способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании

Формула изобретения

Способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, заключающийся в последовательной закачке в призабойную зону ингибирующего состава, содержащего фосфорорганическое соединение, соляную кислоту и воду, раствор щелочи и гидрофильную продавочную жидкость, отличающийся тем, что в качестве щелочи применяют универсальный реагент РДН-У, перед ингибирующим составом осуществляют закачку растворителя, а в ингибирующий состав входит плавиковая кислота при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Фосфорорганическое соединение	1-15
Соляная кислота по HCL	6-23
Плавиковая кислота	0,1-5
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений неорганических соединений при добыче нефти.

Процессы добычи нефти сопровождаются нежелательными образованиями отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на подземном и надземном оборудовании, на стенках скважин, в нефтегазопромысловых коммуникациях системы сбора и подготовки продукции. Для предотвращения отложений широко применяют химическую обработку скважин ингибиторами солеотложений, содержащими фосфорорганические соединения. Способ заключается в периодической закачке оторочек водного раствора ингибитора, состоящего из нитрилотриметилфосфоновой кислоты 4,97÷13,57 мас.%, соляной кислоты 11,24÷23,74 мас.%, его адсорбции, и постепенной десорбции в процессе отбора продукции из скважины (а.с. СССР №996721, кл. Е21В 43/12, 1980). Однако указанный способ не обеспечивает осаждения всего закачиваемого ингибитора на породе пласта и выносится в течение первых суток, поэтому является малоэффективным.

Близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности, взятым за прототип, является способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании (RU 2087677 С1), в котором в призабойную зону последовательно закачивают ингибитор солеотложений, в качестве которого используется композиция, содержащая нитрилотриметилфосфоновую кислоту концентрацией 4,97÷13,57 мас.%, соляную кислоту концентрацией 11,24÷23,74 мас.%, раствор щелочи (NaOH), гидрофильную продавочную жидкость, благодаря чему создается возможность равномерного осаждения ингибитора на породу пласта на всем пути прокачивания растворов. Эффективность этого состава снижается при обработке терригенных коллекторов, представленных песчаниками и глинистыми минералами, так как соляная кислота не реагирует с данной породой и на ее поверхности не создается прочных адсорбционных слоев, что приводит к быстрому выносу ингибитора.

Задачей изобретения является обеспечение равномерности выноса ингибитора из терригенно-карбонатного пласта в скважину, увеличение срока действия за счет улучшения адсорбционных - десорбционных характеристик композиции ингибитора и изменения смачивающей способности породы пласта.

Решение этой технической задачи заключается в том, что способ предотвращения солеотложений включает последовательную закачку оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости, где в качестве растворителя используют: алифатические углеводороды - гексан (ТУ 6-09-3375-78), петролейный эфир (ТУ 6-02-1244-83); - ароматические углеводороды - нефрас А 130/150 (ГОСТ 10214-78), нефрас С4 155/200 (ГОСТ 3134-78); органические растворители - бензольная фракция (ТУ 113-00-12-15-90), толуольная фракция (ТУ 38-05767858-08-95).

Композиция ингибирующего раствора состоит, мас.%:

Фосфорорганические соединения	1÷15
Соляная кислота	6÷23
Плавиковая кислота	0,1÷5
Вода	57÷92,9

В качестве фосфорорганических соединений используются: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), выпускаемая по ТУ 2439-347-05763441-2001 и представляющая собой бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический сыпучий порошок, массовая доля основного вещества не менее 90%; кислота оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), производимая по ТУ 2439-363-05763441-2002 и представляющая собой порошок белого цвета с сероватым или бежевым оттенком, массовая доля основного вещества в продукте не менее 97%; натриевые соли нитрилометиленфосфоновых кислот, выпускаемые по ТУ 2439-369-05763441-2003 и представляющие собой водный раствор с содержанием основного вещества в продукте не менее 25%; полиаминометиленфосфонаты, выпускаемые по ТУ 2439-360-05763441-2001 и представляющие собой водный раствор с содержанием основного вещества в продукте не менее 25%; гексаметафосфат натрия технический, выпускаемый по ГОСТ 20291-80, плав солей, являющихся отходом химического производства и содержащих, мас.%:

фосфаты натрия в пересчете на P 2O5 (пирогексаметофосфат)	50÷53,
окиси натрия Na 2O	40÷45,
железо	0,06,
хлориды	0,9÷1,2,
нерастворимые в воде вещества	0,6÷1.

В качестве щелочи используют реагент для добычи нефти универсальный (РДН-У), изготовленный из отходов производства капролактама, которые представляют собой водный раствор натриевых солей моно- и дикарбованных кислот и спиртовой фракции продуктов окисления циклогексана, изготавливается по ТУ 2458-001-3539748-2004, является щелочно-активным реагентом с характеристиками, приведенными в таблице 1.

Таблица 1
№ п/н	Наименование показателя	Норма
1	Внешний вид	Жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачная, без механических примесей
2	Массовая доля сухого вещества, %, в пределах	31-50
3	Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия), %	18-30
4	Массовая доля циклогексанона, не более мас.%	0,2
5	Суммарная массовая доля спиртов, %, не более	20
6	рН раствора	10-13
7	Плотность при 20°С, кг/м3	1100-1200

Реагент РДН-У используется в товарной форме и является водным раствором в соответствии с техническими условиями его производства.

Гидрофильная продавочная жидкость является водным раствором реагентов на основе алкилсульфонатов МЛ-72, или МЛ-80, или Мл-Супер (ТУ 2383-002-518816-2000) или реагентов на основе моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля ОП-10, ОП-7 (ГОСТ 8433-81) с концентрацией реагента 0,001-1 мас.%.

Использование растворителей приводит к комплексному действию: удаляются асфальтосмолистопарафиновые компоненты (АСПО) и переводятся в дисперсное состояние структурированные системы, что снижает поверхностное натяжение и увеличивает площадь контакта породы с ингибирующей композицией. Присутствие в композиционном составе смеси фтористоводородной и соляной кислот приводит к взаимодействию, как карбонатной, так и терригенной составляющей породы, за счет этого происходит увеличение площади поверхности адсорбента. Использование данной ингибирующей композиции приводит к снижению поверхностного натяжения на контакте нефть - композиционный состав, о чем говорят данные проведенных исследований, приведенные в таблице 2, что улучшает вынос взвешенных компонентов. Последующая закачка раствора реагента РДН-У увеличивает адсорбцию ингибирующего раствора в призабойной зоне пласта и снижает его десорбцию.

Изобретение осуществляется следующим образом.

Определяют приемистость скважины. В зависимости от приемистости скважины выбирают объемы оторочек закачиваемых растворов, а также проводят подготовительные работы по приготовлению рабочих растворов. Для приготовления ингибирующего раствора в кислотном агрегате последовательно смешивают соляную и плавиковую кислоты и фосфорорганические соединения, затем полученный состав разбавляется водой до необходимой концентрации реагентов. Параллельно в емкостях приготавливается раствор щелочи. Далее производится последовательная закачка оторочки растворителя, оторочки ингибирующего состава, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости.

Пример.

Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине 3230 Красноярского месторождения.

Определили приемистость и произвели последовательную закачку оторочки нефраса в объеме 3 м³, оторочки ингибирующей композиции в объеме 12 м³, включающей 2 мас.% HF, 12 мас.% HCl, 2 мас.% ОЭДФ и 84 мас.% воды, оторочки реагента РДН-У в объеме 4 м³ , и продавили в пласт оторочкой объемом 6 м³ гидрофильной жидкости - водным раствором реагента ОП-10 концентрацией 0,5 мас%. Затем осуществили технологическую выдержку в течение 6 часов и пустили скважину в эксплуатацию.

Выбор наиболее эффективного ингибитора производился методом, основанным на измерении количества выпадающего на поверхность металла осадка при упаривании растворов (А.С.Пантелеев, Н.Ф.Козлов, М.Ф.Персиянцев, Л.Т.Дытюк, Р.Х.Самакаев. Исследование физико-химических процессов при заводнении продуктивных пластов и добычи нефти. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 2000, стр 181). В качестве модели выбрана пластовая вода Красноярского месторождения (скважина №111), на котором из добываемой продукции происходит отложение неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании. Выпадение соли из раствора пластовой воды достигалось тем, что в рабочей емкости создавалось перенасыщение данного раствора путем упаривания пластовой воды при постоянной температуре и сохранении объема выпариваемой воды. Были исследованы эталонная модель - вода Красноярского месторождения и приготовленные растворы, подвергшиеся ингибированию. В процессе упаривания производилось измерение выпарившейся жидкости и массы образовавшегося осадка на дне и стенках металлического стакана.

Оценка эффективности действия ингибиторов проводилась по формуле:

где m - масса осадка, выпавшего из ингибированного раствора; m₀ - масса осадка, выпавшего из эталонного раствора.

Результаты проведенных исследований и расчетов занесены в таблицу 3, из которой видно, что данные реагенты оказывают ингибирующее воздействие на пластовую воду Красноярского месторождения и снижают количество отложений неорганических солей. Лучшим оказался ингибитор - плав солей с эффективностью защиты 30%.

Предлагаемый способ отличается от известного предварительной закачкой растворителя, использованием иного ингибирующего состава и иным реагентом, увеличивающим адсорбционно-десорбционные характеристики. В научно-технической и патентной литературы такой способ для достижения поставленной технической цели не встречается. Поэтому полагаем, что предлагаемое техническое решение соответствует критериям «изобретательский уровень» и «новизна».

Таблица 2 Поверхностное натяжение на границе «нефть - композиционный состав» при различном соотношении фосфорорганических соединений.
Состав ингибиующего раствора, мас.%	Поверхностное натяжение мН/м при различной концентрации ГМФН, мас.%
	0	0,5	1	5	10	15
1%HF+8%HCL вода - остальное	3,20	1,2	0,93	0,79	0,75	0,72
3%HF+12%HCL вода - остальное	2,19	1,15	0,90	0,75	0,73	0,7
5%HF+16%HCL вода - остальное	2,05	1,08	0,86	0,74	0,71	0,68

Таблица 3 Эффективность применяемых реагентов-ингибиторов.
Используемая модель	Используемый ингибитор	Концентрация используемого реагента, мас.%	Эффективность защиты, %
Пластовая вода Красноярского месторождения	НТФ	1	24
	Плав солей	1	30
	ГМФН	1	20
	ОЭДФ	1	25