SU996721A1

SU996721A1 - Composition for inhibiting inorganic salts in hole-bottom area of formation

Info

Publication number: SU996721A1
Application number: SU802988641A
Authority: SU
Inventors: Евгений Михайлович Гнеев; Михаил Георгиевич Исаев; Людмила Борисовна Лялина; Владимир Андреевич Опалев; Татьяна Павловна Усикова
Original assignee: Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1980-10-03
Filing date: 1980-10-03
Publication date: 1983-02-15

Description

(54) ODCTAB ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫПАДЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ П.ЛАСТА(54) ODCTAB FOR THE PREVENTION OF LOSS OF INORGANIC SALTS IN THE FORWARDING AREA P.LAST

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в -частности к составам дл предотвращени от-, ложени неорганических солей в призабойной зоне карбонатного и терригенного пластов.The invention relates to the oil industry, in particular, to compositions for preventing the formation of inorganic salts from collapse in the bottomhole zone of the carbonate and terrigenous formations.

Известен состав дл предотвращени выпадени неорганических солей в призабойной зоне, содержащий производное 1,3 диаминопропанола-2, 1,3 диаминопропанол-2 , сол ную кислоту, хлорид натри и .A composition for preventing the inorganic salts falling out in the bottomhole zone is known, containing a derivative of 1.3 diaminopropanol-2, 1.3 diaminopropanol-2, hydrochloric acid, sodium chloride and.

Нбэдостатком состава вл етс его несовместимость с пластовыми водами хлоркальциевого типа высокой и низкой минерализации, привод ща к выпадению осадка в пластовых услови х.But the poor composition is its incompatibility with high and low salinity calcium chloride formation waters, leading to precipitation in the formation conditions.

Известен состав дл предотвращени выпадени неорганических солей в призабойной зоне пласта, содержащий нитрилотриметилфосфоновую кислоту и .A composition for preventing the inorganic salt deposition in the bottomhole formation zone containing nitrilotrimethylphosphonic acid and is known.

Недостатком данного состава вл етс невозможность его применени в пластах с водой хлоркальциевого типа высокой и низкой минерализации. The disadvantage of this composition is the impossibility of its use in chlorine-calcium type water formations of high and low salinity.

Цель изобретени - улучшение адсорбционных свойств состава и увеличение времени действи его ингибирующих свойств..The purpose of the invention is to improve the adsorption properties of the composition and increase the time of its inhibiting properties.

Указанна цель достигаетс тем, что состав дл предотвращени выпадени неорганических солей в призабойной зоне пласта, содержащий нитрилотриметилфосфоновую кислоту и воду, дополнительно содержит сол ную кислоту при следующем соотношении компонентов , вес.%:This goal is achieved by the fact that the composition for preventing inorganic salt precipitation in the bottomhole formation zone containing nitrilotrimethylphosphonic acid and water additionally contains hydrochloric acid in the following ratio of components, wt.%:

Нитрилотриметилфосфо10 нова кислота4,97-13,57;Nitrilotrimethylphosphonic acid, 4.97-13.57;

Сол на кислота 11,24-23,74 ВодаОстальноеSol on acid 11,24-23,74 Water Else

При получении предлагаемого состава бьйли использованы; отечественный Upon receipt of the proposed composition was used; domestic

15 ингибитор солеотложени -нитролотриметилфосфонова кислота (ИСБ-1) , белое 1аристаллическое вёщество,ТУ 6-09-20-1-74 , сол на кислота, техничес-. ка 11 сорт, плотностью 1,14 г/см, 15 scale inhibitor -nitrolotrimethylphosphonic acid (ICB-1), white crystalline substance, TU 6-09-20-1-74, hydrochloric acid, technical-. ka 11 grade, with a density of 1.14 g / cm,

20 пластова вода хлоркальциевого типа плотностью 1,11-1,18 повы .шенным содержанием сульфат-ионов и ионов кальци (около 20 г/л). : П р и м е р. В лабораторных усло25 ви х вначале была определена совместимость ингибитора солеотложени {ИСБ-1) с растворами сол ной кисло-, ты раз.пичной концентрации, а затем была проверена совместимость пред30 ;лагаемого состава, содержащего указа .нный ингибитор солеотложени , сол ную кислоту и воду, с пластовой водой хлоркальциевого типа как с ни кой, так и с высокой степенью минерализации . Изучение совместимости игибитора ИСБ-1 с растворами сол ной кислоты проводилось следующим образом. Сначала брали навеску ИСБ-1 в количестве 0,1 г и 1 г, помещали ее в стакан и, постепенно добавл из бюрет ки раствор СОЛЯНОЙ кислоты, определ ли то его минимальное количество, которое,необходимо дл полного раст ворени ингибитора. Большее же коли чество раствора сол но{ кислоты вед к неоправданно излишнему его расходу , что вл етс экономически нецел сообразным. Данные, полученные в ходе испыта ний, приведены в табл.1. В указанных в табл.1 минимальных количествах растворов сол ной кислоты происходит полное растворение ингибитора ИСБ-1 без образовани осадка . Это подтверждает его полную совместимость с растворами сол ной -кислоты . / Изучение совместимости предлагаемого состава с пластовыми водами хлоркальциевого типа с повыи енным содержанием кальци до 20 г/л производилось следующим образом. Дл этого 1 г ингибитора ИСБ-1 раствор ли в соответствующем количестве раствора сол ной кислоты согласно даннь1м табл.1 % затем к полученной смеси добавл ли пластовую воду до 100 мл. При этом проводили визуальное наблюд ние за изменени ми, проицход щими в смеси. Данные, полученные в коде . этих испытаний, приведены в табл.2. В ходе лабораторных испытаний также определ ли содержание свободного , т.е. не св занного в осадок, ингибитора ИСБ-1 в предлагаемом и известном по прототипу составах, к которым предварительно была добавле на пластова вода хлоркальциевого типа с содержанием кальци 20 г/л. Результаты указанных испытаний приведены в табл.3. Данные, приведенные в табл.3, показывают следующее. При добавлении пластовой воды с повышенным содержанием кальци (20 г/л) к известному составу около половины вход щего в него ингибитора при взаимодействии с пластовой водой св зываетс в нерастворимый осадок, в результате чего только оставша с часть ингибитора сохран ет свои ингибирующие свойства. При добавлении такой же пластовой воды к предлагаемому составу все количество вход щего в него ингибитора сохран ет свою ингибирующую способность, остава сь в растворенном виде и не выпада в осадок. На основании данных, приведенных в табл.2 и 3 следует, что только предлагаемый состав обладает хорошей совместимостью с пластовыми водами хлоркальциевого типа как с низкой, так и с высокой степенью минерализации и одновременно с этим врем действи его ингибирующих свойств увеличиваетс благодар тому , что при взаимодействии состава с пластовой водой хлоркальциевого типа ингибитор не выпадает в твердый осадок, а остаетс полностью в растворенном виде. Предлагаемый состав может быть непосредственно закачан через скважину , в продуктивный пласт. Практически же с целью сохранени скважинного оборудовани от коррозионного воздействи состава и исключени в таком случае применени ингибитора коррозии предлагаемый состав перед закачкой в скважину целесообразно смешать с любой пластовой или пресной водой. Так дл обработки одной скважины практически следует брать 6,-1-1 кг .ингибитора ИСБ-1. Затем его раствор ют в установленном, согласо табл.1, минимальном количестве сол ной кислоты с концентрацией в пределах от 13 до 25% и добавл ют пластовую или пресную воду до 100 литров смеси. На основе указанного соотношени этих ингредиентов такую смесь дл обработки можно приготовл ть в любых требуемых объемах. Содержанием ингибитора ИСБ-1 в указанных пределах обеспечиваетс максимальный защитный эффект такой смеси как во времени, так и по качеству . При концентрации ингибитора менее 0,1% невозможно обеспечить .длительность защитного эффекта, а также осуществл ть дозировку смеси в скважину существующим оборудованием , а при концентрации ингибитора более 1 вес.% происходит его экономически неоправданный перерасход, так как установлено, что только 1 вес.% ингибитора адсорбируетс на поверхности нефтеносной породы призабойной зоны пласта, а остальное его количество выноситс из скважины потоком нефти.20 reservoirs of calcium chloride type with a density of 1.11-1.18 with an increased content of sulphate ions and calcium ions (about 20 g / l). : PRI me R. Under laboratory conditions, the compatibility of the scale inhibitor {ICB-1) with solutions of hydrochloric acid, of particular concentration, was first determined, and then the compatibility of the proposed 30; lagged composition containing the specified scale inhibitor, hydrochloric acid and water, with calcium chloride type formation water, with both low and high degree of mineralization. A study of the compatibility of the inhibitor ISC-1 with hydrochloric acid solutions was carried out as follows. First, we took a portion of HMB-1 in an amount of 0.1 g and 1 g, placed it in a glass and, gradually adding a solution of SALTIC acid from the burette, determined its minimum amount, which is necessary for complete dilution of the inhibitor. The greater the amount of the hydrochloric acid solution, leading to its unreasonably excessive consumption, which is economically non-target. The data obtained during the tests are given in Table 1. In the minimum amounts of hydrochloric acid solutions indicated in Table 1, the ICB-1 inhibitor completely dissolves without sedimentation. This confirms its full compatibility with hydrochloric acid solutions. / The study of the compatibility of the proposed composition with the calcium-calcium type formation water with an elevated calcium content of up to 20 g / l was performed as follows. To this end, 1 g of the inhibitor HIB-1 was dissolved in the appropriate amount of hydrochloric acid solution according to the Table 1% data, and then produced water to 100 ml was added to the resulting mixture. At the same time, the changes occurring in the mixture were visually observed. The data received in the code. these tests are given in table.2. During laboratory tests, the content of free was also determined, i.e. non-precipitated, inhibitor of IBB-1 in the proposed and well-known prototype compositions, to which calcium chloride type with calcium content of 20 g / l was previously added to the formation water. The results of these tests are given in table.3. The data in table 3 show the following. By adding formation water with a high calcium content (20 g / l) to the known composition, about half of the inhibitor contained in it interacts with the formation water into insoluble sediment, as a result of which only the remaining part of the inhibitor retains its inhibitory properties. When adding the same formation water to the proposed composition, the entire amount of the inhibitor contained in it retains its inhibitory capacity, remaining in a dissolved form and not precipitating. On the basis of the data given in Tables 2 and 3, it follows that only the proposed composition has good compatibility with calcium-calcium type formation waters with both low and high degree of mineralization, and at the same time its inhibiting properties increase due to the fact that the interaction of the composition with the potassium chloride type reservoir water does not drop out of the solid precipitate, but remains completely dissolved. The proposed composition can be directly pumped through the well, into the reservoir. Practically, in order to save the well equipment from the corrosive effects of the composition and to exclude the use of a corrosion inhibitor in such a case, it is advisable to mix the proposed composition with any formation or fresh water before injection into the well. So, for the treatment of one well, it is practically necessary to take 6, -1-1 kg. Of inhibitor ISC-1. Then it is dissolved in the prescribed, according to Table 1, minimum amount of hydrochloric acid with a concentration in the range from 13 to 25% and formation or fresh water is added to 100 liters of the mixture. Based on the indicated ratio of these ingredients, such a mixture for processing can be prepared in any desired volumes. The content of the inhibitor ICB-1 within the specified limits provides the maximum protective effect of such a mixture, both in time and in quality. When the inhibitor concentration is less than 0.1%, it is impossible to ensure the durability of the protective effect, as well as to dose the mixture into the well with existing equipment, and if the inhibitor concentration is more than 1 wt. The% inhibitor is adsorbed on the surface of the oil-bearing rock of the bottomhole formation zone, and the rest of it is carried out of the well by the flow of oil.

0000

О 1ЛAbout 1L

о ооLtd

ОABOUT

оabout

NN

CTiCTi

ст st

Ч1ЛCH1L

г п Г-g p G-

(N СМ(N CM

П INP IN

гН CNGN CN

1Л CN1L CN

гмum

(М N(M N

01 01

Ol Oi Ol oi

VOVO

СWITH

оabout

ОABOUT

o t-o t-

О UO u

оabout

0000

rГ- .rГ-.

inГСЛ го OJin GSL OJ

отfrom

roro

ГОOOGOOO

oooo

T-lтЧT-lHF

ОABOUT

CNгоNgo

r-lтНr-ltH

гНrH

гЧ«чMS "h

л-t.тЧl-t.tch

cfcf

1Л CM1L CM

гg

оabout

гоgo

CMCM

«М"M

CMCM

юYu

о о о оoh oh oh

оabout

о оoh oh

о о о оoh oh oh

оabout

SS

оabout

ОABOUT

оabout

ОABOUT

гНrH

тНmn

ооoo

о о о оoh oh oh

оabout

ооoo

1П1P

ооoo

сдsd

гН. V-rn V-

о о о оoh oh oh

о оoh oh

о о оLtd

ооoo

о оoh oh

ооoo

о оoh oh

о r-tabout r-t

ооoo

гИgi

тЧPM

о оoh oh

о о о оoh oh oh

ооoo

о о о оoh oh oh

о о оLtd

о о о оoh oh oh

ооoo

о оoh oh

ооoo

оabout

гНгgng

тНmn

ооoo

о оoh oh

о о о о нoh oh oh n

о о о оoh oh oh

о о оLtd

оabout

ооoo

оabout

о оoh oh

ооoo

оabout

ооoo

оabout

нn

ооoo

о about

о о оLtd

о о о оoh oh oh

о о . о о оabout oh. Ltd

ооoo

о оoh oh

ооoo

сЗsz

оabout

ооoo

riri

гНтНrtN

нn

гНrH

о о оLtd

о о о оoh oh oh

о. оabout. about

о о о оoh oh oh

ооoo

оabout

гНrH

гНгНgngn

оabout

ооoo

о о о оoh oh oh

о о о . Ltd .

о о оLtd

ооoo

1Ло1Lo

МVOMVO

. оо. oo

TienTien

оо о roo o r

гНтНrtN

оabout

ооoo

о оoh oh

оabout

ооoo

о о шoh oh

оabout

о гabout g

оabout

1Л1L

о-LOo-LO

. (Л. (L

гg

пP

inin

VOVO

. 1Л . 1L

гg

г тнrn

гНrH

13: 99672113: 996721

Claims

1. USSR Author's Certificate for Application No. 2797714/03

cl. E 21 B 43/00, 1979.

,

2. A method of preventing the deposition of inorganic salts using organophosphorus compounds of domestic production (such as ISF). RD 39-1-218-79.