SU1677270A1 - Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины - Google Patents
Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- SU1677270A1 SU1677270A1 SU884462262A SU4462262A SU1677270A1 SU 1677270 A1 SU1677270 A1 SU 1677270A1 SU 884462262 A SU884462262 A SU 884462262A SU 4462262 A SU4462262 A SU 4462262A SU 1677270 A1 SU1677270 A1 SU 1677270A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- inhibitor
- volume
- well
- reservoir
- samples
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретени повышение эффективности способа за счет равномерного поступлени ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора. В обрабатываемый пласт закачивают необходимый объем раствора ингибитора, затем - буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента; водоизолирую- щий агент в объеме 0,05-0,10 м на 1 м вскрытой толщины пласта, вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, затем закачивают жидкость дл продавки агентов вглубь пласта. Скважину закрывают на 12 ч. Объем продавочной жидкости определ ют глубиной продавки в пласт. Использование данного способа обеспечивает равномерный расход ингибитора во времени и увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеобложени .
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на добывающих скважинах, подвергающихс отложению неорганических солей в призабойной зоне пласта и подземном оборудовании при добыче обводненной нефти.
Цель изобретени - повышение эффективности способа за счет равномерного поступлени ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора.
В способе борьбы с отложением солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефтепромысловых скважин, включающем закачку раствора ингибитора в скважину,
продавху его жидкостью, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию, после закачки раствора ингибитора осуществл ют подачу буферной жидкости, водоизолирующего реагента , вновь буферной жидкости и производ т продавку перечисленных реагентов в пласт продавочной жидкостью. В качестве буферной жидкости необходимо использовать реагенты, которые не взаимодействуют с используемыми ингибитором солеотложе- ни и водоизолирующим реагентом, в частности безводные органические растворители или нефтепродукты, например низшие алифатические спирты, кото- ныГжирные спирты или их смеси, отдельные фракции углеводородов, безводна нефть.
О 41
VI
Ю VI О
В качестве продавочной жидкости может использоватьс вода, водные растворы солей , нефть.
При обработке скважины после закачки раствора ингибитора дл уменьшени потерь его в первые сутки после обработки и продлени времени выноса в количествах, обеспечивающих защиту от солеотложени , изолируют его подачей водоизолирующего реагента. Кроме того, между раствором ингибитора и водоизолирующим реагентом и после него используют буферную жидкость, не взаимодействующую с используемыми ингибитором солеотложени и водоизолирующим реагентом, дл предотвращени их смешивани .
В данном способе водоизолирующий реагент, закачанный после раствора ингибитора и буферной х идкости, примен етс дл того, чтобы создать эффективный изолирующий экран по отношению к десорбцион- ному выносу ингибитора за счет частичного снижени проницаемости водоносного про- пластка. Создание такого изолирующего экрана способствует временной задержке ингибитора в пласте, что увеличивает его врем выноса за счет равномерного выноса реагента и сокращени потерь в первые сутки после обработки.
В способе за счет создани изолирующего экрана снижаютс непроизводительные потери ингибитора в первые сутки после обработки, при выносе ингибитора в количествах, обеспечивающих защиту от солеотложени . Благодар этому увеличиваетс защитный эффект без увеличени его расхода примерно в 1,3 раза (см. таблицу).
Именно выбранна последовательность операций обеспечивает наиболее эффективную защиту нефтепромыслового оборудовани за счет сокращени потерь ингибитора в первые после обработки сутки и продлени времени выноса ингибитора в количествах, обеспечивающих защиту от отложени солей, и снижает удельный расход ингибитора солеотложени .
Способ осуществл етс следующим образом .
В обрабатываемый пласт закачивают необходимый объем раствора ингибитора, затем - буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, водоизолирующий реагент в объеме 0,05-0,10 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта , вновь буферную жидкость в объеме не менее 0,5 от объема водоизолирующего агента, затем закачивают жидкость дл про- давки реагентов вглубь пласта. После за давки скважину закрывают на 12 ч, Объем
продавочной жидкости определ ют глубиной продавки в пласт.
Пример. Исследовани проводили на установке Модель пласта. Установка выполнена в виде камеры, заполн емой измельченным керном месторождени , пласта БВв (песчаник) фракции от 0,1 до 1,00 мм, массой около 200 г. Керн обжимали резиновым кожухом с помощью пресса, по0 средством которого обеспечиваетс имитаци горного давлени и достигаетс проницаемость его, близка к проницаемости песчаника в пластовых услови х. В качестве ингибитора использовали раствор
5 ингибитора отложени солей ПАФ-13А в концентраци х 3 и 6%. Первоначально керн насыщали дистиллированной водой дл определени объема порового пространства. Отсюда определ ли общий необходимый
0 объем закачанной жидкости с таким расчетом , чтобы он обеспечивал закачку раствора ингибитора, буферной жидкости и водоизолирующего реагента в керн.В качестве водоизолирующего реагента примен ли ре5 агент на основе олигоорганоэтоксихлорси- локсанов - товарное наименование продукта 119-204. Продукт 119-204 разбавл ли ацетоном в соотношении 1:1. Проведены предварительные исследовани дл определени
0 оптимального разбавлени продукта 119- 204 в ацетоне. Как показали опыты, такое соотношение составл ет 1:1. В качестве буферной и продавочной жидкостей использовали безводную нефть.
5 Раствор ингибитора ПАФ-13А, буферную жидкость, водоизолирующий реагент, буферную жидкость, продавочную жидкость задавливали последовательно с помощью пресса в камеру повышенным давлением,
0 противотоком движени фильтрующейс жидкости. После задавки растворов установку останавливали и оставл ли под давлением на 12ч. Этого времени достаточно дл адсорбции ингибитора и полимеризации
5 продукта.
После выдержки проводили десорбцию ингибитора дистиллированной водой. Расход и скорость движени воды регулировали переменным гидравлическим сопротивле0 нием. В отобранных пробах определ ли ингибитор фотоколориметрическим способом. Дл сравнени проведены аналогичные исследовани десорбции ингибитора без применени водоизолирующего реагента
5 по прототипу.
Продолжительность защитного эффекта определ ли по объему жидкости, после прокачки которой содержание ингибитора в прокачанной жидкости не ниже 0,5 мг/л - предельно низкой концентрации ингибитоpa в жидкости, необходимой дл эффективного предотвращени солеотложени .
Результаты испытаний и расчетные значени оптимальных объе.мов закачки водо- изолирующего агента приведены в таблице.
Из таблицы следует, что по предлагаемому способу сокращение потерь ингибитора в первых пробах значительно по сравнению с прототипом, отсюда длительность защитного эффекта ингибитора увеличиваетс в 1,3 раза.
Использование способа обработки скважин, подверженных отложению солей, обеспечивает по сравнению с известными равномерный расход ингибитора во времени; увеличение периода времени между обработками скважин ингибиторами солеотложени . Среднее врем защиты скважин 175 сут.
Claims (1)
- Формула изобретени Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины, включающий закачку раствора ингибитора в скважину, продавку в пласт продавочной жидкостью, выдержку скважины и пуск ее в эксплуатацию, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности способа за счет равномерного поступлени ингибитора из пласта в скважину при снижении непроизводительных расходов ингибитора , перед про давкой в пласт в скважину дополнительно последовательно закачивают безводную буферную жидкость, водоизо- лирующий реагент и безводную буферную жидкость, причем водоизолирующий реагент закачивают в объеме 0,05-0.10 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта, а безводную буферную жидкость - в объеме не менее 0.5 от объема водоизолирующего агента.Высокое содержание в пробах ингибитора Оптимальное содержание и равномерный вынос ингибитора То жеНизкое содержание То жеВысокое содержание ингибитора в пробахВысокое содержание ингибитора в пробахБлизкое к оптимальному содержанию ингибитора То жеНеравномерный вынос ингибитора То жеВысокое содержание ингибиторов в пробах
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884462262A SU1677270A1 (ru) | 1988-07-18 | 1988-07-18 | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884462262A SU1677270A1 (ru) | 1988-07-18 | 1988-07-18 | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1677270A1 true SU1677270A1 (ru) | 1991-09-15 |
Family
ID=21390494
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884462262A SU1677270A1 (ru) | 1988-07-18 | 1988-07-18 | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1677270A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2361067C1 (ru) * | 2007-12-17 | 2009-07-10 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу |
| RU2728015C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Способ ингибирования скважин |
-
1988
- 1988-07-18 SU SU884462262A patent/SU1677270A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Руководство по технологии применени ингибитора, отложении солей ПАФ-13А- зимний в добывающих скважинах,-РД-39- 0148070-00, ЗВНИИ, 1986, с. 7-8. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2361067C1 (ru) * | 2007-12-17 | 2009-07-10 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу |
| RU2728015C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Способ ингибирования скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US5310002A (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| RU2078917C1 (ru) | Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении | |
| NZ298119A (en) | Increasing oil well productivity by injection into oil-bearing rock of a composition comprising and alkyltriglycerol ether and a water miscible chemical | |
| RU95103973A (ru) | Способ извлечения углеводородов из нефтеносного пласта с низкой проницаемостью | |
| US2837163A (en) | Selective plugging of underground well strata | |
| US4073344A (en) | Methods for treating subterranean formations | |
| RU2046932C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
| US3481400A (en) | Treatment of solids plugged wells with reversibly adsorbable inhibitor | |
| US5470823A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
| SU1677270A1 (ru) | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины | |
| RU2046183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с обводненными пропластками | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2066369C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US3455393A (en) | Modifying water injection well profiles | |
| US3285340A (en) | Acidizing propped fractures | |
| RU2043494C1 (ru) | Способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи | |
| RU2096604C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2094591C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины | |
| US4325433A (en) | Pre-caustic flood treatment | |
| RU2087677C1 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании | |
| SU1700199A1 (ru) | Способ изол ции притока вод в скважину | |
| US2859821A (en) | Method of increasing permeability of subterranean formations by hydraulic fracturing | |
| RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |