СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНЕ
COMPOSITION FOR REMOVAL OF SALT DEPOSITS IN WELL

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне скважины.
В процессе нефтедобычи наблюдаются отложения на эксплуатационной колонне, которые состоят их неорганических (минеральные) и органических компонентов (углеводородные).
Известен состав для удаления гипсоуглеводородных отложений [Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. Кн. Изд-во, 1987, 168 с.]. Состав содержит 13%-ный раствор соляной кислоты с добавлением 1 мас.% реагента ЗМ («зеленое масло»), который является стимулятором растворения гипсоуглеводородных отложений (СРГ).
ЗМ содержит пирановые и непредельные спирты, триметилкарбинол, триметилбутадион, 4-метил-5,6-дигидропиран и полимеры. Содержащиеся в составе стимулятора непредельные соединения уже сами по себе являются растворителями, поэтому при добавлении СРГ в раствор соляной кислоты эффективность разрушения осадка повышается. Существенным недостатком является то, что состав предназначен, прежде всего, для удаления сульфатов, а в отложениях во многих случаях преобладают карбонаты.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для обработки призабойной зоны пласта [патент РФ №2123588, МПК Е21В 43/27. Опубл. 20.12.1998 г.], включающий соляную кислоту, растворитель, технический лигносульфонат, неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество ПАВ и воду. В качестве растворителя в составе используется водно-метанольная фракция - водный раствор метилового спирта с концентрацией 40-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 25,0-80,0, водно-метанольная фракция 1,0-24,5, технический лигносульфонат 2,0-20,0, неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество ПАВ 0,1-5,0, вода - остальное. Недостатком известного состава является то, что он недостаточно эффективно растворяет углеводородные соединения, содержащиеся в отложениях.
Техническая задача предложения - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне за счет повышения скорости их растворения.
Задача решается с помощью состава для удаления солеотложений в скважине, включающего соляную кислоту и растворители углеводородных отложений.
Новым является то, что в качестве растворителей углеводородных отложений состав содержит растворитель парафинов нефтяной и этилацетат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота ингибированная
30,0-70,0
Растворитель парафинов нефтяной
20,0-50,0
Этилацетат технический
10,0-20,0,
а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества состав содержит неонол АФ 9-12 в количестве 0,1-1,0% от массы состава.
Соляная кислота ингибированная по ТУ 2122-004-12064382-98 представляет собой жидкость от бесцветной до темного цвета; массовая доля соляной кислоты в пределах 22-24%.
Растворитель парафинов нефтяной (РПН) вырабатывается в процессе подготовки нефти на установках ОАО «Татнефть» по ТУ 0251-062-00151638-2006 и представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 5% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин.
Этилацетат технический представляет собой прозрачную жидкость без механических примесей и должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8981-78.
Неонол АФ 9-12 представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета и должен удовлетворять требованиям ТУ 2483-077-05766801-98.
19
35
В заявленном составе соляная кислота ингибированная является растворителем минеральной части отложений (карбонатов, сульфатов и др.), а растворитель парафинов нефтяной и этилацетат технический - углеводородной (насыщенных углеводородов алифатического ряда С-С), причем соляная кислота является полярным растворителем, РПН - неполярным, этилацетат технический - по полярности занимает промежуточное положение между ними. Неонол АФ 9-12 в заявленном составе используется как поверхностно-активное вещество (ПАВ), вызывая снижение межфазного натяжения между вышеупомянутыми растворителями для их лучшего смешивания.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
Для определения эффективности состава в лабораторных условиях исследовали растворимость образцов отложений, состоящих из: карбоната кальция - 48,3%, сульфата кальция -20,7%, сульфата железа - 7,8%, оксида кремния - 3,6%, углеводородов - 19,3%, воды - 0,3%.
Навеску отложений массой около 1 г помещают в 10 мл испытуемого состава. Через каждые 4 часа оставшийся осадок отфильтровывают, промывают, взвешивают и рассчитывают количество растворенных отложений.
В таблице показаны результаты растворения отложений заявленным составом и составом по прототипу. По данным, представленным в таблице, видно, что составы 1 и 8 не пригодны для растворения отложений, так как растворяют их хуже, чем состав по прототипу. Оптимальными являются составы 2-6, растворяющая способность которых превосходит прототип. На основании данных таблицы были выбраны оптимальные составы при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота ингибированная
30,0-70,0
Растворитель парафинов нефтяной
20,0-50,0
Этилацетат технический
10,0-20,0
а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества состав содержит неонол АФ 9-12 в количестве 0,1-1,0% от массы состава.
Предлагаемый состав по сравнению с прототипом позволяет увеличить количество удаляемых отложений и скорость их растворения за счет использования разных по полярности растворителей, что показывает высокую эффективность состава и подтверждает выполнение технической задачи предложения.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне за счет повышения скорости их растворения.
Пример приготовления состава для удаления солеотложений в лабораторных условиях. В стеклянный стакан объемом 100 мл помещают 20 г (20 мас.%) этилацетата, добавляют 0,1 г (0,1% от массы состава) неонола АФ 9-12 и перемешивают до растворения последнего. К полученному раствору добавляют 50 г (50 мас.%) РПН и 30 г (30 мас.%) соляной кислоты ингибированной 22-24%-ной концентрации и перемешивают с помощью механической мешалки в течение 1 мин со скоростью 300 об./мин. Остальные составы готовят аналогично описанному примеру.
3
3
3
3
3
3
Пример практического применения. На скважине с эксплуатационной колонной с условным диаметром 146 мм и текущим забоем 1720 м периодически происходит отложение солей. Шаблонированием было установлено наличие солеотложений на эксплуатационной колонне ниже глубины 1650 м. Для заполнения эксплуатационной колонны от глубины 1650 м до текущего забоя необходимо 925 л (0,925 м) состава для удаления солеотложений. Для полного перекрытия интервала отложений готовят 1,0 м состава для удаления солеотложений. Состав для удаления солеотложений готовят следующим образом. В первую половину мерника цементировочного агрегата закачивают 0,44 м растворителя парафинов нефтяного (40 мас.%), во вторую половину мерника - 0,45 м соляной кислоты 22-24%-ной концентрации (50 мас.%). В чанке цементировочного агрегата перемешивают 0,11 м этилацетата (10 мас.%) и 0,001 м неонола АФ 9-12 (0,1% от массы состава), полученный раствор закачивают в первый мерник цементировочного агрегата с РПН и в течение 15 минут перемешивают. Далее в течение 30 минут перемешивают содержимое обеих половин мерника между собой. Спускают в скважину до текущего забоя насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 73 мм.
3
3
Закачивают в насосно-компрессорные трубы 1,0 м состава для удаления солеотложений и 4,95 м технической воды в качестве продавочной жидкости. Приподнимают насосно-компрессорные трубы до глубины 1620 м. Скважину оставляют на реагирование состава для удаления солеотложений в течение 24 часов, после чего промывают, шаблонированием определяют отсутствие солеотложений на эксплуатационной колонне. Спускают подземное оборудование и пускают в эксплуатацию.
Таблица
Результаты растворения отложений заявленным составом и составом по прототипу
№
Состав, мас.%
Навеска отложений до обработки, г
Навеска отложений после обработки заявленным составом и составом по прототипу через промежуток времени
4 час, г
8 час, г
12 час, г
16 час, г
24 час, г
24 час, %
Заявленный состав
1
HCl - 20,0
РПН - 55,0
1,056
0,711
0,604
0,489
0,379
0,233
22,1
Этилацетат - 25,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
2
HCl - 30,0
РПН - 50,0
1,078
0,657
0,553
0,429
0,336
0,149
13,8
Этилацетат - 20,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
3
HCl - 40,0
РПН - 40,0
1,112
0,555
0,448
0,323
0,254
0,115
10,3
Этилацетат - 20,0
Неонол АФ 9-12 - 0,5
4
HCl - 50,0
РПН - 40,0
1,109
0,502
0,416
0,289
0,215
0,098
8,8
Этилацетат - 10,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
5
HCl - 50,0
РПН - 35,0
1,101
0,507
0,425
0,307
0,219
0,103
9,1
Этилацетат - 15,0
Неонол АФ 9-12 - 0,3
6
HCl - 60,0
РПН - 30,0
1,088
0,511
0,417
0,312
0,221
0,102
9,4
Этилацетат - 10,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
7
HCl - 70,0
РПН - 20,0
1,093
0,534
0,432
0,329
0,229
0,108
9,9
Этилацетат - 10,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
8
HCl - 75,0
РПН - 16,0
1,119
0,601
0,489
0,375
0,297
0,175
15,6
Этилацетат - 9,0
Неонол АФ 9-12 - 0,1
Прототип
8
HCl - 25,0
ВМФ* - 24,0
1,031
0,674
0,597
0,485
0,397
0,221
21,4
ТЛ** - 20,0
Неонол АФ 9-12 - 3,0
Вода - 28,0
9
HCl - 50,0
ВМФ - 20,0
1,013
0,612
0,515
0,387
0,349
0,149
14,7
ТЛ - 15,0
Неонол АФ 9-12 - 1,0
Вода - 14,0
10
HCl - 80,0
ВМФ - 10,0
1,102
0,620
0,502
0,410
0,324
0,163
14,8
ТЛ - 2,0
Неонол АФ 9-12 - 1,0
Вода - 7,0
Примечание: ВМФ* - водно-метанольная фракция 50% концентрации;
ТЛ** - технический лигносульфонат.