Содержание к диссертации
Введение
1. Совершенствование технологических процессов добычи нефти с применением химических реагентов 11
1.1. Роль химреагентов в современных технологиях добычи, транспортаи подготовки нефти 11
1.2. Проблема совместимости реагентов, применяемых при добыче, подготовке и транспорте нефти 12
1.3. Влияние техногенных факторов и взаимодействия химреагентов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти 19
1.4. Взаимовлияние химреагентов в технологических процессах добычи, транспорта и подготовки нефти 24
Выводы по главе 1 28
2. Реагенты нефтепромысловой химии, их совместимость в процессах добычи нефти 29
2.1. Принципы построения матрицы совместимости химреагентов 29
2.2. Методология оценки совместимости реагентов, используемых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти 30
2.3. Реагенты для проведения операций гидравлического разрыва пласта (гели, деструкторы гелей, сшиватели, стабилизаторы глин, температуры), проблемы их несовместимости с химреагентами нефтедобычи 31
2.4. Интенсифицирующие добычу нефти составы, промывочныежидкости 44
2.5. Ингибиторы солеотложения 48
2.6. Влияние ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования АСПО 61
2.7. Соляно-кислотные композиции, органические растворители 67
Выводы по главе 2 70
3. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии, солеотложенияи биоцидов 76
3.1. Совместимость жидкостей глушения на основе поташа и хлорида кальция 76
3.2. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторовкоррозии и биоцидов 78
3.3. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения 87
3.4. Влияние поверхностно-активных веществ на реагенты нефтедобычи... 91
Выводы по главе 3 92
4. Исследование совместимости реагентов, используемых в процессах нефтесбора, транспорта нефти и подготовки воды 97
4.1. Ингибиторы коррозии, биоциды 97
4.2. Взаимовлияние ингибиторов коррозии и солеотложения 104
4.3. Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий 105
4.4. Проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти 115
4.5. Исследование влияния реагентов на процесс предварительногосброса воды 118
Выводы по главе 4 120
Основные выводы 123
Список сокращений 125
Библиографический список использованной литературы 127
Приложение. Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти» 147
- Влияние техногенных факторов и взаимодействия химреагентов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти
- Методология оценки совместимости реагентов, используемых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти
- Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения
- Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий
Введение к работе
Актуальность работы
Сложное геологическое строение продуктивных полимиктовых нефтяных пластов, неоднородность их коллекторских свойств, рост обводнённости скважин вызывают необходимость постоянного совершенствования технологических процессов добычи и подготовки нефти, повышения эффективности эксплуатации систем нефтесбора и поддержания пластового давления.
Важную роль в обеспечении повышения качества процессов нефтедобычи играет применение химических реагентов, используемых для увеличения продуктивности скважин, ограничения водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий, проведения операций гидравлического разрыва пласта (ГРП), операций по глушению скважин и т.д. В настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи применяется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн.
Используемые реагенты взаимодействуют с металлом нефтепромыслового оборудования, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями, между собой. Прогнозировать проблемы, которые могут при этом возникнуть в технологической системе добычи нефти вследствие циркуляции химических реагентов, достаточно сложно, что, в частности, обусловлено тем, что одновременно в системе могут находиться десятки химических продуктов. В этой связи актуальными остаются вопросы влияния техногенных факторов и взаимодействия химреагентов, в частности взаимовлияния ингибиторов коррозии (ИК) и солеотложения, композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) и деэмульгаторов, жидкостей глушения, интенсифицирующих составов и промывочных жидкостей на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. Последствиями отсутствия контроля применяемых химреагентов являются вторичное микронасыщение пористой среды продуктивных пластов мехпримесями, окисленными и загущенными нефтепродуктами, содержащимися в нагнетательных и ремонтно-технологических жидкостях, изменение базовых свойств вытесняемой нефти, поверхности горных пород и структуры порового пространства, образование труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, не совместимых с пластовыми, формирование устойчивых групп скважин, участков трубопроводных систем, отдельных технологических процессов и аппаратов, отличающихся низкой производительностью вследствие отложения солей и АСПВ, образование трудноразделимых высоковязких эмульсий, микробиологическая коррозия металла и т.п.
Ущерб от воздействия неконтролируемых химреагентов может достигать огромных величин, значительно увеличивая себестоимость добываемой продукции. Направленность работы на решение вышеуказанных проблем определяет её актуальность.
Цель работы – повышение эффективности технологий с применением химических реагентов в процессах добычи, сбора и транспорта продукции скважин.
Основные задачи исследований:
- выявление влияния жидкостей глушения, интенсифицирующих составов, ПАВ и промывочных жидкостей на эффективность ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложений, биоцидов; , приводящего к росту интенсивности осложнений в процессах добычи нефти;
- установление влияния гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения, биоцидов на процесс деэмульсации нефти;
- выявление влияния композиций ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);
- выявление влияния химреагентов на эксплуатацию установок предварительного сброса воды (УПСВ);
- разработка рекомендаций по предотвращению негативного влияния несовместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти.
Методы решения поставленных задач
При решении поставленных задач использованы результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований с применением стандартных контрольно-измерительных приборов и современных методов математической статистики.
Научная новизна результатов работы
1. Уточнён механизм образования осложнений в результате несовместимости химических реагентов при добыче нефти. Даны рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в зависимости от технологий обработок пластов, скважин и оборудования систем сбора добываемой продукции с применением химических ре-агентов. Разработаны матрицы совместимости химреагентов, применяемых в процессах добычи нефти, в которых приведены последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и результатов совместного применения, позволившие снизить риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти.
2. Представлена химическая основа рисков при взаимодействии реагентов для проведения операций ГРП - гелей, их деструкторов, сшивателей, стабилизаторов глин и температуры. Установлено, что риск применения глинокислотных композиций (ГКК) сопряжён с образованием трудноудаляемого осадка фторида кальция.
3. Установлено, что риск глушения скважин раствором поташа связан с взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы кальция, с ионом СО32-, вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита, а также подщелачиванием среды и последующим снижением растворимости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах.
Защищаемые положения:
- рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти вследствие несовместимости применяемых химреагентов;
Практическая ценность результатов работы
1. Показано, что при применении ингибиторов солеотложения по технологии закачки в пласт через затрубное пространство скважин для предотвращения коррозии оборудования необходима добавка ингибиторов коррозии в повышенной дозировке - не менее 100 г/т. Установлено, что в скважинах с попутно добываемой водой хлоркальциевого типа для ингибирования отложения СаСО3 наиболее эффективен реагент ПАФ-13А, в скважинах с избытком в попутно добываемой воде гидрокарбонат-ионов - ингибитор СНПХ-5301 в дозировках 20...100 мг/л. Для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов, наиболее эффективны реагенты СНПХ-5311 и СНПХ-5312.
2. Установлено, что процесс взаимодействия соляно-кислотных композиций (СКК) с растворами полимеров может оказывать существенное влияние на добычу нефти, если при проведении гидроразрыва пласта для закрепления проппанта используется проппант с полимерным покрытием (RCP-проппант). При этом возможны разрушение его полимерного слоя, нарушение его закрепления, вынос в добывающие скважины, что приводит к пересыпанию забоя скважин, повреждению рабочих органов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), следствием чего является снижение эффективности разработки месторождений нефти.
3. Выявлено, что одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения - хлорида кальция и поташа - приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и в нефтепроводах. Для устранения последствий применения несовместимых жидкостей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков.
4. Установлено, что для снижения содержания в жидкостях глушения сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) наиболее эффективны биоциды Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента являются реагентами комплексного действия, так как кроме биоцидного обладают ингибирующим коррозию эффектом, и поэтому более предпочтительны для снижения риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти.
5. Показано, что для ингибирования жидкостей глушения на растворных узлах следует применять водорастворимые ингибиторы коррозии (Додикор V 4712, СНПХ-1004 р, Азол 5010, КорМастер 1035). Применение вододиспергируемых реагентов (Сонкор-9701, ХПК-002ВД, ИНК-2) рекомендуется для ингибирования в промысловых условиях либо на растворных узлах при наличии перемешивания жидкостей глушения перед закачкой в скважины. Для повышения биостойкости растворов рекомендуется добавлять в растворы глушения на растворных узлах ингибитор коррозии-биоцид СНПХ-1004 р в дозировке 200 г/т.
6. Установлено, что при смешивании ингибиторов солеотложения с кальцийсодержащими растворами глушения образуется малорастворимый в воде осадок продукта взаимодействия фосфоната с ионом кальция. Если процесс протекает в призабойной зоне скважин, то последствием будут кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) и последующее снижение притока жидкости, приводящие к снижению дебита скважин. Рекомендованы мероприятия по устранению риска, в частности не допускать смешивания растворов глушения с растворами ингибиторов солеотложения путём применения блокирующих, изолирующих пачек, применение бескальциевых растворов глушения. Разработана Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти».
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях и выставках SPE-115556 «Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго-Уральского бассейна» (Москва, 28 - 30. 10. 2008 г.), SPE-119825 «Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia» (Техас, США, 19 - 21. 01. 2009 г.), SPE-130625 «New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field» (Техас, США, 23 - 24. 03. 2010 г.), SPE-130626 «Повышение эффективности работ с применением ГНКТ на Ванкорском месторождении» (Москва, 26 - 28. 10.
2010 г.), Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 25 - 27. 05. 2011 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в т.ч. 7 статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объём диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 146 наименований, и одного приложения. Работа изложена на 149 страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков, 35 таблиц.
Влияние техногенных факторов и взаимодействия химреагентов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти
Как отмечено во введении диссертационной работы, в настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи используется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн. Это органические и неорганические кислоты, ПАВ и полимеры, комплексоны, органические растворители, соли металлов и т.д. Химические реагенты применяются для увеличения продуктивности скважин, ограниче-ния водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями АСПВ и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий и т.д. Следует отметить тенденцию увеличения применения в нефтедобыче макромолекулярных соединений, что обусловлено, в частности, их способ-ностью эффективно регулировать вязкость водонефтяных систем. Полимеры применяют в качестве загустителей воды при полимерном заводнении, их вводят в состав тампонирующих материалов для изоляции притока пласто-вых вод, используют для снижения гидравлических сопротивлений в процес-се транспорта нефти и т.д. Перспективны соединения, обладающие поли-функциональными свойствами, являющиеся, например, одновременно инги-биторами коррозии, солеотложения и деэмульгаторами [106]. В разные периоды разработки нефтяных месторождений использова-ние химических реагентов имеет свою специфику. На определённом этапе разработки основное направление химизации - совершенствование промы-словой подготовки, на другом - повышение нефтеотдачи, на третьем - по-вышение надёжности работы нефтепромысловых коммуникаций и оборудо-вания. Так, на начальной стадии разработки месторождений химические ре-агенты в основном необходимы для увеличения продуктивности скважин. По мере обводнения продукции на первый план выходят селективная водоизо-ляция, загущение нагнетаемой воды и применение деэмульгаторов нефти, ингибиторов коррозии, солеотложения, различных химических реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов [31, 43]. Необходимо отметить, что как состав химреагента, так и его дозиров-ка должны подбираться экспериментально для каждого конкретного место-рождения, что связано с различием геолого-физических условий, составом и свойствами насыщающих пласты флюидов. Однако зачастую ввиду отсутст-вия количественных критериев оценки возможных областей применения и эффективности реагентов ассортимент используемых химических продуктов неоправданно расширен, а применяемые, в том числе в промышленном мас-штабе, реагенты не отвечают всему комплексу технологических и экономи-ческих требований [18].
В настоящее время не вызывает сомнения тот факт, что закачка сточ-ных вод, содержащих остаточное количество нефтепродуктов, мехпримесей и химреагентов, приводит к изменениям свойств воды, нефти, коллектор-ских характеристик призабойной зоны пластов [127, 132, 134]. Тотальное биозаражение системы «пласт - скважина - наземное оборудование» приво-дит к серьёзным осложнениям из-за развития биокоррозии, а также отрица-тельно влияет на темпы добычи нефти [119, 121]. Применение различных химреагентов в процессах добычи нефти - полимеров, ПАВ, бактерицидов, деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений - также оказывает влияние на всю систему добычи нефти [133]. Причём, однажды попав в эту систему, химреагент вступает в различные химические реакции, претерпевает многократные акты адсорбции и десорбции на нефтепромысло-вом оборудовании и горных породах, повышая риск возникновения осложне-ний в процессах добычи нефти.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений десятки и ты-сячи тонн различных химреагентов взаимодействуют с нефтепромысловым оборудованием, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями. Окислы и сульфид железа, малорастворимые соединения каль-ция и бария, окисленные и загущенные нефтепродукты, метаболиты микро-биологического происхождения, реагенты - ингибиторы, полимеры, ПАВ, кислоты, щёлочи - взаимодействуют друг с другом, оборудованием и нефтя-ным пластом, причём эти взаимодействия происходят на фоне постоянно вносимых новых порций химреагентов, мехпримесей и протекающего в системе биоценоза, повышая риск возникновения осложнений.
Так, например, в АО «Лангепаснефтегаз» имели место серьёзные ос-ложнения из-за интенсивного отложения барита, образовавшегося в резуль-тате закачки в пласт серной кислоты, приведшие к критическому уменьше-нию пропускной способности трубопроводов [135]. В некоторых случаях осложнения вызывает даже проведение обработ-ки призабойной зоны (ОПЗ) углеводородными растворителями. Так, в 1990 г. в НГДУ «Уфанефть» закачка на нескольких скважинах толуола и толуоль-ной фракции привела к осложнениям в работе установок подготовки нефти (УПН) в связи с резким увеличением объёма промежуточного слоя водонеф-тяных эмульсий. Ухудшение процесса разделения нефти и воды было связано с тем, что растворитель отмыл из призабойной зоны пласта и с поверхности трубопроводов значительное количество асфальтосмолистых веществ, яв-ляющихся стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Подобные явления на-блюдаются в промысловой практике повсеместно. Кислотные обработки, за-качка ингибиторов, использование несовместимых деэмульгаторов на ДНС и УПН часто приводят к ухудшению процесса деэмульсации добываемой про-дукции.
Прогнозировать последствия от бесконтрольно циркулирующих в тех-нологической системе добычи нефти химреагентов крайне сложно. Ущерб, наносимый воздействием неконтролируемых химреагентов, может достигать огромных величин, значительно увеличивая себестоимость продукции и риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти.
Методология оценки совместимости реагентов, используемых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти
Следует отметить, что первые две кислоты (ОЭДФ и НТФ) и их соли являются основными действующими веществами в подавляющем большин-стве отечественных ингибиторов солеотложения.
Подбор эффективного ингибитора солеотложения обуславливается преимущественно способностью реагента предупреждать выпадение солей в определённом типе попутно добываемых вод, а также его технологическими характеристиками [9, 21, 23]. Анализ осадков с рабочих колёс ЭЦН нефтяных скважин, в частности, Юганского региона месторождений нефти и газа свидетельствует о том, что в составе солевых отложений преобладают карбонатные отложения. В этой связи влияние минерализации пластовых вод и их ионного состава на эффек-тивность ингибирования солеотложения исследовалось на основе анализа показателя стабильности вод в отношении выпадения карбоната кальция, что позволяет с большей достоверностью переносить результаты лабораторного моделирования на реальные среды. Эффективными ингибиторами солеотложения отечественного произ-водства являются реагенты ОЭДФ-МА, НТФ, СНПХ-5312 Т, СНПХ-5314. Применяемый в настоящее время на месторождениях нефти Юганского ре-гиона ингибитор СНПХ-5311 эффективен преимущественно для вод, не со-держащих избытка гидрокарбонат-ионов. Среди ингибиторов зарубежного производства для вод с широким интервалом содержания гидрокарбонат-ионов эффективны реагенты Нарлекс-Д54, серий Bevaloid, AD, Серво-367.
В настоящее время для предотвращения солеотложений на месторож-дениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», применяется, в част-ности, технология постоянного дозирования ингибиторов в затруб добываю-щих скважин с помощью дозирующих устройств (УДЭ) [50, 56, 58, 63, 74, 75, 102, 109, 146]. Одним из факторов, осложняющих эксплуатацию УДЭ, явля-ется коррозионная агрессивность применяемых ингибиторов солеотложения. Было установлено, что коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения примерно в два раза выше, чем неразбавленных реагентов или их метанольных растворов (таблица 2.11).
Так, скорость коррозии обычной нелегированной малоуглеродистой стали в водном растворе реагента СНПХ-5311 достигает 2 мм/год. Скорость же кор-розии в метанольном растворе - 1 мм/год. Исследование коррозионных свойств альтернативных ингибиторов со-леотложения ХПС 005 и ОЭДФ показало, что реагент ХПС 005 в 2 раза менее коррозионно-агрессивен, чем СНПХ-5311, агрессивность же реагента ОЭДФ сопоставима с агрессивностью ингибитора СНПХ-5311. Таким образом, коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения в несколько раз превышает «фоновую» коррозионную агрессивность пласто-вой (подтоварной) воды.
Для снижения коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложе-ния предлагается их совместное использование с ингибиторами коррозии [1, 2, 103]. Установлено, что добавка ингибиторов коррозии (КорМастер 1035 в дозировке 100 мг/л, СНПХ-1004 или Азол 5010 в дозировке 200 мг/л) снижа-ет коррозионную агрессивность водного раствора ингибитора солеотложения СНПХ-5311 в 4 раза - до скорости коррозии 0,5 мм/год (рисунок 2.5). Рисунок 2.5 - Графики зависимости скорости коррозии углеродистой стали в 50 %-ном растворе ингибитора солеотложения СНПХ-5311 от концентрации ингибиторов коррозии
Исследовано влияние ингибиторов коррозии на эффективность ингиби-торов солеотложения на моделях нефтепромысловых вод с показателями стабильности 0,9 и 1,7. Были исследованы ингибиторы солеотложения ОЭДФ МА, ХПС 005, СНПХ-5311 и СНПХ-5314 в дозировках 10...50 мг/л; ингибиторы коррозии СНПХ-1004 р, Dodicor V4712, КорМастер 1035 и Азол 5010 в дозировках 30...100 мг/л. Методика экспериментов заключалась в со-вместном дозировании в исследуемую воду ингибиторов солеотложения и коррозии, в остальном же не отличалась от методики определения эффектив-ности реагентов, ингибирующих осаждение карбоната кальция. Результаты тестирования, представленные в таблице 2.12, позволяют сделать вывод о том, что при увеличении концентрации ингибиторов коррозии с 30 до 100 мг/л эф-фективность действия ингибиторов солеотложения снижается; наиболее же негативное влияние на ингибирующую активность ингибиторов солеотложе-ния СНПХ-5314, ОЭДФ МА и ХПС 005 оказывает ингибитор коррозии Азол 5010. В частности, при содержании свыше 50 % (относительно ингибитора со-леотложения) с реагентом ХПС 005 он практически не совместим.
Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения
Основной количественной характеристикой ПАВ является поверхност-ная активность - способность снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз. ПАВ имеет предел растворимости - критическую концентрацию мицеллообразования (ККМ), с достижением которой при добавлении ПАВ в раствор его концентрация на границе раздела фаз остаётся постоянной, но в то же время происходит самоорганизация молекул ПАВ в объёмном растворе (мицеллообразование или агрегация). В результате агрегации образуются так называемые мицеллы. В нефтедобыче в основном применяются анионоактивные, катионоак-тивные и неионогенные ПАВ. В зависимости от типа ПАВ возможны раз-личные проявления несовместимости. Так, при смешении пероксидисульфата аммония - наиболее часто применяемого деструктора с катионоактивными ПАВ, например с первичными аминами, происходит его окисление до спирта и далее до кислот с потерей эффективности ПАВ: 2R-CH2-NH2 + O3 = 2R-CH2-OH + N2 + H2O, R-CH2-OH + O3 = R-COOH + H2O. В таких же условиях анионоактивные ПАВ, например алкилсульфаты, разлагаются по углеродной цепи с отщеплением функциональных групп и потерей поверхностной активности: 2R-CH2-OSO3Na + 2O3 = 2RCOOH + 2NaHSO4 + O2.
Еще один риск при использовании водных растворов ПАВ - высалива-ние. Так, при контакте ПАВ с жидкостями глушения или с высокоминерали-зованными водами происходит выделение осадков из растворов ПАВ при по-вышенных температурах - выше 60 С.
Наиболее существенный риск при применении ПАВ - снижение эф-фективности действия деэмульгаторов вплоть до полного нарушения процес-са деэмульсации добываемых водонефтяных смесей. Таким образом, жела-тельно исключить контакт ПАВ с другими химреагентами нефтедобычи. Было исследовано влияние ПАВ, применяемых в качестве гидрофобизи-рующих добавок в интенсифицирующие добычу нефти составы, на коррози-онную агрессивность растворов глушения. В качестве раствора глушения ис-пользовался тяжёлый раствор Лимана. Из представленных в таблице 3.11 ре-зультатов экспериментов следует, что рассмотренные ПАВ не повышают кор-розионную агрессивность растворов глушения. Более того, они оказывают за-щитное действие, снижая коррозионную агрессивность раствора Лимана. Наи-большим защитным действием обладает реагент Нефтенол К, снижающий коррозионную агрессивность раствора глушения более чем в 2 раза.
1. Показано, что риск глушения скважин раствором поташа связан с химическим взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы каль-ция, с ионом СО32-, вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита, а также подщелачиванием среды и дальнейшим снижением раство-римости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах.
2. Глушение скважин раствором хлорида кальция связано с риском увеличения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде, интен-сифицирующим выпадение кальцита. Одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения - хлорида кальция и поташа - приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и в нефте-проводах. Для устранения последствий применения несовместимых жидко-стей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков.
3. Смешивание растворов полиакриламида и/или полисахаридов с хло-ридом натрия может приводить к высаливанию - выделению из растворов твёрдых осадков полимеров, так как хлорид натрия лучше растворим в воде, чем полимеры. При контакте с растворами хлорида натрия или хлорида каль-ция ингибиторов коррозии возможен эффект снижения эффективности инги-биторов. 4. Показано, что, так как коррозионная агрессивность перекачиваемой по трубопроводам Юганского региона месторождений нефти и газа добы-ваемой продукции относительно невысока, применение растворов глушения без соответствующей подготовки может привести к увеличению коррозион-ной агрессивности среды, причём в случае глушения скважин, добывающих продукцию невысокой обводнённости, коррозионная агрессивность среды может вырасти на порядок и более. В этой связи особенно важно снижение коррозионной агрессивности растворов, используемых при глушении сква-жин, добывающих малообводнённую продукцию. 5. Исследовано влияние жидкостей глушения на эффективность приме-няемых на месторождениях нефти Юганского региона ингибиторов коррозии Азол 5010, КорМастер 1035, СНПХ-1004, Сонкор-9701. Установлено, что в растворах глушения эффективность исследованных ингибиторов коррозии снижается в 1,5...2,0 раза, что может быть обусловлено наличием в них рас-творённого кислорода. Для устранения отрицательного воздействия раство-ров глушения на эффективность ингибиторной защиты трубопроводов необ-ходимо увеличение дозировки ингибиторов коррозии либо предварительная обработка растворов глушения ингибиторами коррозии в концентрации, обеспечивающей снижение абсолютной величины скорости коррозии ниже фонового значения. С учётом того, что при глушении скважин происходит разбавление растворов глушения пластовой водой, рекомендованы повы-шенные дозировки ингибиторов коррозии - до 200 мг/л.
Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий
Исследовано влияние интенсифицирующих добычу нефти ПАВ - неио-ногенного Неонола АФ9-12 и композиционного реагента Синол Кам, содержа-щего катионоактивные и амфолитные ПАВ, используемые в составе кислот-ных композиций для обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Показано, что исследованные интенсифицирующие ПАВ так же, как и гидро-фобизаторы, проявляют свойства депрессантов вязкости образующихся водо-нефтяных эмульсий. Применение реагентов Неонол АФ9-12 и Синол Кам не должно вызывать осложнений при транспорте добываемой продукции.
Показано, что реагент СНПХ-1004 несколько снижает вязкостные ха-рактеристики водонефтяной эмульсии. Ингибитор коррозии Азол 5010 в до-зировке 25 мг/л в начальный момент приложения деформации (диапазон 0,517...0,155 с-1) повышает вязкость водонефтяной эмульсии в 1,37...1,50 раза, в дозировке же 30 мг/л повышает вязкость эмульсии в области малых скоро-стей сдвига (0,0517...01,343 с-1). Максимальное увеличение имеет место при скорости сдвига 0,155 с-1 - от 2,34 (вязкость исходной эмульсии) до 5,39 Пас, т.е. вязкость возрастает в 2,3 раза.
Таким образом, если применение реагента СНПХ-1004 практически не оказывает влияния на вязкостные характеристики водонефтяных эмульсий, то применение ингибитора коррозии Азол 5010 в дозировках выше 25 мг/л мо-жет вызвать осложнения при транспорте добываемой продукции.
Установлено, что ингибиторы солеотложения ОЭДФ К, Азол 3010, Акватек 511М и Синол ИС-001 в дозировках 20 и 50 г/т (в расчёте на водную фазу) в различной степени повышают вязкостные свойства водонефтяных эмульсий. Наиболее негативное влияние оказывает реагент ОЭДФ К. Мини-мальное влияние на вязкость эм Separol ульсий оказывает реагент Азол 3010. 7. Исследовано влияние ингибиторов коррозии, солеотложения и инги-биторов АСПО на предварительный сброс воды на УПСВ. Показано, что ис-пользование комплекса реагентов (ингибиторов коррозии, солеотложения и АСПО) не оказывает негативного влияния на эффективность деэмульгаторов и процесс предварительного обезвоживания нефти, что снизит риск возник-новения осложнений в процессах добычи нефти.
1. На основании анализа свойств используемых в нефтедобыче реаген-тов разработаны матрицы совместимости химреагентов, в которых приведены последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и ре-зультатов совместного применения, рекомендации по снижению рисков и предотвращению проявлений несовместимости реагентов, приводящих к рос-ту интенсивности осложнений в процессах добычи нефти.
2. Установлено, что коррозионная агрессивность водных растворов ин-гибиторов солеотложения в два раза выше, чем неразбавленных реагентов или их метанольных растворов. Подобраны ингибиторы солеотложения для раз-личных типов попутно добываемых вод. Для снижения коррозионной агрес-сивности ингибиторов солеотложения рекомендовано их совместное приме-нение с ингибиторами коррозии; подобраны реагенты, их дозировки, позво-ляющие предотвратить возникновение осложнений при добыче нефти. Осу-ществлён подбор ингибиторов солеотложения, коррозии и биоцидов для по-давления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения.
3. Показано, что варьирование дозировок деэмульгаторов и ПАВ позво-ляет достичь 80...90 % ингибирования АСПО. Установлен состав наиболее эффективных композиций. Выявлено, что органические растворители, приме-няемые для растворения АСПО, оказывают негативное влияние на действие деэмульгаторов. Даны рекомендации по устранению рисков, позволившие снизить риск возникновения осложнений в процессе разделения добываемых водонефтяных эмульсий. Выявлены кинетические закономерности процесса разделения водонефтяных эмульсий в присутствии ингибиторов коррозии и биоцидов, их смесей.
4. Выявлено, что при взаимодействии соляно-кислотных композиций с растворами полимеров происходит кислотный гидролиз либо деструкция по-лимеров с образованием нерастворимых осадков, ухудшающих процесс фильтрации жидкостей. 5. Установлено, что риск глушения скважин растворами поташа и хлори-да кальция, их совместного применения связан с образованием в призабойной зоне пласта малорастворимого осадка кальцита. Показана необходимость пере-хода на бескальциевые растворы глушения. Выявлено, что при смешивании растворов глушения эффективность ингибиторов коррозии снижается в 1,5...2,0 раза. Установлено, что для подавления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения наиболее эффективны биоциды Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента обладают комплекс-ным действием - биоцидным и антикоррозионным, и поэтому более предпоч-тительны для предупреждения осложнений в процессах добычи нефти.
Похожие диссертации на Влияние совместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти
