Способ предотвращения отложений солей в скважине

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

<и>79 1 94 3

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 090278 (21) 2588440/22-03 с присоединением заявки ((о

Е 21 В 43/00

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет

Опубликовано 30.12,80, Б>оллетень 14о 4 8

Дата опубликования описания 30,1280. (53) УДК 622 692. 4 (088.8) (72) Авторы изобретения

Л,Т. Цытюк, Р. Х. Самакаев и А, В. Барсу,ов

Центральная научно-исследовательская лаборатория

Объединения "Оренбургне<1>ть" (71) Заявитель (54) СПОСОБ ПРЕЛОТВРА"ЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ

СОРРЙ В <кВ х 1<не

Изобретение относится к области добычи нефти и мох<ет быть использовано для предотвращения отложений солей н сквах<ине и скважинном оборудовании.

Известен способ предотвращения отложений солей в скважине и скважинном оборудовании путем обработки обводненной цефти в призабойной зоне сква><ины ицгибктором солеотлох<ений (1) .

Однако при значительном сбдер>:;а<пик в >1инерализованны:: пластовых вода:с ионов .<альция от 3000 мг/л и более возникают трудности при закачкp . ингибптора солеотло><енкй в призабойную зону скважины, так как происходит образование нерасворкмой кальциеВоА соли ингибитора, >то приводит к неэффективности реагентной обработки призабойной зоны скважины. устране— ние данного нежелательного явления возмо><но нагнетанием в сВ иту пластов водного раствора ингибитора солеотложений в такой концентрации, чтобы совместимость системы: водный раствор ингибитора — минералк ованные плас товые в сды была пол ной,. т, е . необходимо производ><ть закачку ингибиитора с более низкой концентрац.<ей.

Известен с пос об предотв раще ния солеотлсх<ений в скв ах<ине путем обработки обводненной нефти в призабойной зоне сква>юины водным раствором ингибитора с слеотло><е<<ий (2 ) . Колкчество ингибитора солеотложений выбирается таким, чтобы вводимый в свиту пластов ингибитор был полностью совместим с минерализованнымк пластовымr» водами.

Там, где совмеc Tкмос Tь раствора

-,редставляеT проблему, используют следующий подход: произ водят з ак ачку с более низкой концентрацией реагента, вплоть до 1 и 2%; разбавляют пластовый раствор растворами с низким содержанием ионов кальция, ес.ли имеется такой в наличии.

Совместимость должна быть полной, иначе существует опас. ность осаждения реагента в системе тр. б (оборудовании) или в свите пластов . аким образом, в качестве грототипа выбран способ предотвращения отложения солей в скважине при добыче, сборе и транспорте обводненной нефти путем обработкк призабойной зоны скважины ингибитором солеотложений "Корекс IT-7647", отличающийся тем, что, с целью устран

791943 ния явления несовместимости минерализованной пластовой воды, содержащей ионы кальция с ингибитором солеотложений, 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 сни><ению фазовой проницае— мости продуктивного пласта для нефти и увеличению для воды (нежелательное явление с позиции физики пласта) . Известноее техническое решение неиэ бе><но приводит к трудностям при освоении сква><ин после обработки призабойной эоны скважин водным раствором ингибитора солеотлох<ений. И последняя трудность в широком использовании данного технического решения заключается в том, что в районах с дефицитом пресных вод (к которым относ ится и Оренбургская область) экономически нецелесообраз но проводить обработки скважин по способу прототигу. Паг ример, в ПГ (У Бугурусланнефть ряд скважин были обработаны по известному способу. Обрабс тки пров од илис ь по ме тоди ке, предло><енной фирмой Esso Chemicals, для чего в приэабойную зону скважины задавливался 10Ъ-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 пласToBof! воде превы»>ала 5000 мг/л, были получены отрицательные результаты, Обработка скважины !. 20б Султан— гуловско-Заглядининского месторо><дения не была завершена по указанной выме методике в виду того, что при— забойная эона скважины была забита гелеобразным осадком — кальциевой солью ингибитора. Л скважины Р 214 и !1 217 были обработаны ингибитором Корексит-7647,но это повлекло эа собой резкое снижение продуктивности скважин (произошла частиччая изоляция >-,ризабойной эоны скважины продукТоМ взаимодействия ингибитора и НоНоВ кальция), Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем устранения явления несовместимости ингибитора солеотложений с минерализованными пл ас товыми водами, с одержашими ионы кальция.

Гоставленная цель достигается тем, что в призабойную зону скважины эадавливается хелатообраэующий агент, а затем раствор ингибитора солеотло>кений или хелатообразующий агент и ингибитор подаются одновременно, Концентрация ингибитора солеотложений находится в пределах 10-20 вес.Ъ. В качестве хелатообразующего агента используют органический аэотсодержащий комплексон, способный образовывать растноримые комплексы с ионами кальция (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусная кислота -трилон-Б)

»0O<:-0H,,<." -<:OOga

Я 14-СН -СН вЂ”

ЛООС вЂ” СН

<-Н вЂ” СООН

Возникновение положительного эффекта, наблюдаемого при использовании предполагаемого изобретения, может быть объяснено следующим образом.

Закачка в приэабойную зону скважины ингибитора при концентрации 10

20вес.Ъ активного нещества прак1О тически невозможна при концентрации ионов кальция от 3000 мг/л и более. Введение в свиту плас-" тов хелатообразующего агента как до подачи ингибитора солеотложений, так и совместно устраняет недостатки способа-прототипа. Хелатообраэующий агент вводится в таком количестве, чтобы ионы кальция связывались комплексоном, а вводимый ингибитор при заданной концентрации был бы совместим с пластовыми водами, Соотношение ингибитор солеотложений — хелатообразующий агенr определяется экспериментально для

<аждой скважины с учетом экономичес35 кой целесообразности регулирования объемов закачиваемой в пласт воды, количеством внодимого хелатообразующего агента или того и другого одноBpetvleHHo. Бах<но, чтобы система водный раствор ингибитора солеотложенййпластовые воды были совместимы полностью.

В табл. 1 приведены данные лабораторных работ по оценке совместимости модельных пластоных вод с раствором ингибитора солеотложений Корексит-7б47, концентрация которого — 10% активного вещества: модельной пластовой воды: V ингибитора. солеотйожений=1:1, Совместимыми растворы считаются в том случае, когда после сливания обоих растворов полученный раствор не имеет осадка и мути.

Оценка совместимости производится низуальнс, Из данных, приведенных в табл.1, следует, что модельные пластовые воды, содер>«ашие ионы кальция от

5000 мг/л и выше, не совместимы с ингибитором солеотложений при концентрации 10 вес, . Ионы натрия и

;лагния не оказывают влияния на совместимость ингибитора солеотложений с модельными пластовыми водами.

791943

В табл.2 приведены данные по оценке совместимости модельной пластовой воды (концентрация ионов кальция от 5000-30000 мг/л) с вводим;м ингибитором солеотложений. Регулирование совместимости осуществляется путем подачи в систему хелатообразующего агента до введения ингибитора солеотложений, совместно с ингибитором солеотложений.

Иэ данных, принеденных в табл.1, следует, что в качестве хелатообразующего агента целесообразно испольэовать динатриеную соль этилендиамин— тетрауксусной кислоты.

Совместимость полная при подаче хелатообразующего агента до ингибитора солеотложений или совместно с

HHM. ДОСтИГаЕтея ПОЛНая СОВМЕстиМОСтЬ при концентрациях ионов кальция и пластовой воде от 5000-30000 мг/л.

Концентрация трилона-Б, необходимого для полного совмещения модельной пластовой воды и ингибитора солеотложений во всем интервале концентраций ионов кальция, находится в пределах 0,3-10,0 вес.Ъ.

Представленные данные не могут быть рассмотрены как состав, так как интервал концентраций трилона-Б 0 3—

10,0 вес.% справедлив не для всего диапазона концентраций ионов кальция

f5000-30000 мг/л). Данные табл.2 есть конкретные случаи в выборе концентраций хелатообразующего агента в зависимости от концентрации ионов кальция (содержание воды — до

100 вес. %), Папример: концентрация трилона-Б, равная 9,3 нес . Ъ, справедлива для всего интервала концентраций ионов кальция, а 0,3 вес. % — только для одного значения, равного 500 мг/л.

П р и и е р 1. В 50 см минерализованной воды (пластовой) скважины

113 КрасноярскогG месторождения ПГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 100036 мг/л введено

50 см 10Ъ-ного раствора ингибитора солеотложений 1 орексит-7647 и

1 8 нес. Ъ трилона-Б, I %

Пример 2. В 50 сгл минерализованной пластовой воды скважины 113

Красноярского месторождения НГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено сначала 1 8 вес. % трилона Б, а затем

50 см 10Ъ-ного раствс)ра ингибитора солеотложений Корексит-7647 .

Пример 3. B 50 сМ минерали3 зованной пластовой воды скважины 113

Красноярского месторождения 11ГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введенс

50 сМ 15%-ного раствора i:Hãèáèòîðà солеотложений Корексит-7647 и

2, О вес . Ъ трилона-Б, Пример 4. В 50 с м минерали3 зонанной пластоной воды скважины 11 3

Красноярского месторождения ПГЧУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено

2,0 вес, % трилона-Б, а затем 50 см

15Ъ-ного раствора ингибитора солеот—

1() ложений Корексит-7647 .

П р и M е р 5. В 50 см минерали3 зов анной пластовой воды скважины 11 3

Красноярского месторождения П1 ДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л нв дено

50 см ингибитора солеотложений Ко рексит-7647 с концентрацией 20% и

2 1 вес. Ъ трилона-Б.

3

Пример 6. В 50 см минерализованной пластовой воды скважины 1.1 3

20 Красноярского месторождения ИГДУ Бугуруслан, ефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено

2, 1 вес. Ъ трилона — Б, а затем 50 см

20--ного раствора ингибитора соле 5 отложений Корексит-7647 .

Во всех случаях совместимость ми— нерализованной пластовой воды и ин— гибитора солеотложений с. добавлением хелатообразующего агента — полная, Для сравнения аналогичная работа проведена по способу-прототипу. При введении в минерализованную пластовую воду ингибитара солеотложений Корексит-764 7 даже при кc íöåHòðàöè ях

1 — 2% происходит помутнение раствора, что говорит о несовместимости данных растворов.

7аким образом, предлагаемый спо— соб полностью реализует цель изобретения, а именно: достигается полная

40 совместимость минерализонанных пластовых вод с вводимыми в свиту пластов ингибитора солеотложений; способ позволяет производить закачку ингибитора с более высокой концентрацией;

45 сокращаются объемы закачиваемой н пласт воды; сокращается расход пресной воды.

Кнгибитор солеотложений Корексит- 7647 имеется в значительных количествах на предприятиях объединения Оренбургнефть, а трилон-Б является недефицитным продуктом, производящимся отечественной промыщленностью в значительных количествах для умягчения воды, Ожидаемый гоцовой экономический эффект от использования предлагаемого способа только в системе Оренбургнефть сосЩ тавляет 130000 руб в год.

791943

Таблица

Состав модельной пластовой воды, мг/л

СовместиМд +

Na+

Са + мость

1000

Нет

10000

Да

10000

Нет

Да

10000

Нет

10000

Нет

5000

5000

Нет

5000

5000

Нет

5000

Нет

Да

5000

10000

5000

Нет

5000

10000

Нет

6500

5000

5000

Нет

Таблица2

Совмес тимос т ь

Трилон-Б, вес, Ъ

Ингиби1:онцентрация ионos кальция в модельных пластовых водах, мг/л

Смес ь, Ф»

Да

5000

Да

Да

U, 5

1,0

U, I

1,U

1,0

Да

0,8

0,4

2,0

5000

Да

0,5

2,0

Да

0,6

2,0

Да

Да

2,0

Да

1,3

2,0

30000

2ÎUUÎ

30000

20000

32500

32.500

32500 тор солеотложений, вес, 791943

Продолжение табл, 2

К и

Смесь, 9

5000

l 7

Да

2,4

1000

Да

Да

2,4

Да

1000

3,5

30000

4,7

Да

Да

1,9

500

2,2

30000

Да

2,4

Да

4,5

Да

9,3

Формула изобретения совместно, Составитель Н .. ;арламова

Редактор tI. Павлова Техред Н,Бабурка Корректор Е.Папп

Заказ 9416/33 Тирах< 626 Подписное

BIIHH11H Государственного комитета СССР

".,<; делам изобретений и оòкрытий

113035 > ?<осква, >К-35, Раушская наб,, д, 4, 5

Филиал ППП Патент, r.у><город, ул.Проектная, 4

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

Способ предотвращения отложения солей в скважине и скважинном оборудовании пу".åì закач.ки в призабойную зону скважины ингибитора солеотложений„отличающийся тем, что, с целью повыщения эффективно<..òè способа гутем устранения явления несовместимости ингибитора солеотложений с мин ерализован ными плас товыми водами, содержащими ионы к ал ьци я, в пласт подаетс я хелатообразующий агент .

2. Способ по п,1, о т л и ч a so щ и и c s; тем, что подача хела "ообразующего агента проводится до закачки ичгибитора солеотложений или

3, Способ по и. 1, о т л и ч а ю шийся тем, что в качестве хелатсобразующего агента используют динатривую соль этилендиаминтетра <уксусной кислоты.

З5 4, Способ. по п ° 3, о т л и ч аю шийся тем, что хелатообразующий агент вводят в количестве, необходимом для полного связывания ионов Са+ пластовой воды.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Справочная книга по добыче нефти, Под ред, U,I<,Гиматудинова.

M., Недра, 1974, с ° 613, 45 2 ° Использование Корексита—

7647 в СССР. Проспект фирмы Esso

C? ernica1s, c. 5.