Способ борьбы с отложениями неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтяной скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения повышение эффективности способа за счет равномерного поступления ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора. В обрабатываемый пласт закачивают необходимый объем раствора ингибитора, затем - буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента; водоизолирующий агент в объеме 0,05-0,10 м на 1 м вскрытой толщины пласта, вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, затем закачивают жидкость для продавки агентов вглубь пласта. Скважину закрывают на 12 ч. Объем продавочной жидкости определяют глубиной продавки в пласт. Использование данного способа обеспечивает равномерный расход ингибитора во времени и увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеобложения.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„. Ы „„1677270 А1 (si)s Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

»-теебДЬ»» ° »-»»ми»»икее-.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ .

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

» х и» и» (21) 4462262/03 (22) 18.07.88 (46) 15.09,91. Бюл, М 34 (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (72) С.А. Михайлов, Л.К. Галутво, Г.И. Меренцова, Т.Л. Андреева, Е,Е. Кочнев и Ю.В. Земцов (53) 622.245(088.8) (56) Руководство по технологии применения ингибитора, отложении солей ПАФ-13Азимний в добывающих скважинах, ° РД-390148070-00, ЗВНИИ, 1986, с. 7 — 8, (54) СПОСОБ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЕМ

НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА И ОБОРУДОВАНИИ

НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, Цель иэобретения—

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.

Цель изобретения — повышение эффективности способа за счет равномерного поступления ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора.

В способе борьбы с отложением солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтепромысловых скважин, включающем закачку раствора ингибитора в скважину, повышение эффективности способа за счет равномерного поступления ингибитора иэ пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора. В обрабатываемый пласт закачивают необходимый объем раствора ингибитора, затем — буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоиэолирующего агента; водоизолирующий агент в объеме 0,05 — 0,10 м на 1 м вскрытой толщины пласта, вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоиэолирующего агента, затем эакачивают жидкость для продавки агентов вглубь пласта. Скважину закрывают на 12 ч. Объем продавочной жидкости определяют глубиной продавки в пласт. Использование данного способа обеспечивает равномерный расход ингибитора во времени и увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеобложения, о продавку его жидкостью, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию, после закачки раствора ингибитора осуществляют подачу буферной жидкости, водоизолирующего реагента, вновь буферной жидкости и производят продавку перечисленных реагентов в С) пласт продавочной жидкостью. В качестве буфернои жидкости необходимо исполкео- );» вать реагенты, которые не взаимодействуют с используемыми ингибитором солеотложения и водоизолирующим реагентом, в частности беэводньее органические растворители или нефтепродукты, например низшие алифатические спирты, котоны, жирные спирты или их смеси, отдельные фракции углеводородов, безводная нефть, 1677270

В качестве продавочной жидкости может йспользоеаться вода, водные растворы со. лей, нефть.

При обработке скважины после закачки раствора ингибитора для уменьшения потерь его в первые сутки после обработки и продления времени выноса в количествах, обеспечивающих защиту от солеотложения, изолируют его подачей водоизолирующего реагента. Кроме того, между раствором ингибитора и водоизолирующим реагентом и после него используют буферную жидкость, не взаимодействующую с используемыми ингибитором солеатложения и водоизолирующим реагентом, для предотвращения их смешивания.

В данном способе водоизолирующий реагент, закачанный после раствора ингибитора и буферной жидкости, применяется для того, чтобы создать эффективный изолирующий экран по отношению к десорбционному выносу ингибитора эа счет частичного снижения проницаемости водоносного пропластка, Создание такого изолирующего экрана способствует временной "задержке" ингибитора в пласте, что увеличивает его время выноса эа счет равномерного выноса реагента и сокращения потерь е первые сутки после обработки..

В способе за счет создания изолирующего экрана снижаются непроизводительные потери ингибитора в первые сутки после обработки, при выносе ингибитора в количествах, обеспечивающих защиту от солеотложения. Благодаря этому увеличивается защитный эффект беэ увеличения его расхода примерно в 1,3 раза (см. таблицу}.

Именно выбранная последовательность операций обеспечивает наиболее эффективную защиту нефтепромыслового оборудования за счет сокращения потерь ингибитора в первые после обработки сутки и продления времени выноса ингибитора в количествах, обеспечивающих защиту от отложения солей, и снижает удельный расход ингибитора солеотложения.

Способ осуществляется следующим образом.

В обрабатываемый пласт закзчивают необходимый объем раствора ингибитора, затем — буферную жидкость в .объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, водоизолирующий реагент в объеме

0,05-0,10 м на 1 м вскрытой толщины плаз ста, вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, затем закачивают жидкость для продавки реагентов вглубь пласта. После задавки скважину закрывают на 12 ч. Объем продавочной жидкости определяют глубиной продавки в пласт.

Пример. Исследования проводили на установке "Модель пласта". Установка выполнена в виде камеры; заполняемой измельченным керном месторождения, пласта БВз(песчаник) фракции от 0,1 до 1,00 мм, массой около 200 г. Керн обжимали резиновым кожухом с помощью пресса, посредством которого обеспечивается имитация горного давления и достигается

10 проницаемость его, близкая к проницаемости песчаника в пластовых условиях. В качестве ингибитора использовали раствор ингибитора отложения солей ПАФ-13А в концентрациях 3 и 67;, Первоначально керн насыщали дистиллированной водой для определения объема порового пространства.

Отсюда определяли общий необходимый ингибитора, буферной жидкости и водоизолирующего реагента в керн. В качестве водоиэолирующего реагента применяли реагент на основе олигоорганозтоксихлорсилоксанов - товарное наименование продукта

119 — 204. Продукт 119 — 204 разбавляли ацетоном в соотношении 1:1. Проведены предварительные исследования для определения

30 оптимального разбавления продукта 119—

204 в ацетоне. Как показали опыты, такое соотношение составляет 1:1. B качестве буферной и продавочной жидкостей использовали безводную нефть.

Раствор ингибитора ПАФ-13А, буферную жидкость, водоиэолирующий реагент, буферную жидкость, продавочную жидкость задавливали последовательно с помощью пресса в камеру повышенным давлением, противотоком движения фильтрующейся жидкости, После эадавки растворов установку останавливали и оставляли под давлением на 12 ч. Зтого времени достаточно для адсорбции ингибитора и полимериэации продукта.

После выдержки проводили десорбцию ингибиторз дистиллированной водой. Расход и скорость движения воды регулировали переменным гидравлическим сопротивлением, В отобранных пробах определяли ингибитор фотоколориметрическим способом.

Для сравнения проведены аналогичные исследования десорбции ингибитора беэ применения водоиэолирующего реагента по прототипу.

Продолжительность защитного эффекта определяли по объему жидкости, после прокачки которой содержание ингибитора в прокачанной жидкости не ниже 0,5 мг/л— предельно низкой концентрации ингибито20 объем закачанной жидкости с таким расчетом, чтобы он обеспечивал закачку раствора

1677270 ра в жидкости, необходимой для аффективного предотвращения солеотложения.

Результэты испытаний и расчетные значения оптимальных объемов закачки водоизолирующего агента приведены в таблице.

Из таблицы следует, что по предлагаемому способу сокращение потерь ингибитора в первых пробах значительно по сравнению с прототипом, отсюда длительность защитного эффекта ингибитора увеличивается в 1,3 раза.

Использование способа обработки скважин, подверженных отложению солей, обеспечивает Ао сравнению с известными равномерный расход ингибитора ео времени; увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеотложения. Среднее время защиты скважин

175 сут.

Формула изобретения

Способ борьбы с отложениями неорга-. нических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтяной скважины, вклю5 чающий закачку раствора ингибитора в скважину, продавку s пласт продавочной жидкостью, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию. отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности .

10 способа за счет равномерного поступления ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора, перед продавкой в пласт в скважину дополнительно последовательно закачива15 ют безводную буферную жидкость, водоизолирующий реагент и безводную буферную жидкость, причем водоизолирующий реагент закачивают в объеме 0,05 — 0,10 м на 1 м вскрытой толщины пласта, а безводную

20 буферную жидкость — в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента.

1677270

Са Са

Ц A

ad

СС

ЗСС ООС о ф д а о

I !!С О

I J „!1

dl CO ао о ф ю о

CCc dI !С 0!

oId ос

Ю1 Л Со о1м3

О1О О о

СЧ а а ф о ф а а о

cOCV a л а а ооо ф

С«С сп л

СЧ О Ъ а a a

-о

ССЪ

СЧ О МЪ о

-о о

С«С ф а а

СЧ O

С СЪ СЧ л а л л

ООО оъ р ф!СЪ «Ъ а о ооо. о л а СаЪ о е л а

СЧ O

0 О сп cî с «.Ф СЧ - O сп

О л а чо а- СЧ о аф с

° СЧ

С Ъ о л сп о. оа

«а

CV о а

Ъ оо а а

С Ъ Ф о сп 1 сп

CV

* о

СЪ о

СЪ

СЧ

«

А а. о

g,о о

0 О

УСЪ СЪ а» °

° «

° ° а л лО о а л оо оа « оо о мо о о о о оо

«о

СЪСО«- 1 о о а а

СЧ о о а а

СЧ оо

« °

iО CO о о а а

° СЧ ооо

° a a аЪ -Э ссЪ о о оо о с «а а а а СЧ С«Ъ о

С0

СО о а

ССЪ л

СЪ Е h

СС

33 а а v ccc

О 01 Ф д1. о р о ВЧЪ СЪ аС а с a * «СЧ о о о

КП СЧ . OCO о

° л

СФЪ с О м

lO

go о оо

* а «а

Cd а СЧ С Ъ Ф о а

CCC

Е о а и л

i . I 1 1

O С Ъ

Н

М МЪ СЧ

1 с0 ассь л

1 сп сч х

lC

С»

Йо о

Cd ч а о

Са

CI

Cd а

ICC м

С! ССЪ ф

go o.

""7 7

IсЪ сп о хо о.о а

С0

I I I ф а

I 1 1