Scientific journal

Modern problems of science and education

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

Одним из видов осложнений, возникающих при разработке нефтяных и газовых месторождений, являются отложения различных неорганических солей. Данному процессу подвержены скважинное (эксплуатационная колонна, НКТ, ЭЦН) и наземное оборудование промысловые коммуникации, а также призабойная зона пласта. Это нередкое явление, особенно на заключительных стадиях разработки, приводит к преждевременному отказу скважинных насосов, снижению выработки запасов нефти из-за уменьшения дебита скважины и другим негативным явлениям.

В настоящее время наиболее распространенным в практике разработки месторождений является метод реагентной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования от образования отложений неорганических солей (в основном карбонатов кальция, а также сульфатов кальция и бария). В промысловой практике наиболее эффективным считается метод закачки водного раствора ингибитора солеотложений в ПЗП для его последующего достаточно продолжительного выноса в ствол скважины при ее эксплуатации. Существующая практика выбора эффективного реагента для конкретных скважин основана на подборе марки ингибитора, закачиваемого в ПЗП исходя только из его ингибирующей способности при его взаимодействии с попутными водами определенного химического состава. Однако при этом адсорбционно-десорбционные характеристики ингибитора, от которых зависит эффективность и длительность действия выбранного раствора величина адсорбции реагента на породе и последующая его десорбция, как правило, не учитываются [1]. В то же время известно, что нефтегазоносные породы обладают различной смачиваемостью и разной сорбционной способностью. Поэтому к ингибитору солеотложений необходимо предъявлять достаточно жесткие требования. Он должен быстро и в большом количестве адсорбироваться на поверхности продуктивных пород при закачке, и достаточно медленно десорбироваться с поверхности породы при эксплуатации скважины в объемах, достаточных для предотвращения солеотложений.

Исследования адсорбционно-десорбционных свойств реагентов, используемых для ингибирования солеотложений

Применение кислотосодержащих добавок позволяет улучшить адсорбционно-десорбционные свойства ингибиторов солеотложения, приготовленных на основе органических фосфатов. Так, например, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) применяют совместно с соляной кислотой [4]. Обработка поверхности продуктивных пород ингибирующей композицией, содержащей соляную кислоту, снижает поверхностное натяжение на границе «порода-нефть-ингибирующий раствор» и позволяет лучше подготовить поверхность породы к адсорбции за счет отторжения пленочной нефти и гидрофилизации поверхности. При этом также происходит увеличение шероховатости породы за счет химического взаимодействия соляной кислоты с карбонатными минералами.

Известно, что  в Волго-Уральской провинции, основная добыча нефти осуществляется из девонских залежей, связанных с  терригенными коллекторами, представленными песчаниками, в состав которых входят карбонатные минералы. Исходя из этого, для улучшения адсорбционно-десорбционных характеристик ингибитора необходимо использовать реагенты, снижающие поверхностное натяжение на границе «нефть-порода-ингибирующий раствор» и позволяющие увеличить поверхность контактирования как с силикатными и алюмосиликатными минералами, так и карбонатной составляющей.

Такими свойствами обладает разработанный состав, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), бифторид аммония, соляную кислоту, изопропиловый спирт и неионогенный ПАВ. Бифторид аммония, растворяясь в соляной кислоте, частично ее нейтрализует и в результате этой реакции образуется плавиковая кислота.

Реакция происходит по следующей схеме:

NH4FНF + HCl = 2HF + NH4Cl,

NH4F + HCl = HF + NH4Cl.

Плавиковая кислота способна реагировать с силикатными и алюмосиликатными минералами. Наиболее активно реагирует HF с алюмосиликатами, присутствующими в каолиновых глинах, аргиллитах и других горных пород. Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и такой горной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора переходит из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота в растворе обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не вступает в реакцию с кремнистыми соединениями. Кроме того, соляная кислота способна очищать поверхность породы от пленочной нефти, изменяя ее смачиваемость и тем самым обеспечивая равномерную и полную адсорбцию ингибитора солеотложений.

Взаимодействие плавиковой кислоты с кварцем и каолином, входящими в состав терригенных коллекторов происходит по следующей схеме:

SiO2 + 4НF SiF4 + 2H2O,

Н4Al2Si2O9 + 14НF 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O.

Разработка и испытания ингибирующего солеотложения раствора на основе ОЭДФ в лабораторных условиях осуществлялась в четыре этапа. Вначале подбиралось оптимальное содержание в растворе соляной кислоты и бифторида аммония по результатам определения поверхностного натяжения на границе нефть - кислотные растворы. В лабораторных экспериментах использовали нефть из скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. На втором этапе определялась концентрация ОЭДФ, обеспечивающая необходимое снижение поверхностного натяжения на границе нефть - кислотные растворы. Затем изучалась ингибирующая способность разработанного состава. На четвертом этапе определялась адсорбционно-десорбционная характеристика ингибирующего солеотложения раствора.

В лабораторных условиях был исследован интервал концентраций бифторида аммония 0-5% в кислотных растворах, а содержание соляной кислоты изменялось от 3-15 %, т.е. в пределах значений, рекомендуемых для обработки терригенных и карбонатных коллекторов. Результаты лабораторных определений поверхностного натяжения кислотного раствора на границе нефть - кислотные растворы приведены в табл. 1.

Таблица 1

Поверхностное натяжение на границе нефть-кислотный раствор при различных содержаниях бифторида аммония и соляной кислоты в ингибирующем растворе

Данные, представленные в табл. 1, свидетельствуют о том, что повышение концентрации обоих реагентов снижает величину поверхностного натяжения, однако большее влияние на это оказывает соляная кислота. Наиболее оптимальными концентрациями в растворе являются 0,5-2% бифторида аммония и 7-10% соляной кислоты. При таком сочетании величина поверхностного натяжения композиции на границе нефть - кислотные растворы уменьшаются до 6,89 - 3,98 мН/м.

Добавление в кислотный раствор ОЭДФ позволяет дополнительно уменьшить величину поверхностное натяжения. При закачке в призабойную зону пласта обычно рекомендуется применять 1-5% раствор ОЭДФ. Изменения поверхностного натяжения при добавлении ОЭДФ в раствор были изучены в лаборатории. Для этого были приготовлены и исследованы водные растворы с содержанием 0,5-2% бифторида аммония, 7-10% соляной кислоты и ОЭДФ в интервале 0,5-5%. В табл. 2 приведены результаты определения величины поверхностного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор» при различном содержании ОЭДФ в композиции.

Таблица 2

Результаты измерения величины поверхностного натяжения на границе «нефть-кислотный раствор» при различном содержании ОЭДФ

Из табл. 2 видно, что даже незначительное добавление в раствор ОЭДФ приводит к существенному снижению его поверхностного натяжения. Этот эффект заметно увеличивается до величины концентраций ОЭДФ 3%. Таким образом, оптимальной концентрацией должно быть содержание ОЭДФ не менее 2-3%. Дальнейшее снижение поверхностного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор» может быть достигнуто добавлением к ингибирующему раствору катионактивных или неионогенных ПАВ.

Оценка адсорбционной и десорбционной способности разработанного ингибирующего состава проводилась в лабораторных условиях путем проведения экспериментов по фильтрации ингибирующих растворов на установке оценки качества повреждения пласта FDES-645 компании Coretest Systems Corporation.

Первым этапом лабораторных экспериментов было насыщение керна нефтью. Затем проводилось вытеснение нефти ингибирующим раствором до постоянства концентрации ОЭДФ на входе и выходе из кернодержателя. В процессе адсорбции было прокачено до 10 поровых объемов изучаемых растворов. После выдержки на установление адсорбционного равновесия (1 сутки) начинали вытеснять ингибирующий раствор пластовой водой. С этого момента изучался процесс десорбции. Как в период адсорбции, так и в период десорбции на выходе из кернодержателя периодически отбирались пробы жидкости и определялась концентрация фосфороорганического ингибитора ОЭДФ. Пробы жидкости в процессе десорбции отбирались до полного исчезновения в их составе ингибитора.

Для сопоставления процессов адсорбции различных ингибиторов изучалось три состава:

1. 3 % ОЭДФ + 1 % NH4F +7% HCl +0,1 ПАВ + вода до 100 %;
2. 2 % ОЭДФ + 2 % NH4F + 10 % HCl +0,1 ПАВ + вода до 100 %;
3. 5 % водный раствор ингибитора СНПХ-5314.

Таблица 3

Изменение относительной концентрации ингибитора солеотложения ОЭДФ в процессе адсорбции

Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации ОЭДФ в ингибирующих композициях различны, то сравнивать можно только динамику относительных концентраций растворов. При этом относительная концентрация определяется отношением текущей концентрации ОЭДФ к исходной. В табл. 3 приведены результаты относительных концентраций ОЭДФ в процессе адсорбции.

Сопоставляя относительные концентрации ОЭДФ при адсорбции, можно заключить, что адсорбция протекает быстрее в случае применения ингибирующего состава № 1.

Лабораторные исследования показали, что равновесное состояние достигается при прокачке девяти поровых объемов этого ингибирующего раствора на пластовой воде.

После выдержки на адсорбционное равновесие ингибирующий раствор вытесняли водой. В табл. 4 приведены результаты определения относительной концентрации ОЭДФ в процессе десорбции.

Оптимальная концентрация ОЭДФ, рекомендуемая для промысловой практики, составляет 5 - 10 мг/л, а соответствующая относительная концентрация составляет 0,0001.

Таблица 4

Изменение относительной концентрации ингибитора солеотложения ОЭДФ в процессе десорбции

Из табл. 4 видно, что при прокачке 30 поровых объемов воды обеспечивается вынос реагента, достаточный для эффективной защиты от отложения солей при использовании ингибитора СНПХ-5314. При использовании разработанного ингибирующего состава под  № 1 эффективная защита от солеотложений при добыче нефти из аналогичных пород обеспечивается при прокачке 48 поровых объемов воды, а состава под № 2 при прокачке 38 поровых объемов воды. Это указывает на то, что применение разработанного состава солеотложения под № 1позволяет в 1,6 раза увеличить продолжительность десорбции по сравнению с применением широко используемого ингибитора солеотложений СНПХ-5314.

Заключение

Разная эффективность исследуемых составов объясняется различным механизмом воздействия на продуктивные породы вводимыми кислотными добавками. Лабораторные исследования показали, что десорбция с породы при использовании разработанного ингибирующего состава значительно продолжительнее, чем при применении существующих аналогов, таких как СНПХ-5314.

Рецензенты:

Николаев Н. И., доктор технических наук, профессор кафедры РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный», г.Санкт-Петербург.

Макаревич В.Н., доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник ФГУП ВНИГРИ, г.Санкт-Петербург.