RU2320852C2 - Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment - Google Patents
Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320852C2 RU2320852C2 RU2005131364/03A RU2005131364A RU2320852C2 RU 2320852 C2 RU2320852 C2 RU 2320852C2 RU 2005131364/03 A RU2005131364/03 A RU 2005131364/03A RU 2005131364 A RU2005131364 A RU 2005131364A RU 2320852 C2 RU2320852 C2 RU 2320852C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- alkali
- composition
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 150000002903 organophosphorus compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical compound O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N methyl pentane Natural products CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N monobenzene Natural products C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 nitrilomethylene phosphonic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012042 active reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- VONWDASPFIQPDY-UHFFFAOYSA-N dimethyl methylphosphonate Chemical compound COP(C)(=O)OC VONWDASPFIQPDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- KYKFCSHPTAVNJD-UHFFFAOYSA-L sodium adipate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O KYKFCSHPTAVNJD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001601 sodium adipate Substances 0.000 description 1
- 235000011049 sodium adipate Nutrition 0.000 description 1
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000012086 standard solution Substances 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical class [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений неорганических соединений при добыче нефти.The invention relates to the oil industry and can be used to prevent the formation of deposits of inorganic compounds in oil production.
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.Oil production processes are accompanied by undesirable deposits of inorganic salts in the bottom-hole zone of the formation, on underground and above-ground equipment, on the walls of wells, and in oil and gas production communications of the product collection and preparation system. To prevent deposits, chemical treatment of wells with scale inhibitors containing organophosphorus compounds is widely used. The method consists in periodically injecting the fringes of an aqueous solution of an inhibitor, consisting of nitrile trimethylphosphonic acid 4.97 ÷ 13.57 wt.%, Hydrochloric acid 11.24 ÷ 23.74 wt.%, Its adsorption, and gradual desorption during the selection of products from the well (AS of the USSR No. 996721, class ЕВВ 43/12, 1980). However, this method does not provide deposition of the entire injected inhibitor on the formation rock and is carried out during the first day, therefore it is ineffective.
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.Close to the proposed technical solution for the purpose and technical essence, taken as a prototype, is a method of preventing scaling in oilfield equipment (RU 2087677 C1), in which a scaling inhibitor is sequentially pumped into the bottomhole zone, which is used as a composition containing nitrilotrimethylphosphonic acid with a concentration of 4, 97 ÷ 13.57 wt.%, Hydrochloric acid with a concentration of 11.24 ÷ 23.74 wt.%, Alkali solution (NaOH), hydrophilic squeezing liquid, which makes it possible to uniformly the first deposition of the inhibitor on the formation rock along the entire path of pumping the solutions. The effectiveness of this composition is reduced when treating terrigenous reservoirs represented by sandstones and clay minerals, since hydrochloric acid does not react with this rock and strong adsorption layers are not created on its surface, which leads to the rapid removal of the inhibitor.
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.The objective of the invention is to ensure uniformity of the removal of the inhibitor from the terrigenous-carbonate formation in the well, increasing the duration due to improved adsorption - desorption characteristics of the inhibitor composition and changes in the wetting ability of the formation rock.
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).The solution to this technical problem lies in the fact that the method of preventing scaling involves sequential injection of the rim of the solvent, the rims of the inhibitory solution, the rims of the alkali and the rims of the hydrophilic selling fluid, where the solvent used is: aliphatic hydrocarbons - hexane (TU 6-09-3375-78) petroleum ether (TU 6-02-1244-83); - aromatic hydrocarbons - Nefras A 130/150 (GOST 10214-78), Nefras C4 155/200 (GOST 3134-78); organic solvents - benzene fraction (TU 113-00-12-15-90), toluene fraction (TU 38-05767858-08-95).
Композиция ингибирующего раствора состоит, мас.%:The composition of the inhibitory solution consists, wt.%:
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.%:The organophosphorus compounds used are: nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF), produced according to TU 2439-347-05763441-2001 and which is a colorless or slightly greenish crystalline free-flowing powder, mass fraction of the main substance of at least 90%; hydroxyethylidene diphosphonic acid (OEDP), produced according to TU 2439-363-05763441-2002 and which is a white powder with a grayish or beige tint, the mass fraction of the main substance in the product is not less than 97%; sodium salts of nitrilomethylene phosphonic acids produced in accordance with TU 2439-369-05763441-2003 and representing an aqueous solution with a content of the main substance in the product of at least 25%; polyaminomethylene phosphonates produced according to TU 2439-360-05763441-2001 and representing an aqueous solution with a content of the main substance in the product of at least 25%; technical sodium hexametaphosphate, produced according to GOST 20291-80, melt salts, which are a waste of chemical production and containing, wt.%:
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.As an alkali, a universal oil production reagent (RDN-U) is used, made from caprolactam production waste, which is an aqueous solution of sodium salts of mono- and dicarboxylic acids and the alcohol fraction of cyclohexane oxidation products, is manufactured according to TU 2458-001-3539748-2004 is an alkaline active reagent with the characteristics shown in table 1.
Реагент РДН-У используется в товарной форме и является водным раствором в соответствии с техническими условиями его производства.RDN-U reagent is used in commodity form and is an aqueous solution in accordance with the technical conditions of its production.
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.%.The hydrophilic selling fluid is an aqueous solution of reagents based on the alkyl sulfonates ML-72, or ML-80, or ML-Super (TU 2383-002-518816-2000) or reagents based on the monoalkylphenyl ether of polyethylene glycol OP-10, OP-7 (GOST 8433 -81) with a reagent concentration of 0.001-1 wt.%.
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.The use of solvents leads to a complex effect: asphalt-resin-paraffin components (AFS) are removed and the structured systems are dispersed, which reduces surface tension and increases the contact area of the rock with the inhibitory composition. The presence in the composition of the mixture of hydrofluoric and hydrochloric acids leads to the interaction of both the carbonate and terrigenous components of the rock, due to this there is an increase in the surface area of the adsorbent. The use of this inhibitory composition leads to a decrease in surface tension at the oil-composite contact, as evidenced by the data of the studies performed, shown in table 2, which improves the removal of suspended components. Subsequent injection of the RDN-U reagent solution increases the adsorption of the inhibitory solution in the bottomhole formation zone and reduces its desorption.
Изобретение осуществляется следующим образом.The invention is as follows.
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.Determine the injectivity of the well. Depending on the injectivity of the well, the volumes of the rims of the injected solutions are selected, as well as preparatory work is carried out to prepare working solutions. To prepare an inhibitory solution in an acid aggregate, hydrochloric and hydrofluoric acids and organophosphorus compounds are successively mixed, then the resulting composition is diluted with water to the required concentration of reagents. In parallel, an alkali solution is prepared in the tanks. Next, a sequential injection of solvent rims, inhibitory rims, alkali rims, and hydrophilic selling fluid rims is performed.
Пример.Example.
Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине 3230 Красноярского месторождения.Bottom zone treatment was carried out at production well 3230 of the Krasnoyarsk field.
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.The injectivity was determined and sequentially injected the nephras rim in a volume of 3 m 3 , the rims of the inhibitory composition in a volume of 12 m 3 , including 2 wt.% HF, 12 wt.% HCl, 2 wt.% HEDP and 84 wt.% Water, reagent rims RDN-U in a volume of 4 m 3 , and squeezed into the reservoir with a rim of 6 m 3 of hydrophilic liquid — an aqueous solution of OP-10 reagent with a concentration of 0.5 wt%. Then carried out technological exposure for 6 hours and put the well into operation.
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.The most effective inhibitor was selected by a method based on measuring the amount of precipitate deposited on the metal surface during evaporation of solutions (A.S. Panteleev, N.F. Kozlov, M.F. Persianyantsev, L.T. Dytyuk, R.Kh. Samakayev. Study of physicochemical processes in waterflooding of productive formations and oil production. Orenburg: Orenburg Book Publishing House, 2000, p. 181). The reservoir water of the Krasnoyarsk field (well No. 111) was selected as a model, in which inorganic salts are deposited from oil products on oilfield equipment. The precipitation of salt from the formation water solution was achieved by the fact that a supersaturation of this solution was created in the working tank by evaporation of the formation water at a constant temperature and maintaining the volume of evaporated water. The reference model was investigated - water of the Krasnoyarsk field and prepared solutions that underwent inhibition. In the process of evaporation, the evaporated liquid and the mass of the precipitate formed were measured at the bottom and walls of the metal cup.
Оценка эффективности действия ингибиторов проводилась по формуле:Evaluation of the effectiveness of inhibitors was carried out according to the formula:
где m - масса осадка, выпавшего из ингибированного раствора; m0 - масса осадка, выпавшего из эталонного раствора.where m is the mass of sediment precipitated from the inhibited solution; m 0 is the mass of sediment precipitated from the standard solution.
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%.The results of the studies and calculations are listed in table 3, which shows that these reagents have an inhibitory effect on the formation water of the Krasnoyarsk field and reduce the amount of inorganic salt deposits. The best was the inhibitor - salt melt with a protection efficiency of 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».The proposed method differs from the known preliminary injection of the solvent, the use of a different inhibitory composition and a different reagent that increases the adsorption-desorption characteristics. In the scientific, technical and patent literature, such a method for achieving the stated technical goal is not found. Therefore, we believe that the proposed technical solution meets the criteria of "inventive step" and "novelty."
Поверхностное натяжение на границе «нефть - композиционный состав» при различном соотношении фосфорорганических соединений.table 2
Surface tension at the border “oil - composition” with a different ratio of organophosphorus compounds.
Эффективность применяемых реагентов-ингибиторов.Table 3
The effectiveness of the used reagent inhibitors.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005131364/03A RU2320852C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005131364/03A RU2320852C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005131364A RU2005131364A (en) | 2007-04-20 |
| RU2320852C2 true RU2320852C2 (en) | 2008-03-27 |
Family
ID=38036589
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005131364/03A RU2320852C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2320852C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2531298C1 (en) * | 2013-03-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "НАПОР" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2762640C1 (en) * | 2021-07-19 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
| RU2786893C1 (en) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inhibition of a well with a sucker rod pumping unit in conditions complicated by scale deposition in downhole pumping equipment |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU996721A1 (en) * | 1980-10-03 | 1983-02-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Composition for inhibiting inorganic salts in hole-bottom area of formation |
| US5311943A (en) * | 1992-10-19 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Blends of propoxy and ethoxy surfactants |
| RU2065036C1 (en) * | 1994-09-29 | 1996-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing silt deposits from hydrocarbon-carrying strata |
| RU2066373C1 (en) * | 1994-08-01 | 1996-09-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing slurry from hydrocarbon seams |
| RU2087677C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-08-20 | Нетфегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Method for preventing salt settling in oil production equipment |
| RU2255216C1 (en) * | 2004-06-17 | 2005-06-27 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of productive formations with hard-extractable reserves of oil |
-
2005
- 2005-10-10 RU RU2005131364/03A patent/RU2320852C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU996721A1 (en) * | 1980-10-03 | 1983-02-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Composition for inhibiting inorganic salts in hole-bottom area of formation |
| US5311943A (en) * | 1992-10-19 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Blends of propoxy and ethoxy surfactants |
| RU2087677C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-08-20 | Нетфегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Method for preventing salt settling in oil production equipment |
| RU2066373C1 (en) * | 1994-08-01 | 1996-09-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing slurry from hydrocarbon seams |
| RU2065036C1 (en) * | 1994-09-29 | 1996-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing silt deposits from hydrocarbon-carrying strata |
| RU2255216C1 (en) * | 2004-06-17 | 2005-06-27 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of productive formations with hard-extractable reserves of oil |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2531298C1 (en) * | 2013-03-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "НАПОР" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2762640C1 (en) * | 2021-07-19 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
| RU2786893C1 (en) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inhibition of a well with a sucker rod pumping unit in conditions complicated by scale deposition in downhole pumping equipment |
| RU2831841C1 (en) * | 2024-03-29 | 2024-12-16 | Общество с ограниченной ответственностью "ИРКУТСКАЯ НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ" | Method of inhibiting formation of salt deposits of oil-bearing formation and composition for its implementation |
| RU2847871C1 (en) * | 2024-10-28 | 2025-10-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining the effectiveness of various types of coatings and materials for preventing salt deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005131364A (en) | 2007-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0224346B1 (en) | Scale removal treatment in subterranean formations | |
| US5051197A (en) | Scale removal treatment | |
| RU2434041C1 (en) | Procedure for withdrawal of crude oil from underground formation | |
| US4703803A (en) | Composition and method for slowly dissolving siliceous material | |
| US5302297A (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
| US5002126A (en) | Reservoir scale inhibition | |
| US10035949B2 (en) | Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation | |
| US6527983B1 (en) | Method for inhibiting scale formation | |
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| US2225695A (en) | Method for increasing flow of deep wells | |
| US3664807A (en) | Use of phosphonium compounds as corrosion inhibitors | |
| RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
| US4330419A (en) | Method of and solvent for removing inorganic fluoride deposits | |
| RU2641044C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| US4304676A (en) | Methods and compositions for dissolving silicates in subterranean formations | |
| RU2677525C1 (en) | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir | |
| RU2070910C1 (en) | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells | |
| RU2484238C1 (en) | Method for preventing deposits of non-organic salts | |
| RU2087677C1 (en) | Method for preventing salt settling in oil production equipment | |
| US20050026789A1 (en) | Compositions and methods for treating subterranean formations | |
| RU2681132C1 (en) | Composition for the chemical treatment of the wellbore zone of the reservoir | |
| US4154948A (en) | Phosphonium compounds | |
| RU2132451C1 (en) | Compound for preventing deposition of salts and sand in production of oil | |
| RU2717850C1 (en) | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131011 |