Способ борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании

Способ борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: нефтедобывающая промышленность на добывающих скважинах, подвергающихся отложению неорганических солей в призабойной зоне пласта и, подземном оборудовании при добыче обводненной нефти. Цель: повышение эффективности способа за счет равномерного распределения в зоне пласта и выноса ингибитора . Сущность изобретения: способ борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании , включающий закачку раствора ингибитора в скважину, в качестве ингибитора используют смесь карбоксиметилцеллюлозы или полиакриламида (0,01-0,02) с пол нами нал килфосфоновой кислотой - ПАФ-13А (0,03-0.05). 1 табл. (Л С.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК ся>s С 09 К 3/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4848546/03 (22) 09,07.90 (46) 15.01,93, Бюл, N 2 (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (72) В.А.Ершов, Е.Е.Кочнев, Г.И.Меренцова и Т.Л.Андреева (56) Руководство по технологии применения ингибитора отложения солей ПАФ-13А— зимний в добывающих скважинах РД-390148070-003 ВНИИ-86, 1986, (54) СПОСОБ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЕМ

НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА И НЕФТЯНОМ ОБОРУ- .

ДОВАНИИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. и может быть использовано на добывающих скважинах, . подвергающихся отложению неорганических солей в призабойной зоне пласта и подземном оборудовании при добыче обводненной нефти, Известен способ, включающий закачку раствора ингибитора, безводной буферной жидкости, водоизолирующего реагента, вновь безводной буферной жидкости, продавку в пласт продавочной жи,кости, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию.

Недостатком способа является многоступенчатость операций, что ведет к дополнительным трудозатратам.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ защиты ингибитором отложения солей

ПАФ-13A —; Обработку скважин в известном способе осуществляю г путем за! Ы 1787996 А1 (57) Использование. нефтедобывающая промышленность на добывающих скважинах, подвергающихся отложению неорганических солей в призабойной зоне пласта и, подземном оборудовании при добыче обводненной нефти. Цель: повышение эффективности способа за счет равномерного распределения в зоне пласта и выноса ингибитора. Сущность изобретения: способ борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании, включающий закачку раствора ингибитора в скважину, в качестве ингибитора используют смесь карбоксиметилцеллюлозы или полиакриламида (0,01-0,02) с полиаминалкилфосфоновой кислотой.—

ПАФ-13А (0,03 — 0.05). 1 табл. качки раствора ингибитора в следующем . соотношении компонентов, мас. 7,; ПАФ13В 0,03-0;05; вода остальное, с последую.щей зэдавкой его в пласт продавочной жидкостью, выдержки скважины и пуск ее в эксплуатацию. Как показали лабораторные и промысловые испытания, защитный эффект ингибитора, оцениваемый временем его выноса с попутно добываемой водой до минимального содержания, обеспечивающего защиту, составляет всего 135 сут, что обусловлено неравномерностью выноса ингибитора во времени: в начальный период удельный расход составляет 10-15 г/м, а для оптимальной защиты достаточно расхода1гlм .

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет равномерного распределения в зоне пласта и выноса ингибитора.

1787996

Поставленная цель достигается тем, что

s известном способе борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании, включающий закачку раствора ингибитора в скважи- 5 ну, в качестве ингибитора используют смесь . карбоксиметилцеллюлазу или полиакриламида с полиаминалкилфосфоновой кислотой ПАФ-13, при следующем соотношении компонентов, мас. %: 10

Карбоксиметил целлюлоза или полиакриламид 0,01 — 0,02

Полиаминоалкилфосфо новая кислота — ПАФ-13А 0,03-0,05

Вода Остальное . 15

Сущность способа заключается в том, что ингибитор солеотлажения смешивают с полимерным составляющим — карбоксиметил целл юла эой или пол иа крила мидом, что. . позволяет более равномерному распреде- 20 лению ингибитора по пласту и уменьшению скорости его выноса.

КМЦ вЂ” продукт обработки целлюлозы монохлоруксусной кислотой. Выпускают в, соответствии с ТУ 6-05-221-317-74, 25

ПАА представляет собой водораствори.мые гранулы с максимальным размером частиц до 8 мм (ТУ 6-01-1049-76).

ПАФ-13A — соль полиэтиленполиаминN-метилфосфоновых кислот (ТУ 6-02-1318- 30

85 летняя форма, ТУ 6-02-1346-87 зимняя форма).

Реагенты не обладают химической активностью по отношению к металлам, кислороду воздуха и воде они непожаро-, 35 взрывобезопасны и не ядовиты, Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Пример. Готовят двухкампонентные растворы ингибитора солеотлажения ПАФ- 40

13A(0,03 и 0,05 мас, %) и карбоксиметилцеллюлозы (0,01-0,02 мас. %), Обьем приготовляемого раствора и объем продавочной жидкости определяют известным способом. Всего приготовлено 10 составов 45 по предлагаемому способу и 2 — по прототипу (см, таблйцу).

Исследования проводят на установке

"модель пласта", Установка выполнена в виде камеры, заполняемой измельченным 50 керном Самотлорского месторождения, пласта БВэ (песчаник) фракции от 0,1 да 1,0 мм. Керн обжимают резиновым кожухом с помощью пресса, посредством которого обеспечивается имитация горного давления 55 и достигается проницаемость его, близкая к проницаемости песчаника в пластовых условиях, Первоначально керн насыщают дистиллированной водой для определения обьема парового пространства. Отсюда onределяют общий необходимый обьем закачанной жидкости с таким расчетом, чтобы он обеспечивал закачку смеси ингибитора солеотложения и карбоксиметилцеллюлозы в керн, В качестве продавочной жидкости используют воду.

Приготовленные двухкомпонентные растворы задавливают с помощью пресса в камеру повышенным давлением, противотоком движения промывочной жидкости.

После эадавки растворов установку останавливают и выдерживают под давлением в течение 12 ч, для реагирования ингибитора солеотложения с породой, После выдержки осуществляют десорбцию ингибитора дистиллированной водой, Расход и скорость движения воды регулируют переменным гидравлическим сопротивлением, В отобранных пробах определяют содержание ингибитора фотоколориметрическим способом, Для сравнения проведены аналогичные исследования десорбции ингибитора по прототипу.

Продолжительность защитного эффекта определяют по обьему жидкости, после прокачки которой содержание ингибитора в прокачанной жидкости не ниже 0,5 мг/л— предельно низкой концентрации ингибитора в жидкости, необходимой для эффективного предотвращения солеотложения, Результаты эксперимента приведены в таблице, Из таблицы следует, что предлагаемый способ улучшает показатели выноса ингибитора салеотложения и увеличивает длительность защитного эффекта от солеотло>кения.

Формула изобретения

Способ борьбы с отложением неорганических солей в призабойной зоне пласта и нефтяном оборудовании, включающий закачку раствора ингибитора в скважину, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет равномерного распределения в зоне пласта и выноса ингибитора, в качестве ингибитора используют смесь карбоксиметилцеллюлозы или полиакриламида с полиаминалкилфосфоновой кислотой — ПАФ-13А при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Карбоксиметилцеллюлоза или полиакриламид 0,01-0,02

Полиаминалкилфосфоновая кислота — ПАФ-13А 0,03-0,05

Вода Остальное причем ингибитор закачивают в количестве 10-20 кг на 1 м нефти.

173799F>

Содержание s растворах

КНЦ или ПАА, мас.В

Вывод

Концентрация ингибитора солеотложения в контрольных пробах, 10 мас.ь

Способ Объем

ПАФ-1ЗА мл

ПАФ-13А - -. 0,3 мас. В

О 12 Î iO д О9 О О8 оптимальное содержание и равномерный вынос ингмбитора

Концентрация раствора

Прототип

300

0,07

Предлагаемый

Высокое содержание

О, 005

Оптимальное содержание

0,010

0,0)5

0,020

0,025

Концентрация раствора инг ибитора

Низкое содержание

Близкое х оптимальному содержанию иигибмтора

О 23 О 20 О 16 О t2.

Прототип 150

0,27

0,46 0, 42

0,24 0,20

0,18 0,15

0,38

0,18

0,12 0,10

0313 . 0,11

0,07 0,04 0,02

0,025

Составитель Г,Меренцова

Техред M,Ìîðãåíòàë Корректор А.Мотыль

Редактор

Заказ 48 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород. ул.Гагарина, 101

1 300

2 300

3 300

4 300

5 300

Предлагаемый

1 150

2 150

3 150

4 150

5 150

0,005

0,010

0,015

0iО2О

0,32

0,20

0,12

0,10

0,08

ПАФ- t 3A

0,55

0,29

0,24

0,20

0,14

0,3 0,27

0,16 0,14

0,10 0,09

0,09 0,08

0,05, 0,04

0,05 мас.В

0,50

0>27

0,20

0,16

Оi 10

0,25

0,12 .0,08

0,07

0,03

0,22

0,09

О, 07.

0,06

0 02

Высокое содержание

Равномерный вынос ингибитора

Низкое содержание