Состав для предотвращения выпадения неорганических солей в призабойной зоне пласта при добыче нефти Советский патент 1986 года по МПК C02F5/00 C02F103/34 

Изобрете1ше относится к нефтедобыче, в частности к составам для пре дотвращения отложений неорганических солей в призабойной зоне нефтяных скважин.

Цель изобретения - увеличение времени ингибирования состава в условиях терригенных и терригенно-карбо- натных пород при одновременном сохранении свойства полного предотвраще НИН солеотложений.

Для получения состава используют следующие вещества: ингибитор гипсо- отложений - нитрилотриметилфосфоно- вая кислота (НТФ), белое кристаллическое вещество, ТУ 6-09-20-1-74; соляную кислоту, техническая Г} сорт плотностью 1,14 г/см ; бифторид аммония, светлое порошкообразное вещество, ТУ 6-08-283-74; пресную воду жесткостью 5 мг-экв/л.

Берут расчетное количество 0,06- 0,50 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты и растворяют его в минимальном количестве соляной кислоты (части от ее общего количества). Получа- ioT первый раствор. В другой емкости в оставшейся части соляной кислоты .растворяют 0,03-13,0 г бифторида аммония. Получают второй раствор. Оба раствора смешивают и доводят до объема 100 мл пресной водой.

При содержании НТФ меньше 0,06% снижаются ингибирующие свойства состава, а содержание НТФ в составе болше 0,5% экономически нецелесообразно, так как избыток реагента не может адсорбироваться на породе и выносится из скважины с первыми же пор

циями пластовой жидкости. При содержании же соляной кислоты меньше 1,05%, а бифторида аммония меньше 0,03% уменьшается растворение терригенных пород и в связи с этим адсорбционные свойства состава становятся низкими, а содержание соляной кислоты в составе более 7,65% и бифторида аммония более 13% экономически нецелесообразно.

В ходе лабораторных испытаний определяют ингибирующие свойства предлагаемого состава по эффективности предотвращения гипсоотложения.

Испытания проводят следуюшим образом. Сначала готовят два раствора. Один из них представляет собой раствор (раствор 1), содержащий в 1 литре 20 г сульфата натрия, 125 г хлорида натрия и 11 г хлорида магния, а другой (раствор П), содержащий в 1 литре 20 г хлорида кальция. Затем расчетное количество предлагаемого состава приливают к 50 мл раствора 1 и к этой смеси добавляют 50 мл раствора 11, Таким образом получают инги- бированный перенасыщенный раствор сульфата кальция. В полученных растворах определяют содержание кальция трилонометрическим методом. Далее эти растворы выдерживают на водяной бане при + 80°С 6 ч, а затем в них вторично определяют содержание кальция. Потом также определяют в растворах количество выпавшего осадка гравиметрическим методом.

Результаты испытания -приведены в таблице.

.

37,99 43,48 37,25 47,17 57,14

Примем ание. Содержание воды для всех

составов - остальное.

Предлагаемый состав позволяет полностью на 100% предотвратить гипсо- отложение при малых значениях концентрации ингибитора НТО в составе.

Адсорбционные свойства предлагаемого состава в условиях тёрригенных коллекторов в 2 раза больше по сравнению с известным,так как бифторид аммония в предлагаемом составе в совокупности с соляной кислотой быстро растворяет терригенные породы и увеличивает тем самым поверхность адсорбции дпя ингибитора.

Редактор Л.Авраменко

Составитель Ю.Федькушов

Техред В.КадарКорректор Е.Сирохман

Заказ 1886/22

Тираж 864Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Производс пенно-полиграфическое предприятие, г.Ужгород, ул.Проектная, 4

Время ингибирования предлагаемого состава в условиях тёрригенных и терригенно-карбонатных коллекторов в 2 раза выше, чем у известного в этих условиях.

Указанные преимущества позволяют в промысловых условиях не менее, чем в 3 раза увеличить межремонтный период работы скважины без снижения нефтедобычи, благодаря чему увеличивается текущая нефтедобыча и снижается себестоимость добычи нефти.