RU2087677C1

RU2087677C1 - Method for preventing salt settling in oil production equipment

Info

Publication number: RU2087677C1
Application number: RU93026827A
Authority: RU
Inventors: Р.Б. Хусаинов; А.В. Сорокин; А.Е. Жуйков
Original assignee: Нетфегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть"
Priority date: 1993-05-26
Filing date: 1993-05-26
Publication date: 1997-08-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: according to method, injected into bottom-hole zone of well is solution of salt-settling inhibitor, hydrophilic forcing-down liquid, and alkali. Used as salt-settling inhibitor is compound containing following components, mass %: nitrilotrimethylphosphonous acid 4.97-13.57, muriatic acid 11.24-23-74, water - the balance. EFFECT: high efficiency.

Description

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. The invention relates to the field of oil production, in particular to methods for preventing the deposition of inorganic salts, and can be used to prevent scaling in the bottomhole formation zone, in downhole and oilfield equipment.

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании путем ввода в призабойную зону скважины следующего состава, мас. A known method of preventing scaling in oilfield equipment by entering into the bottomhole zone of the well of the following composition, wt.

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).Nitrilotrimethylphosphonic acid 4.97-13.57
Hydrochloric acid 11.24-23.74
Water the rest
and selling it into the reservoir by selling liquid at the same time produced water (as USSR AS N 996721, class 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. However, this method does not provide the deposition of all injected inhibitor on the rock formation. In fact, it turns out that only part of the inhibitor (10-15%) is fixed on the surface of the reservoir, and most of it is carried out during the first two days of well operation. Therefore, this method is ineffective.

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. Closest to the proposed technical solution for its intended purpose and technical essence is a method of preventing scaling in oilfield equipment (a. From the USSR N 1268715, class E 21 B 37/06, 1983), which is carried out as follows. 0.5-5.0 wt. a pre-prepared inhibitor solution in produced water, acidified to a pH of less than 2.0 hydrochloric acid and containing at least 2.0 g / l of calcium ions.

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. Before or after injection of the inhibitor solution, 0.5-2.0 wt. a solution of soda or alkali. An inert (hydrophobic) liquid is pumped as a buffer layer in order to avoid premature reaction between a solution of soda or alkali. Then a hydrophobic squeezing liquid is injected gas condensate to push the mixture deep into the reservoir. The use of a hydrophobic selling fluid gives the known method a bifunctional nature, aimed at the same time to treat oil-saturated reservoirs from asphalt-resin-paraffin deposits.

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. However, with all the advantages of this known method, it has a significant drawback due to the fact that a hydrophobic type liquid is used as a squeezing liquid. In the implementation of the known method, the acid solution of the inhibitor and the alkaline solution fall into the washed hydrophilic layer. The gas condensate used in the known method as a squeezing liquid, due to its hydrophobicity, cannot get into the hydrophilic layer and, therefore, cannot push the alkali front into the formation and increase the mixing of the acid solution of the inhibitor and alkali, which ultimately does not lead to neutralization of the acid, and, therefore, to improve the deposition of the inhibitor in the reservoir. And this, in turn, leads to uneven removal of the inhibitor in the wellbore and to a reduction in the duration of its action.

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. The present invention solves the technical problem of ensuring uniformity of removal of the scale inhibitor from the formation into the wellbore and increasing its duration by improving the deposition of the inhibitor in the formation while maintaining the reservoir properties of the oil-saturated formation.

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. The stated technical problem is solved by the fact that in the known method of preventing scaling in oilfield equipment, which includes sequential injection into the well of an acid solution of a scale inhibitor of an organophosphorus type, an alkali solution and a squeezing liquid, an composition with the following content of ingredients, wt. .

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,97-13,57
Соляная кислота 11,24-23,74
Вода остальное,
а в качестве продавочной жидкости используют жидкость гидрофильного типа.Nitrilotrimethylphosphonic acid 4.97-13.57
Hydrochloric acid 11.24-23.74
Water the rest
and a hydrophilic type fluid is used as the squeezing liquid.

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". The proposed method differs from the known using a different inhibitory composition and a different selling fluid. From the analysis of scientific, technical and patent literature, the use of such a composition and such a liquid to achieve the technical task is not known. Based on this, we believe that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".

Из уровня техники нам не известен способ предотвращения солеотложений, содержащий совокупность существенных признаков заявляемого способа, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "новизна". From the prior art, we do not know a method of preventing scaling, containing a combination of essential features of the proposed method, which allows us to conclude that it meets the criterion of "novelty."

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. Due to the fact that in the proposed method it is proposed to carry out sequential injection of an acid solution of a scale inhibitor, an alkali solution and a hydrophilic squeezing liquid, it is possible to uniformly deposit the entire inhibitor on the formation rock along the entire path of the injected solutions, and therefore, increased adsorption capacity of almost the entire inhibitor is provided (the adsorption capacity will be higher, the thinner the deposited layer). After such a treatment of the formation, when the formation fluid moves to the wellbore, it is uniformly enriched with the inhibitor for a long time.

Предлагаемый способ был испытан в промысловых условиях на 5 скважинах. The proposed method was tested in the field at 5 wells.

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.For its implementation, the following substances and equipment were used:
nitrilotrimethylphosphonic acid according to TU 6-09-20-1-74;
hydrochloric acid according to TU 6-01-714-87;
alkali (NaOH);
fresh water for the preparation of alkaline solution and as a squeezing liquid;
From the equipment:
1-ЦА-320 cemented aggregate;
acidifier AZ-30 2 pcs.

автоцистерна АЦН 1 шт. ATsN tank truck 1 pc.

Пример осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях. An example implementation of the proposed method in the field.

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.The method was tested at well No. 1043 of the Shagiro-Gozhansky field. The characteristics of this well are as follows:
drilled face 1360 m;
perforation intervals 1294.3-1286.5 m; 1302-1308.9 m;
Lower Carboniferous deposits of the Yasnaya Polyana over horizon;
terrigenous reservoir, fine-grained sandstone.

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.The formation treatment was carried out as follows. A pre-prepared 10% solution of NTF in hydrochloric acid of 22% concentration was pressed into the reservoir, then a buffer of fresh water was pumped in a volume of 1.5-2 m ³ . Then, a 10% alkali solution with a volume of 8 m ^{3 was} pumped into the well, and all this was forced into the reservoir by hydrophilic medium — fresh water with a volume of 16 m ³ .

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. Subsequent studies of the indicated well showed that the removal of the inhibitor from this well continued through 12, 157, 263 and even after 378 days without reducing the flow rate of the well. Thus, as a result of only one treatment of the indicated well by the proposed method, the overhaul period of the well increased by 1.6 times.

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. The same results were obtained by processing the remaining four wells by the proposed method: the overhaul period of their work increased by 1.5-2 times without reducing the flow rate of the wells.

Claims

A method of preventing scaling in oilfield equipment, comprising sequential injection of a scaling inhibitor containing, wt. nitrilotrimethylphosphonic acid 4.97 - 13.57, hydrochloric acid 11.24 23.74 and the rest water, and a hydrophilic squeezing fluid, characterized in that alkali is additionally pumped into the bottom hole of the well before the hydrophilic squeezing fluid.