Способ борьбы с отложениями неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтяной скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

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,

продавху 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 пласт продавочной жидкостью. В качестве буферной жидкости необходимо использовать реагенты, которые не взаимодействуют с используемыми ингибитором солеотложе- ния и водоизолирующим реагентом, в частности безводные органические растворители или нефтепродукты, например низшие алифатические спирты, кото- ныГжирные спирты или их смеси, отдельные фракции углеводородов, безводная нефть.

О 41

VI

Ю VI О

В качестве продавочной жидкости может использоваться вода, водные растворы солей, 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 солеотложения и водоизолирующим реагентом, для предотвращения их смешивания.

В данном способе водоизолирующий реагент, закачанный после раствора ингибитора и буферной х идкости, применяется для того, чтобы создать эффективный изолирующий экран по отношению к десорбцион- ному выносу ингибитора за счет частичного снижения проницаемости водоносного про- пластка. Создание такого изолирующего экрана способствует временной задержке ингибитора в пласте, что увеличивает его время выноса за счет равномерного выноса реагента и сокращения потерь в 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 без 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 закачивают 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 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта, вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, затем закачивают жидкость для про- давки реагентов вглубь пласта. После за давки 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 БВв (песчаник) фракции от 0,1 до 1,00 мм, массой около 200 г. Керн обжимали резиновым кожухом с помощью пресса, по0 средством которого обеспечивается имитация горного давления и достигается проницаемость его, близкая к проницаемости песчаника в пластовых условиях. В качестве ингибитора использовали раствор

5 ингибитора отложения солей ПАФ-13А в концентрациях 3 и 6%. Первоначально керн насыщали дистиллированной водой для определения объема порового пространства. Отсюда определяли общий необходимый

0 объем закачанной жидкости с таким расчетом, чтобы он обеспечивал закачку раствора ингибитора, буферной жидкости и водоизолирующего реагента в керн.В качестве водоизолирующего реагента применяли ре5 агент на основе олигоорганоэтоксихлорси- локсанов - товарное наименование продукта 119-204. Продукт 119-204 разбавляли ацетоном в соотношении 1:1. Проведены предварительные исследования для определения

0 оптимального разбавления продукта 119- 204 в ацетоне. Как показали опыты, такое соотношение составляет 1:1. В качестве буферной и продавочной жидкостей использовали безводную нефть.

5 Раствор ингибитора ПАФ-13А, буферную жидкость, водоизолирующий реагент, буферную жидкость, продавочную жидкость задавливали последовательно с помощью пресса в камеру повышенным давлением,

0 противотоком движения фильтрующейся жидкости. После задавки растворов установку останавливали и оставляли под давлением на 12ч. Этого времени достаточно для адсорбции ингибитора и полимеризации

5 продукта.

После выдержки проводили десорбцию ингибитора дистиллированной водой. Расход и скорость движения воды регулировали переменным гидравлическим сопротивле0 нием. В отобранных пробах определяли ингибитор фотоколориметрическим способом. Для сравнения проведены аналогичные исследования десорбции ингибитора без применения водоизолирующего реагента

5 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 ингибитоpa в жидкости, необходимой для эффективного предотвращения солеотложения.

Результаты испытаний и расчетные значения оптимальных объе.мов закачки водо- изолирующего 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 по сравнению с известными равномерный расход ингибитора во времени; увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеотложения. Среднее врем защиты скважин 175 сут.

Формула изобретения Способ борьбы с отложениями неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтяной скважины, включающий закачку раствора ингибитора в скважину, продавку в пласт продавочной жидкостью, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет равномерного поступления ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора, перед про давкой в пласт в скважину дополнительно последовательно закачивают безводную буферную жидкость, водоизо- лирующий реагент и безводную буферную жидкость, причем водоизолирующий реагент закачивают в объеме 0,05-0.10 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта, а безводную буферную жидкость - в объеме не менее 0.5 от объема водоизолирующего агента.

Высокое содержание в пробах ингибитора Оптимальное содержание и равномерный вынос ингибитораТо же

Низкое содержание То же

Высокое содержание ингибитора в пробах

Высокое содержание ингибитора в пробах

Близкое к оптимальному содержанию ингибитора То же

Неравномерный вынос ингибитораТо же

Высокое содержание ингибиторов в пробах

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; водоизолирую- щий 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.