RU2383577C1

RU2383577C1 - Состав для удаления солеотложений в скважине

Info

Publication number: RU2383577C1
Application number: RU2008151193/03A
Authority: RU
Inventors: Рамзис Рахимович Кадыров (RU); Рамзис Рахимович Кадыров; Дильбархон Келамединовна Хасанова (RU); Дильбархон Келамединовна Хасанова; Александр Сергеевич Жиркеев (RU); Александр Сергеевич Жиркеев; Альфия Камилевна Сахапова (RU); Альфия Камилевна Сахапова; Николай Николаевич Ситников (RU); Николай Николаевич Ситников
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2008-12-23
Filing date: 2008-12-23
Publication date: 2010-03-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне скважин. Технический результат - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений за счет повышения скорости их растворения. Состав для удаления солеотложений в скважине содержит, мас.%: соляная кислота ингибированная 30,0-70,0, растворитель парафинов нефтяной 20,0-50,0, этилацетат технический 10,0-20,0, неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-12 0,1-1,0. 1 табл.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне скважины.

В процессе нефтедобычи наблюдаются отложения на эксплуатационной колонне, которые состоят их неорганических (минеральные) и органических компонентов (углеводородные).

Известен состав для удаления гипсоуглеводородных отложений [Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. Кн. Изд-во, 1987, 168 с.]. Состав содержит 13%-ный раствор соляной кислоты с добавлением 1 мас.% реагента ЗМ («зеленое масло»), который является стимулятором растворения гипсоуглеводородных отложений (СРГ).

ЗМ содержит пирановые и непредельные спирты, триметилкарбинол, триметилбутадион, 4-метил-5,6-дигидропиран и полимеры. Содержащиеся в составе стимулятора непредельные соединения уже сами по себе являются растворителями, поэтому при добавлении СРГ в раствор соляной кислоты эффективность разрушения осадка повышается. Существенным недостатком является то, что состав предназначен, прежде всего, для удаления сульфатов, а в отложениях во многих случаях преобладают карбонаты.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для обработки призабойной зоны пласта [патент РФ №2123588, МПК Е21В 43/27. Опубл. 20.12.1998 г.], включающий соляную кислоту, растворитель, технический лигносульфонат, неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество ПАВ и воду. В качестве растворителя в составе используется водно-метанольная фракция - водный раствор метилового спирта с концентрацией 40-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 25,0-80,0, водно-метанольная фракция 1,0-24,5, технический лигносульфонат 2,0-20,0, неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество ПАВ 0,1-5,0, вода - остальное. Недостатком известного состава является то, что он недостаточно эффективно растворяет углеводородные соединения, содержащиеся в отложениях.

Техническая задача предложения - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне за счет повышения скорости их растворения.

Задача решается с помощью состава для удаления солеотложений в скважине, включающего соляную кислоту и растворители углеводородных отложений.

Новым является то, что в качестве растворителей углеводородных отложений состав содержит растворитель парафинов нефтяной и этилацетат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота ингибированная	30,0-70,0
Растворитель парафинов нефтяной	20,0-50,0
Этилацетат технический	10,0-20,0,

а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества состав содержит неонол АФ 9-12 в количестве 0,1-1,0% от массы состава.

Соляная кислота ингибированная по ТУ 2122-004-12064382-98 представляет собой жидкость от бесцветной до темного цвета; массовая доля соляной кислоты в пределах 22-24%.

Растворитель парафинов нефтяной (РПН) вырабатывается в процессе подготовки нефти на установках ОАО «Татнефть» по ТУ 0251-062-00151638-2006 и представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 5% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин.

Этилацетат технический представляет собой прозрачную жидкость без механических примесей и должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8981-78.

Неонол АФ 9-12 представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета и должен удовлетворять требованиям ТУ 2483-077-05766801-98.

В заявленном составе соляная кислота ингибированная является растворителем минеральной части отложений (карбонатов, сульфатов и др.), а растворитель парафинов нефтяной и этилацетат технический - углеводородной (насыщенных углеводородов алифатического ряда С₁₉-С₃₅), причем соляная кислота является полярным растворителем, РПН - неполярным, этилацетат технический - по полярности занимает промежуточное положение между ними. Неонол АФ 9-12 в заявленном составе используется как поверхностно-активное вещество (ПАВ), вызывая снижение межфазного натяжения между вышеупомянутыми растворителями для их лучшего смешивания.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

Для определения эффективности состава в лабораторных условиях исследовали растворимость образцов отложений, состоящих из: карбоната кальция - 48,3%, сульфата кальция -20,7%, сульфата железа - 7,8%, оксида кремния - 3,6%, углеводородов - 19,3%, воды - 0,3%.

Навеску отложений массой около 1 г помещают в 10 мл испытуемого состава. Через каждые 4 часа оставшийся осадок отфильтровывают, промывают, взвешивают и рассчитывают количество растворенных отложений.

В таблице показаны результаты растворения отложений заявленным составом и составом по прототипу. По данным, представленным в таблице, видно, что составы 1 и 8 не пригодны для растворения отложений, так как растворяют их хуже, чем состав по прототипу. Оптимальными являются составы 2-6, растворяющая способность которых превосходит прототип. На основании данных таблицы были выбраны оптимальные составы при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота ингибированная	30,0-70,0
Растворитель парафинов нефтяной	20,0-50,0
Этилацетат технический	10,0-20,0

Предлагаемый состав по сравнению с прототипом позволяет увеличить количество удаляемых отложений и скорость их растворения за счет использования разных по полярности растворителей, что показывает высокую эффективность состава и подтверждает выполнение технической задачи предложения.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне за счет повышения скорости их растворения.

Пример приготовления состава для удаления солеотложений в лабораторных условиях. В стеклянный стакан объемом 100 мл помещают 20 г (20 мас.%) этилацетата, добавляют 0,1 г (0,1% от массы состава) неонола АФ 9-12 и перемешивают до растворения последнего. К полученному раствору добавляют 50 г (50 мас.%) РПН и 30 г (30 мас.%) соляной кислоты ингибированной 22-24%-ной концентрации и перемешивают с помощью механической мешалки в течение 1 мин со скоростью 300 об./мин. Остальные составы готовят аналогично описанному примеру.

Пример практического применения. На скважине с эксплуатационной колонной с условным диаметром 146 мм и текущим забоем 1720 м периодически происходит отложение солей. Шаблонированием было установлено наличие солеотложений на эксплуатационной колонне ниже глубины 1650 м. Для заполнения эксплуатационной колонны от глубины 1650 м до текущего забоя необходимо 925 л (0,925 м³) состава для удаления солеотложений. Для полного перекрытия интервала отложений готовят 1,0 м³ состава для удаления солеотложений. Состав для удаления солеотложений готовят следующим образом. В первую половину мерника цементировочного агрегата закачивают 0,44 м³ растворителя парафинов нефтяного (40 мас.%), во вторую половину мерника - 0,45 м³ соляной кислоты 22-24%-ной концентрации (50 мас.%). В чанке цементировочного агрегата перемешивают 0,11 м³ этилацетата (10 мас.%) и 0,001 м³ неонола АФ 9-12 (0,1% от массы состава), полученный раствор закачивают в первый мерник цементировочного агрегата с РПН и в течение 15 минут перемешивают. Далее в течение 30 минут перемешивают содержимое обеих половин мерника между собой. Спускают в скважину до текущего забоя насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 73 мм.

Закачивают в насосно-компрессорные трубы 1,0 м³ состава для удаления солеотложений и 4,95 м³ технической воды в качестве продавочной жидкости. Приподнимают насосно-компрессорные трубы до глубины 1620 м. Скважину оставляют на реагирование состава для удаления солеотложений в течение 24 часов, после чего промывают, шаблонированием определяют отсутствие солеотложений на эксплуатационной колонне. Спускают подземное оборудование и пускают в эксплуатацию.

Таблица
Результаты растворения отложений заявленным составом и составом по прототипу
№	Состав, мас.%		Навеска отложений до обработки, г		Навеска отложений после обработки заявленным составом и составом по прототипу через промежуток времени
					4 час, г	8 час, г	12 час, г		16 час, г		24 час, г		24 час, %
Заявленный состав
1	HCl - 20,0
	РПН - 55,0		1,056		0,711	0,604	0,489		0,379		0,233		22,1
	Этилацетат - 25,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
2	HCl - 30,0
	РПН - 50,0		1,078		0,657	0,553	0,429		0,336		0,149		13,8
	Этилацетат - 20,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
3	HCl - 40,0
	РПН - 40,0		1,112		0,555	0,448	0,323		0,254		0,115		10,3
	Этилацетат - 20,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,5
4	HCl - 50,0
	РПН - 40,0		1,109		0,502	0,416	0,289		0,215		0,098		8,8
	Этилацетат - 10,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
5	HCl - 50,0
	РПН - 35,0		1,101		0,507	0,425	0,307		0,219		0,103		9,1
	Этилацетат - 15,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,3
6	HCl - 60,0
	РПН - 30,0		1,088		0,511	0,417	0,312		0,221		0,102		9,4
	Этилацетат - 10,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
7	HCl - 70,0
	РПН - 20,0		1,093		0,534	0,432	0,329		0,229		0,108		9,9
	Этилацетат - 10,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
8	HCl - 75,0
	РПН - 16,0		1,119		0,601	0,489	0,375		0,297		0,175		15,6
	Этилацетат - 9,0
	Неонол АФ 9-12 - 0,1
Прототип
8	HCl - 25,0
	ВМФ* - 24,0	1,031		0,674		0,597	0,485	0,397		0,221		21,4
	ТЛ** - 20,0
	Неонол АФ 9-12 - 3,0
	Вода - 28,0
9	HCl - 50,0
	ВМФ - 20,0	1,013		0,612		0,515	0,387	0,349		0,149		14,7
	ТЛ - 15,0
	Неонол АФ 9-12 - 1,0
	Вода - 14,0
10	HCl - 80,0
	ВМФ - 10,0	1,102		0,620		0,502	0,410	0,324		0,163		14,8
	ТЛ - 2,0
	Неонол АФ 9-12 - 1,0
	Вода - 7,0
Примечание: ВМФ* - водно-метанольная фракция 50% концентрации;
ТЛ** - технический лигносульфонат.

Claims

Состав для удаления солеотложений в скважине, включающий соляную кислоту ингибированную, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворители углеводородных отложений, отличающийся тем, что в качестве растворителей углеводородных отложений состав содержит растворитель парафинов нефтяной и этилацетат технический при следующем соотношении компонентов, мас.%:
соляная кислота ингибированная 30,0-70,0 растворитель парафинов нефтяной 20,0-50,0 этилацетат технический 10,0-20,0,

а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества состав содержит неонол АФ9-12 в количестве 0,1-1,0% от массы состава.