Способ предотвращения отложений солей в скважине Советский патент 1980 года по МПК E21B43/00 

(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРА-ДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В СКВАйСИНЕ

Изобретение относится к области добычи нефти и мохсет быть использовано для предотвращения отложений солей в скваисине и скважинном оборудовании .

Известен способ предотвращения отложений солей в скважине и скважинном оборудовании путем обработки обводнениоП иеЛти в призабойной зоне сквахсины ингибитором солеотло7(ений

1 .

Однако при значительном содерхсаиии в минерализованных пластовых вода;: ионов гсальция от 3000 мг/л и более возникают трудности при закачке ингибитора солеотло;хе 5ий в призабойную зону скважины, так как происходит образование нерасворимой кальциевой соли ингибитора. Это приводит к неэффективности реагентной обработки призабойной зоны скважины. Устранение данного нежелательного явления возможно нагнетанием в свиту пластов водного раствора ингибитора солеотлол ений в такой концентрации, чтобы совместимость систег/ы: водный раствор ингибитора - минерализован- ные пластовые воды была полной, т.е. необходимо производить закачку ингибитора с более низкой концентрацией.

2

Известен способ предотвращения солеотлсжений в скважине путем обработк обводненной нефти в призабойной зоне скважины водным раствором

S ингибитора солеотлохсений 12. Количество ингибитора солеотложений BLJбирается таким, чтобы вводимый в . свиту пластов ингибитор был полностью совместим с минерализов aHtiUMi

О пластовыми водами.

Там,где совместимость раствора представляет проблему, используют следующий подход: производят закачку с более низкой концентрацией реагента, вплоть до 1 и 2%; разбавляют пластовый раствор растворами с низким содержанием ионов кальция, если имеется такой в наличии.

Совместимость быть полной,

20 иначе сз.т11,ествует опа :;ность оса)кден15я peajeHTa в С1 стеме труб (оборудовании) или в свите пластов.

Таким образом, в качестве прототипа выбран способ предотвращения от25 ложения солей в скважине при добыче, сборе и транспорте обводненной нефти путем обработки призабойной зоны скважины ингибитором солеотложений Корексит-7647, отличающий30 ся тем, что, с целью устран

кия явления несовместимости минерализованной пластовой воды, содержащей ионы кашьция с ингибитором солеотложений, обработку проводят водным раствором ингибитора при концентрации, ко1да совместимость раствора ингибитора и пластовой в5ды полная.

Известный способ обладает рядом иедостатков. Обработка обводненной нефти в призабойной зоне скважины ингибитором при концентрации активного вещества 1-2% соПровохсцается резким увеличением объемов залавливаемой жидкости, что неизбежно приводит к снижению фазовой проницаемости продуктивного пласта для нефти и увеличению для воды (нежелательное явление с позиции физики пласта). Известное техническое решение неизбежно приводит к трудностям при освоении после обработки призабойной зоны скважин водным раствором ингибитора солеотлохсений. И последняя трудность в широком использовани данного технического решения заключается в том, что в районах с дефицитом пресных вод (к которым относится и Оренбургская область) экономически нецелесообразно проводить обработки скважин по способу - прототипу. Например, в ПГДУ Бугурусланнефть ряд скважин были обработаны по известному способу. Обработки проводились по методике, предлженной фирмой ESSO Chemicals , для чего в призабойную зону скважины задавливался 10%-ный водный раствог) и(- гибитора объемом 2,5 м с последующей продавкой пресной водой объемом 15 м . В ряде случаев, когда концентрация ионов кальция в пластовой воде превыи ала 5000 мг/л, были получены отрицательные результаты.

Обработка сквакины t 206 Султангуловско-Заглядининского месторождения не была завершена по указанной выше методике в виду того, что призабойная зона скважины была забита гелеобразным ocaдкo l - кальциевой солью ингибитора. Л скважины № 214 и N 217 были обработаны ингибитором Корексит-7647,но это повлекло за собой резкое снижение продуктивности скважин (произошла частичная изоляция призабойной зоны скважины продуктом взаимодействия ингибитора и ионо кальция) .

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем устранения явления несовместимости ингибитора солеотложений с минерализованными пластовыми водами, содержащими ионы кальция.

Поставленная цель достигается тем что в призабойную зону скважины задавливается хелатообразующий агент, а затем раствор ингибитора солеотложений или хелатообразующий агент и

ингибитор подаются одновременно. Концентрация ингибитора солеотложений находится в пределах 10-20 вес.%. в качестве хелатообразующего агента используют органический азотсодержаиий комплексон, способный образовывать растворимые комплексы с ионамикальция (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусная кислота -трилон-в)

NaQoc-CH

CK -coowa

1

,N-CK,

иоос - сн.

,j-COOH

Возникновение положительного эффекта, наблюдаемого при использоваНИИ предполагаемого изобретения, может быть объяснено следующим образом. Закачка в призабойную зону скважины ингибитора при концентрации 10 20вес.% активного вещества практически невозможна при концентрации ИОНОВ кальция от 3000 мг/л и более. Введение в свиту плас-f тов хелатообразующего агента как до подачи ингибитора солеотложений, так и совместно устраняет недостатки способа-прототипа. Хелатообразующий агент, вводится в таком количестве, чтобы ионы кальция связывались комплексоном, а вводимый ингибитор при заданной концентрации был бы совместим с пластовыми водами. Соотношение ингибитор солеотложений - хелатообразующий агент определяется экспериментально для аждой скважины с учетом экономической целесообразности регулирования объемов закачиваемой в пласт воды, количеством вводимого хелатообразующего агента или того и другого одновременно. Важно, чтобы система водный

раствор ингибитора солеотложенййпластовые воды были совместимы полностью.

в табл.1 приведены данные лабораторных работ по оценке совместимости модельных пластовых вод с: раствором ингибитора солеотложений Корексит-7647, концентрация которого - 10% активного вещества:

V модельной пластовой воды : V ингибитора солеотЛожений 1:1.

Совместимыми растворы считаются в том случае, когда после сливания обоих растворов полученный раствор не- имеет осадка и мути. Оценка совместимости производится визуально.

Из данных, приведенных в табл.1, следует, что модельные пластовые воды, содерх ащие ионы кальция от

5000 мг/л. и выше, не -совместимы с И{)гибитором солеотложений при концентрации 10 вес, %. Ионы натрия и магния не оказывают влияния на совместимость ингибитора солеотложений

мрдельнымл пластовыми водами. В табл.2 приведены данные по оценке совместимости модельной пластовой воды (концентрация ионов кальция от 5000-30000 мг/л) с вводимым ингибитором солеотложений. Регулирование совместимости осуществляется путем подачи в систему хелатообразую щего агента до введения ингибитора солеотложений, совместно с ингибито ром солеотложений. Из данных, приведенных в табл.1, следует, что в качестве хелатообразующето агента целесообразно исполь эовать динатриевую соль этилендиами тетрауксусной кислоты. Совместимость полная при подаче хелатообразующего агента до ингибитора солеотложений или совместно с ним. Достигается полная совместимост при концентрациях ионов кальция в пластовой воде от ЬООО-30000 мг/л. Концентрация трилона-Б, необходимого для полного совмещения модельной пластовой воды и ингибитора солеотложений во всем интервале конце траций ионов кальция, находится в пределах 0,3-10,0 вес.%. Представленные данные не могут быть рассмотрены как состав, так ка интервал концентраций трилона-Б 0,3 10,0 вес.% справедлив не для всего диапазона концентраций ионов кальци (5000-30000 мг/л). Данные табл. есть конкретные случаи в выборе концентраций хелатообразующего агента в зависимости от концентрации ионов кальция (содержание воды - до 100 вес . %). Например: концентрация трилона-Б равная 9,3 вес. %, справедлива для всего интервала концентраций ионов кальция, а 0,3 вес. % - только для одного значения, равного 500 мг/л. Пример. В 50 см минерали зованной воды (пластовой) скважины 113 Красноярского месторождения ПГД Бугурусланнефть при концентраци ионов кальция 100036 мг/л введено 50 см 10%-ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647 и 1,8 вес. % трилона-Б. П р и м е р 2. В 50 см минерали зованной пластовой воды скважины И Красноярского месторождения ПГДУ Бугурусланнефть при концентраци ионов кальция 10036 мг/л введено сн чала 1,8 вес. % трилона-Б, а затем 50 см 10%-ного pacTBQpa ингибитора солеотлох ений Корексит-7647 . Пример 3. В 50 см минерали зованной пластовой воды скважины 11 Красноярского месторождения НГДУ Бугурусланнефть при концентраци ионов кальция 10036 мг/л введено 50 CNt 15%-ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647 и 2,0 вес. % трилона-Б. Пример4. В 50 см минерализованной пластовой воды :кважины 113 Красноярского месторождения ;ГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено 2.0вес. % трилона-и, а затем 50 см 15%-ного раствора ингибитора солеотложениЯ Корексит-7647. Пример5. В 50 см минерализованной пластовой воды скважины 113 Красноярского месторождения НГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено 50 см ингибитора солеотложений Ко рексит-7647 с концентрацией 20% и 2.1вес. % трилона-Б, Примерб. В50 см минерализованной пластовой воды скважины 1.13 Красноярского месторождения ИГДУ Бугуруслан;ефть при концентрации ионов кальция 10036 мг/л введено 2,1 вес. % трилона-Б, а затем 50 см 20 -ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647. Во всех случаях совместимость минерализованной пластовой воды и ингибитора солеотложений с добавлением хелатообразующего агента - полная. Для сравнения аналогичная работа проведена по способу-прототипу. При введении в минерализованную пластовую воду ингибитора солеотложений Корексит-7647 даже при концентрациях 1-2% происходит поттнение раствора, что говорит о несовместимости данных растворов. 7аким образом, предлагаемый способ полностью реализует цель изобретения, а именно: достигается полная совместимость минерализованных пластовых вод с вводимыми в свиту пластов ингибитора солеотложений; способ позволяет производить закачку ингибргтора с более высокой концентрацией; сокращаются объемы закачиваемой в пласт воды; сокращается расход пресной воды. Ингибитор солеотложений Корексит-7647 имеется в значительных количествах на предприятиях объединения Оренбургнефть, а трилон-Б является недефицитным продуктом, производящимся отечественной промышленностью в значительных количествах для умягчения зоцы. Ожидаемый т одовой экономический эффект от использования предлагаемого способа только в системе Оренбургнефть составляет 130000 руб в год.

.Таблица 1

Продолжение табл. 2

Формула изобретения

Способ предотвращения отложения солей в скважине и скзажинном оборудовании путем закачки в призабойную зону скважины ингибитора солеотложе кий, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью повыиения эффект/ вности способа путем устранения явления несовместимости ингибитора солеотложений с минерализованными пластовыми водами, содержащими ионы кальция, в пласт подается хелатообразующий агент,

Источники информации,

принятые во внимание при экспертизе

2, Использование Корексита 7647 в СССР. Проспект фирмы Esso Chemicals, с.5.