Состав для химической обработки скважин "илиза"

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Состав позволяет удалять соли, асфальто-смолистые и парафинистые отложения, продукты коррозии и предотвращает их образование в системах добычи, транспорта, хранения нефти. Состав для химической обработки скважин содержит органическую кислоту: оксиэтилидендифосфоновую, и/или нитрилотриметилфосфоновую, и/или уксусную, и/или муравьиную, и/или бензосульфоновую кислоту; неорганическую кислоту; ортофосфорную и/или плавиковую кислоты, ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество, воду и органический растворитель: ацетон, и/или диметилформамид, и/или толуол, и/или нефтяной сольвент. 1 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к составам для удаления солей, асфальто-смолистых и парафинистых отложений, продуктов коррозии и предотвращения образования твердых отложений в системах добычи, транспорта и хранения нефти, в частности для удаления и предотвращения отложений солей, смол, парафинов и продуктов коррозии на рабочих поверхностях насосно-компрессорных труб, электроцентробежных насосов (ЭЦН), эксплуатационной колонны и призабойной зоны скважин (ПЗС).

Известен состав для удаления парафиновых отложений (авт.св. N 1011664, кл. Е 21 В 43/00, 1981 г.), содержащий свободножирную кислоту (эквивалент органической кислоты). Этот состав не действует на кристаллические отложения солей и не растворяет их.

Наиболее близким техническим решением является решение, описанное в (авт.св. N 1293191, кл. С 09 К 3/00, 1983 г). Состав включает 15%-ный раствор соляной кислоты в количестве 49,5 мас. ПАВ ОП-10 в количестве 0,75 мас. и органический растворитель бентол 50,75 мас.

Недостатком этого состава являются малоэффективные очистки скважин от твердых отложений и предотвращение их образования.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки скважин по удалению твердых отложений и предотвращению их образования путем повышения очищающей способности в породе и нефтепромысловом оборудовании.

Поставленная цель достигается тем, что в состав для химической обработки скважин, включающий неорганическую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, дополнительно вводят органическую кислоту и органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.

Неорганическая кислота 40,0 55,0 Органическая кислота 5,0 10,0 Органический растворитель 10,0 15,0 Поверхностно-активное вещество 1,0 2,0 Вода 29,0 33,0 Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для обработки скважин отличается от известного введением новых реагентов в неорганическую, органическую кислоты и органический растворитель, указанные выше. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".

Анализ известных составов для обработки скважин показал, что некоторые введенные в заявляемое решение вещества известны, например ПАВ. Однако их применение в этих составах в сочетании с другими компонентами не обеспечивает составам такие свойства, которые они проявляют в заявляемом решении, а именно значительное повышение эффективности обработки скважин по удалению твердых отложений и предотвращению их образования. Таким образом, данный состав компонентов придает новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

В качестве ингредиентов состава можно использовать следующие реагенты. 1. Органическая кислота оксиэтилидендифосфоновая и/или нитрилотриметилфосфоновая, и/или уксусная, и/или бензосульфокислота, и/или муравьиная. 2. Неорганическая кислота ортофосфорная и/или соляная, и/или плавиковая. 3. Поверхностно-активное вещество дипроксамин (блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина), и/или проксанол (раствор блоксополимера окисей этилена и пропилена в водометанольной смеси), и/или ОП-10 (оксиэтилированный алкилфенол), и/или смачиватель ДБ (моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля), и/или сульфонол, и/или катапин А (алкилбензилпиридинийхлорид). 4. Органический растворитель ацетон и/или диметилформамид, и/или растворитель Р-648 (смесь ацетона, толуола с добавкой парафина до 50%), и/или толуол, и/или нефтяной сольвент.

Таблицы. В табл. 1 приведены композиции составов из различных ингредиентов. В табл. 2 указаны основные физико-химические свойства составов. Табл. 3 показывает эффективность действия состава по изобретению и известного в отношении растворения твердых отложений. В табл. 4 показана эффективность удаления твердых отложений составов по изобретению с оптимальным содержанием компонентов. В табл. 5 приведены данные по предотвращению образования твердых отложений составами по изобретению и известным на воде месторождения 1. Табл. 6 показывает степень очистки скважинного оборудования составом по изобретению и известными на различных типах твердых отложений.

Испытания составов проводили следующим образом.

Взятые на испытания детали с отложениями предварительно взвешивали и погружали в раствор для растворения отложений, затем фиксировали потерю (убыль) веса деталей с отложениями через 30 мин. После окончания процесса растворения через 2 ч детали вынимали, просушивали и взвешивали. Количество растворенных твердых отложений определяли по разности веса деталей до и после испытаний.

Состав обеспечивает комплексное решение проблем как по удалению твердых отложений, так и по предотвращению их образования, так как состав задавливается в пласт и при работе скважины постепенно выносится из пласта вместе с добываемой жидкостью, предотвращая отложение (прилипание) кристаллов солей, парафинов, смол и механических частиц (например, продуктов коррозии) к поверхности нефтепромыслового оборудования.

При этом скважина не останавливается на капитальный ремонт. Состав закачивается в системе текущего ремонта в период работы скважины.

Сравнение эффекта предотвращения образования твердых отложений с применением состава по изобретению и известного проводилось на пластовой воде месторождения 1 путем дозировки этих составов.

Общее содержание солей в исходной воде составило 23,7 г/л. Условия процесса, при котором происходит выпадение осадка в скважинах, создавались нагревом проб до 40 60^oС при непрерывном перемешивании в течение 2-х часов. По истечении этого времени в пробах определялось количество осадка, выпавшего и прилипшего к стенкам колбы, путем аналитического взвешивания, для чего свободная вода сливалась из колб и после просушивания производилось взвешивание. По разности весов путем колб и с осадком определялось количество осадка.

Практическое использование изобретения заключается в приготовлении состава (или в стационарных условиях или на месте у скважины) и закачка его с помощью известных агрегатов, типа ЦА-320 или "кислотника" в НКТ или же затрубное пространство скважины, что зависит от способа добычи нефти. После выдерживания до 2-х ч раствор задавливается в пласт или выносится вместе с добываемой жидкостью.

Таким образом, результаты испытаний показали высокую эффективность по удалению и предотвращению твердых отложений составом по изобретению.

Как видно, растворение твердых отложений в составе по изобретению почти в 2 раза выше (эффект равен 100%), чем в известном.

Примеры составления композиций состава приведены в табл. 1.

Физико-химические показатели композиции приведены в табл. 2. Усредненные результаты сравнения растворения солей, смолисто-асфальтеновых и парафиновых отложений после 2-х часового растворения при температуре 40^oС в составе по изобретению (композиции А-Ж) и известном приведены в табл.3.

Эффективность растворения твердых отложений в композициях А-Ж состава по изобретению и известном представлена в табл. 3.

Эффективность удаления твердых отложений составов по изобретению с оптимальным содержанием компонентов представлена в табл. 4.

Предотвращение образования твердых отложений составами по изобретению и известным на воде месторождения 1 приведено в табл. 5.

Результаты сравнительного испытания состава "Илиза" и известных на различных типах твердых отложений, образующихся на скважинах с различным содержанием содей в пластовой воде и парафинов в нефти представлены в табл. 6.

Формула изобретения

1. Способ для химической обработки скважин, включающий органическую и неорганическую кислоты, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит органический растворитель, а в качестве органической кислоты оксиэтилидендифосфоновую, и/или нитрилотриметилфосфоновую, и/или уксусную, и/или муравьиную, и/или бензосульфоновую кислоту, в качестве неорганической кислоты ортофосфорную и/или плавиковую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.

Неорганическая ортофосфорная, и/или плавиковая, и/или соляная кислота - 40 55 Органическая оксиэтилидендифосфоновая, и/или нитрилотриметилфосфоновая, и/или уксусная, и/или муравьиная, и/или бензосульфоновая 5 10 Ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество 1 2 Органический растворитель 10 15
Вода 29 33
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя он содержит ацетон, и/или диметилформамид, и/или толуол, и/или нефтяной сольвент.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5