способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании

Формула изобретения

Способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, включающий последовательную закачку в призабойную зону скважины ингибитора солеотложения, содержащего, мас. нитрилотриметилфосфоновую кислоту 4,97 - 13,57, соляную кислоту 11,24 23,74 и воду остальное, и гидрофильной продавочной жидкости, отличающийся тем, что перед гидрофильной продавочной жидкостью в призабойную зону скважины дополнительно закачивают щелочь.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам предотвращения отложения неорганических солей, и может быть использовано для предотвращения солеотложения в призабойной зоне пласта, в скважинном и нефтепромысловом оборудовании.

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании путем ввода в призабойную зону скважины следующего состава, мас.

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,97-13,57

Соляная кислота 11,24-23,74

Вода остальное,

и продавки его в пласт продавочной жидкостью попутно добываемой водой (а.с. СССР N 996721, кл. E 21 B 43/12, 1980).

Однако указанный способ не обеспечивает осаждение всего закачанного ингибитора на породе пласта. Фактически получается так, что только часть ингибитора (10-15% ) закрепляется на поверхности коллектора, а большая часть выносится во время первых двух суток эксплуатации скважины. Поэтому указанный способ является малоэффективным.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности является способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании (а. с. СССР N 1268715, кл. E 21 B 37/06, 1983), который осуществляют следующим образом. В обрабатываемый пласт закачивают 0,5-5,0 мас. предварительно подготовленного раствора ингибитора на пластовой воде, подкисленной до pH менее 2,0 соляной кислотой и содержащей не менее 2,0 г/л ионов кальция.

До или после закачки раствора ингибитора в пласт закачивают 0,5-2,0 мас. раствора соды или щелочи. В качестве буферной прослойки во избежание преждевременного реагирования между раствором соды или щелочи закачивается инертная (гидрофобная) жидкость. Затем закачивается гидрофобная продавочная жидкость газовый конденсат для продавки смеси вглубь пласта. Применение гидрофобной продавочной жидкости придает известному способу бифункциональный характер, направленный одновременно на обработку нефтенасыщенных коллекторов от асфальтосмолопарафиновых отложений.

Однако при всех достоинствах данного известного способа он имеет существенный недостаток, обусловленный тем, что в качестве продавочной жидкости применяется жидкость гидрофобного типа. При осуществлении известного способа кислотный раствор ингибитора и щелочной раствор попадают в промытый гидрофильный пропласток. Газовый же конденсат, используемый в известном способе в качестве продавочной жидкости, в силу своей гидрофобности не может попасть в гидрофильный пропласток и, следовательно, не может отодвинуть фронт щелочи в пласт и увеличить смешивание кислотного раствора ингибитора и щелочи, что в конечном итоге не приводит к нейтрализации кислоты, а значит, и к улучшению осаждения ингибитора в пласте. А это, в свою очередь, приводит к неравномерности выноса ингибитора в ствол скважины и к сокращению времени его действия.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу обеспечения равномерности выноса ингибитора солеотложения из пласта в ствол скважины и увеличения времени его действия за счет улучшения осаждения ингибитора в пласте при одновременном сохранении коллекторских свойств нефтенасыщенного пласта.

Поставленная техническая задача решается тем, что в известном способе предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, включающем последовательную закачку в скважину кислотного раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа, раствора щелочи и продавочной жидкости, в качестве кислотного раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа используют состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,97-13,57

Соляная кислота 11,24-23,74

Вода остальное,

а в качестве продавочной жидкости используют жидкость гидрофильного типа.

Предлагаемый способ отличается от известного использованием иного ингибиторного состава и иной продавочной жидкости. Из анализа научно-технической и патентной литературы использование такого состава и такой жидкости для достижения поставленной технической задачи не известно. На основании этого полагаем, что предлагаемое техническое решение соотвествует критерию "изобретательский уровень".

Из уровня техники нам не известен способ предотвращения солеотложений, содержащий совокупность существенных признаков заявляемого способа, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "новизна".

Благодаря тому, что в предлагаемом способе предлагается осуществлять последовательную закачку кислотного раствора ингибитора солеотложения, раствора щелочи и гидрофильной продавочной жидкости, создается возможность равномерного осаждения всего ингибитора на породу пласта на всем пути прохождения закачиваемых растворов, а значит, и обеспечивается повышенная адсорбционная способность практически всего ингибитора (адсорбционная способность будет тем выше, чем тоньше осаждаемый слой). После такой обработки пласта при движении пластового флюида к стволу скважины происходит его равномерное обогащение ингибитором в течение длительного времени.

Предлагаемый способ был испытан в промысловых условиях на 5 скважинах.

Для его осуществления были использованы следующие вещества и оборудование:

нитрилотриметилфосфоновая кислота по ТУ 6-09-20-1-74;

соляная кислота по ТУ 6-01-714- 87;

щелочь (NaOH);

пресная вода для приготовления щелочного раствора и в качестве продавочной жидкости;

Из оборудования:

1-ЦА-320 цементированный агрегат;

кислотник АЗ-30 2 шт.

автоцистерна АЦН 1 шт.

Пример осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях.

Способ был испытан на скважине N 1043 Шагиро-Гожанского месторождения. Характеристики этой скважины следующие:

пробуренный забой 1360 м;

интервалы перфорации 1294,3-1286,5 м; 1302-1308,9 м;

залежь нижний карбон Яснополянского надгоризонта;

терригенный коллектор, песчаник тонкозернистый.

Обработка пласта осуществлялась следующим образом. Предварительно подготовленный 10%-ный раствор НТФ в соляной кислоте 22%-ной концентрации продавливали в пласт, далее закачивали буфер пресной воды в объеме 1,5-2 м³. Затем в скважину закачивали раствор щелочи 10%-ный объемом 8 м³, и все это продавливали в пласт гидрофильной средой -пресной водой объемом 16 м³.

Последующие исследования указанной скважины показали, что вынос ингибитора из этой скважины продолжался через 12, 157, 263 и даже через 378 суток без уменьшения дебита скважины. Таким образом, в результате всего одной обработки указанной скважины предлагаемым способом межремонтный период работы скважины увеличился в 1,6 раза.

Такие же результаты были получены при обработке предлагаемым способом остальных четырех скважин: межремонтный период их работы увеличился в 1,5-2 раза без уменьшения дебита скважин.