СПОСОБ ИНГИБИРОВАНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/52 C09K8/54 

Область техники

Изобретение относится к области органической химии, а именно к полимерным композициям для ингибирования солеотложений в нефтяном пласте и газонефтепромысловом оборудовании, и способам их применения.

Уровень техники

Известен способ модификации пласта с целью сокращения технологических остановок в сквиз-технологии, увеличивающий время выделения ингибитора (WO 2009144566 A1 [1], опубл. 03.12.2009).

Способ обработки геологической формации включает в себя введение обрабатывающей жидкости в геологическую формацию, при этом обрабатывающая жидкость содержит базовую жидкость, активатор ингибирования образования отложений и ингибитор образования отложений, и закрытие геологической формации на период времени, достаточный для начала отложения ингибитора образования отложений на поверхности геологической формации. Активатор ингибирования образования отложений включает в себя 3-аминопропилтриэтоксисилан.

Способ подразумевает использование органосиланов, в частности 3-аминопропилтриэтоксисилана в качестве модификаторов породы.

Недостатком является отсутствие возможности формирования объёмных гелей, распределённых во всём пространстве пор породы, что снижает потенциально возможную ёмкость композиции модификатора по отношению к ингибитору.

Известен состав для предотвращения неорганических солеотложений, который содержит следующее соотношение компонентов, мас.%: от 0,1 до 0,125 полиаминометилфосфоновой кислоты, от 0,375 до 0,9 натриевой соли полиакриловой кислоты, остальное - вода или водный раствор этиленгликоля (RU 2230766C1 [2], опубл. 20.06.2004).

Недостатком состава является отсутствие химических связей ингибиторов к породе и как следствие отсутствие возможности достижения их пролонгированного выделения.

Известен способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, предназначенный для увеличения срока действия ингибиторов солеотложения за счёт предварительной стадии закачки растворителя в пласт перед его последующей модификацией для обеспечения доступности запарафиненных микрополостей пласта для сорбции ингибитора. В качестве ингибитора солеотложения предполагается использование смесей НТФ, ОЭДФ, а также соляной и плавиковой кислоты, которые, взаимодействуя с породой, увеличивают площадь сорбции (патент RU 2320852 C2 [3], опубл. 27.03.2008).

Недостатком способа является отсутствие химических связей ингибиторов к породе и как следствие отсутствие возможности достижения их пролонгированного выделения, а также наличие в составе кислотных реагентов может вызвать рост коррозионных процессов внутрискважинного оборудования. Наличие плавиковой кислоты в составе может привести к образованию труднорастворимого фторида кальция при возможном контакте композиции с пластовыми водами и породами пласта, содержащими ионы кальция.

Известны cлоистые двойные гидроксидные материалы как добавки для повышения срока химической обработки от отложений, содержащие слоистый двойной гидроксид металла, включающий ингибитор образования отложений, интеркалированный между его положительно заряженными слоями. (WO 2020120976A1 [4], опубл. 18.06.2020).

Недостатком способа является незначительное повышение концентрации ингибитора (ниже 10 мг/л) в процессе эксплуатации скважины.

Известен ингибитор сульфида железа, подходящий для применения в сквиз-технологии (WO 2021174096A1 [5], опубл. 02.09.2021).

Композиция включает 80-82 мольных % первого мономерного звена, где первое мономерное звено представляет собой 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту. Композиция также включает от 2 до 18 мол.% второго мономерного звена, выбранного из N-винилформамида, N-винилпирролидона и хлорида диаллилдиметиламмония.

Недостатком композиции является необходимость синтеза сополимеров, что значительно затрудняет и поднимает цену указанной технологии.

Сущность изобретения

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание новых полимерных композиций на основе полимерных гелей с адгезивными свойствами к поверхности породы нефтеносного пласта и расклинивающего агента (проппанта), размещаемого в пласте при проведении гидравлического разрыва, способных обеспечить продолжительное ингибирование солеотложений в зоне нефтяных залежей в условиях высокой минерализации пластовых вод.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении эффективности ингибирования солеотложения за счет увеличения времени высвобождения ингибитора с поверхности породы пласта/проппанта.

Заявляемый технический результат достигается за счет того, что способ ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, характеризуется тем, что в призабойную зону пласта вводят композицию на основе воды, которая включает 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) в количестве от 1 до 20 мас.% композиции и нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве от 0,1 до 3 мас.% композиции.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения в композицию дополнительно вводят кислоты или щелочи для обеспечения уровня pH от 5 до 12, что обеспечивает возможность регулирования времени сшивки геля в зависимости от характеристик нефтеносного пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения в композицию дополнительно вводят катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве до 3,0 мас.% композиции, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения в композицию дополнительно вводят взаимные растворители до 20,0 мас.% композиции, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения в композицию дополнительно вводят ингибитор коррозии до 5,0 мас.% композиции, что обеспечивает защиту глубинно-насосного оборудования от коррозионного воздействия кислотных компонентов композиции.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водными растворами кислот и щелочей, что обеспечивает удаление солеотложений с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором взаимного растворителя, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором катионоактивного поверхностного-активного вещества, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения введение композиции в призабойную зону пласта осуществляется через кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, что обеспечивает сокращение длительности проведения операции на скважине ввиду отсутствия необходимости извлечения насосно-компрессорных труб.

Также технический результат достигается за счет того, что композиция для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, содержащая воду, 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-20 Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-3 Вода До 98,9

Кроме того, в частном случае реализации изобретения pH композиции составляет от 5 до 12, что обеспечивает возможность регулирования времени сшивки геля в зависимости от характеристик нефтеносного пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения композиция дополнительно включает катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве до 3,0 мас.%, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения композиция дополнительно включает взаимные растворители до 20,0 мас.%, что обеспечивает отмыв плёнки нефти с поверхности породы и более высокую степень адгезии композиции к породе пласта.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения композиция дополнительно включает ингибитор коррозии до 5,0 мас.%, что обеспечивает защиту глубинно-насосного оборудования от коррозионного воздействия кислотных компонентов композиции.

При взаимодействии 3-аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) за счёт разрушения квази-стабильных циклов 3-аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС) в воде запускается реакция гелеобразования аминорганосиланольных гелей.

Образующийся гель способен взаимодействовать с гидроксильными поверхностями минеральных пород, а также задерживаться в породе за счёт большей вязкости. В виду наличия большого числа положительно-заряженных аминогрупп в составе геля происходит сорбция отрицательно заряженных ингибитора солеобразования - нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), которая участвует в процессе образования данного геля. Таким образом, гели изначально получаются насыщенные ингибитором солеобразования и далее, при введении в породу происходит его замедленное высвобождение за счёт того, что ионные связывание его с гелем не является сильным. Тем самым, обработка пород предложенными составом на основе органосиланов способна препятствовать снижению гидравлической проницаемости породы за счёт ингибирования солеобразования на поверхности породы. Возможный механизм данного эффекта связан с уменьшением числа центров кристаллообразования на поверхности песка, в связи с чем происходит образование мелких кристаллов в объеме, которые не способны значимо забивать породу.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - Зависимость концентрации ингибитора на выходе из колонки (А) и процент высвобождения ингибитора (Б) от пропущенных поровых объёмов рассола для композиции по Примеру 1.

Реализация изобретения подтверждается приведенными ниже примерами, но не ограничивается ими.

Пример №1

Полимерную композицию, получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в следующем соотношении, мас.%:

Аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 5 Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) 1 Вода 94

Проводили проверку закрепления композиции на модельном субстрате (кварцевом песке). Для данного эксперимента подготовлена колонка полезным объёмом 100 мл (высота 50 см, внутренний диаметр 1,4 см), в качестве породы использовали натуральный кварцевый песок фракцией 0,4-1 мм. Предварительно колонку с загруженным песком (100 гр) промывали 200 мл дистиллированной воды, затем в колонку вводили композицию со скоростью 10 мл/мин, после полного захода комплексов в колонку дополнительно вносили ещё 10 мл рассола, чтобы сместить область образования геля в центр колонки, после чего перекрывали поток, давая комплексам загелиться. Спустя два часа колонку открыли и продолжали пропускать рассол со скоростью 2 мл/мин с помощью перильстатического насоса, которая примерно соответствует натурным скоростям потока в призабойной зоне скважины на расстоянии 2 метров. Поровый объём колонки составлял 25 мл. В качестве рассола использовали модельный рассол, представляющий собой раствор 200 г/л CaCl₂, 80 г/л NaCl в воде. Всего пропустили 500 мл (20 поровых объёмов). Во время пропускания рассола проводили определение содержания нитрилотриметилфосфоновой кислоты на выходе из колонки.

На Фиг. 1 представлены графики зависимости концентрации ингибитора на выходе из колонки (А) и процент высвобождения ингибитора (Б). Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 15-50 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №2

Полимерную композицию, получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в следующем соотношении, мас.%:

Аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 20 Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) Вода 7

Проводили проверку закрепления композиции на модельном субстрате (кварцевом песке) аналогично порядку, изложенному в Примере 1.

Во время пропускания рассола проводили определение содержания нитрилотриметилфосфоновой кислоты на выходе из колонки.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 80-220 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №3

Полимерную композицию, получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в следующем соотношении, мас.%:

Аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 1 Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) 0,1 Вода 98,9

Проводили проверку закрепления композиции на модельном субстрате (кварцевом песке) аналогично порядку, изложенному в Примере 1.

Во время пропускания рассола проводили определение содержания нитрилотриметилфосфоновой кислоты на выходе из колонки.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 10-20 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №4

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что при получении композиции дополнительно вводили гидроксид натрия до обеспечения pH = 7.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 20-75 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №5

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что после получения композиции осуществляли корректировку pH путем введения гидроксида натрия до обеспечения pH=12.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 25-90 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №6

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что в качестве воды использовали воду из скважины, после получения композиции осуществляли корректировку pH путем введения соляной кислоты до обеспечения pH=7.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 20-60 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №7

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что в качестве воды использовали воду из скважины, после получения композиции осуществляли корректировку pH путем введения соляной кислоты до обеспечения pH=5.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 10-40 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №8

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что композиция включала катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве 3,0 мас.% композиции.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 20-65 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Был выявлен пролонгированный вынос ингибитора благодаря наличию катионоактивных ПАВ в составе композиции, обеспечивших отмыв пленки нефти с поверхности породы и улучшенную адгезию композиции.

Пример №9

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что композиция включала взаимные растворители в количестве 20,0 мас.% композиции.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 15-60 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Был выявлен пролонгированный вынос ингибитора благодаря наличию взаимных растворителей в составе композиции, обеспечивших отмыв пленки нефти с поверхности породы и улучшенную адгезию композиции.

Пример №10

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что композиция включала ингибитор коррозии в количестве 5,0 мас.% композиции.

Композиция пролонгировано выделяла ингибитор в количестве 15-55 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Наличие ингибитора коррозии обеспечило защиту глубинно-насосного оборудования от коррозионного воздействия кислотных компонентов композиции.

Пример №11

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Пример №12

Призабойную зону обработали водными растворами соляной кислоты и гидроксида натрия.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Пример №13

Призабойную зону обработали водным раствором соляной кислоты.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Пример №14

Призабойную зону обработали водным раствором взаимного растворителя.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Пример №15

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностного-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Пример №16

Призабойную зону обработали водным раствором водным раствором катионоактивного поверхностного-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 1 через кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Было выявлено протяженное во времени предотвращение солеобразования в призабойной зоне, что говорит о пролонгированном выделении ингибитора солеобразования.

Используемые источники информации:

1. Заявка WO 2009144566 A1. МПК C09K 8/528. Жидкость для обработки и методы повышения эффективности операций по вытеснению накипи / Ганс Кристиан Роде, Кари Рамстад, Найл Флеминг. Заявка 27.05.2009, опубл. 03.12.2009.

2. Патент RU 2230766 C1. МПК C09K 3/00, E21B 37/06. Состав для предотвращения неорганических солеотложений / Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С., Тарасов М.Ю. Заяв. 27.11.2002, опубл. 20.06.2004.

3. Патент RU 2320852 C2. МПК E21B 37/06. Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании / Живаева В.В., Воробьев С.В., Ивонтьев К.Н., Кабо В.Я., Комзалов А.Г. Заяв. 10.10.2005, опубл. 20.04.2007.

4. Заявка WO 2020120976 A1. МПК C09K 8/528. Слоистые материалы двойного гидроксида в качестве добавок для увеличения срока службы химической обработки при сжатии от накипи / Сол Мурхаус, Ян Р. Коллинз, Джонатан Крауч. Заяв. 12.12.2019, опубл. 18.06.2020.

5. Заявка WO 2021174096 A1. МПК C09K 8/528. Ингибитор сульфида железа, подходящий для применения под давлением / Лена Петроцциелло, Кристоф Вольфганг Кайзер, Кирилл Окоча, Тао Чен, Цивэй Ван, Нора Алджеабан. Заяв. 26.02.2021, опубл. 02.09.2021.

Изобретение относится к способу ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, характеризующемуся тем, что в призабойную зону пласта вводят композицию на основе воды, которая включает 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) в количестве от 1 до 20 мас.% композиции и нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве от 0,1 до 3 мас.% композиции. Также изобретение относится к композиции. Технический результат - повышение эффективности ингибирования солеотложения за счет пролонгированного высвобождения ингибитора. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 13 пр.

1. Способ ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, характеризующийся тем, что в призабойную зону пласта вводят композицию на основе воды, которая включает 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) в количестве от 1 до 20 мас.% композиции и нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве от 0,1 до 3 мас.% композиции.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят кислоты или щелочи для обеспечения уровня pH от 5 до 12.

3. Способ по любому из пп.1, 2, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве до 3,0 мас.% композиции.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят взаимные растворители до 20,0 мас.% композиции.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят ингибитор коррозии до 5,0 мас.% композиции.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водными растворами кислот и щелочей.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором взаимного растворителя.

8. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором катионоактивного поверхностного-активного вещества.

9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что введение композиции в призабойную зону пласта осуществляется через кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.

10. Композиция для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, содержащая воду, 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) и нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-20 Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-3 Вода До 98,9

11. Композиция по п.10, отличающаяся тем, что pH композиции составляет от 5 до 12.

12. Композиция по любому из пп.10, 11, отличающаяся тем, что дополнительно включает катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве до 3,0 мас.%.

13. Композиция по любому из пп.10-12, отличающаяся тем, что дополнительно включает взаимные растворители до 20,0 мас.%.

14. Композиция по любому из пп.10-13, отличающаяся тем, что дополнительно включает ингибитор коррозии до 5,0 мас.%.