Способ ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта и композиция для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 C09K8/52 C09K8/54 

Область техники

Изобретение относится к области органической химии, а именно к 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], дата публикации 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 2230766 C1 [2], дата публикации 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], дата публикации 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 слоистые 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 2020120976 A1 [4], дата публикации 18.06.2020).

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

Известен ингибитор образования сульфида железа, подходящий для применения в сквиз-технологии (WO 2021174096 A1 [5], дата публикации 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.

Из уровня техники известен способ и композиция для удаления неорганических отложений по международной заявке WO 2014004697 A2 [6], (дата публикации 03.01.2014) «Метод удаления неорганических отложений», данная композиция может включать 3-аминопропилтриэтоксисилан и ингибитор солеобразования. Недостатком данной композиции является её невысокая адгезивная способность по отношению к породам.

Способ и композиция по заявке WO 2014004697 A2 [6] являются наиболее близкими аналогами заявляемого технического решения.

Сущность изобретения

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание новых 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 солеотложений с поверхности породы пласта/проппанта. В качестве активного вещества для ингибирования солеотложения используется оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), тетранатриевая соль ОЭДФК или цинковый комплекс динатриевой соли ОЭДФ (ОЭДФК-Zn).

Заявляемый технический результат достигается за счет того, что осуществляют ввод в призабойную зону пласта композиции для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта на основе воды, включающей 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) и ингибитор солеобразования, при этом указанная композиция дополнительно содержит лигносульфонат натрия (ЛС), а в качестве ингибитора солеобразования используют по крайней мере одно вещество, выбранное из группы: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), тетранатриевая соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты, цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn) при следующих значениях содержания компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-10 лигносульфонат натрия 0,1-5 указанный ингибитор солеобразования 0,1-5 вода до 98,8

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 поверхностно-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 содержит воду, 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС), лигносульфонат натрия (ЛС) и ингибитор солеобразования, при этом в качестве ингибитора солеобразования выступает хотя бы одно из веществ: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), тетранатриевая соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты или цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-10 лигносульфонат натрия 0,1-5 ингибитор солеобразования 0,1-5 вода до 98,9

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 оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) за счёт разрушения квазистабильных 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 большой вязкости. В виду наличия большого числа положительно-заряженных аминогрупп в составе геля происходит сорбция отрицательно заряженных групп ингибитора солеобразования - оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК), 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 ионное 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.

Лигносульфонат натрия (ЛС) образует растворимые соли с ионами кальция, при этом полиэлектролитные комплексы АПТЭС - ЛС образуют устойчивые гели в рассолах с высокими концентрациями кальция (80 г/л NaCl и 200 г/л CaCl₂). Скорость образования гелей АПТЭС - ЛС зависит от рН среды и соотношения компонентов, что обеспечивает возможность ее тонкой регулировки. Комплексы АПТЭС - лигносульфонат демонстрируют высокую адгезивную способность по отношению к породам.

Совместное применение 3-аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) и лингосульфоната натрия (ЛС) обеспечивает синергетический эффект в виде пролонгированного высвобождения ингибитора солеотложения при контролируемой скорости гелеобразования и высокой адгезивной способности по отношению к поверхности породы пласта/проппанта.

Применение тетранатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты или цинкового комплекса динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn) в качестве альтернативы оксиэтилидендифосфоновой кислоте (ОЭДФК) также обеспечивает ингибирование коррозионных процессов и солеотложений.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - Зависимость концентрации ингибитора на выходе из колонки от пропущенных объёмов рассола для композиции по Примеру 2.

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

Пример №1

Композицию получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) и лигносульфоната натрия (ЛС) в следующем соотношении, мас. %:

аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 10 оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) 5 лигносульфонат натрия (ЛС) 5 вода 80

Проводили проверку закрепления композиции на модельном субстрате (кварцевом песке). Для данного эксперимента подготовлена колонка общим объёмом 100 мл (поровый объём составил 43 мл), в качестве породы использовали натуральный кварцевый песок фракцией 0,4-1 мм. Колонку наполняли рассолом и затем вносили песок.

После отстаивания и оседания песка колонку промывали 100 мл рассола для удаления взвешенных коллоидных частиц.

Полученную композицию вносили в колонку со скоростью 10 мл/мин в объёме 20 мл. После полного вхождения раствора комплексов в колонку вносили 10 мл рассола, чтобы сместить область образования геля в центр колонки, и останавливали поток на 24 часа, давая комплексам возможность загелиться.

Колонку открывали и продолжали пропускать рассол со скоростью 2 мл/мин. На выходе из колонки отбирали фракции по 10 мл, в которых определяли содержание ОЭДФК. На контрольной колонке чистый ОЭДФК вымывается уже при прохождении 1,25 порового объёма колонки (50 мл), практически не задерживаясь: после первых 50 мл ее концентрация падает до нуля. В то же время при внесении ОЭДФК в составе комплексов с АПТС-ЛС происходит увеличение времени удерживания на колонке.

Максимум высвобождения композиции с колонки происходит при достижении 0,5 порового объема. Однако полностью ОЭДФК выходит только при прохождении 2.75 поровых объемов колонки. При этом композиция пролонгированно выделяла ингибитор (ОЭДФК) в количестве 2430-69523 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Полученные результаты говорят о способности комплексов ОЭДФК-ЛС-АПТС пролонгированно высвобождать ОЭДФК.

Пример №2

Композицию получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) и лигносульфоната натрия (ЛС) в следующем соотношении, мас. %

аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 5 оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) 2 лигносульфонат натрия (ЛС) 2 вода 91

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

На Фиг. 1 представлен график высвобождения ОЭДФК из колонки.

Как видно из представленных данных, на контрольной колонке чистый ОЭДФК вымывается уже при прохождении 1,25 порового объёма колонки (50 мл), практически не задерживаясь: после первых 50 мл ее концентрация падает до нуля. В то же время при внесении ОЭДФК в составе комплексов с АПТС-ЛС происходит увеличение времени удерживания на колонке, что видно по более длинному периоду вымывания.

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

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 1030-38900 г/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №3

Композицию получали смешиванием воды, аминопропилтриэтоксисилана (АПТЭС), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) и лигносульфоната натрия (ЛС) в следующем соотношении, мас. %

аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) 1 оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) 0,1 лигносульфонат натрия (ЛС) 0,1 вода 98,8

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

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

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 45-510 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №4

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали тетранатриевую соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты.

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 2256-72852 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №5

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 2 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали тетранатриевую соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты.

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 1120-39631 г/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №6

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 3 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали тетранатриевую соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты.

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 47-488 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №7

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 1 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn).

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 2685-71630 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №8

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 2 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn).

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 1115-38639 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №9

Осуществляли получение композиции аналогично Примеру 3 с тем отличием, что вместо оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК) использовали цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn).

Во время пропускания рассола проводили определение содержания ингибитора солеобразования на выходе из колонки.

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 73-625 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования.

Пример №10

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

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 2967-70265 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Был выявлен пролонгированный вынос ингибитора благодаря наличию катионоактивных ПАВ в составе композиции, обеспечивших улучшенную адгезию композиции.

Пример №11

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

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 3479-73241 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Был выявлен пролонгированный вынос ингибитора благодаря наличию взаимных растворителей в составе композиции, обеспечивших улучшенную адгезию композиции, при этом наличие растворителей может обеспечивать отмыв пленки нефти с поверхности породы.

Пример №12

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

Композиция пролонгированно выделяла ингибитор в количестве 2699-71744 мг/л, что является достаточным для эффективного ингибирования солеобразования. Наличие ингибитора коррозии обеспечивает защиту глубинно-насосного оборудования от коррозионного воздействия кислотных компонентов композиции.

Пример №13

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 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 №15

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 №16

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 №17

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-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 №18

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-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.

Пример №19

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4.

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

Пример №20

Призабойную зону обработали водными растворами соляной кислоты и гидроксида натрия.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4.

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

Пример №21

Призабойную зону обработали водным раствором соляной кислоты.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4.

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

Пример №22

Призабойную зону обработали водным раствором взаимного растворителя.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4.

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

Пример №23

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4.

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

Пример №24

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 4 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.

Пример №25

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7.

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

Пример №26

Призабойную зону обработали водными растворами соляной кислоты и гидроксида натрия.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7.

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

Пример №27

Призабойную зону обработали водным раствором соляной кислоты.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7.

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

Пример №28

Призабойную зону обработали водным раствором взаимного растворителя.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7.

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

Пример №29

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7.

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

Пример №30

Призабойную зону обработали водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества.

Осуществляли введение в призабойную зону пласта композиции, полученной в Примере 7 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 C09K8/528. Жидкость для обработки и методы повышения эффективности операций по вытеснению накипи / Ганс Кристиан Роде, Кари Рамстад, Найл Флеминг. Заявл. 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. Заявл. 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. Заявл. 10.10.2005, опубл. 20.04.2007.

4. Заявка WO 2020120976 A1. МПК C09K8/528. Слоистые материалы двойного гидроксида в качестве добавок для увеличения срока службы химической обработки при сжатии от накипи / Сол Мурхаус, Ян Р. Коллинз, Джонатан Крауч. Заявл. 12.12.2019, опубл. 18.06.2020.

5. Заявка WO 2021174096 A1. МПК C09K8/528. 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.

6. Заявка WO 2014004697 A2. МПК C09K8/528. Метод удаления неорганических отложений / Ци Цюй, Ахмед М. Гомаа. Заявл. 26.06.2012, опубл. 03.01.2014.

Группа изобретений относится к области ингибирования солеотложений в нефтеносном пласте и на промысловом оборудовании. Технический результат - повышение эффективности ингибирования солеотложения за счет пролонгированного высвобождения ингибитора. Композиция для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта на основе воды включает, мас.%: 3-аминопропилтриэтоксисилан 1-10; лигносульфонат натрия 0,1-5; ингибитор солеобразования 0,1-5; воду до 98,8. В качестве ингибитора солеобразования использовано по крайней мере одно вещество, выбранное из группы: оксиэтилидендифосфоновая кислота, тетранатриевая соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты, цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты. Способ ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта включает ввод в призабойную зону пласта указанной выше композиции для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 30 пр.

1. Способ ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта, включающий ввод в призабойную зону пласта композиции для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта на основе воды, включающей 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) и ингибитор солеобразования, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно содержит лигносульфонат натрия (ЛС), при этом в качестве ингибитора солеобразования используют по крайней мере одно вещество, выбранное из группы: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), тетранатриевая соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты, цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn) при следующих значениях содержания компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-10 лигносульфонат натрия 0,1-5 указанный ингибитор солеобразования 0,1-5 вода до 98,8

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

3. Способ по любому из пп.1, 2, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят взаимные растворители до 20,0 мас.% композиции.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в композицию дополнительно вводят ингибитор коррозии до 5,0 мас.% композиции.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водными растворами кислот и щелочей.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором взаимного растворителя.

7. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что перед введением композиции в призабойную зону пласта проводят обработку призабойной зоны пласта водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что введение композиции в призабойную зону пласта осуществляется через кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.

9. Композиция для ингибирования образования солеотложений нефтеносного пласта на основе воды, включающая 3-аминопропилтриэтоксисилан (АПТЭС) и ингибитор солеобразования, отличающаяся тем, что включает в качестве ингибитора солеобразования по крайней мере одно вещество, выбранное из группы: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), тетранатриевая соль оксиэтилидендифосфоновой кислоты, цинковый комплекс динатриевой соли оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФК-Zn), и дополнительно лигносульфонат натрия (ЛС) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

3-аминопропилтриэтоксисилан 1-10 лигносульфонат натрия 0,1-5 указанный ингибитор солеобразования 0,1-5 вода до 98,8

10. Композиция по п.9, отличающаяся тем, что она дополнительно включает катионоактивные поверхностно-активные вещества в количестве до 3,0 мас.%.

11. Композиция по любому из пп.10, 11, отличающаяся тем, что она дополнительно включает взаимные растворители до 20,0 мас.%.

12. Композиция по любому из пп.10-12, отличающаяся тем, что она дополнительно включает ингибитор коррозии до 5,0 мас.%.