсульфокоричного альдегіду, сульфату р- триметиламонійкоричного альдегіду, о-метилсульфат р-триметиламонійкоричного альдегіду, р- тіоцианокоричного альдегіду, р-(5-ацетил) тіокоричного альдегіду, р-(ЗМ, М- диметилкарбамоілтіо) коричного альдегіду, р-хлоркоричного альдегіду, а-метилкоричного альдегіду, В-метилкоричного альдегіду, а-хлоркоричного альдегіду, а-бромкоричного альдегіду; а-бутилкоричного альдегіду, а-амілкоричного альдегіду, а-гексилкоричного альдегіду; а-бром-р- цианокоричного альдегіду, «а-етил-р-метилкоричного альдегіду і р-метил-д-пентилкоричного альдегіду.

Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу кислота являє собою водну модифіковану кислотну композицію, яка містить: - мінеральну кислоту і алканоламін в мольному відношенні не більше 15:1.

Згідно з іншим переважним варіантом здійснення винаходу кислота являє собою водну

Зо модифіковану кислотну композицію, яка містить: - соляну кислоту і алканоламін в мольному відношенні не більше 15:1.

Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу кислота являє собою водну модифіковану кислотну композицію за п. 2, в якій соляна кислота і алканоламін присутні в мольному відношенні не більше 101.

Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу кислота являє собою водну модифіковану кислотну композицію за п. 2, в якій соляна кислота і алканоламін присутні в мольному відношенні не більше 7,0:1. Більш переважно, соляна кислота і алканоламін присутні в мольному відношенні не більше 4:11. Ще більш переважно, соляна кислота і алканоламін присутні в мольному відношенні не більше 3:1.

Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу алканоламін вибраний з групи, що складається з моноетаноламіну, діетаноламіну, триетаноламіну і їх поєднань. Переважно, алканоламін є моноетаноламіном.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу в цьому способі використовують синтетичну або модифіковану кислотну композицію, яка містить сильну кислоту, таку як-от соляна кислота, і алканоламін в мольному відношенні не більше 15:1, переважно в мольному відношенні не більше 10:1, більш переважно в мольному відношенні не більше 8:1; більш переважно в мольному відношенні не більше 5:1; навіть ще більш переважно в мольному відношенні не більше 3,5:1 і навіть ще більш переважно в мольному відношенні не більше 2,5:1.

Переважно, основні компоненти цієї композиції, виходячи з об'ємних і масових відсотків, зазначені вище, містять в собі алканоламін і сильну кислоту, таку як-от НСІ, азотну кислоту, сірчану кислоту, сульфонову кислоту.

Алканоламін, відповідно до описаного вище, містить щонайменше одну аміногрупу, -МН», і одну спиртову групу, -«ОН. Переважні алканоламіни включають в себе моноетаноламін, діетаноламін і триетаноламін, але не обмежуються ними. Більш переважними є моноетаноламін, діетаноламін. Найбільш переважним є моноетаноламін. При додаванні до соляної кислоти утворюється аддукт льюісівська кислота/льюісівська основа, в якому первинна аміногрупа діє як льюісівська основа, а протон НСІ як льюісівська кислота. Утворений аддукт сам по собі значно знижує небезпечні дії соляної кислоти, такі як-от ефект димлення, гігроскопічність і сильну корозійну природу. Надмірний азот також може діяти як інгібітор корозії 60 при підвищених температурах.

Мольне відношення двох основних компонентів можна регулювати або визначати в залежності від передбачуваного застосування і бажаної солюбілізувальної здатності. Згідно з переважним варіантом здійснення винаходу, в якому сильною кислотою є НОСІЇ, можна збільшувати частку компонента НСІ для підвищення солюбілізувальної здатності композиції при одночасному колишньому забезпеченні щонайменше одного з наступних переваг: здоров'я, безпеки, екологічних і експлуатаційних переваг у порівнянні з соляною кислотою.

У кислотну композицію, яка використовується у переважному варіанті здійснення способу відповідно до цього винаходу, можна включати різні інгібітори корозії; така композиція містить сильну кислоту і алканоламін для зменшення корозії сталі, з якою вона контактує.

Переважно, композиція може додатково містити органічні сполуки, які можуть діяти як інгібітори корозії, вибрані з групи, що складається з ацетиленових спиртів, ароматичних або аліфатичних альдегідів (наприклад, с, Д-ненасичених альдегідів), алкілфенонів, амінів, амідів, азотовмісних гетероциклів (наприклад, на основі імідазоліну), солей, триазолів, піридину і його похідних або солей, похідних хіноліну, похідних тіосечовини, тіосемікарбазидів, тіоцианатів, четвертинних солей амінів і продуктів конденсації карбонільних і амінових з'єднань.

Прискорювачі, які можна включати в композиції відповідно до цього винаходу, обрані з групи, що складається з мурашиної кислоти, йодиду калію, оксиду сурми, йодиду міді, йодиду натрію, йодиду літію, хлориду алюмінію, оксиду вісмуту, хлориду кальцію, хлориду магнію і їх поєднань.

Переважно, використовують йодидне з'єднання, таке як-т йодид калію. Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу в композицію, необов'язково, можна вводити і інші добавки. Необмежувальний перелік таких поширених добавок включає в себе реагенти для контролю заліза (наприклад, відновники), водозмочувальні поверхнево-активні речовини, неемульгатори, деемульгатори, піноутворювачі, реагенти проти утворення осаду, глину і/або стабілізатор дрібних частинок, інгібітори відкладення солей, взаємні розчинники, зменшувач тертя. Як інгібітори корозії можна використовувати спирти і їх похідні, такі як-от алкіновий спирт і їх похідні, а переважно пропаргіловий спирт і його похідні. Сам пропаргіловий спирт традиційно застосовують в якості інгібітора корозії, який добре працює при низьких концентраціях. Однак він є дуже токсичною/займистою хімічною речовиною при поводженні з ним у вигляді концентрату, тому необхідно додержуватися обережності при використанні концентрату. У

Зо деяких випадках переважно використовувати пропін-2-ол-ї, пов'язаний в комплекс з метилоксираном, оскільки ця речовина є похідним, набагато більш безпечним у використанні.

Прикладом такого з'єднання є продукт ВазосоггФ РР. Йодиди або йодати металів, такі як-от йодид калію, йодид натрію, йодид міді і йодид літію потенційно можна використовувати в якості прискорювача інгібітора корозії разом з композицією згідно переважним варіантам втілення цього винаходу. Фактично, йодидом металу, традиційно використовуваним в якості прискорювача інгібітора корозії, є йодид калію, проте він є коштовним, але працює надзвичайно добре. Він не регламентується і є безпечним у використанні. Йодид або йодат, переважно, присутні в масовій частці, що знаходиться в діапазоні від 0,1 до 5 95 мас., більш переважно від 0,2 до З 95 мас., навіть ще більш переважно від 0,25 до 2 95 маб...

Приклад 1 - Спосіб одержання модифікованої кислотної композиції

В якості вихідних реагентів використовують моноетаноламін (МЕА) і соляну кислоту. Для досягнення мольного відношення МЕА до НОСІ, рівного 4,1:1, необхідно спочатку змішати 165 г

МЕА з 835 г води. Це призводить до утворення розчину моноетаноламіну. Потім беруть 370 мл приготованого раніше розчину моноетаноламіну і змішують з 350 мл 36 95-го водного розчину

НСЇ (рейтинг Боме 22). У разі використання добавок їх вводять після ретельного змішування розчину МЕА і НСІ. Наприклад, в цей момент можна додавати йодид калію, а також будь-який інший компонент, бажаний для оптимізації показників композиції відповідно до цього винаходу.

Підтримують циркуляцію доки всі продукти не перейдуть в розчинний стан. За необхідності тепер можна додавати додаткові продукти.

Утворювана композиція прикладу 1 є прозорою (трохи жовтою) рідиною, яка має термін зберігання більше 1 року. Вона характеризується температурою кипіння приблизно 100 "С. Має питому густину 1,1240,02. Повністю розчинна у воді і її рівень рН менше 1. Визначили, що температура застигання нижче -35 "С.

Композиція є біорозкладаною і класифікується як м'який подразник за класифікацією шкірних тестів. Композиція істотно менше димить, у порівнянні з 15 У5-ою НС. Результати випробування на токсичність розраховували з використанням спрощеної інформації і визначили, що показник ГО5О0 в цьому випадку вище - 1300 мг/кг. Переважна композиція метаноламін:НСІ містить в собі склад з мольним відношенням МЕА'НСІ, рівним 14,1; з мольним відношенням МЕА'НСІ, рівним 1:6,4, і з мольним відношенням МЕА':НСІ, рівним 1:9,9. Кожна із 60 зазначених композицій має зовнішній вигляд прозорої, трохи жовтої рідини. Відповідна питома густина при 23 "С становить 1,1; 1,121 і 1,135. Процентний вміст солі в них становить відповідно 31,20 90; 36,80 92 і 40,00 95. Всі вони мають різкуватий або різкий запах. Їх температура кипіння становить 100 "С, і вони мають температуру застигання -35"С. Сила кислоти, (в мл) у присутності 1М Маон становить відповідно 4,9; 6,3 і 7,5. Їх рівень рН становить -0,11; -0,41 і - 0,73, відповідно.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу композиція, яка містить алканоламін і сильну кислоту, може додатково включати в себе пакет для інгібування корозії, який сам по собі містить терпен, коричний альдегід або його похідне; щонайменше одну амфотерну поверхнево-активну речовину і розчинник.

В інших переважних варіантах здійснення цього винаходу пропін-2-ол-1, пов'язаний в комплексі з метилоксираном, може бути присутнім у кількості, яка знаходиться в діапазоні 0,05- 5,0 Фо мас./ 95 мас., переважно він присутній у кількості, що знаходиться в діапазоні від 0,1 до

З 9о мас., навіть більш переважно від 0,5 до 2,0 95 мас./ 95 мас. і навіть більш переважно від 0,75 до 1,5 95 мас./ 95 мас... Як заміну йодиду калію можна було б використовувати йодид натрію, йодид міді і йодид літію. Однак йодид калію є переважним.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу пропонується спосіб підкислення матриці вапнякового пласта, який містить вуглеводні, який включає: - одержання композиції, яка містить суміш НСІ ї лізину, а також воду, в якій мольне відношення між НОСІ і лізином знаходиться в діапазоні від 4,5:1 до 8,5:1; - впорскування згаданої композиції всередину свердловини в зазначений пласт при тиску нижче тиску гідророзриву пласта; і - забезпечення достатнього періоду часу для контакту композиції із зазначеним пластом з метою створення червоточини в зазначеному пласті.

Лізин і хлорид водню присутні в мольному відношенні, що знаходиться в діапазоні від 1:3 до 1:12,5; переважно в мольному відношенні, що знаходиться в діапазоні від 1:4,5 до 1:9, а більш переважно в мольному відношенні, що знаходиться в діапазоні від більш ніж 1:5 до 1:8,5.

Згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу використовуваною кислотою є нерозбавлена НОСІ.

Композиція інгібітора корозії додатково містить йодид або йодат металу, вибраний з групи, що складається з йодиду міді, йодиду калію і йодиду натрію. Переважно, йодидом або йодатом металу є йодид калію. Згідно з іншим переважним варіантом здійснення цього винаходу йодидом або йодатом металу є йодид натрію. Згідно ще одного переважного варіанта здійснення цього винаходу йодидом або йодатом металу є йодид міді. Таблиця 1 містить відомі композиції (СІ-5) і композиції згідно з переважного варіанта здійснення цього винаходу (СІ-555).

Таблиця 1

Склад різних випробуваних пакетів інгібітора корозії 11111161 с-555 натрієва сіль (1:1) (5) -3,7-диметил-2,6-октадієналь (цитраль)

Коричнийальдегід.ї/ 77777111 |711об.96 | 0117125

Випробування на корозію

Композиції інгібітора корозії згідно переважним варіантам здійснення цього винаходу випробовували на корозію. Результати випробувань на корозію і порівняльних випробувань на корозію наведені в таблицях 2-5. Різні марки сталі (нержавіюча сталь і вуглецева сталь) піддавали дії кислотних композицій, що містять інгібітори корозії відповідно до цього винаходу, у порівнянні з відомими інгібіторами корозії, доданими до перелічених композиції, протягом різних періодів часу при змінних температурах. Бажаним результатом інгібування корозії був той, де показник корозії в одиницях фунт/фут? становить 0,05 або нижче. Більш переважно, цей показник не перевищує 0,02.

У сумішах 33 95 НСІ:МЕА у відношенні 5,5:1 і 50 95 НСІ:МЕА у відношенні 5,5:1 вказана об'ємна величина первісної концентрації вихідного розчину, яка містить НСІ і моноетаноламін у відношенні 5,5:1. Концентрація НСІ в суміші 33 90 НСІ:МЕА, взятих у відношенні 5,5:1, становить приблизно 6,595 НСЇ. Концентрація НОСІ в суміші 50 95 НСІ:МЕА, взятих у відношенні 5,571, становить приблизно 10 95 НОЇ.

Таблиця 2

Випробування на корозію випробувальних зразків зі сталі 316 з використанням різних кислотних текучих середовищ в прогонах тривалістю 12 годин при температурі 9070 ср. Площа

Тип | Текуче Інгібітор Втрата поверхні Густина Міл/рік | мм/рік | Фунт/футе сталі середовище корозії маси (г) (сме (г/см3) 1,0 6 С1-5 о, - з зів | З3 6 НСІМЕА 07595 СІЛА | 12899 | 20968 | 7,92 | 2232,38 | 56,702| 0126 у відношенні 5,5:1 01 95 МЕ-1 1,0 6 С1-5 о, - з зів | ЗО НСІМЕА 07595 СІЛА | 1,3647 | 20968 | 7,92 | 2361,83 | 59991. 0133 у відношенні 5,5:1 0,1 95 МЕ-1 " З3 96 і 5095 показують рівень початкової концентрації вихідного розчину, що містить НОЇ і моноетаноламін у відношенні 5,5:1. "к Всі відсотки надані у вигляді 90 об./ 95 об. від загального об'єму текучого середовища.

Таблиця З

Випробування на корозію різних випробувальних зразків зі сталі з використанням різних кислотних текучих середовищ в прогонах тривалістю 6 годин при різних температурах ср. Площа

Тип | Текуче Температура Інгібітор Втрата поверхні Густина Міл/рік| мм/рік Фунт/фут? сталі | середовище сс) корозії | маси (сме (г/см3) 1,0 96 СІ-5

З 9о в т.ч.

НСІ:МЕА 0,1 95 7ХА 316 у відношенні 0,75 95 СІ- 0,2706| 20,968 | 7,92 1936,63|23,79| 0,026 5,5: 1АО,1 95

МЕ-1

ЗЗ о 2,0 бо СІ-5 316) НССМЕА . 0,75 З СІ д5990 20,968 | 7,92 2073,33| 52,66 0,058 у відношенні 1А 0,1 90 5,5: МЕ-1 0,75 95 СІ- 2

ЗЗ о 0,5 Фо СІ-

Неї:сечовина 4А 316 у відношенні 0,5 95 СІ- 0,8117| 20,968 | 7,92 2809,56| 71,36| 0,079 1:0,7 ТА 0,1 до МЕ- 1

ЗЗ о 2,0 бо СІ-5 316 | НОГМЕА . 0,75 З СІ 14770 20,968 | 7,92 4073,981103,48). 0115 у відношенні 1А 0,1 90 5,5: МЕ-1

ЗЗ о 0,75 95 СІ-

НСІ:МЕА 2 316 у відношенні 0,5 95 СІ- 11348) 20,968 | 7,92 |З927,91199,77| 0,110 5,5: АА

0,5 95 СІ-

ТА

0,1 95 МЕ- 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95 316 Ти. . СІ-А 101422) 20,968| 7,92 |49220|1250| 0,014 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ-

НееМе А 5З 1,0 95 316 о . СІ-1А 10,3277) 20,968 | 7,92 |756,1811921| 0,032 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- несМе А 5З 1,0 95 316 М . СІ-1А 101974) 20,968 | 7,92 |683,27117,36| 0,019 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95 316 о . СІ-4А 10,6878) 20,968 | 7,92 |1587,13І40,31| 0,067 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- ц СЕМ А БО 1,0 95 316 М . СІ-1А 102246) 20968 | 7,92 |777,41119,751| 0,022 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95

І 80 Ти. . СІЛА | 0147) 28,922| 7,86 |370681| 942 | 0,010 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95

РІ1О Ти. . СІЛА | 0112) 34,839 | 7,86 |236,151|5998| 0,007 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5Я 1,0 95 316 о . СІ-4А 10,0593) 20,968 | 7,92 |20526|5214| 0,006 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95 316 о . 110 СІ-1А 10,2499) 20,968 | 7,92 |864,98|21,971| 0,024 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1 о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95

І 80 Ти. . 110 СІ-1А | 0134) 28,922 | 7,86 |338,061|8,587| 0,009 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5, ; Я о 1,50 95 СІ- вод А 5З 1,0 95

РІ1О Ти. . 110 СІ-1А | 0150) 34,839 | 7,86 |3154918,014| 0,009 у відношенні 0.1 95 МЕ- 5,5 ' 1

Оот900!Ї 3395 | 110 М,5095 СІ 0,082 | 34,839 171,5014,356| 0,005

НСІ:МЕА 5551,0 о у відношенні СІЛА 5,5: 0,1 до МЕ- 1

БО 95 1,50 95 С;

НСІЕМЕА 5551,0 о 316 пи : 110 СІЛА 10,1675| 20,968 | 7,92 1579,77|14,726| 0,016 у відношенні . 0,1 до МЕ- 5,5: 4

БО 95 1,50 95 С;

НСІМЕА 5551,0 о

І 80 . . 110 СІЛА |0123 | 28,922| 7,86 1312,02|7,925| 0,009 у відношенні . 0,1 до МЕ- 5,5: 4

БО 95 1,50 95 С;

НСІЕМЕА 5551,0 о

РІ10 ни : 110 СІЛА 0,132 | 34,839 | 786 1277,71|7,054| 0,008 у відношенні . 0,1 до МЕ- 5,5: 4 50 9 вним

НСІМЕА 551,0 5

ОтТ900 пи . 110 СІЛА 0,084 | 34,839 | 7,86 1176,111|4473| 0,005 у відношенні . 0,1 до МЕ- 5,5: 4 1,50 95 СІ- 5551,0 о 316 7,5 Уо НОЇ СІЛА 10,0729| 20,968 | 7,92 |І252,33|6,409| 0,007 0,1 до МЕ- 1 1,50 95 СІ- 5551,0 о 316 10 95 НОЇ СІЛА 10,0406| 20,968 | 7,92 1140,53|3,569| 0,004 0,1 до МЕ- 1 1,50 95 СІ- 5551,0 о 316 15 95 НОЇ СІЛА 10,0254| 20,968| 7,92 | 87,92 |2233| 0,002 0,1 до МЕ- 1 1,50 95 СІ- 316 10 95 НОЇ 1,095 СА|0,0309| 20,968 | 7,92 1106,951|2,717| 0,003 0,1 до МЕ- 1

Примітки: СІ-2 є доступним для придбання інгібітором корозії (АР 560).

МЕ-1 є неемульгатором.

СІ-4А є пропаргіловим спиртом з метилоксираном. 5 СІ-ТА є йодидом калію. 2А відноситься до коричного альдегіду.

Таблиця 4

Випробування на корозію, яке проводиться при 110 "С протягом 6 годин на різних типах сталі

Тип | Текуче Інгібітор Втрата поверуні Густина Міл/рік | мм/рік | Фунт/фут? сталі середовище корозії маси (г) (сме (г/см3) 50 95 НСІ:МЕА | 1,50 95 СІ-555 316 у відношенні 1,0 945 СІ-1А | 0,1675 | 20,968 7,92 | 579,77 | 14,726 0,016 5,51 0,1 95 МЕ-1 50 95 НСІ:МЕА | 1,50 95 СІ-555

І 80 у відношенні 1,095 СІ-1А | 0123 | 28,922 7,86 | 312,02 | 7,925 0,009 5,51 0,1 95 МЕ-1 50 95 НСІ:МЕА | 1,50 95 СІ-555

РІ110 | у відношенні 1,095 СІ-1А | 0132 | 34,839 7,86 | 277,71 | 7,054 0,008 5,51 0,1 95 МЕ-1 50 95 НСІ:МЕА | 1,50 95 СІ-555

ОТ900| у відношенні 1,095 СІ--А | 0,084 | 34,839 7,86 | 176,11 | 4,473 0,005 5,51 0,1 95 МЕ-1

Таблиця 5

Випробування на корозію випробувальних зразків з нержавіючої сталі 316, які мають густину 7,92 г/см? і площу поверхні 20,968 см, при 90 "С протягом 6 годин

Текуче гд: ш опи . 0,50 Фо СІ-555 7,5 Ую НОЇ 0,33 Фо СІ-ТА 0,033 Фо 0,0970 335,75 8,528 0,009

МЕ-1 0,50 Фо СІ-555 10 Фо НОСІ 0,33 Фо СІ-ТА 0,033 Фо 0,0838 290,09 7,368 0,008

МЕ-1 0,50 Фо СІ-555 15 Фь НОСІ 0,33 Фо СІ-ТА 0,033 Фо 0,0967 334,71 8,502 0,009

МЕ-1 0,50 Фо СІ-5 10 Фо НОСІ 0,33 Фо СІ-ТА 0,033 Фо 0,1729 598,46 15,201 0,017

МЕ-1

ЗЗ Фо НОЇ: 1,50 ую СІ-555 сечовина у 1,0 у СІ-4А 0,7512 2600,15 66,044 0,073 відношенні 1: 0,7 0,1 96 МЕ-1

Одержані результати випробування на корозію показують необхідність присутності і алкінового спирту (пропаргілового спирту), і коричного альдегіду в переважному розробленому інгібіторі корозії СІ-555. Окремо вони не забезпечували корозійний захист, достатній для уможливлення здійснення нового способу, розкритого в цьому документі. Труднощі у використанні коричного альдегіду полягають в підтримці його в дисперсному стані при підвищених температурах, наприклад, від 90 до 110 "С. Пакет поверхнево-активної речовини, що використовується в цьому винаході, здатний створювати таку дисперсію коричного альдегіду, але він вимагає більш високих концентрацій, ніж зазвичай. Цитраль показав певну ефективність у відношенні запобігання точкової корозії при підвищених температурах (навіть від 110 до 120"С). Коричний альдегід є ефективним плівкоутворювачем при зазначених температурах і був здатним захищати нержавіючу сталь.

Автори винаходу несподівано відзначили, що модифіковані кислоти, що містять сечовину, є небажаними, оскільки вони характеризуються верхньою границею стабільності, яка становить приблизно 90 "С. Вище вказаної температури сечовинний компонент починає розщеплюватися, а отже, не буде ідеальним кандидатом для тросових операцій, оскільки більшість операцій виконують при температурах, близьких до 90 "С і вище. Композиції інгібітора корозії згідно переважного варіанта здійснення цього винаходу показали чудову експлуатаційну гнучкість при високій температурі (аж до 110 "С) по відношенню до традиційних кислот (НС) і модифікованим кислотам (НСІ:МЕА), а також типам сталі (27900 (нержавіюча сталь); Р110 (вуглецева сталь);

І 80 (вуглецева сталь); 316 (нержавіюча сталь)).

Як проілюстровано на Фіг. 1, закачування кислот всередину свердловини, за наявності всередині свердловини троса і перфораційного інструмента, показало в деяких випадках 15 хвилин економії на одну операцію перфорації при використанні зазначеного конкретного способу закінчення. Крім того, так само вражає економія води. Наведене нижче є перерахуванням істотних переваг здійснення такого способу: об'єднання закачування вниз пробки з запірною кулею і кислоти; скорочення часу циклу закачування; зменшення необхідних об'ємів текучого середовища, фактичне усунення проблем корозії, підведення кислоти через перфораційні отвори при перфоруванні в кислоті, зниження тисків упорскування, що, тим самим, скорочує час закачування, а це рівнозначно істотній економії доларів у витратах на обладнання.

Проблеми, відзначені операторами, були наступними: обмеження перепуску текучого середовища навколо пробки; здійснення способу залежало від швидкості, 3 якою закачували пробку; і швидкість, яка досягається при прокачуванні, змінювалася від стадії до стадії.

Приклад 2 - Експерименти з випробування троса

Конкретні випробування модифікованої кислотної композиції, які містить складену суміш алканоламін:НСІ (присутню в мольному відношенні 1:6,4, яка містить також комплект інгібітора корозії, розбавлену до однієї третини у порівнянні з її вихідним розчином, тобто 33 95), і промивної суміші товарної 7,5 95-0ої кислоти НСІ (яка міститься у виробленому зараз промисловістю комплект Сі "інгібітора корозії") проводили на зразках троса з метою моделювання гранично жорстких польових умов тривалої дії. Внаслідок охолоджувального ефекту від впорскування текучих середовищ і обмежених періодів дії в реальних умовах, ці випробування будуть показовими для тривалого циклу роботи, хоча кислота, вміщена в обсадну трубу для подальшого поширення в перфораційні отвори, може швидко повертатися до високих температур забою. Бажано мати систему, яка забезпечує довгостроковий захист обсадної труби від корозії.

Зо Випробування міцності на розтяг і корозію виконували на зразках троса, наданих фірмою

Сотрапу В. Один зразок піддавали дії 33 95-0ої композиції алканоламін:НСІ, а інший зразок піддавали дії суміші, яка містить 7,5 Уо-ну кислоту НОСІ, протягом 96 і 120 послідовних годин при 907 (194 "Р) під тиском 600 фунт/кв.дюйм. Передбачається, що втрата маси зразків дроту зумовлюється не лише корозією сталі, але також і розкладанням сполучного матеріалу. Після циклу випробувань на корозію проводили випробування міцності на розтяг на двох пасмах, витягнутих з троса, які піддавали дії 33 95-0ї композиції алканоламін:НСІ. Значення міцності на розтяг для кожного пасма були рівні відповідним значенням для контрольних зразків, які не піддавали дії кислоти. На тросі, підданому дії суміші 7,5 95-0ї кислоти НСІ, випробування міцності на розтяг не виконували внаслідок підвищеної корозії.

Приклад З - Випробування на корозію випробувального зразка Р110

Проводили також довгострокові випробування на корозію випробувального зразка Р110 з використанням 33 95-0ї композиції алканоламін:НСІ і суміші 7,5 95-0ї кислоти НСІ при 9070 (194 Р). Спостерігали, що антикорозійні характеристики 33 95-0ї композиції алканоламін: НСІ забезпечують чудовий захист у порівнянні з сумішшю 7,5 95-ї кислоти НСІ протягом дуже тривалого періоду часу. Випробування дозволяє споживачеві вибрати ідеальну композицію, яка буде зводити до мінімуму корозію троса впродовж ряду коркових і перфораційних операцій, а також обмежить ризик корозії в обсадній трубі і інших підданих дії металів, таких як-от кульові перфоратори. Однак слід зазначити, що для здійснення способу відповідно до цього винаходу можна використовувати менш оптимальну (коли має місце більш сильна корозія, ніж у разі оптимальної композиції, за однакових умов) кислотну композицію, яка містить інгібітор корозії, з метою істотного скорочення витрат часу на операції, які передують розриву, доведення до мінімуму використовуваних об'ємів води і, отже, забезпечення фінансової переваги в результаті здійснення цього способу, а також істотного зниження споживання води у порівнянні з традиційним підходом, використовуваним раніше зазначеного нового способу.

Процедура: Для визначення корозійних характеристик невикористаної 33 9о-ої композиції алканоламін:НСІ ї суміші 7,5 95-ої кислоти НСІ (які містять пакет СІ), складені кислотні суміші оцінювали при 90 "С (194 "Р) на випробувальних зразках Р110 протягом 96 годин (4 дні) при тиску навколишнього середовища. Випробування на корозію виконували в місткостях для зразків у водяній бані при цій температурі. Після промивання і сушіння випробувальних зразків бо визначали швидкості корозії за втратою маси.

Результати: Результати випробувань підтверджують здійсненність і життєздатність широко поширеного здійснення способу згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу, в якому виключена стадія видалення перфораційного інструмента перед впорскуванням промивної кислотної композиції. Результати випробувань показують, що це є життєздатним, довгостроковим і придатним до масштабування винаходом в широкому діапазоні температур, які охоплюють більшість всіх типових пластів у всьому світі, яке призведе до заощадження значних кількостей води і часу у промисловості.

Приклад 4 - Дослідно-промислове випробування

Велика розвідувально-видобувна фірма, яка працює в Західній Канаді, здійснює операції горизонтального багатостадійного закінчення за допомоги "слизької води" на кущах з множинними свердловинами. Використовуючи технологію закінчення за допомоги пробки і перфораційних отворів, вони обрали собі за мету пласти Дюверней і Монтні. Температури покладів становили приблизно 230 "Р. Для розриву пласта і сприяння розвитку тріщин розлому історично використовували 15 95-у кислоту НСІ.

Приблизно 97500 галонів модифікованої кислоти, в якій використовують композицію алканоламін:НСІ з антикорозійним пакетом, доставляли в певне місце розташування.

Розведення здійснювали в діапазоні від відношення вода:кислота, рівного 2:1, що давало 33 95- у концентрацію модифікованої кислоти, до 1:11 для 50 95-го розведення. Введену до складу суміші модифіковану кислоту (1300 галонів) поміщали в ствол свердловини, а потім тросова і насосна бригади поширювали її в наступну свердловину. Як тільки починалася обробка, бригади продавлювали кислоту в перфораційні отвори водою для гідророзриву. Після досягнення кислотою перфораційних отворів спостерігалося миттєве падіння тиску, всі насоси для гідророзриву перемикали на попередньо задані швидкості подачі і операції починалися. На

Фіг. З проілюстрована перевага в часі при здійсненні способу відповідно до цього винаходу (правий графік) у порівнянні з традиційним способом (лівий графік).

Спостерігалося значне падіння тиску, як тільки кислота досягала перфораційних отворів, і було відзначено, що розриви виглядають дуже схожими на розриви, які одержані за допомоги 1595 НСЇ, яку раніше закачали в той самий кущ. | обслуговуюча компанія, і оператор були вельми задоволені показниками, легкістю застосування кислоти при використанні технічно вдосконаленого, більш безпечного і екологічно надійного продукту, разом з тим, головною доданою вартістю для споживача і всіх, залучених до проекту, було усунення проблем корозії.

Композиція модифікованої кислоти дозволяла фірмі бути впевненою, що в металах обсадної труби не мало місце водневе окрихчування і будь-яка проблема, пов'язана з корозією, яка виникли б при використанні НСІ. Цей спосіб заощадження часу був би неможливий з використанням будь-яких існуючих сумішей НСІ, які запропоновані на ринку. Спостереження, що виконувалися бригадою, виявили економію часу. Крім того, фірма і насосні бригади на місці мали можливість використовувати кислоту, яка має властивий їй профіль безпеки, який виконаний з можливістю доведення до мінімуму або виключення надзвичайно небезпечних характеристик, пов'язаних з 15 95-ю НС. Деякі із зазначених факторів безпеки включають в себе меншу агресивність по відношенню до тканин шкіри, слабкий прояв ефекту тиску парів (димлення), низьку токсичність (обчислену у вигляді летальної дози І 0-50 для щурів), знижений біонакопичувальний ефект і біорозкладання.

Поряд з аспектом безпеки використовуваної кислотної композиції, є також технічні переваги, які вона додавала в операції: низькі корозійні характеристики - «х 0,02 фунт/фут2 протягом більше 24 годин; закачування кислоти за допомоги тросової КНЕК (економія часу і води); у разі відмови наземного обладнання відсутня необхідність вимивати кислоту зі ствола свердловини; композицію доставляють у вигляді концентрату і розбавляють на місці; забезпечує можливість регулювання сили кислоти для більш жорстких розривів, менше число вантажівок з кислотою на дорозі (громадська думка про власника ділянки землі); вона є продуктом першого класу (хімічні речовини не розділяються з плином часу); і її можна розбавляти доступною водою (видобутою/морською водою/свіжою). Додаткові корисні ефекти модифікованої кислоти, використаної у прикладі, включають в себе надслабкий корозійний вплив протягом тривалого часу (168 годин); відсутність осадження переведеного в розчинний стан Са після підвищення рівня рН (усунення ризиків руйнування пласта); прозорість; слабке димлення/низький тиск парів; інтенсивні темпи реакції на операції стимулювання і збільшення дебіту; сумішяка задовольняє вимогам замовника, яка дозволяє здійснювати точкове закачування кислоти кульовими перфораторами з допомогою троса; сумісна з типовими еластомерами, використовуваними для нафти і газу; дозволяє на ходу регулювати концентрації для цільових оптимальних продуктивних зон; і вона має високу термічну стабільність аж до «190 "с. бо Приклад 5 - Дослідно-промислове випробування й 2

Інша велика нафтогазова компанія здійснювала тросові, пробкові і перфораційні операції і зібрала наведену нижче інформацію за показниками. Визначили, що середній час від початку закачування до досягнення піску складає на 8,2 хвилини менше для тросових стадій, де інструменти і трос надходили всередину свердловини разом, у порівнянні із середнім значенням для всіх інших стадій. Встановили, що середня тривалість стадій закачування становили на 9,4 хвилини менше для тросових стадій, на яких кислоту вводили разом з перфораційним інструментом і тросом, у порівнянні із середнім значенням для всіх інших стадій.

На Фіг. 4 демонструється відмінність у часі на кожній стадії.

Фірма, яка використовує спосіб згідно переважного варіанта здійснення цього винаходу, зазначила наступні робочі характеристики ефективності промивання: можливість закачування кислоти разом з тросом і КНЕК (пістолети і мостова пробка); виключення необхідності витісняти кислоту після виходу троса зі ствола; знижені потреби у воді; економія щонайменше одного об'єму ствола на гідророзрив (зменшення на величину » 10000 галонів води на стадію); уможливлення точкового закачування кислоти у всьому інтервалі кластерів перфорації; більш ефективний розрив кластера; підвищену ефективність бригади, яка виконує гідророзрив; а також більш короткий час для ініціювання гідророзриву і досягнення заданих темпів видобутку.

Приклад 6 - Випробування різних тросів на корозію

Випробування на корозію проводили на тросах різних виробників з використанням кислотної композиції, яка містить суміш алканоламін:НСІ з пакетом інгібітора корозії. Матеріали троса чотирьох різних виробників випробували на корозійну стійкість при температурі 130 "С ї тиску 400 фунт/кв.дюйм протягом часу аж до 24 годин дії. У таблиці 7 (нижче) узагальнені дані по корозії вказаної серії випробувань.

Таблиця 7

Результати випробування на корозію під дією 33 95-ї композиції, яка містить МЕА:НСІ (в мольному відношенні 1: 4,1) при 130 "С (266 "Е) і тиску 400 фунт/кв.дюйм за різні періоди часу я 1 дріт я 2 чистий /|18,902| 0,021 |20800І 0,023 |23,54| 0,026 дріт я З (0; чистий /|19,810| 0,022 |23,772І1 0,026 27,651| 0,030 дріт

Вкритий піском |17,334| 0,019 120,470| 0,022 |23,277| 0,026 /|28,229| 0,031 дріт

Крім того, випробування на міцність на розтяг здійснювали і на тросі, і на пасмах троса (від двох різних виробників) після дії композиції МЕА:НСІ (в мольному відношенні 1:41) з 33 Уо-ю кислотою при температурі 110 "С. Результати до дії, наведено в таблиці 8, результати після дії наведені в таблиці 9.

Таблиця 8

Міцність пасм троса і троса на розтяг до випробування

Зразок

Пасмо троса 897,98 201,87

Трос 1641,72 369,07

Таблиця 9

Міцність на розтяг після дії 33 95-ою кислотною композицією МЕА:НСІ (в мольному відношенні 1:41) при температурі 1107 мольному відношенні 1:4,1

Середнє

Бісойсьааь НІС ЗИ ННЯ НИМ

Пасмо троса й 891,94 200,52

Рсойссааь НІС НИ ННЯ

Рейс НИКИ НО НН ННЯ

Пасмо троса й 923,07 207,51 ти ря

Рсойссааь ННЯ ННЯ НОСИ

Пасмо троса й 882,76 198,45 пі авні НИМИ НИ МИНЕ 167414 | У Її С

Трос й 1 170594. | 71777771 ваттг 369,07 1623553 | (ЇЇ 11111110 л61054

Тросфж2 11111101 1743,56 | щ-:КкКБК...ЮЮЮСС|00 165831 372,80 нини СУТ: г 77111111 1643690

Трос 11771111 1673,69,. | 1620,99 364,41 11111111111тваБво0

Ці результати підтверджують придатність і здійсненність способу згідно з переважним варіантом здійснення цього винаходу. Крім того, можна розробляти більш оптимальні композиції, які потрапляють в межі обсягу винаходу, з метою досягнення більш значних фінансових результатів, а також результатів з економії води і/або захисту від корозії.

Згідно з іншим переважним варіантом здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб виконання внутрішньосвердловинної операції буріння кислотою для підвищення ШІП (швидкості проходки) крізь цементні пробки або карбонатний пласт, який включає наступні етапи: - введення бурового інструмента всередину ствола свердловини; - введення кислотної композиції одночасно з буровим інструментом; - розміщення бурового інструмента всередині ствола свердловини в точці, яка вимагає буріння; - забезпечення контакту поверхні, яка вимагає буріння, з кислотою і початок буріння; і - продовження операції буріння до досягнення бажаної відстані; при цьому кислотна композиція містить інгібітор корозії і є досить збалансованою для виконання операції розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в межах часу, протягом якого інструмент буде залишатися з прийнятним (в деяких випадках мінімальним) корозійним пошкодженням від дії кислотної композиції.

Згідно ще одного варіанту здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб виконання внутрішньосвердловинної операції кислотних промивок за допомоги розгорнутої гнучкої насосно-компресорної труби, який включає наступні етапи: - введення гнучкої насосно-компресорної труби всередину ствола свердловини; - введення кислотної композиції одночасно з буровим інструментом; - розміщення бурового інструмента всередині ствола свердловини в точці, яка вимагає буріння; - забезпечення контакту поверхні, яка вимагає буріння, з кислотою і початок буріння; і - продовження операції буріння до досягнення бажаної відстані; при цьому кислотна композиція містить інгібітор корозії і є досить збалансованою для виконання операції розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в межах часу, протягом якого інструмент буде залишатися з прийнятним (в деяких випадках мінімальним) корозійним пошкодженням від дії кислотної композиції.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції для очищення від фільтраційної коринки або відкладення солей з допомогою розгорнутої гнучкої насосно- компресорної труби, який включає наступні етапи: - введення гнучкої насосно-компресорної труби всередину ствола свердловини; - введення кислотної композиції одночасно з інструментом для промивання; - розміщення інструмента для промивання всередині ствола свердловини в точці, яка вимагає обробки; - забезпечення контакту поверхні, яка вимагає обробки, з кислотою і початок обробку; і

Зо - продовження операції обробки до досягнення бажаного ефекту; при цьому кислотна композиція містить інгібітор корозії і є досить збалансованою для виконання операції розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу фільтраційної коринки в межах періоду часу, протягом якого інструмент буде залишатися з прийнятним (в деяких випадках мінімальним) корозійним пошкодженням від дії кислотної композиції.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції для розчинення пробок і куль.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції для більш повільних (матричних) ізольованих (за допомоги насосно-компресорних труб або гнучких насосно- компресорних труб) кислотних стимулювань.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції уловлювання інструментів в присутності кислоти з метою знищення уламкового матеріалу на верхній частині інструмента, який намагаються витягти.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції для прихопленої котушки або інструментів в обсадній трубі і/або ділянці відкритого ствола свердловини, де прихоплювання спричинене наявністю кислоторозчинного уламкового матеріалу, який включає наступні етапи: - введення кислотної композиції в ствол свердловини; - закачування або закачування під тиском кислотної композиції в точку всередині ствола свердловини, в якій знаходиться прихоплена зазначена котушка; - забезпечення кислотній композиції достатнього часу контакту в зазначеній обрушеної області і поблизу неї для створення можливості розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в кислотній композиції, при цьому кислотна композиція містить інгібітор корозії і є досить збалансованою для виконання операції розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в межах періоду часу, протягом якого інструмент або бурильна труба, або насосно-компресорна труба бо залишатимуться з прийнятним (в деяких випадках мінімальним) корозійним пошкодженням від впливу кислотної композиції. Переважно, такі перераховані нижче інструменти є деякими з інструментів, які можна використовувати як частину компонування низу бурильної колони (КНБК): бурові двигуни, інструменти для промивання, кульові перфоратори, ловильні інструменти, пробки, кулі, будь-яка КНЕК з високим вмістом нержавіючого металу в цілому.

Згідно з переважним варіантом здійснення способу відповідно до цього винаходу можна здійснювати виконання операцій з уламковим матеріалом і відкладенням солей всередині стволів свердловин при наявності і інструмента, і кислоти, присутніх одночасно. Згідно з переважним варіантом здійснення способу відповідно до цього винаходу можна здійснювати точкове закачування кислоти для вибивання труби, прихопленої всередині ствола свердловини.

Переважно, гнучкі насосно-компресорні труби або КНЕК (компонування низу бурильної колони), які вводяться в ствол свердловини, можуть допомагати звільняти всередині свердловини іп віш предмети, подібні штуцерам або регуляторам витрати, запобіжних клапанів, штуцерів тощо.

Згідно переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу можна здійснювати операцію очищення ствола свердловини з допомогою інструмента для розширення або промивання ствола в присутності кислоти.

Згідно ще одного переважного варіанта здійснення способу відповідно до цього винаходу пропонується спосіб здійснення внутрішньосвердловинної операції для встановлення кислотної ванни або перфорування в кислоті ствола свердловини, який включає наступні етапи: - забезпечення ствола свердловини, для якого необхідне стимулювання; - введення пробки в ствол свердловини в заданому місці; - введення в ствол свердловини перфораційного інструмента і кислоти для встановлення кислотної ванни; - розміщення інструмента в зазначеному заданому місці; - перфорування ствола свердловини інструментом, створюючи таким чином перфоровану область; і - забезпечення можливості промивній кислоті вступати в контакт з перфорованою областю протягом заданого часу.

Хоча винахід описаний досить докладно з метою досягнення ясності і розуміння, фахівцям у відповідних галузях техніки буде зрозуміло, як тільки вони ознайомляться з цим описом, що

Зо можна вносити різні зміни в форму і деталі без відступу від істинного обсягу винаходу, викладеного в доданій формулі винаходу.

Claims (18)

ФОРМУЛА ВИНАХОДУ

1. Спосіб гідророзриву або стимулювання вуглеводненосного пласта, який включає наступні етапи: забезпечення стовбура свердловини, для якого необхідне стимулювання, причому вказаний стовбур свердловини містить обсадну трубу; введення пробки в стовбур свердловини в заданому місці; введення в стовбур свердловини перфораційного інструмента і промивної кислотної композиції або кислотної композиції для гідророзриву, причому вказана кислотна композиція знаходиться у безпосередньому контакті як з вказаним інструментом, так і з обсадною трубою; розташування інструмента в кислотній композиції поряд з згаданим заданим місцем; перфорування стовбура свердловини інструментом, створюючи таким чином перфоровану область і кислоторозчинний уламковий матеріал; забезпечення кислотній композиції можливості входити в контакт з перфорованою областю і кислоторозчинним уламковим матеріалом протягом заданого часу, достатнього для підготовки пласта до гідророзриву або стимулювання; видалення інструмента зі стовбура свердловини; і ініціювання гідророзриву або стимулювання перфорованої області за допомогою стимулюючого текучого середовища; за умови, що газ не закачують в стовбур свердловини під час або до етапу перфорування стовбура свердловини.

2. Спосіб за п. 1, в якому промивна кислотна композиція або кислотна композиція для гідророзриву містить інгібітор корозії, який запобігає корозійному пошкодженню інструмента, троса і обсадної труби протягом періоду дії зазначеної кислотної композиції.

3. Спосіб за п. 1 або 2, в якому інструмент являє собою кульовий перфоратор.

4. Спосіб за будь-яким з пп. 1-3, в якому промивна кислотна композиція або кислотна композиція для гідророзриву містить кислоту, яка вибрана з групи, що складається з 60 мінеральних кислот, органічних кислот, модифікованих кислот, синтетичних кислот і їх поєднань.

5. Спосіб за п. 4, в якому кислота вибрана з групи, що складається з НСІ, метансульфонової кислоти, толуолсульфонової кислоти, сульфамінової кислоти, суміші НСІ:амінокислота, суміші НеСГалканоламіну.

б. Спосіб за п. 5, в якому амінокислота вибрана з групи, що складається з лізину, моногідрохлориду лізину, аланіну, аспарагіну, аспарагінової кислоти, цистеїну, глутамінової кислоти, гістидину, лейцину, метіоніну, проліну, серину, треоніну, валіну і їх поєднань.

7. Спосіб за п. 5, в якому алканоламін вибраний з групи, що складається з моноетаноламіну, діеєтаноламіну, триетаноламіну і їх поєднань.

8. Спосіб встановлення кислотної ванни в стовбурі свердловини, для якого потрібне стимулювання, який включає наступні етапи: забезпечення стовбура свердловини, для якого необхідне стимулювання, причому вказаний стовбур свердловини містить обсадну трубу; введення пробки в стовбур свердловини в заданому місці; введення в стовбур свердловини перфораційного інструмента і промивної кислотної композиції або кислотної композиції для гідророзриву, причому вказана кислотна композиція знаходиться у безпосередньому контакті як з вказаним інструментом, так і з обсадною трубою; розташування інструмента в кислотній композиції поряд зі згаданим заданим місцем; перфорування стовбура свердловини інструментом, створюючи таким чином перфоровану область і кислоторозчинний уламковий матеріал; і забезпечення кислотній композиції можливості входити в контакт з перфорованою областю і кислоторозчинним уламковим матеріалом протягом заданого часу, достатнього для підготовки пласта до операції гідророзриву або стимулювання; за умови, що газ не закачують в стовбур свердловини під час або до етапу перфорування стовбура свердловини; при цьому кислотна композиція містить кислоту і інгібітор корозії і є достатньо збалансованою для розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в межах часу, протягом якого інструмент буде залишатися з прийнятним корозійним пошкодженням від дії кислотної композиції. Зо

9. Спосіб за п. 8, в якому кислота вибрана з групи, що складається з мінеральних кислот, органічних кислот, модифікованих кислот, синтетичних кислот і їх поєднань.

10. Спосіб за п. 8 або 9, в якому промивна кислота вибрана з групи, що складається з НОСІ, метансульфонової кислоти, толуолсульфонової кислоти, сульфамінової кислоти, суміші НегГамінокислота, суміші НСГІалканоламіну.

11. Спосіб за п. 10, в якому амінокислота вибрана з групи, що складається з лізину, моногідрохлориду лізину, аланіну, аспарагіну, аспарагінової кислоти, цистеїну, глутамінової кислоти, гістидину, лейцину, метіоніну, проліну, серину, треоніну, валіну і їх поєднань.

12. Спосіб за п. 10, в якому алканоламін вибраний з групи, що складається з моноетаноламіну, діеєтаноламіну, триетаноламіну і їх поєднань.

13. Поєднаний спосіб перфорування обсадної труби і очищення від уламкового матеріалу всередині стовбура свердловини, для якого потрібне стимулювання, який включає наступні етапи: забезпечення стовбура свердловини, для якого потрібне стимулювання, причому вказаний стовбур свердловини має обсадну трубу; введення пробки в стовбур свердловини в заданому місці; введення в стовбур свердловини перфораційного інструмента і промивної кислотної композиції або кислотної композиції для гідророзриву, причому вказана кислотна композиція знаходиться у безпосередньому контакті як з вказаним інструментом, так і з обсадною трубою; розміщення зазначеного інструмента в кислотній композиції поряд з зазначеним заданим місцем; перфорування стовбура свердловини інструментом, створюючи в такий спосіб перфоровану область на обсадній трубі і кислоторозчинний уламковий матеріал; забезпечення кислотній композиції можливості входити в контакт з перфорованою областю і кислоторозчинним уламковим матеріалом протягом заданого часу, достатнього для підготовки пласта до гідророзриву або стимулювання; і видалення інструмента зі стовбура свердловини; за умови, що газ не закачують в стовбур свердловини під час або до етапу перфорування стовбура свердловини; при цьому кислотна композиція містить кислоту і інгібітор корозії і є достатньо збалансованою 60 для розчинення кислоторозчинного уламкового матеріалу в межах часу, протягом якого інструмент буде залишатися з прийнятним корозійним пошкодженням від дії кислотної композиції.

14. Спосіб за п. 13, в якому кислота вибрана з групи, що складається з мінеральних кислот, органічних кислот, модифікованих кислот, синтетичних кислот і їх поєднань.

15. Спосіб за п. 13 або 14, в якому кислота вибрана з групи, що складається з НСЇ, метансульфонової кислоти, толуолсульфонової кислоти, сульфамінової кислоти, суміші НегГамінокислота, суміші НСГІалканоламіну.

16. Спосіб за п. 15, в якому амінокислота вибрана з групи, що складається з лізину, моногідрохлориду лізину, аланіну, аспарагіну, аспарагінової кислоти, цистеїну, глутамінової кислоти, гістидину, лейцину, метіоніну, проліну, серину, треоніну, валіну і їх поєднань.

17. Спосіб за п. 15, в якому алканоламін вибраний з групи, що складається з моноетаноламіну, діеєтаноламіну, триетаноламіну і їх поєднань.

18. Спосіб за будь-яким з пп. 7, 12 або 17, в якому алканоламін є моноетаноламіном. Ц) | витснЕННЯ ! р» З КИСЛОТА | : : | | РОЗДІЮВАЧ г | " РОЗДІЛЮВАН ре тт ох М дн я нт жт ще маш ; Гени КО, че г, Е У КА

Фіг. 1 пОЯ ДП мя ДА --і Де ФІРМИ ВВ - дя Же . шо й м Й сша їх Кора Не рими вк вт -- ге Н І М М теля за Ж т5ОЮ -5 - 5 -єзь й й Ко 3 Ж ши БОБ Катя КЕ межи МК З що й у де Мих й. що й вих Ки БО З «о Ю00--2--5 г С ще З БОР НЕ чав Не Кі и кт 200 ха КІ БИ Кия Мк Ж в В шо ва й МК 150 - ОО ворення зво В сн ин МиЩх хо жк пах 5 ОТ Кт л чі Ж - БО Ки На іх НИ Ку . - - ше ие й с М в - ОБ Ж ги Ж за г б Бо На їв уми НІ жд 0 й 12 18 т ТРИНБАЛЮТЬ НГВУ ПП ОДьНИ

Фіг. 2

АВТОНОМНЕ ЗАКАЧУВАННЯ КЕМОЛОТЕ зажемування кИспоти З пІдеОосОозРИВО Ма ІВСТЕНОВАЕННЯ СПЕЦЕВЛЬНО ПРИГОТОВЛЕНОЇ ВАННИ В шеКАчУВання КИСЛОТИ з ГІДВОСОЗРИВОЮ Е СБСАДНЮ КОЛОН е чо, ротупьноа хі шенні нн них І х жо: 1 мм ее ОФОРОуинц І ся з . й Ми Н миня ШОН и А ї - що» ІН телялятия

С. шик рослинних че я І хі Ба мое ча Ж що 1: ЇЇ - ї РЕ ДНИНУ ес ІІ ї ра кої кі: ой ої щі; ї 5 Щ Н Па Н Шев МО фол са М жи и НН ше Не У ПИ НН НЕ Шан Ж р ж же не пс ДОВ пи 1 пев о фа: ех ЩиШУ ТС дж с о (ЗЕД КОМИ нн в в ОВ ОН ВС 2 ох нннни сени нен тн То я-тюк В ГОЛОВНА ЛІНЕ пд хе. З хв. ЕКОНОКНЯ 15 ХВ. НАКСЖНІИ СТАДУ ВДТОНОМНОМО ЗАКАНУВАННЯ КМОЛОТИ

Фіг. З СЕРЕДНІХ ПЕТОВ ЧАК У ВІ ЛОЧАТКУ БАКАЧУВАННКЯ ДОДОСЯГЯЕННЯ ЛЮСКУ СЕРЕДНІЙ ЧЕК СТАДІЇ ЗАКАСУВАННЯ сш ми Як МИ МИ поре:ари и рини нсвис ре пи ВЛИЖН: и НТ вдижні М и птадй Нв ВАНН стад оси Пенн зни зи нннниє нн Н Мекку вихтКЕНу Н пед ждав і і : І НН твосовопЕРАЦИ НЯНІ | | і тосож спЕРаич нов иа ПК ПО ПИ ДА й рий 0 ев ча час сна вас ШИН пн а Н сигудитт юю, пе ее о т Н Н я нь ен Н ПРОРИВ НЯ Ко, М і гІдБОБсСОрИВ Нея й ве а ї не ен ; шк ее о Н ин нн и Мел НЯ ке ЖЕ ря пу Я по ж йди на Фо ща щу на