Способ предотвращения отложений неорганических солей в пласте и нефтепромысловом оборудовании Советский патент 1992 года по МПК C09K3/00 E21B37/06 

17

Ингибитор солеот- ложения0,01-0,3

ВодаОстальное

В табл. 1 представлены результаты исследований эффективности предлагаемого способа по сравнению с известными .

Высокая эффективность предлагаемо- го способа в отличие от известных обусловлена тем, что образующийся в пласте водоизоляционный экран (ВУС) значительно уменьшает объемы попутно- добываемой воды, способствуя уменьше- нию осадкообразования. Ингибитор выносится равномерно в течение длительного периода времени, в начале десор- бируясь с поверхности пород и ВУСа, а затем по мере разрушения экрана со временем вымывается из него, предотвращая длительное время осадкообразования труднорастворимых солей в пласте, скважине и на оборудовании.

Способ предотвращения отложений не органических солей осуществляется следующим образом.

В обрабатываемый пласт вначале закачивают расчетный объем 0, мас.| раствора ингибитора солеотложения на пресной или слабоминерализованнай воде, затем - вязкоупругий состав и воду или органический растворитель для продавки закачанных композиций в глубь пласта. Скважину закрывают на реагирование (образование структури- рованного геле) не менее, чем на 4 часа о

Необходимый объем ингибитора (V) для закачки в ПЗП определяют по фор

муле

G,, Ю. a-ray Г )

де G.. - расчетное количество инги- 45 битора,кг;

а, 1-1,3 коэффициент, учитывающий неравномерность выноса ингибитора в процессе эксплуатации скважины;

Q- - дебит скважины по воде,

™ ЗУ

f м 7сут;

- проектируемое время предохранения скважины, оборудования и труб от отложений 5 солей, сут;

т - рекомендуемый удельный расход ингибитора на 1 м попутно-добываемой воды, си - рекомендуемое содержание

ингибитора в рабочем раст- воре, %; РР- плотность раствора ингибиI Га

тора, кг/м э„

Необходимый объем вязкоупругого остава (V):

v, 3,14- mn0f.h,- R op- -

„ г

(2)

где mn - средний коэффициент пористости в ПЗП, доли единиц; h1 - эффективная (работающая)

толща пласта, м;«.; R - предполагаемый радиус проникновения ВУСа в пласт. Необходимый объем продавочной жидкости (VЈ)

7R - Ь2 + V,,

(3)

где R - радиус затрубного пространства или НКТ;

h - глубина подвески НКТ, м„ Для создания водонепроницаемого экрана используются вязкоупругие составы при следующем соотношении компонентов, масД: состав 1 - ПАА 0,5-1,5; формалин 0,3-1,2; ингибитор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное, состав 2 - ПАА 0,5-1,5; уротропин 0,2- 0,; соляная кислота 0,1-0,3; ингиби- , тор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное

I

В табл. 2 представлено обоснование граничных интервалов концентраций каждого компонента для обоих составов, Оптимальным является вязкоупругий состав, образующий прочную структуру и имеющий достаточный индукционный период гелеобразования, чтобы задави ь его в пласт.

Пример. Скважинаимеет следующие характеристики:

Глубина скважины, м 2000 Вскрытая мощность пласта, м1Q

Пористость0,2

Глубина подвески НКТ,м 1980 Диаметр НКТ, м0,Об

Дебит скважины по

воде, м /сут

30

На скважину доставляется 1,0 м3 2%-ного раствора ингибитора, что позволит охватить обработкой пласт в радиусе R 0,4 м.

Раствор ингибитора проталкивается пласт вязкоупругим раствором в объе- 5 ме 5 м5, содержащим следующие ингради- еиты, масД: ПАА 0,8 (40 кг по сухому веществу); формалин 0,4 (54 л 37%-но- го раствора); ингибитор солеотложения

ность разрушения ВУСа (в 200 мл воды при перемешивании мехмешалкой при 300 об/мин) 5 ч; солеингибирующая способность (через 8 нед) - осадков нет (CaSO, BaSQ,j); ингибирующая активность - близка к 100%-ной (тен равномерно покрыт-полимерной пленкой). Вязкоупругий состав (5 м3) позволя(СНПХ-5301) 0,3 (15 кг по сухому); во- 0 ет создать изолирующий экран толщиной

h 0,9 м, Продавочной жидкости необходимо Vnp 5,6 м3.

Предлагаемая обработка пласта позволит в течение 6 мес обеспечить рав15 номерный вынос ингибитора солеотложения не менее 5 г на 1 м попутно-до- бываемой из скважины воды и предохранить пласт, скважину, оборудование от отложения минеральных солей. При та20 ком способе введения ингибитора коэффициент неравномерности выноса ингибитора, тОе непроизводительный его расход в процессе эксплуатации умень- |иится в 1, раза и увеличится в

раза период между обработками.

3 6

10

да остальное до 100, который имеет следующие свойства при 90°С:

Начало гелеобразования, ч

Конец гелеобразования, ч

Прочность ВУСа через

6 ч, мПа/с

Продолжительность разрушения механическим способом (мешалкой при 300 об/мин в 200 мм воды 25 мл ВУСа) 3 ч, тогда как известный состав (1) перемешивается с водой при этих условиях за 10 мин0 Ингибирующая активность близка к 100%-ной (тен равномер- 25 1, но покрывается полимерной пленкой). Изолирующая способность близка 100%-ной.

В качестве водойзолирующего экрана используется 5 м5 состава, содержащего следующие ингредиенты, мас,%: ПАА 0,8 (40 кг по сухому веществу); уротропин 0,2 (10 кг по сухому веществу); ингибитор солеотложения (ДПФ-1) 0,04 (2 кг по сухому или 10 л 20%-ного раствора); соляная кислота 0,15 (8л 37 %-ной НС1); вода до 100%. Этот состав имеет при 90°С следующие свойства:

формула изобретения

Способ предотвращения отложений неорганических солей в пласте и нефте30 промысловом оборудовании, включающий периодическую закачку р аствора ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта и продавку его в пласт, о т- личающийся тем, что, с целью увеличения производительности действия и равномерности выноса ингибитора, продавку его в пласт осуществляют вязкоупругим составом на основе полиакриламида, формалина или уротро

35

Начало гелеобразования, ч

Конец гелеобразования, ч

Прочность ВУСа через 5 ч, мПа/с

Кроме того, водоизолирующая способность (поровый объем) состава -нулевая проницаемость керна; продолжитель3

4 31,4

ность разрушения ВУСа (в 200 мл воды при перемешивании мехмешалкой при 300 об/мин) 5 ч; солеингибирующая способность (через 8 нед) - осадков нет (CaSO, BaSQ,j); ингибирующая активность - близка к 100%-ной (тен равномерно покрыт-полимерной пленкой). Вязкоупругий состав (5 м3) позволя5 1,

формула изобретения

Способ предотвращения отложений неорганических солей в пласте и нефте0 промысловом оборудовании, включающий периодическую закачку р аствора ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта и продавку его в пласт, о т- личающийся тем, что, с целью увеличения производительности действия и равномерности выноса ингибитора, продавку его в пласт осуществляют вязкоупругим составом на основе полиакриламида, формалина или уротро

Q пина с соляной кислотой, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

5

5

Полиакриламид Формалин или уротропин

Соляная кислота Ингибитор солеотложенияВода

0,5-1,5

0,2-1,2 0,1-0,3

0,01-0,3 Остальное

Таблица l

Периодически закачивают раствор ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и осуществляют продав- ку его в пласт вязкоупругим составом, содержащим, мас.%: полнакриламид 0,5-1,5; формалин или уротропин 0,2- 1,2; соляную кислоту 0,01-0,31 ингибитор солеотложения 0,01-0,3; вода остальное. Использование Данного способа увеличивает продолжительность действия ингибитора и достигается равномерность его выноса. 2 табл. ции на поверхности пород и оборудования, режимных колебаний в скважине, приводящих к выносу его наружу в короткий срок времени, а также непроизводительность эффекта ингибирования. Цель изобретения - увеличение продолжительности действия и равномерности выноса ингибитора. Поставленная цель достигается путем периодической закачки раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта и продавку его в пласт вязко- упругим составом на основе ПАА, формалина или уротропина с соляной кислотой, ингибитора солеотложения и воды при следующем соотношении компонентов, масД: ПАА , 0,5-1,5 , Формалин0, Уротропин0,2-0,4 Соляная кислота 0,1-0,3 § (Л с | со оо оо сп

Введения ингибитора в водном растворе ПАА полиакриламида Периодическая закачка-водного раствора ингибитораПериодическая закачка водного раствора ингибитора и продав- ка его ВУСом

Известный

13-1,7

95

2-Ь

1,5-2

80

Нет

1-1,3 До 100 20-50

Таблица 2