Способ предотвращения отложений неорганических солей в пласте и нефтепромысловом оборудовании

 

Периодически закачивают раствор ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и осуществляют продавку его в пласт вязкоупругим составом, содержащим, мас.%: полнакриламид 0,5-1,5; формалин или уротропин 0,2- 1,2; соляную кислоту 0,01-0,31 ингибитор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное. Использование Данного способа увеличивает продолжительность действия ингибитора и достигается равномерность его выноса. 2 табл. ции на поверхности пород и оборудования , режимных колебаний в скважине, приводящих к выносу его наружу в короткий срок времени, а также непроизводительность эффекта ингибирования. Цель изобретения - увеличение продолжительности действия и равномерности выноса ингибитора. Поставленная цель достигается путем периодической закачки раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и продавку его в пласт вязкоупругим составом на основе ПАА, формалина или уротропина с соляной кислотой , ингибитора солеотложения и воды при следующем соотношении компонентов , масД: ПАА , 0,5-1,5 , Формалин0, Уротропин0,2-0,4 Соляная кислота 0,1-0,3 § (Л с | со оо оо сп

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЛ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

0,5-1,5

0,3-1, 2

0,2-0,4

0,1-0 3

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

IlO ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОЧНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4714125/03 (22) 04.07.89 (46) 07.06.92. Бюл. 3 21 (71) Казахский государственный научноисследовательский и проектный инсти-. тут нефтяной промышленности (72) З.И. Рогоза и Ж.С, Жангазиев (53) 622.276.5(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

N 724550, кл. С 09 K 3/00, 1980.

Ибрагимов-Г..З., Хисамутдинов Н.И.

Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти.И.: Недра, 1983, с. 254„

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам борьбы с отложениями солей в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти.

Известен способ введения ингибитора солеотложения в пласт вместе с раствором полиакриламида.

Однако этот состав быстро размывается потоком попутно-добываемой с нефтью воды, и, следовательно, время предотвращения им отложений солей мало при значительном расходе ингибитора солеотложения и полиакриламида.

Наиболее близким по технической сущности является способ периодическоrî задавливания ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта.

Недостатками этого способа являются большой непроизводительный расход ингибитора из-за неполной его адсорб„„SU„, 1738815 А1 (gg)g С 09 K 3/00, Е 21 S 37/06

2 (54) СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ

НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ПЛАСТЕ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОИ ОБОРУДОВАНИИ (57) Периодически закачивают раствор ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и осуществляют продавку его в пласт вязкоупругим составом, содержащим, мас.3: полиакриламид

0,5-1,5; формалин или уротропин 0,2 l,2; соляную кислоту 0,01-0,3," ингибитор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное. Использование Данного способа увеличивает продолжительность действия ингибитора. и достигается равномерность его выноса ° 2 табл. ции на поверхности пород и оборудования, режимных колебаний в скважине, Д приводящих к выносу его наружу в короткий срок времени, а также непроиз- ьа водительность эффекта ингибирования.

Цель изобретения - увеличение про" 1 должительности действия и равномернос- ()О ти выноса ингибитора.

Поставленная цель достигается путем

I периодической закачки раствора ингиби- ©д тора солеотложения в призабойную зону пласта и продавку его в пласт вязкоупругим составом на основе ПАА, форма« лина или уротропина с соляной кислотой, ингибитора солеотложения и воды ВЭ при следующем соотношении компонентов, мас.4:

ПАА

Формалин

Уротропин

Соляная кислота

1738815

Ингибитор ложения

Вода

В табл. 1 исследований мого способа ными. солеот0,01-0,3

Остальное представлены результаты эффективности предлагаепо сравнению с известU = G„ 102/с„/, = 10 ° а mÄ< Г (/с,.) -,{1) где С " расчетное количество ингиц битора,кг; а . = 1-1,3 - коэффициент, учитывающий неравномерность выноса ингибитора в процессе эксплуатации скважины;

Q8 — дебит скважины по воде, и /сут;

" проектируемое время предохранения скважины, оборудования и труб от отложений солей, сут;

m. - рекомендуемый удельный рас-, МР ход ингибитора иа 1 м поВысокая эффективность предлагаемого способа в отличие от известных обусловлена тем, что образующийся в пласте водоизоляционный экран (ВУС) значительно уменьшает объемы попутнодобываемой воды, способствуя уменьшению осадкообразования. Ингибитор выносится равномерно в течение длительного периода времени, в начале десорбируясь с поверхности пород и ВУСа, а затем. по мере разрушения экрана со 20 временем вымывается из него, предотвращая длительное время осадкообразования труднорастворимых солей в пласте, скважине и на оборудовании.

Способ предотвращения отложений не- 2 органических солей осуществляется следующим образом.

В обрабатываемый пласт вначале закачивают расчетный объем 0,5-5 мас.3 раствора ингибитора солеотложения на пресной или слабоминерализованнай воде, затем - вязкоупругий состав и воду или органический растворитель для продавки закачанных композиций в глубь пласта..Скважину закрывают на реагирование (образование структури- 35 рованного геле) не менее, чем на 4 часа.

Необходимый объем ингибитора (U) для закачки в ПЗП определяют по формуле

4О путно-добываемой воды, г/м ; сц - рекомендуемое содержание ингибитора в рабочем растворе, 3;

Π— плотность раствора ингиби"

3 тора, кг/м

Необходимый объем вязкоупругого состава (Ч ):

Ч 3,14 тп h, К (2) где тп „- средний коэффициент пористости в ПЗП, доли единиц;

h, - эффективная (работающая) толща пласта, и;».

R — предполагаемый радиус проникновения ВУСа в пласт.

Необходимый объем продавочной жид" кости (V ) Và и Кй, hà + V(i где R - радиус затрубного пространства или НКТ;

Ь1 " глубина подвески НКТ, м.

Для создания водонепроницаемого экрана используются вязкоупругие составы при следующем соотношении компонентов, мас.4: состав 1 - ПАА 0,5-1,5; формалин 0,3-1,2; ингибитор солеотло- жения 0,01-0,3; вода остальное, состав 2 - ПАА 0,5-1,5; уротропин 0,20,4; соляная кислота 0,1-0,3; ингиби-, тор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное.

Пример. Скважина имеет следующие характеристики:

Глубина скважины, м 2000

Вскрытая мощность пласта, м 1О

Пористость 0,2

Глубина подвески НКТ, м 1980

Диаметр НКТ, м 0,0б

Дебит скважины по воде, м /.сут 30

На скважину доставляется 1,0 м

24-ного раствора ингибитора, что поз1

В табл. 2 представлено обоснование граничных интервалов концентраций каждого компонента для обоих составов.

Оптимальным является вязкоупругий состав, образующий прочную структуру и имеющий достаточный индукционный пери" од гелеобразования, чтобы задави-ь его в пласт.

0,01-0,3

Остальное

17388 волит охватить обработкой пласт в радиусе R = 0,4 м.

Раствор ингибитора проталкивается пласт вязкоупругим раствором в объе- 5 ме 5 м, содержащим следующие ингради енты, мас.3: ПАА 0,8 (40 кг по сухому веществу); формалин 0,4 (54 л 373-ного раствора); ингибитор солеотложения (СНПХ-5301) 0,3 (15 кг по сухому); во- 10 да остальное до 100, который имеет следующие свойства при g0 С:

Начало гелеобразова" ния, ч 3

Конец гелеобразова- 15 ния, ч 6

Прочность ВУСа через

6 ч, мПа/с 10

Продолжительность разрушения механическим способом (мешалкой при

300 об/мин в 200 мм воды 25 мл ВУСа)

3 ч, тогда как известный состав (1) перемешивается с водой при этих условиях за 10 мин. Ингибирующая актив" ность близка к 100/-ной (тен равномер" >> но покрывается полимерной пленкой).

Изолирующая способность близка

1009 -ной.

В качестве водоизолирующего. экрана используется 5 м состава, содержа- 30 щего следующие ингредиенты, мас.4:

ПАА 0,8 (40 кг по сухому веществу); уротропин 0,2 (10 кг по сухому вещест ву); ингибитор солеотложеиия (ДПФ"1)

0,04 (2 кг по сухому или 10 л 20ь-ного З раствора); соляная кислота 0,15 (8 л

37 4-ной НС1); вода до 1003., Этот состав имеет при g0 С следующие свойст.ва:

Начало гелеобразо- 40 вания, ч 3

Конец гелеобразова1 ния, ч

Прочность ВУСа через 5 ч, мПа/с 31 4 45

Кроме того, водоизолирующая способность (поровый объем) состава — нулевая проницаемость керна; продолжительt

15 6

H0c T b разРушения ВУСа (в 200 мл Воды при перемешивании мехмешалкой при

300 об/мин) 5 ч; солеингибирующая способность (через 8 нед) - осадков нет (Са$04,, ВаВО ); ингибирующая активность - близка к 1003-ной (тен равномерно покрыт nollHMepHQH пленкой).

Вязкоупругий состав (5 м ) позволяет создать изолирующий экран толщиной

h = 0,9 м. Продавочной жидкости необходимо Чп = 5,6 м.;е

Предлагаемая обработка пласта позволит в течение 6 мес обеспечить равномерный вынос ингибитора солеотложения не менее 5 г на 1 м попутно-добываемой из скважины воды и предохранить пласт, скважину, оборудование от отложения минеральных солей.. При таком способе введения ингибитора коэффициент неравномерности выноса ингибитора, т.е. непроизводительный его расход в процессе эксплуатации умень« вится в 1,3-2 раза и увеличится в

1,5-2 раза период между обработками. формула изобретения

Способ предотвращения. отложений неорганических солей в пласте.и нефтепромысловом оборудовании, включающий периодическую закачку раствора ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта и продавку его в пласт, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью увеличения производительности действия и равномерности выноса ингибитора, продавку его в пласт осуществля" ют вязкоупругим составом на основе полиакриламида, формалина или уротро пина с соляной кислотой, при следующем соотношении компонентов, мас.ъ:

Полиакриламид 0,5-1,5

Формалин или уротропин 0,2-1,2

Соляная кислота . 0,1-0,3

Ингибитор солеотложения

Вода

1738815

Табл и ца

Коэффициент неравномерности вы» носа ингибитора

Эффективность процесса

Уменьшение до" бычи воды, Продолжительность ингибирования, мес.

Способ

2-.

1,4-1, 7

2-3

1, 5-2

1-2

Нет

4-6

1-1,3 До 100 20-50

Таблица 2

Время гелеобразования, ч-мин

Состав, Ф*

Прочность через > ч при 90 С, мйа с

СИ П

Уротро« пин

IIÑà

Начало Конец

С НП Х- ПЭДФ

-5301

ППе

Известный

0,08

1,0

0,8

0,5

0,8

l,5

0,04

1,4**

0,84

31,8 3,2*«

5"00

2"30

1-30

2-30

0>5

0,11

0,15

0,35

0,35

0,8

Предлагаемый

0,3

0,.3

0,3.0,1

О 3

0,5

o, 3

0,.4

0,4

0,4

0,7

1,0

О 5.

1,2

1,5 о,о8

0,16 о,тб

О, 16

О 3

0,10 . 0,07

О,15

0,2

0,15

0,15

0,15

0,15 о 3

0,3

0>3

0,2

0,3

n,Z.

0,3 о,35

0,35

0,35

О, 4

0,4

0,4

0,4

0,01

0>3

0,04

0,04

0,01

0,04

0,04

0,3

0,3

0,3

0,3

Введения ингиби" тора в водном . растворе ПАА полиакриламида

Периодическая закачка-водного раствора ингибитора

Периодическая закачка водного раствора ингибитора и продавка его ВУСом

0>3

0,5

0,5

0,8

0,8

1,0

1,0

1,2

1,2

1;5

0,5

0>5

0,8

0,8

0,8 0,8 1,2

l,2

1,5 I,5

I 5

*Остальное вода.

««10"часовая прочность.

Ингибиторы солеотложений

2"00

1-10

1-00

1-10

3-00

1-40

0-50

1-35

0-25

0-20

4"ОО

I-1О

2-00

0-40 1 "30

1-30

1-30

1-20

1-00

0-40

0-30

8-00

4-25

2-15 6-00

8-00

4-25

2-40

2-30

6-00

2-25

I -50

2-00

0-50

0-50

5-30

3-00

3-011

1-00

2 30

3-00

3"00

2-20

1-30

1-00

19,6

34,0

38,8.10,1

72,0

53,5. 24,0

52,7

32,5

2>1

17,0

40,8

46-00

62,2

66,0

24,0

29,0

31«8

619

4>0