Содержание к диссертации
Введение
1 Формирование состава попутно-добываемых вод при разработке нефтяных месторождений северо-запада башкортостана 11
1.1 Геолого-физические процессы в пласте и в скважинах при заводнении 12
1.2 Изменение концентрации основных ионов при опреснении попутно-добываемых вод 23
1.3 Оценка насыщенности попутно-добываемых вод сульфатом кальция 30
1.4 Характер геолого-физических и микробиологических процессов на поздней стадии разработки залежей 37
1.5 Состав отложений неорганических солей в скважинах 42
Выводы к разделу 1 49
2 Методы предотвращения образования отложений гипса и пути их совершенствования 50
2.1 Применяемые методы предотвращения отложения солей в скважинах 50
2.2 Кристаллизация солей из перенасыщенных попутно-добываемых вод 59
2.3 Использование оптимальных дозировок ингибиторов отложения солей при проведении обработок по предотвращению отложений гипса в скважинах 64
Выводы к разделу 2 73
3 Защита от отложении солеи и коррозии подземного оборудования путем использования ингибиторов в составе азотсодержащей пены
3.1 Предотвращение образования сульфидсодержащих осадков и коррозии в затрубном пространстве скважины 76
3.2 Технология приготовления и закачки водных растворов химических реагентов в составе азотсодержащей пены 78
3.3 Результаты промышленных испытаний 82
Выводы к разделу 3 86
4 Повышение эффективности предупреждения отложения солей сложного состава при использовании ингибирующих композиций с улучшенными технологическими характеристиками 87
4.1 Лабораторные исследования ингибирующих композиций отложения солей сложного состава 89
4.2 Технология приготовления и закачки ингибирующей композиции для предотвращения отложений солей сложного состава 95
4.3 Испытание технологий предотвращения отложений солей сложного состава 99
Выводы к разделу 4 101
Основные выводы и рекомендации 102
Библиографический список 104
Приложения
- Геолого-физические процессы в пласте и в скважинах при заводнении
- Применяемые методы предотвращения отложения солей в скважинах
- Предотвращение образования сульфидсодержащих осадков и коррозии в затрубном пространстве скважины
- Лабораторные исследования ингибирующих композиций отложения солей сложного состава
Введение к работе
Важнейшей проблемой в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Одним из существенных вопросов в решении этой проблемы является решение задач борьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин. Образование отложений солей приводит к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из строя глубиннонасосного оборудования (ГНО), внеплановым текущим и дорогостоящим капитальным ремонтам скважин. В итоге, значительно ухудшаются технико-экономические показатели работы нефтегазодобывающих предприятий.
Образование отложений солей в скважинах связано с их обводнением. Особую актуальность проблема повышения эффективности эксплуатации скважин приобретает в настоящее время, поскольку многие нефтяные месторождения страны вступили в период интенсивного обводнения. Это характерно и для Башкортостана, где основные месторождения находятся на завершающей стадии разработки. Разработка большинства месторождений северо-запада Башкортостана по мере обводнения залежей сопровождается отложением солей в скважинах. Подобные процессы происходят и при разработке Арланского месторождения - самого крупного в регионе.
Основным методом разработки нефтяных месторождений является заводнение продуктивных пластов. При этом в пласте протекают сложные геохимические процессы взаимодействия закачиваемой воды с породой пласта и насыщающими ее жидкостями, приводящие к формированию попутно-добываемых вод, насыщенных неорганическими солями. При изменении термобарических условий в скважинах происходит кристаллизация из перенасыщенных попутно-добываемых вод и образование отложений солей в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Отдельные причины образования солей достаточно хорошо изучены, однако системного их обобщения и классификации, связывающих между собой все сложные процессы в пласте и скважинах, включающих и последнюю стадию разработки, не имеется.
Разработка нефтяных месторождений Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Самарской, Оренбургской, Пермской областей была осложнена отложениями солей в скважинах, содержащих в основном кристаллы гипса. Существующие методики определения насыщенности попутно-добываемых вод сульфатом кальция сложны и требуют проведения многочисленных трудоемких химических анализов. Изменение насыщенности вод сульфатом кальция на последней стадии разработки приводит к изменению размеров зародышей гипса, а следовательно, требуется изменение дозировок дорогостоящих реагентов по предотвращению образования солеотложений, что в настоящее время не учитывается.
В последние годы проблема предотвращения образования отложений солей обострилась в связи с резким увеличением количества скважин с отложениями солей сложного состава с сульфидом железа. При этом эффективность применяемых ингибиторов уменьшается потому, что их использование происходит в изменившихся условиях. Необходимо обеспечить защиту нефтепромыслового оборудования во всех зонах образования солей: призабойной зоне пласта (ПЗП), эксплуатационной колонне, насосном оборудовании, межтрубном пространстве, насосно-компрессорных трубах (НКТ) и выкидных линиях. Работы, связанные с предотвращением отложения осадков многокомпонентного состава, требуют совершенствования применяемых методов и разработки новых технологий, обеспечивающих эффективную защиту нефтепромыслового оборудования при добыче нефти на поздней стадии разработки залежей.
Учитывая важность проблемы эффективной добычи в Республике Башкортостан, разработаны и утверждены следующие программы, включающие решение задач по повышению эффективности борьбы с отложениями солей:
? программа № 7 Академии наук РБ "Нефть и газ Башкортостана" (Постановление кабинета министров РБ № 204 от 26.06.96г.);
? программа № 8 "Топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан. Стабилизация и развитие", подпрограмма "Проблемы добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья" (Постановление кабинета министров РБ № 405 от 31.12.99г.).
Цель работы
Повышение эффективности предотвращения солеотложений при добыче нефти на основе изучения процессов формирования состава попутно-добываемых вод, приводящих к образованию отложений солей, и совершенствования технологий предупреждения их образования на поздней стадии разработки залежей.
Основные задачи исследований
1. Обобщение и систематизация современных представлений о процессах формирования состава попутно-добываемых вод при разработке залежей, приводящих к увеличению в них сульфатности и кристаллизации гипса.
2. Определение закономерностей изменения концентрации ионов СГ, НСОз", SO42", Na++K+, Са2+, Mg2+ при заводнении залежей в зависимости от опреснения попутно-добываемых вод и их использование при оценке равновесной насыщенности вод сульфатом кальция на примере разработки месторождений северо-запада Башкортостана.
3. Изучение процессов образования сульфидсодержащих минеральных солей сложного состава в скважинах на поздней стадии разработки залежей.
4. Анализ результатов промысловых работ по предотвращению образования отложений солей и определение путей сокращения расхода дорогостоящих ингибиторов отложения солей.
5. Совершенствование применения используемых и разработка новых композиций химических реагентов и технологий их применения для предотвращения образования отложений солей при эксплуатации добывающих скважин.
Методы исследований
При решении поставленных задач использованы современные методы экспериментальных лабораторных и промысловых исследований. Для анализа результатов использовали исходную информацию, полученную с помощью стандартных приборов и методов измерений. Обработка результатов велась с применением математической статистики и современной вычислительной техники.
Основные защищаемые положения
1. Метод определения насыщенности попутно-добываемых вод сульфатом кальция по концентрации солеобразующих ионов.
2. Результаты расчетов по изучению дозирования ингибиторов отложения солей в зависимости от параметров кристаллизации гипса из попутно-добываемых вод.
3. Способ защиты внутрискважинного оборудования от образования отложений солей и коррозии, основанный на закачке в затрубное пространство скважины химических реагентов в составе азотсодержащей пены.
4. Ингибирующие композиции солеотложения с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой, а также технологии и результаты их применения для предотвращения образования сульфидсодержащих солей сложного состава при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки залежей.
Научная новизна
1. Предложены обобщенные схемы путей формирования состава попутно-добываемых вод, приводящих к образованию отложений сульфидсодержащих неорганических солей с учетом сложных физико-химических и микробиологических процессов в пластах и скважинах на поздней стадии разработки залежей.
2. Разработан метод определения насыщенности попутно-добываемых вод сульфатом кальция для конкретной залежи за счет учета концентрации двух солеобразующих ионов (Са2+ и S042 ) и взаимовлияния ионов, концентрация которых изменяется по линейным зависимостям.
3. Выявлены основные параметры кристаллизации гипса (радиус и количество зародышей, удельная поверхность твердой фазы) в зависимости от насыщенности вод сульфатом кальция.
4. Разработан новый способ (пат. РФ 2174590) защиты поверхности внутрискважинного оборудования от сульфидсодержащих солей путем периодической закачки ингибиторов в составе азотсодержащей пены в межтрубное пространство.
5. Разработаны ингибирующие композиции для предупреждения отложения солей с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой, позволяющие эффективно предотвращать образование сульфидсодержащих солей сложного состава и нейтрализовать сероводород в скважине.
Практическая ценность и реализация работы в промышленности
1. Использование метода расчета насыщенности попутно-добываемых 9-4 вод сульфатом кальция по концентрации двух солеобразующих ионов Са и SO42" позволяет исключить проведение дорогостоящих химических анализов по определению концентрации других ионов шестикомпонентного комплекса и упростить сами расчеты.
2. Использование для обработки скважины по предотвращению образования отложений гипса расчетного количества ингибитора отложения солей, с учетом поверхности образующихся кристаллов и защищаемого оборудования, позволяет снизить расход дорогостоящих ингибиторов.
Проведение обработок высокообводненных скважин в НГДУ "Чекмагушнефть" позволило повысить эффективность предотвращения солеобразования за счет сокращения расхода дорогостоящих ингибиторов в 3,4 раза.
3. Разработана технология защиты внутрискважинного оборудования от солеотложений и коррозии путем закачки в межтрубное пространство вспененной азотом ингибирующей композиции химических реагентов. Промысловые испытания, проведенные в НГДУ "Арланнефть", показали, что продолжительность защитного эффекта увеличивается в среднем в 3,15 раза по сравнению с обработками скважин ингибиторами по обычной технологии.
4. Разработана технология предотвращения образования отложений минеральных солей сложного состава с сульфидом железа в скважине и ПЗП путем проведения обработок скважин ингибирующими композициями солеотложения с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой и способностью нейтрализации сероводорода.
Проведение обработок скважин разработанными ингибирующими композициями на восьми скважинах НГДУ "Арланнефть" в 2001-2002гг. позволило увеличить продолжительность защитного эффекта в среднем в 3,05 раза.
В работе использованы методы экспериментальных лабораторных и промысловых исследований. Основная часть лабораторных исследований проведена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, а промысловые исследования и внедрение рекомендаций проведены в НГДУ "Чекмагушнефть" и "Арланнефть". Лабораторные и промысловые эксперименты проведены по опробованным методикам, утвержденным в виде руководящих документов, государственных и отраслевых стандартов. Обработка полученных результатов проведена с использованием методов математической статистики и вычислительной техники.
Результаты работы неоднократно докладывались на научно-технических конференциях УГНТУ (г. Уфа, 1999, 2000, 2001), на III конгрессе нефтепромышленников России "Проблемы нефти и газа" (г. Уфа, 2001), на технических советах НГДУ "Чекмагушнефть", "Арланнефть" (г.г. Дюртюли, 2002, Нефтекамск, 2001).
Автор благодарит за неоценимую помощь в формировании плана диссертации, обработке и обобщении результатов лабораторных и промысловых исследований научного руководителя, профессора Юрия Викторовича Антипина. За содействие и руководство при внедрении разработок в промысловых условиях автор также выражает благодарность главному инженеру НГДУ "Арланнефть", кандидату технических наук Радику Фанавиевичу Габдуллину.
При решении отдельных вопросов поставленных задач автор получал консультации и помощь при проведении экспериментальных работ и внедрении рекомендаций, за что выражает свою искреннюю благодарность: М.Д. Валееву, Ф.С. Гарифуллину, Ю.В. Зейгману, Г.Ш. Ислановой, М.К. Ро-гачеву, Н.В. Прокшиной, М.А. Токареву, Ф.Д. Шайдуллину.
Автор выражает большую признательность работникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета и промысловым работникам НГДУ "Чекмагушнефть" и "Арланнефть", помогавшим в выполнении и обсуждении настоящей работы.
Геолого-физические процессы в пласте и в скважинах при заводнении
Разработка месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки пресной воды в продуктивные горизонты привела к осложнениям, которые вызваны образованием отложений минеральных солей на нефтепромысловом оборудовании в период обводнения добываемой нефти. Образование отложений неорганических солей является одной из серьезных проблем в добыче нефти. Эти отложения состоят в основном из кристаллов гипса, карбонатов кальция, продуктов коррозии, песчаных и глинистых частиц и органических включений [2, 28, 46, 90, 116, 117]. Очень часто отложения представлены на 85-92% гипсом, поэтому важно исследовать процессы, приводящие к образованию насыщения вод сульфатом кальция.
Одну из основных причин ряд исследователей [2, 27, 41, 47, 106] связывает с формированием попутно-добываемых вод. С закачкой пресных вод в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система «закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта». В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации ионов в попутной воде, потенциально способных к образованию солей и выпадению их в виде осадка. Процесс образования отложений усиливается при значительном изменении термодинамических параметров в пласте и скважине. Закачиваемые воды, при движении по пласту, взаимодействуют с породой, остаточными водами и углеводородами. При взаимодействии они меняют свой химический состав, степень минерализации и физические свойства.
В небольших количествах встречаются ионы Ва , Fe% Fe , Srz , Щ+, NO3", Br", Г, Li+ и др. Результаты исследования ионного состава пластовых вод Арланского нефтяного месторождения показывают, что в них до начала закачки пресных вод содержалось до 26 различных компонентов [28, 29, 95]. Пластовые воды отличаются количественным содержанием ионов, которое изменяется по месторождениям, а на одном и том же месторождении - по стратиграфическим горизонтам.
При формировании состава попутно-добываемых вод с последующим образованием гипса можно выделить следующие последовательно протекающие процессы: внутрипластовые геолого-физические изменения, приводящие к обогащению попутно-добываемых вод сульфатными ионами; смешение вод повышенной сульфатности в пласте и стволе скважины с пластовыми водами хлоркальциевого типа, приводящее к обогащению попутно-добываемых вод сульфатом кальция; нарушение сульфатного равновесия в попутно-добываемой воде, приводящее к кристаллизации и образованию отложений гипса.
На внутрипластовые процессы увеличения концентрации сульфатных ионов S042" влияет взаимодействие закачиваемых вод с вмещающими породами: выщелачивание сульфатных минералов, содержащихся в коллекторах, окисление некоторых породообразующих минералов и десорбция ионов SO4" с поверхности поровых каналов.
Процессы растворения (выщелачивания) сульфатсодержащих пород пласта происходят при воздействии пресной воды, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют с водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства, образуя новые химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт воду. Эксперименты по исследованию выщелачивания (разрушения) минералов пород в воде проводятся в основном в статических условиях. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25 - 50 лет, указанные процессы протекают в динамических условиях фильтрации воды, что дает основание предположить возможность перехода в раствор значительной массы породы и увеличения содержания ионов SO4" в попутно-добываемой воде.
Применяемые методы предотвращения отложения солей в скважинах
Борьбу с отложениями солей можно разделить на два направления: удаление образовавшихся осадков и предотвращение их отложения в скважине.
Методы удаления отложений солей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущность механических методов заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием и промывкой ствола скважины. Химические методы удаления отложений заключаются в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Для повышения эффективности удаления солей химические обработки скважин частично применяют в сочетании с термогазохимическим воздействием (ТГХВ) или дополнительной перфорацией [2, 47, 86, 90]. Ликвидация отложений является вынужденной мерой, связанной с дорогостоящим капитальным ремонтом скважины по восстановлению ее работоспособности. Поэтому основным направлением борьбы с осадками неорганических солей является предотвращение их образования в призабойной зоне скважины и нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти [44].
Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические [2, 47, 50, 86, 109, ПО].
К безреагентным методам относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. К этой же группе относят и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов эксплуатации скважин, проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках.
Опыт применения магнитных и акустических устройств против солеотложения, устанавливаемых под насосом, показал малую эффективность на промыслах Урало-Поволжья [2, 47, 63, 86, 90]. Это объясняется тем, что их применение не предотвращает полностью отложения солей на всем пути движения жидкости. Защищается лишь небольшой участок нефтепромыслового оборудования после места установки устройства. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями и различными лаками. Испытывались центробежные колеса и направляющие аппараты ЭЦН, рабочие поверхности которых были покрыты пентапластом или изготовленные из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием [63, 86]. Но различные полимерные покрытия не предупреждают полностью отложения солей, а лишь снижают интенсивность роста их образования.
Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно-добываемой воды и, как следствие этого, интенсивное отложение неорганических солей может происходить за счет прорыва "несовместимых" вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца или обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом проведение ремонтно-изоляционных работ по ограничению притока чуждых вод и ликвидации обнаруженных нарушений является важным технологическим методом предотвращения солеотложения.
Значительный эффект по снижению интенсивности отложения солей дает селективная изоляция обводнившихся пропластков продуктивного пласта, поскольку при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и интенсивность солеотложения.
Скорость образования отложений также уменьшается при правильном выборе режима работы скважины. Установлено, что чем больше забойное давление, тем меньше интенсивность солеотложений. Однако повышение забойных давлений приводит к снижению дебитов скважин. Необходимо предусматривать повышение пластового давления, чтобы не допустить снижения добычи нефти [2, 110].
Технологические методы не воздействуют на причины образования солей, поэтому они являются лишь вспомогательными методами защиты оборудования от солеотложений.
В настоящее время на промыслах широко применяются химические методы борьбы с отложениями солей [2, 3, 15, 34, 42, 74, 98, 109, 111]. К ним относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных, совместимых с пластовыми, вод. Их использование исключает, или в значительной мере снижает, интенсивность образования отложений неорганических солей. Однако, этот путь требует огромного количества различных солей для приготовления искусственных вод, идентичных по своему составу с первоначальными пластовыми водами, громоздкого оборудования и использование его в реальных условиях экономически не целесообразно.
Из известных химических методов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным является способ с применением химических реагентов - ингибиторов отложения солей (ИОС) [59, 72], а также использования бактерицидов и ингибиторов коррозии для предотвращения образования отложений сульфида железа [32, 59, 69, 77, 80, 82, 84].
Предотвращение образования сульфидсодержащих осадков и коррозии в затрубном пространстве скважины
Протекающая в затрубном пространстве коррозия способна привести к потере герметичности эксплуатационной колонны - наиболее ответственной части скважины. Ликвидация этой негерметичности требует больших материальных и трудовых затрат, а также сопряжена с длительными простоями скважин [32, 33, 36]. Так, в НГДУ "Арланнефть", при устранении негерметичности эксплуатационной колонны одним из самых надежных на сегодня способом является спуск "колонны - летучки", на который затрачивается около 400 тысяч рублей в год.
На промыслах широко применяют профилактические мероприятия по защите оборудования системы сбора, эксплуатационной колонны и ГНО от коррозии и солеотложений для обеспечения на этой основе увеличения межремонтного периода работы (МРП) скважин, снижения эксплуатационных затрат [1, 3, 24, 35, 51, 73, 75].
В НГДУ "Арланнефть" первые единичные обработки скважин для защиты глубиннонасосного оборудования и эксплуатационной колонны от коррозии начали проводить с 1985 года. Проведенные в последующем испытания различных способов и технологий защиты подземного оборудования позволили выявить наиболее эффективные из них.
Использование ингибиторов коррозии Нефтехим-3, СНПХ-6014 дало хороший эффект по снижению числа отказов (негерметичностей) эксплуатационных колонн в интервале от динамического уровня до приема насоса и выкидных линий скважин [23]. Однако, указанная технология, обладая высокой ингибирующей способностью, имела существенный недостаток - малую продолжительность защиты подземного оборудования. Это объясняется, главным образом, значительной разницей между плотностью нефти в межтрубном пространстве скважины (750 - 850 кг/м ) и плотностью ингибитора коррозии (910 - 960 кг/м ). По этой причине ингибитор быстро "проваливается" сквозь слой нефти в межтрубном пространстве на прием насоса и тем самым за короткое время выносится из скважины. При этом ингибитор не успевает в полной мере диспергироваться в затрубной нефти, в особенности в скважинах с низким динамическим уровнем, в результате продолжительность требуемого защитного эффекта не превышает нескольких суток и до 80% ингибитора расходуется не эффективно. Для лучшего диспергирования ингибитора коррозии в нефти стали производить циркуляцию продукции скважины работой насоса "на себя". Это позволило увеличить продолжительность защитного действия ингибиторов Нефтехим-3, СНПХ-6014 до 3 - 4 недель. Практика применения такой технологии, несмотря на ее простоту для исполнения, показала, что она более затратная, чем применение легких растворов ингибиторов коррозии [23]. Наибольшую продолжительность защитного эффекта при наименьшем расходе химических реагентов имеют композиции ингибиторов коррозии на нестабильном бензине. Применение таких растворов для обработок скважин позволяло обеспечить продолжительность защитного эффекта до 1,5 - 2 месяцев. Однако использование на скважине нестабильного бензина пожаро-взрывоопасно, что ведет к проведению таких обработок исключительно в зимний период.
Для полного охвата защитой от коррозии и образования сульфидсодержащих отложений подземного оборудования скважин (включая зоны 1 и 3 рис. 3.1) известен способ дозирования реагента в скважину, заключающийся в том, что в качестве контейнера для реагента используют надпакерное межтрубное пространство, а реагент вытесняют путем подачи части добываемой жидкости в надпакерное пространство через радиальное отверстие в нижней части насосно-компрессорных труб [67]. Недостатком такого способа является невозможность подачи реагентов в эту же скважину и то, что их подача происходит неравномерно.
Лабораторные исследования ингибирующих композиций отложения солей сложного состава
Обобщая сведения о составах композиций, следует отметить, что сами ингибиторы обладают свойствами кислот. На гидрофобизированных породах поверхностное натяжение на границе нефть - порода - раствор ингибитора они снижают незначительно, и поэтому адсорбция молекул ИОС происходит только на очищенной от нефтяной пленки поверхности породы. Для повышения адсорбционной способности ингибиторов используют активизирующие добавки. Среди добавляемых, активизирующих адсорбцию реагентов, часто используется соляная кислота. Ее применение в композиции позволяет существенно снизить поверхностное натяжение на границе нефть -порода - ингибирующий раствор и улучшить адсорбционно-десорбционную характеристику ИОС. Кроме того, соляная кислота, реагируя с карбонатами, находящимися в составе продуктивного коллектора, увеличивает их шероховатость, в результате чего площадь адсорбента дополнительно увеличивается.
Для выявления роли соляной кислоты в снижении поверхностного натяжения были проведены опыты по определению поверхностного натяжения при разных концентрациях соляной кислоты. Результаты опытов приведены на рис. 4.1. В опытах использовались нефти из скв. 10299, 4953 Арланского месторождения. Соляная кислота при концентрациях до 10% позволяет значительно снизить (в среднем в 3,5 раза) поверхностное натяжение, а после концентрации 10% его снижение постепенно стабилизируется.
В качестве активизирующей добавки для предотвращения образования отложения сложных осадков может быть использована малеиновая кислота. Цис-этилен-1,2-дикарбоновая кислота (малеиновая) НООССН=СНСООН имеет незамещенные двойные связи и является активной кислотой. Малеиновая кислота, с одной стороны, снижает поверхностное натяжение на границе нефть - порода - кислотный раствор, улучшая адсорбционно-десорбционные свойства композиции, а с другой стороны способствует поглощению сероводорода, образующегося при реакции соляной кислоты с сульфидом железа [70]. На рис. 4.2 представлены зависимости поверхностного натяжения от концентрации малеиновой кислоты для нефти, отобранной из тех же скважин. При концентрациях малеиновой кислоты до 3% для нефти из скв. 10299 и до 5% для нефти из скв.4953 поверхностное натяжение снижается в 1,8...2,2 раза. На последующих участках зависимости изменения поверхностного натяжения практически не происходит. Основное снижение (в 1,5...2,0 раза) поверхностного натяжения происходит при концентрациях малеиновой кислоты 2%.
По результатам определения поверхностного натяжения на границе нефть - кислотные растворы (рис. 4.1 и 4.2) выберем наиболее благоприятное сочетание концентраций соляной и малеиновой кислот.
Остановимся на двух растворах, полученных путем смешения 2% концентрации малеиновой кислоты с соляной кислотой 10% и 12% концентрациями. Кислотосодержащие реагенты рекомендуется применять для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств ингибиторов солеотложения на основе органических фосфатов. Так, например, соляную и малеиновую кислоты можно применять с НТФ. На рис. 4.3 приведены зависимости поверхностного натяжения от двух кислотных растворов в смеси с НТФ и различной концентрации для нефти скв. 10299 Арланского месторождения. Основное снижение поверхностного натяжения на границе нефть - кислотный раствор происходит при концентрации НТФ до 0,2%. Дальнейшее увеличение концентрации НТФ не приводит к существенному изменению поверхностного натяжения. Обработка поверхности породы ингибирующей композицией, содержащей НТФ, повышает величину адсорбции и замедляет ее десорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшения адсорбционно-десорбционной способности ИОС НТФ объясняется улучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, что приводит к гидрофилизации и увеличению поверхности адсорбента.
Исследование влияния ИОС на характер снижения поверхностного натяжения отражено на рис. 4.4. В опытах использовалась нефть скв. 10299 Арланского месторождения. Из рис. 4.4 видно, что заметное снижение поверхностного натяжения происходит до концентрации ИОС 2%. Дальнейшее ее увеличение может привести к осадкообразованию при контакте ИОС с минерализованной водой. Поэтому рекомендуемая концентрация ИОС составит 0,2.. .2%.
