Способ предотвращения отложений неорганических солей в пласте и нефтепромысловом оборудовании

СООЗ СОВЕТСНИХСОЦИАЛИСТИЧЕСНИХРЕСПУБЛИК 19) (И) ОПИС ИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ВТ ТЕЛ ЬСТВ л. Ъф 21сударствениый научно. и проектный инстиышленностии Ж.С, Жангазиев,8)детельс К 3/00 Хисаму тво СССР1980.тдинов Н.И. менению хице нефти.обы янои собам роцес товки и ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОЧНРЫТИ(71) Казахский гоисследовательскийтут нефтяной пром(56) Авторское свийф 724550, кл, С 09Ибрагимов-Г.,З.,Справочное пособиемицеских реагентовИ.: Недра, 1983, с Изобретение относится к иефт промышленности, а именно к спо борьбы с отложениями солей в и сах добычи, транспорта и подго 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 редотвращения им отложений солей мало при значительном расходе ингибитора солеотложения и полиакриламида.Наиболее близким по технической сущности является способ периодицеского задавливания ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта.Недостатками этого способа являются большой непроизводительный расход ингибитора из-за неполной его адсорб 01)5 С 09 К 3/00, Е 21 В 37/О 2(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙНЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ПЛАСТЕ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ(57) Периодически закачивают растворингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и осуществляют продавку его в пласт вязкоупругим составом,содержащим, мас.: полиакриламид0,5-1,5; формали,н или уротропин 0,21,2; соляную кислоту 0,01-0,3," ингибитор солеотложения 0,01-0,3; водаостальное. Использование Данного способа увелицивает продолжительностьдействия ингибитора и достигается рав"номерность его выноса2 табл,ции на поверхности пород и оборудования, режимных колебаний в скважине, Д приводящих к выносу его наружу в короткий срок времени, а также непроиз- )ваа водительность эффекта ингибирования.Цель изобретения - увеличение про" 1 р должительности действия и равномернос- (р 0 ти выноса ингибитора. . СрПоставленная цель достигается путем периодической закачки раствора ингиби-тора солеотложения в призабойную зону пласта и продавку его в пласт вязко- упругим составом на основе ПАА, форма" лина или уротропина с соляной кислотой, ингибитора солеотложения и воды ВЭф при следующем соотношении компонентов, мас.4; ПАА , 0,5-1,5 формалин0,3-1,2 Уротропин 0,2-0,4Соляная кислота . 0,.1-03Ингибитор ложения Вода В табл. 1 исследований мого способа ными. солеот 0,01-0,3Остальное представлены результаты эффективности предлагаепо сравнению с известЧ = С,10/с, = 10 а аа (/с,.3,(1) где С " расчетное количество ингицбитора,кг;а, = 1-1,3 - коэффициент, учитывающий неравномерность выноса ингибитора в процессеэксплуатации скважины;50чв - дебит скважины по воде,и /сут;ф"проектируемое время предохранения скважины, оборудования и труб от отложенийсолей, сут;ш - рекомендуемый удельный рас",МРход ингибитора иа 1 м поВысокая эффективность предлагаемого способа в отличие от известных обусловлена тем, что образующийся в пласте водоизоляционный экран (ВУС) значительно уменьшает объемы попутно- добываемой 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 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 рованного геле) не менее, чем на Й часа.Необходимый объем ингибитора (Ч) для закачки в ПЗП определяют по формуле4 О путно-добываемой воды,г/м;сц - рекомендуемое содержаниеингибитора в рабочем растворе, 3;Р - плотность раствора ингиби"тора, кг/мНеобходимый объем вязкоупругого состава (Ч):Ч = 3,14 тп 0 Ь 1 К(2)где щ - средний коэффициент пористости в ПЗП, доли единиц; Ь, - эффективная (работающая) толща пласта, м К - предполагаемый радиус проникновения ВУСа в пласт. Необходимый объем продавочной жид" кости (Ч) Ч = и К,1 + Чгде К - радиус затрубного пространства или НКТглубина подвески НКТ, мДля создания водонепроницаемого экрана используются вязкоупругие составы при следующем соотношении компонентов, мас.4: состав 1 - ПАА 0,5-1,51 формалин 0,3-1,2; ингибитор солеотло-жения 0,01-0,3; вода остальное, состав 2 - ПАА 0,5-1,5; уротропин 0,2- 0,1 соляная кислота 0,1-0,3; ингиби-, тор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное.1В 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.П р и м е р. Скважина имеет следующие характеристики:Глубина скважины, и 2000 Вскрытая мощностьпласта, м 10Пористость 0,2 Глубина подвески НКТ, м 1980 Диаметр НКТ, мО,Об Дебит скважины поводе, м/сут 30 На скважину доставляется 1,0 м 24-ного раствора ингибитора, что поз"0,01-0,3Остальное 17388 волит охватить обработкой пласт в радиусе К = 0,4 м.Раствор ингибитора проталкиваетсяпласт вязкоупругим раствором в объе ме 5 м, содержащим следующие ингради енты, мас,Ж: ПАА 0,8 (40 кг по сухому веществу); формалин 0,4 (54 л 373-но" го раствора); ингибитор солеотложения (СНПХ) 0,3 (15 кг по сухому)р во О да остальное до 100, который имеет следующие свойства при 90 С:Начало гелеобразова"ния, ч 3Конец гелеобразования, 6Прочность ВУСа через6 ч, мПа/с 1 ОПродолжительность 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" 25 но покрывается полимерной пленкой). Изолирующая способность близка 100-ной.В качестве водоизолирующего. экрана используется 5 м состава, содержа 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 20 ь-ного З раствора); соляная кислота 0,15 (8 л 37 4-ной НС 1); вода до 100., Этот состав имеет при 90 С следующие свойст ва:Начало гелеобразования, ч 3Конец гелеобразования, ч4Прочность ВУСа через 5 ч, мПа/с 45Кроме того, водоизолирующая способность (поровый обьем) состава - нулевая проницаемость керна; продолжитель 15 6йость разрушения ВУСа (в 200 мл воды при перемешивании мехмешалкой при 300 об/мин) 5 ч; солеингибирующая способность (через 8 нед) - осадков нет (СаБО 4 ВаВО); ингибирующая активность - близка к 100-ной (тен равномерно покрыт полимерной пленкой),Вязкоупругий состав (5 м) позволяет создать изолирующий экран толщиной Ь = 0,9 м. Продавочной жидкости необходимо ч = 5,6 м.Предлагаемая обработка пласта поз" волит в течение б мес обеспечить равномерный вынос ингибитора солеотложения не менее 5 г на .1 мф попутно-добываемой из скважины воды и предохранить пласт, скважину, оборудование от отложения минеральных солей При таком способе введения ингибитора коэф" фициент неравномерности выноса ингибитора, т.е. непроизводительный его расход в процессе .эксплуатации уменьиится в 1,3-2 раза и увеличится в 1,5-2 раза период между обработками. формула изобретенияСпособ предотвращения. отложений неорганических солей в пласте и нефте- промысловом оборудовании, включающий периодическую закачку раствора инги-битора солеотложений в призабойную зону пласта и продавку его в пласт, о тл и ч а ю щ и й с я 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.3:Полиакриламид 0,5-1,5 Формалин или уротропин 0,2-1,2 Соляная кислота . 0,1-0,3 Ингибитор солеотложенияВода1738815 Табл и ца Коэффициент неравномерности выноса ингибитора Эффективностьпроцесса Уменьшение до"бычи воды, Ф Продолжительность ингибирования, мес. Способ 2-51 М7 80 1"2 Нет фф-б 1-1 3 До 100 20-50 Таблица Л Время гелеобразования,ч-мин Состав, Ф Прочностьчерез й чпри 90 С,мПа с СИ П Уротропин Начало Конец Известный0,08 1,0 0,8 0,5 о,8 1,5 О, Офф 1,4 0,8431,8 3,2 в 5"00 2"301-30 2-ЭО 0,5 О,11 о,15 0,35 о,35 0,8 Предлагаемый 0,3 О,З О,З.0,07о,15О,г0,150,15о,150,15о,Зо,ЗО,З 0,20,3о,г.0,30,350,35О,4о,0,40,4 0,010 З 0,04 0,040,01Ю 0,040,040,3о,Э о,Э е0,3 Введения ингиби"тора в водном .растворе ПААполиакриламидаПериодическаязакачка" водногораствора ингибитораПериодическаязакачка водногораствора инги"битора и продавка его ВУСом 030,50,50,80,81 О1,01,21,21 ю0,5050,80,80,80,81,21,21,51,51,5 Остальное вода.ф 10"часовая прочность,Ингибиторы солеотлоаений ФЕМФЕ Фа ДПф СНПХ- ПЭДФ