Способ определения эффективности ингибитора солеотложений

 

Изобретение относится к нефтедобывающей пром-ти. Пель изобретенияповышение точности способа при периодической задаБке ингибитора (И) в пласт за счет учета адсорбции И на поверхности породы. этого сначала видный раствор И закачивают в образец породы и выдерживают в течение времени, необходимого для протекания процесса адсорбции. Затем И вытесняют водой. На полученном растворе готовят водный раствор малорастворимой соли - сульфата кальция смешением эквивалентных количеств хлорида кальция и сульфата натрия, карбоната кальция смешением эквивалентных количеств хлорида кальция и карбоната натрия. В полученный раствор вводят И солеотложений и определяют начальи остаточную после заданного времени выдержку концентрации соли в растворе. Расчет эффективности исследуемого И проводят по формуле 3% (С-С)/(С„ - CJ X 100, где Э% - защитный эффект пересыщенного водного раствора малорастворимой соли , %; CQ - начальная концентрация малорастворимой соли в растворе, г/л; С к. концентрация малорастворимой соли в растворе без добавки И, г/л, С - концентрация малорастпоримой соли в растворе с добавкой И, г/л, 1 ил, 2 табл. (Л с: со ел О5

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (191 (11) А1 (51) 4 Е 21 В 43/00, 37/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3828237/22-03 (22) )7 ° 12,84, (46) 07,06,87, Бюл. 1(21 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" (72) P,Õ, Самакаев и Л,Т, Дытюк (3) 622.276.5(088.8) (56) Алексеев П.Л. и др. Особенности задавки в пласт ингибиторов отложений солей, несовместимых с пластовыми водами;Нефтяное хозяйство, 1981, 1(5, с,42-44, Кащанцев В.Е, и др. Предупреждение солеобразования при добыче нефти, M,: Недра, 1985> с,157-160, (54) СПОСОБ ОПРЕЛЕЛЕН1И ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ (57)Изобретение относится к нефтедобывающей пром-ти. Цель изобретенияповышение точности способа при периодической задавке ингибитора (И) в пласт за счет учета адсорбции И на поверхности породы. 1ля этого сначала вддный раствор И закачивают в образец породы и выдерживают в течение времени, необходимого для протекания процесса адсорбции, Затем И вытесняют водой, На пол ченном растворе готовят водный раствор малорастворимой соли — сульфата кальция смешением эквивалентных количеств хлорида кальция и сульфата натрия, карбоната кальция смешением эквивалентных количеств хлорида кальция и карбоната натрия. В полученный раствор вводят

И солеотложений и определяют начальную и остаточную после заданного времени выдержку концентрации соли в растворе. Расчет эффективности исследуемого И проводят по формуле

Э7 = (С-Ск)/(С вЂ” Ск) х 100, где

ЭŠ— защитный эффект пересыщенного водного раствора малорастворимой соли, 7.; С вЂ” начальная концентрация малорастворимой соли в растворе, г/л;

С к — концентрация малорастворимой соли в растворе без добавки И, г/л, С вЂ” концентрация малораствогимой соли в растворе с добавкой И, г/л, 1 ил, 2 табл.

1:!1 5)1)05

Изобретение Относитcsl к неф1(«)обывающей Ilpnt«111!ICII»nc TII, а ll«lvtl»O к лабораторным способам оце)п

Цель изобретения — повьппе<ше точности способа при периодическ< и 3л давке ингибитОрл в пл(1ст эа сч()т уче— та адсорбции ингибиторл 1«л поверхности породы.

1!а чертеже показана схема установки для реализации сlloc<>t)a .

В табл. 1 приведены JEatl»Etc об эффек1ивности способа, в табл ° 2 представлены данные по эффективности ингибирования солеотложений при приготовлении растворов мллорастворимых солей на растворе десорбиронашц)го ингибитора и при 11p131 о To«3!le»»«I а»алогичных растворов той же концентрации, но без прохохСдения через породу.

Установка состоит из сосуда с водой для вымывания ингибитора, колонки 2 с песком, обработа) ным ингибитором солеотложений, подводящего и отводящего шлангов 7 и сосудов 4 для отбора проб воды, Способ реализуют следующим Обраэом.

Вертикально расположенную колонку

1 заполняют песком, « лпр«(мер, фракции 0,1 — 0,5 мм„ Длина колонки равна, например, 100 см, а объем цорового пространства (свободный объем колонки после заполнения с.с пес),с)м) составляет, например, 257. от объема колонки, Далее в колонку 1 с пеcKом вводят водный раствор ингибитора солеотложений, например концентрации 1 †1., и выдерживают его в ней »е менее

24 ч. За это время введенный в колонку ингибитор солеотложений лдсорбируется На поверхности порового пространства °

Введенный в колонку и»гибитор солеотложений вымывают из колонки путем подлчи 13 ее воды, Вымыл ание производят с помощью установки.

В процессе нь«мывания иш ибитора отбирают, например, 50-ю, 7 5-ю и

100-ю пробы этой воды, равные по объему Одному иоровому пространс л)у э колонки (например, 25 ctl ), делят каждую и 3 отобранных проб нл две равные части и на них готовят пересыще«1Et)le I)nÄI1)) I(PaC TI3OPE1 S

С вЂ” С, где 1 7 !

5 злп)113т»1)й эффект пересыII1eII»o1. ра< твора мллорастворимой соли, 7.; нлча)1(.на«1 ко»центрация малорлстворимой соли в растE3OPi, Г/Л;

КОHÖ()»ÒPËÖÈß M

С

20

С вЂ” KoHIIOII рация мллораствори25 мой соли в растворе с добавкой ингибиторл соле<(ЛОЖС HIIH ° Г,/Л °

Пересыщенные воднь)е растворы малорастворимых coll(II го.(опят в концент30 ð()öl.и 7 — 10 г/.1, л с прс делеш(е ос таточ»ой концентрации малорлс л)оримой соли проводят через 240 ч, l)) кэчестве ингибиторов отложений минер 1!II ных со Jtoи примен«(ю Г c JIO дую

35 щие прс)дуКT«I: 1 «KC )мс- 1 аф<7сф 11 EI>TЫISI (1 1ФН), 1)ьп)усклется в кристллличесKot I е)идс. 1 пОли )1 ил(нцолилминфо фоно вокислый (IIA - l ), ныпус кается в жидком виде; 2-oKcll;Iltil."-пшопро40 п эн-h,, N, i), (1, — те трлме1 иле««фо сфоновая ки<-.лота (<В1Ф-!), выпускается в жидкой форме; ш11рилотриме.тиленфосфон<7«)ля кислотil (НТФ), выпускается

I) кристаллическом видс; Ito!1111Kp»JI амид (ПАЛ), 13) l«vcK()c тся 1) ниче 87, Г(!1Я, Иэ данных, прив еде шц)х E) табл,

1)идно ч 1 О пр(длл 1 д емыи clio(Об по 3 во ляет болес точн(вь)брать наиболее

5р I1pI C«tJI(.>E Il IIIII I<(» T<)p Цля И< -Цэ.)1 .3о«)а ния в нефтяной пропп(п). и, нн) с ти ме тоJIoM периодич < к ОЙ элдл))ки в IIJ11ñ т, Например, ДПФ-1 (olll ITI.I - ) 7-55 тлб)1, 1 ) явля е1 < . я Iли (7л с (: II p< лпОч тительным ингибитором < о.-) Отлож()шй методом эадавки D пласт,, !руl не ингибиторы Г1!ФП, П))Л, НТ<1) и ПАФ вЂ” 1 дают t)clthIIIIII эфф< кт rlplt при)х< ненни их ме подом элданки 13 II!1»c T хлор))лл кальция и с у.1ьфатл 1)лтрия, К

Н(1ЛЕII ТНЫХ К ОЛИЧ Е< 1 H Х!I<) Pl(!IË К ЛЛI 1\ИЯ и кл!7бО»лтл н(lтpltsl .

5 Volt «PQJEE ный О(!11 1 ПРО13ОЛЯ 1 с Itc пол«,эовлнием растворов со.)ей, приготовл< нньlx нл дис тип:1»рова»ной воде.

1 ;) <..чет )ффект)п)»О< ти исследуемого

II»I II)o) I11 оРа ПРОЛО;1Ят IEO C Jl(JE)JI()UI(й фо!7!

О,ул,-:

1Э ) эЫ1

Таблнпа!

Конпент- Концен

Способ оценки эффективности реагентной о6работкн воды, использованный ннгнбнтор раина ннгибиCaCO, г/л

СаЯО г/л оды рой ей ере оло пе р& ° едеиго в донку песком с.й тора в растворе е вт/и.

I0,0

8,0

7,0!

0,Î

8,0

О о

1 Контроль

Известный

lO 8

l5 10

20 II

25 15

20 17

35 31

45 40

s,о

12! о,о

15,0

6 ПАФ- I

2О,О

5,0

21

26

33 зо

1О,О

15 О

20,0

42

45

9 ПАФ-1

1О Нтф

16

21

25

1,О зо

32

30

5,0

Иэ да!11!ых, приведенных н табл ° 2, видно, что эффект стабилизации перес!!щенного водного раствора как сульфата, так и карбоната кальция при равенстве концентраций ингибирующей добавки неодинаков. Имеется ввиду различие в способе создания раствора с определенной концентрацией ингибитора (I — по предлагаемому способу, за счет десорбции ингибитора с поверхности песка и 2 — по известному способу путем введения в воду опрецеленного количества ингибирующей добавки), Ингибирующая добавка (ДПФ-1) по предлагаемому способу оказалась наиболее предпочтительна для ее использования методом периодической задавки в пласт, так как при равенстве конце !траций добавки ДПФ в растворе инг;!бирующий эффект, оцененный предлагаемым способом, вьш1е. Этот факт может быть объяснен следующим образом, Ингибитор солеотложения, введенный в колонку с песком, полученным из керна, отобранного из продуктивных горизонтов реального месторождения, не только адсорбируется на поверхности, но и вступает в химическое взаимодействие с минералами, в состав которых входят ионы полива1

s!eIIxIII,Ix металлов (кальциш, магний, алюминий, железо).

Ингибитор, контактирующий с породой пласта> меняет свою эффективность за счет того, что происходит его взаимодействие с ионами поливалентных катионов, входящих в состав породы.

Ф о р м у л а и з о б р е т е и и я !

О Способ определения эффективности ингибитора солеотложений, включающий приготовление водного раствора малорастворимой соли, введение ингибитора солеотложений в этот раствор, !

5 определение начальной и остаточной после заданного времени выдержки концентрации соли в растворе, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения точности способа при

20 периодической задавке ингибитора в пласт за счет учета адсорбции ингибитора на поверхности породы, перед приготовлением водного раствора малорастворимой соли водный раствор ингибитора закачивают в образец породы, выдерживают в течение времени, необходимого для протекания процесса адсорбции, вытесняют ингибитор водой и на полученном растворе гоЗ0 товят водный раствор малорастворимой соли, Эффект стабилизации пересыыенного раствора, Х

1315605

Продолжение табл.1

Эффект стабилизации пересьюенного раствора, 2

КонцентКонцентОбъем

Способ оценки эффективности реагентной обработки воды исполъэованньФ ннгибитор промывной рация инг ибирация ингибиСаСОэ, г/л

СаБО, г/л волы, проведвей тора, введентора в растворе> вт/п.

10,0

8,0

7,0

1O,О

8 ° О

7,0 ного в череэ колонку с песколонк Y с песком, вес.Z ком

З8

45

12

10,0! э

I8

1,0!

3 ДПФ-1

30

14

$ ° О

48

l5

l0,О

5,0

16 ПАА

l4!

10,0

12

15

15,0

15

15 21

20

20,0

Предлагаемай

1,0

l ° 3

1,2

I 4

) >0

20 ПавН ч

О ° 5

0,5

0,7

0,8

0,7

0,6

7$

1,0

0,4

0,5

0,6

0°, З

0,4

0,5

22 -™23 131фН ч

1,0

3,!3 ° 3

3,9

3,0

3,6

50,0

3,2

5>0

2,9

3,1 з,г

2 5

2,8

3,0

5,0

1,8

2,8

2,) 2,6

2,5

1 ° 9

5,0

4,!

4,8

4,3 и

4 ° 0

4,5

4,9

26

10,0

3>5 э,э

3,9

3,8

» г7

4,!

3,2!

0,0

100

3,2

2 9

3 !

3>3

2,8

3,0

10,0

2>9

2 ° 7 г,8

2,9

2,6

2,7

I 0

° > зо

2 1

2,2

2 5 г,6

2,1

1 ° 9

1,0 з! г,о

I 9

2,2

I 7

I,8

1,9

100

l,O

ll 6

5,0 v

10 ° 8

11 ° 5

Iг 8! о,г

l2>1

50 зз

9 ° 4

II ° $

6,1

10 4

8,5

7 ° 2

5 0

З4

7 ° 4

7>S

6,6

8,3

5,2

6,2

5,0

12>3

16>2

14,2

11 6!

3 !

lS 9

10 ° 5

° >

75

10>3

13,2

9,1

11,5

12,1

1О ° О!

2 ° 5

10,3

100

IО,О

9 ° 5

8 ° 2

10,4

9,2

4 ° I

i>0

3,6

3,9

4,3

5 ° 2

3 9

3,9

> °

3,7 . 3,5

l,0

3,8

3 5

3 ° 1

I 00

1 ° О

2 ° 9

2 ° 2

3,6

3,1

2,5

5,0

50!

Э,2

12,1!

4,5

I1>4

13>2

12,3

75

5,0

1I >2

9 ° 8

7 ° 3

11,9

10>l

8,2

5,0

100

8,1

7 ° 8

6,3

9,2

8,1

7,4

40 44

I5 19

31 32

45 45

4 12

7 18

)О 20

131 эге05

ХонцентЕВонцеитСпособ оценки эффективности реагеитной обработки воды, использованный иигибитор про>венной рация ингибирация ингибитора в растворе ° вт/п.

СаСОэ, г/л

CaS0> г/л тора, введенного в воды, проведвей

I OiO

8,0

7,0

10,0

8,0

7,0 через колонку с песколонку с песком, вес.й

12,8

15,0

17,1

12,4

l4,2

10,0

10,3

10,9

l 3,1

l4,6

12,8

10iO

9,2

9,4!

О, !

II 2

8,3

>7!

0,0

4,0

4 ° 3

4,9

3,9

4,1

liO

3>!

3,9

4,1

3,2

3,6

1 ° 0

2,4

3,!

3,3

2,3

3,0

1,0

13 !

12,6

14,!

12,0

12,5

5 ° О. 50

9,1

10,5

12,9

8 2

10> !

5,0

10,2

9,0

11 5

8 ° 5

9,6

5>0

14,2!

6,1

18,2

13 I

t5,6

10,0

l2 8

13,6

t4,3

12,5

l3 I

10 ° Î

7,9

tO,6

11 S

7 ° S

I 0,3!

О,O

1,8

1,6

1,5

2,0

I 9

l i0

0,7

1 ° О

1,4

0,6

0,9

li0

О ° 8

0,6

0,5

0,7

Е>0

° 8

4,I

5,3

3,9

4,4

S ° 0

7

В >, 3

3,9

3,5

5,0

4,0

4,0

4,1

3,9

3,1

3,7

3,9

100

$,0

4>7

5,7

4,9

6 ° 4

4,9

5,8!

0,0

62

4,t

4,3

4,!

4 ° 9

3,5

4>5

75

t0i0

7 °

3,7

3,9

3,4

4,!

t0>0 IOO

3,9

3,7

Т а б л и и а 2

Ингнбитор солеотловения

СаСО» г/л

О

1 Контроль

2 ДПФ- I

l5,4

14,3!

6,0

18,5

13,0

17>0

0 5

О> 38

13 ° 6

12,7

13,3

13,0

l4,5

t3i0

lI 0

II 7

10,3

8iO

7,3

0,3!! о ° о

12,2!

4,8

14,0

l2 ° 6

17,0

16 3

5 НТФ

0,67

I2,4

I3,3

l0,8

14,8

1 0> I

0,5

13,3

1I ° О

Е

0,42

9,5

10>4

11 3

8,5

9,S

50 16 ° 3

75 13 ° 5

100 IO>B

50 4,6

75 3 ° 9

100 3,2

50 13 9

75 13,2

100 IO 9

$0 17,!

75 13,4

100 I I 2

50 2,1

75 1,3

100 0,9

50 5 ° 1

75 4 ° 2

Лродолхеиие табл.1

Эффект стабилизации пересьппениого раствора, Х

Эффект стабилизации пересызеиного раствора, 1 по предлагаемому способу

В,В III,Î 7,> >,0 ID,В з ыос

Концентрация ингибитора, мг/л, а растворе, прок>едmего череэ колонку r песком, при объеме пор

Ингибитор солеотлояения

Опыт

СаСОа> г/л

") Г

50 75 100

80 100

7,0 10,0

7,0

12,3

14,2

16,2

l1 6

)3,1

l5,9

3,5

8 ПАФ-1

10,3

12,5!

Э,г

9,) 12>1

11,5

4,0

9,2

10,4

8,2

9,5

l0 ° 3

4,3

° >

5 8

4>9

4 ° 9

5,7

6,5

4 8

4,0

4,5

4 ° 4

4,2

4,1

4 ° 8

3,5 н

4,6

3>8

5,0

Э,В

3,9

4,1

3,4

3,7

4,3

4,0

4,8

4,1

4,9

4,5

2,3

3,4

4,0

4,2

3,2

3,5

3,8

2,7

3t2

Э,О

3,2

2,8

2,9

3,3

3,0

Ингнбитор солеотлояення

СаСОа, г/л

СаБО, г/л

7,0 8 ° О 10,0 7,0 8,0 10>0

О О

1 Контроль

2 ДПФ-1

11,7

16,2!

Э,г

13>8

0 50

13,4

l0,7

0 38

11,7

)1,0 !О ° 9

11,6

11,3

11>2

8,9

8,7

О>31

6>2

S 9

10,2

6,7

)5,8

13iO

14,0

16,3

0,67

5 НТФ

11>8

)2>0

0 50

)г,o

12,8

9,7

l4,2

l0>6

13,0

10,4!

0iO

10,9 и

0,42

9,0

8,2

9,3

Э,5

15,7

12,7

16,0

11,2

11,9

13,8

4,0

I1>0

11>7

8,7

12,6

l2,0

9,9

4,3

10,0

9,1

7,8

l0 ° В

)0,2

8,8

11 I)AD

4,0

6,1

5,0

4,9

6,5

5,9

4,9

> °

4,6

4,В

4>2

4 8

3,6

4,4

4,3

° 1

3,5

5,0

4,0

3>-9

4>2

3 ° 9

3,8

2,3

5 3

5,1

4 ° 6

5,2

4,6

4,3!

2 ° 7

4,2

4>1

3,5

4,5

4,4

4>0

3,5

l6

3,0

3,3

3,1

3,5

3,1

3 ° 4

Концентрация ннгибнтора в растворе, полученного введением добавки непосредственно а дистиллироааннук> воду, мг/л

Продолжение табл,2

Эффект стабилняаиин лерегкпиенно> о ряс тнора> Х по пгеплагаемому способу

Продолжение табл.2

Эффект стабилнчац>)и пересышенного растнора, Х по нянестному способу

1 31 5б05

Составитель В, Борискина

Техрец Л.Олийнык Корректор Т, Колб

Редактор С, Па. рушева

Тираж 532 Подписное

ВНИИПИ Г осударственного комитета СССР по делам иэобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб,, д,4/5

Заказ 2327/32

Проиэнодгтнснно-полиграфическое предприятие, r, Ужгород, ул, Проектная> 4

Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений Способ определения эффективности ингибитора солеотложений 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей про ьшшенности и предназначено для забоднения нефтяных залежей загущенной водой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность вытеснения нефти химреагентами (ХР) при обводненности добывающих скважин 40 - 98% в зонах с остаточной нефтенасыщенностью (НН), превышающей на 0,1 НН в зонах действующих нагнетательных скважин (НС)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения с применением ПАВ

Изобретение относится к гидромашиностроению и м.б

Изобретение относится к геотехнологии и м.б

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для предотвращения поступления воды в горные выработки

Изобретение относится к горному делу и повышает эффективность сооружений в эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтедобыче и позволяет упростить проведение способа и снизить затраты

Изобретение относится к заканчиванию и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазовых скважин и м.б

Изобретение относится к нефтегазовой промьшшенности и позволяет обеспечить ликвидацию отложений в работакицей скважине и сохранить ее продуктивность

Изобретение относится к области нефтедобычи, к эксплуатации нефтяных скважин, продуцирующих парафинистую -нефть, при работе которых на подземных , и наземных трубах отлагаются парафине cMojm с тые вещества (ПСВ).Цель изобретения - повьшение эффективносb/s iCr : .г 1 EffKJ,:: ти разрушения и выноса ПСВ

Изобретение относится к нефтегазодобьшающей промьшшенности и позволяет повысить эффективность очистки за счет обеспечения возможности регулирования чистоты обработки поверхности

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для предотвращения отложений неорганических солей в скважинном оборудовании и в системах сбора нефти
Наверх