Способ предотвращения отложений солей в скважине

Саез Советскик Социалнстнческик Республик(22) Заявлено 090278 (21) 2588440/22-03 с присоединением заявки йо Е 21 В 43/00 Государственный комитет СССР по делам изобретений к открытий(23) Приоритет Опубликовано 30,12,80,Бюллетень Мо 48 Дата опубликования описания 30,1280.(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРА"4 ЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В -КВЖИНЕИзобретение относится к областидобычи неФти и мохет быть использонано для предотвращения отложенийсолей н сквахине и скважинном оборудовании,Известен способ предотвращенияотложений солей н скважине и скважин.ном оборудовании путем обработки обводненной яеоти в призабойной зонесквахины ингибктором солеотлохений1) .Однако при значительном сбдер:;анки в минералзонанны пластоных вода: ионов :альция от 3000 мг/л и более возникают трудности при закачкеингибптора солеотло;.енкй в призабойную зону скважины, так как происходит образование нерасворкмой кальциевой соли ингибитора, то приводит кнеэ 4 рективности реагентной обработкипризабойной зоны скважины, устранение данного нежелательного явлениявозмоно нагнетанием в свиту пластон водного раствора ингибитора со -леотложений в такой концентрации,чтобы совместимость системы: водныйраствор ингибитора - минералк.,оганные пластоные всды была полной,. т,е.необходимо производить закачку ингибитора с более низкой концентрац ей,Известен способ предотвращениясолеотложений в скнахине путем обработки обводненной нефти н призабойной зоне скваины водным растворомингибитора солеотлоений 21. Колкчество ингибитора солеотложений выбирается таким, чтобы вводимый всвиту пластов ингибитор был полностью совместим с минерализонаннымкпластовымк водами.Там,где совместимость растворапредставляет проблему, используютследующий подход: производят закачку с более низкой концентрацией реагента, вплоть до 1 и 2; разбавляютпластоный раствор растворами с низким содержанием ионов кальция, еслиимеется такой в наличии,Совместимость должна быть полной,иначе существует опас. ность осажденияреагента н системе тр;б (оборудовании) или в свите пластов,аким образом, н качестне грототипа выбран способ предотвращения отложения солей в скважине при добыче,сборе и транспорте обводненной нетипутем обработкк призабойной зоныскважины ингибитором солеотложений "Корексит", отличающийся тем, что, с целью устранния явления несовместимости минерализованной пластовой воды, содержащей ионы кальция с ингибитором соле- отложений, обработку проводят водным раствором ингибитора при концентрации, когда совместимость раствора ингибитора и пластовой воды полная,Известный способ обладает рядом недостатков, Обработка обводненной нефти и приэабойной зоне скважины ингибитором при концентрации активного нещестна 1-2 сопровождается резким увеличением объемов задавливаемой жидкости, что неизбежно приводит к снижению Фазовой проницае - мости продуктивного пласта для нефти и увеличению для воды (нежелательное явление с позиции физики пласта). Известное техническое решение неиэбе- но приводит к трудностям при освоении скважин после обработки призабойной эоны скважин водным раствором ингибитора солеотложений. И последняя трудность в широком использовании данного технического решения заключается в том, что в районах с дефицитом пресных вод (к которым относится и Оренбургская область) экономически нецелесообразно проводить обработки скважин по способу прототигу, 1 аг ример, в ИГ УБугурусланнефтьряд скважин были обработаны по известному способу, Обработки проводились по методике, предлоенной фирмой Еэзо С 1 еп 1 са 1 э, для чего в приэабойную зону скважины задавливался 10 Ъ-ный водный раст - вор ингибитора обьемом 2,5 м с последующей продавкой пресной водой объемом 15 м . В ряде случаев, когда концентрация ионов кальция в пластовой воде превыала 5000 мг/л, были получены отрицательные результаты,Обработка скважины20 б Султангуловско-Заглядининского местородения не была завершена по указанной выме методике в виду того, что при - забойная зона скважины была забита гелеобразным осадком - кальциевой солью ингибитора, Л скважины 9 214 и 1 217 были обработаны ингибитором Корекситб 47,но это повлекло эа собой резкое снижение продуктивности скважин (проиэошла частиччая изоляция призабойной эоны скважины продуктом взаимодействия ингибитора и ионов кальция)Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем устранения явления несовместимости ингибитора солеотложений с минерализованными пластовыми водами, содержашими ионы кальция.Поставленная цель достигается тем, что в призабойную зону скважины эадавливается хелатообраэующий агент, а затем раствор ингибитора солеотлокений или хелатообразующий агент и ингибитор подаются одновременно, Концентрация ингибитора солеотложений находится в пределах 10-20 вес.%. В качестве хелатообразующего агента используют органический аэотсодержащийкомплексон, способный образовывать растноримые комплексы с ионами кальция (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусная кислота -трилон-Б)МаООС-СН ,СН -СООУйЭ Я 14-СН -СН - Н) ЛООС - СН2СН - СООН2Возникновение положительного эффекта, наблюдаемого при использона-нии предполагаемого изобретения, может быть объяснено следующим образом.Закачка в приэабойную зону скважиныингибитора при концентрации 1020 вес,% активного нещества пракщ тически невозможна при концентрации ионов кальция от 3000 мг/ли более. Введение в свиту плас-"тов хелатообразующего агента какдо подачи ингибитора солеотложений, так и совместно устраняетнедостатки способа-прототипа. Хелатообраэующий агент вводится втаком количестве, чтобы ионы кальциясвязывались комплексоном, а вводимый ингибитор при заданной концентра- ЗО ции был бы совместим с пластовымиводами, Соотношение ингибитор солеотложений - хелатообразующий агентопределяется экспериментально дляаждой скважины с учетом экономичес кой целесообразности регулированияобъемов закачиваемой в пласт воды,количеством внодимого хелатообразующего агента или того и другого одновременно. Бахно, чтобы система водныйраствор ингибитора солеотложенййпластовые воды были совместимы полностью,В табл.1 приведены данные лабораторных работ по оценке совместимости модельных пластоных вод с раствором ингибитора солеотложенийКорекситб 47, концентрация которого - 10 активного вещества:модельной пластовой воды : Ч ингибитора, солеотйожений=1:1,Совместимыми растворы считаютсяв том случае, когда после сливания обоих растворов полученныйраствор не имеет осадка и мути.Оценка совместимости производитсянизуальнс,Из данных, приведенных в табл.1,следует, что модельные пластовыеводы, содержащие ионы кальция от5000 мг/л и выше, не совместимы сингибитором солеотложений при концентрации 10 вес, . Ионы натрия и,лагния не оказывают влияния на совместимость ингибитора солеотложенийс модельными пластовыми водами.В табл.2 приведены данные пооценке совместимости модельной пластовой воды (концентрация ионов кальция от 5000-30000 мг/л) с вводимымингибитором солеотложений, Регулирование совместимости осуществляетсяпутем подачи в систему хелатообразующего агента до введения ингибиторасолеотложений, совместно с ингибитором солеотложений,Иэ данных, приведенных в табл.1,следует, что в качестве хелатообразующего агента целесообразно испольэовать динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты.Совместимость полная при подачехелатообразующего агента до ингибитора солеотложений или совместно сним, Достигается полная совместимостьпри концентрациях ионов кальция впластовой воде от 5000-3 ОООО мг/л,Концентрация трилона-Б, необходимого для полного совмещения модельной пластовой воды и ингибитора солеотложений во всем интервале концентраций ионов кальция, находится впределах 0,3-10,0 вес.Ъ,Представленные данные не могутбыть рассмотрены как состав, так какинтервал концентраций трилона-Б 0,310,0 вес.Ъ справедлив не для всегодиапазона концентраций ионов кальция(5000-30 ООО мг/л), Данные табл,2есть конкретные случаи в выборе концентраций хелатообразующего агентав зависимости от концентрации ионовкальция (содержание воды - до1 ОО вес. Ъ),Папример: концентрация трилона-Б,равная 9,3 вес . Ъ, справедлива длявсего интервала концентраций ионовкальция, а 0,3 вес, Ъ - только дляодного значения, равного 500 мг/л,П р и и е р 1, В 50 см минерализованной воды (пластовой) скважины113 Красноярского месторождения ПГДУБугурусланнефть при концентрацииионов кальция 100036 мг/л введено50 см 10 Ъ-ного раствора ингибиторасолеотложений 1 орексити1 8 вес. Ъ трилона-Б,р а3П р и м е р 2. В 50 сгл минерализованной пластовой воды скважины 113Красноярского месторождения НГДУГугурусланнеФть при концентрацииионов кальция 10036 мг/л введено сначала 1,8 вес. Ъ трилона-Б, а затем50 см 10 Ъ-ного раствс)ра ингибиторасолеотложений Корексит.П р и м е р 3, В 50 см минерали 3зованной пластовой воды скважины 113Красноярского месторождения 11 ГДУБугурусланнеть при концентрацииионов кальция 10036 мг/л введенс 50 см 15 Ъ-ного раствора ингибиторасолеотложений Корексити2,0 вес. Ъ трилона-Б,П р и м е р 4, В 50 см минерализованной пластовой воды скважины 1135 Красноярского месторождения ПГ 11 УБугурусланнеФть ПРИ концентрацииионов кальция 10036 мг/л введено2,0 вес, Ъ трилона-Б, а затем 50 см315 Ъ-ного раствора ингибитора солеот -0 ложений Корексит,П р и м е р 5, В 50 см минералиэованной пластовой воды скважины 113Красноярского месторождения П 1 ДУБугурусланнефть при концентрацииионов кальция 10036 мг/л введено50 см ингибитора солеотложений Корекситс концентрацией 20 Ъ и2 1 вес. Ъ трилона-Б.Р3П р и м е р б. В 50 см минерализованной пластовой воды скважины 1.1320 Красноярского месторождения ПГДУБугуруслан, ефть при концентрацииионов кальция 10036 мг/л введено2,1 вес, Ъ трилона - Б, а затем 50 см20 ного раствора ингибитора соле 25 отложений Корексит Во всех случаях совместимость минерализованной пластовой воды и ингибитора солеотложений с добавлениемхелатообразующего агента - полная,Для сравнения аналогичная Работа про.ведена по способу-прототипу, При вве.дении в минерализованную пластовуюводу ингибитара солеотложений фКОРекситдаже при ОнцентрацияхЗ 5 1 - 2 Ъ происхОдит помутнегие Раствора,что говорит о несовместимости данныхрастворов.7 аким образом, предлагаемый способ полностью реализует цель изобретения, а именно: достигается полная40 совместимость минерализованных пластовых вод с вводимыми в свиту пластов ингибитора солеотложений; способпозволяет производить закачку ингибитора с более высокой концентрацией;45 сокращаются объемы закачиваемой впласт воды; сокращается расход пресной воды. Кнгибитор солеотложений Корексит имеется в значительныхколичествах на предприятиях объединения Оренбургнефть, а трилон-Бявляется недеицитным продуктом,производящимся Отечественной промыщленностью в значительных количествахдля умягчения воды, Ожидаемый гоцовой экономический зМект от использования предлагаемого способа только в системе ОренбургнеФть сос.0 тавляет 130000 руб в год,791943 Таблица 1 Состав модельной пластовой воды, мг/л Совмес- тиМдф+ Са+ мость 1000 Нет 10000 10000 Да 10000 Нет Да 10000 10000 Нет 10000 Нет 5000 5000 Нет 5000 5000 Нет 5000 10 Нет Да 5000 12 10000 5000 Нет 13 5000 10000 Нет 6500 5000 5000 Нет Таблица 2 Совместимость Трилон-Б,вес, В,О 000 7 10,з а оо о,о о,о а 4,0 а 9 о зооо а пособ по и. 1, с я тем, что азующего агент вую соль зтиле й кислоты.пособ. по п,З,а отлич в качеств а использ ндиаминте Формула изобрете ю щ и йлатсоб особ предотвращения отв скважине и скважинн рудовании путем закачки в и ную зону скважины ингибитор ложенийо т л и ч а ю щ и тем, что, с целью повыщения тивнссти способа гутем устр явления несовместимости инг солеотложений с минерализов пластовыми водами, содержащ Сп солейр динатри 1 уксусно а - зую- неотли хелатообр личестве, связыван воды,4. ющи Ший аг обходи ионовс я тем, чт нт вводят в ом для полно пластов анны Источники ринятые во внима 1, Справочная ефти, Под ред, 1 Л Недра, 19 2, Использован 647 в СССР, Просп 1 еп 1 са 1 з , с.5.ионтооб е ся х и ч чаю ла "ообдо заий или отлподача Еззо проводитсясолеотложе т ир Составитель Н.арламовтор Я.Павлова Техред Н,БабуркаТи ИИПИ гос по дела 3035,. 11 осо комитета СССРй и открытийаушская наб д,4/5 Филиал ППП Патент, г.ужгород, ул,Проектная кальция, в пласт раз ующий агент,2. Спо об по щ и й с я тем ч разующего агента качки ичгибитора совместно,1 ожения ом обо- ризабойа солеот- Й с язФФек- анения инФормации,ние при экспкнига по добы