Книга: В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко «Солеобразование при добыче нефти». Солеобразование при добыче нефти


В. Е. Кашавцев: Солеобразование при добыче нефти

Авторы: В. Е. Кашавцев, И. Т. Мищенко

Название: Солеобразование при добыче нефти

Формат: PDF

Размер: 16,7 Mb

Год издания: 2004

Рассмотрены основные вопросы солеобразование при добыче обводненной нефти с целью предотвращения и удаления солевых осадков в скважинах, нефтепромысловом оборудовании. Изложены условия и причины солеотложения, методы прогнозирования, технологии предупреждения(главным образом ингибиторная защита), оборудование в отечественной и зарубежной нефтедобыче. Уделено внимание автоматизированного мониторинга на основе модельных решений процесса отложения солей. Приведены примеры реализации технологических решений.

Содержание

Предисловие

 

Введение

 

Глава 1

 

Проблемы солеобразования при добыче нефти

 

1 1 Масштабы проблемы

 

1 2 Состав и структура солевых отложений

 

Глава 2

 

Теоретические положения

 

2 1 Условия растворимости твердых веществ

 

2 2 Растворимость газов в воде

 

2 3 Кристаллизация неорганических солей

 

2 4 Смешение растворов

 

2 5 Выражение концентрации веществ в водных растворах

 

Глава 3

 

Причины и условия солеобразования при добыче нефти

 

3 1 Гидрохимические закономерности изменения вод при разработке залежей нефти

 

5 4 Прогнозирование солеобразования на основе компьютерного моделирования

 

5 4 1 Численные модели при компьютерном программировании

 

Глава 6

 

Контроль за отложением солей в скважинах и оборудовании

 

Глава 7

 

Предотвращение отложения солей при добыче нефти

 

7 1 Ингибиторная защита скважин и оборудования

 

7 1 1 Отечественные ингибиторы предотвращения солеобразования

 

7 1 2 Зарубежный опыт ингибиторнои защиты от солеотложений

 

7 1 3 Подбор ингибиторнои защиты скважин и оборудования

 

7 1 4 Техника и технология применения ингибиторов отложения солей

 

7 1 5 Оценка эффективности ингибиторнои защиты от солеотложений

 

7 2 Физические методы предупреждения солеотложений

 

72 1 Магнитные обработки

 

7 2 2 Электроакустические методы воздействия

 

7 3 Технологические способы предупреждения отложения солей

 

7 3 1 Турбулизация потока

 

7 3 2 Защитные покрытия

 

7 3 3 Ограничение водопритоков

 

7 3 4 Подготовка воды в системе ППД

 

Глава 8

 

Удаление образовавшихся осадков солей

 

8 1 Химические методы

 

8 1 1 Щелочные и кислотные обработки

 

8 1 2 Композиционные составы для удаления солевых осадков

 

8 1 3 Конструктивные способы удаления солей

 

8 1 4 Способы удаления солевой накипи

 

8 2 Высокочастотное электромагнитное воздействие

 

8 3 Обработка скважин при удалении неорганических солей

 

Глава 9

 

Охрана окружающей среды

 

9 1 Требования и способы природоохранных мероприятий в условиях

 

солеобразования

 

9 2 Мониторинг окружающей среды

 

Глава 10

 

Гидрохимический мониторинг в условиях солеобразования

 

10 1 Примеры реализации автоматизированной системы

 

10 2 Мониторинг при освоении гранитоидных коллекторов нефти в условиях моря

 

Глава 11

 

Промышленный опыт борьбы с отложением солей при добыче нефти

 

11 1 Месторождения Урал о Поволжья

 

11 2 Западная Сибирь

 

11 3 Мангышлак

 

Заключение

 

Литература

 

3 1 1 Попутные воды при естественном режиме истощения залежей

 

3 1 2 Анализ выпадения солей из пластовых вод

 

3 1 3 Изменение состава попутных при заводнении залежей

 

3 2 Исследование растворимости и насыщенности вод солями

 

3 3 Исследование механизма отложения солей

 

3 3 1 Методы исследования кристаллизации солей

 

3 3 2 Влияние на отложение солей углеводородных компонентов

 

3 3 3 Техногенные условия солеотложений

 

34 Факторный анализ солеобразования по промысловым данным

 

Глава 4

 

Внутрипластовое осадкообразование солей

 

4 1 Теоретические и экспериментальные представления о выпадении солей в пласте

 

42 Моделирование осадкообразования солей при технологиях повышения нефтеотдачи

 

43 Промысловые исследования процесса внутрипластового осадкообразования солеи

 

Глава 5

 

Прогнозирование солеобразования при добыче нефти

 

51 Методы прогнозирования солеобразования

 

511 Прогнозирование образования сульфатных солей

 

512 Прогнозирование образования карбонатных солей

 

513 Прогнозирование образования сульфида железа в комплексном осадке

 

514 Прогнозирование образования хлоридных солей

 

52 Прогнозные оценки солеобразования при смешении вод

 

521 Изотермическое смешение водных растворов без учета высаливания 5 2 2 Осадкообразование с учетом процесса высаливания

 

5 3 Прогнозирование солеобразования при применении методов повышения нефтеотдачи пластов

 

531 Методика сравнительного анализа

 

532 Прогноз солеобразования при щелочном воздействии на пласт

petrolibrary.ru

Солеотложения при добыче нефти

В технологических процессах различных отраслей промышленности происходит отложение солей и иных осадков на оборудовании. Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.

Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.

Обычно солеотложения представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

  • в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев – имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются;
  • в слоистой форме, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы;
  • в кристаллической форме, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

Существует достаточно много способов борьбы с солеотложениями, которые делятся на три вида:

  • Физические методы. К ним относится использование влияния различных электомагнитных, аккустических полей, что является достаточно трудным в техническом исполнении, и требует больших расходов электроэнергии.
  • Технологические методы, исключающие смешение химически несовместимых вод, способствующие увеличению скорости водонефтяного потока (турбулизация). К этому методу относится и применение защитных покрытий (стекло, эмали, различные лаки, эпоксидная смола). Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, но снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений.
  • Химические методы – ингибиторная защита скважин.

Химические методы предотвращения отложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей.

Ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:

  • Путем непрерывной или периодической подачи в систему, используя специальные дозировочные устройства. Этот метод применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта.
  • Периодической закачкой раствора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону. Для этого в призабойную зону закачивается ингибитор солеотложения в виде водного раствора, который в начале адсорбируется на поверхности породы пласта, затем постепенно, в процессе отбора жидкости из скважины десорбируется и выносится из призабойной зоны, обеспечивая существенное снижение солеобразовательных процессов.

Ингибиторы солеотложений разработаны для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений, образующихся на технологическом оборудовании (котлы, котельные и компрессорные установки, бойлероы, трубопроводы, аммиачные установки, холодильники и т.п.).

Однако неотъемлемым условием достижения успеха является правильное ведение водно-химического режима, включая дозирование ингибиторов и аналитический контроль. Подбор ингибиторов солеотложений – сложная задача, включающая в себя этапы по анализу сред и отложений на предмет установления состава и количества солеотложений, лабораторные испытания ингибитора солеотложений, мониторинг эффективности действия ингибитора солеотложений и пр.

Проблема защиты технологического оборудования от солеотложений и коррозии исключительно актуальна для современных систем добычи, транспортировки, переработки нефти. Если существует проблема, ее необходимо отслеживать и не допускать негативных явлений, приводящих к  затратам и потерям, особенно в условиях рыночных отношений, когда разработка нефтяных месторождений должна быть экономически эффективной.

Возникают ситуации, когда не представляется возможным взять пробу воды непосредственно с проблемного объекта и доставить ее для анализа в лабораторию. В этом случае достаточно иметь для исследования образцы твердых солеотложений с поверхности компоновок насосного оборудования (погружной элетродвигатель, газосепаратор, погружные насосы (включая детали проточной части ЭЦН, ШГН), насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги и другое подвесное оборудование), фонтанной и запорной арматуры, транспортных (магистральных) трубопроводов, теплообменников (охладителей и нагревателей продукции), резервуаров установок по обработке и очистке пластового флюида. Определение компонентного состава образца солевых отложений в нашей лаборатории проводится в соответствии с ПНД Ф 16.1.8-98 «МВИ массовых концентраций ионов NO3-, NO2-, Cl-, F-, SO42-, PO43- в пробах почв методом ионной хроматографии», ПНД Ф 14.1:2:4.135-2008 «МВИ массовой концентрации элементов в пробах питьевой, природных, сточных вод и атмосферных осадков методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой»*. Используя последнюю методику, возможно определить следующие элементы в образце солеотложений:  Li, Be, B, Na, Mg, Al, Ca, Sc, Ti, V, Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, As, Se, Rb, Sr, Y, Zr, Mo, Ag, Cd, In, Sn, Sb, Te, Cs, Ba, La, Ce, Nd, Tb, W, Tl, Pb, Bi, Th, U.

Имея данные по компонентному составу солеотложений, специалисты определят их тип (карбонатно-кальциевые, сульфатно-кальциевые, баритовые, стронциевые осадки и т.д.),  и, предполагая компонентный состав воды на объекте, приготовят модельную среду (минерализованную воду), схожую по компонентному составу с водой на проблемном участке. Данная модельная среда послужит объектом для проведения лабораторных испытаний ингибиторов солеотложений.

Проблема солеобразования актуальна не только для нефтяной области, но и для отраслей промышленности, где для различных целей используется техническая вода. Ярким примером служит система жилищно-коммунального хозяйства, где для обогрева теплосетей используется вода.

Наша лаборатория предлагает Вам определение химического состава солеотложений на промышленном и нефтепромысловым оборудовании.

Если на Вашем объекте возникли проблемы, связанные с накипеобразованием и (или) коррозией в тепловых сетях, в системе горячего водоснабжения, мы можем помочь Вам выбрать необходимое оборудование и технологию противонакипной и противокоррозионной обработки воды.

*Применяется пробоподготовка, заключающаяся в извлечении подвижных форм элементов  раствором азотной кислоты.

Опытные сотрудники Группы компаний Коррсистем   проведут теоретические расчеты возможности выпадения солей в средах, проверим эффективность ингибиторов солеотложения, используемых на Вашем предприятии для защиты от солеотложений, а также остаточное содержание ингибиторов в воде для обеспечения продуктивной работы оборудования. Ведь известно, что легче предупредить проблему,  чем бороться с её последствиями.

Мы поможем Вам сэкономить средства и время!!!

 

 

korroziya-trub.ru

МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Статья опубликована в рамках:

 

Выходные данные сборника:

 

 

МЕТОДЫ  ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ  ОТЛОЖЕНИЯ  СОЛЕЙ  В  НЕФТЯНЫХ  СКВАЖИНАХ

Шангараева  Лилия  Альбертовна

канд.  техн.  наук,  ассистент  кафедры  разработки  и  эксплуатации  нефтяных  и  газовых  месторождений  Национального  минерально-сырьевого  университета  «Горный»,  РФ,  г.  Санкт-Петербург

E-mail:  [email protected]

 

METHODS  FOR  PREVENTING  SCALE  IN  OIL  WELLS

Liliya  Shangaraeva

candidate  of  Science,  assistant  of  development  and  exploraration  of  oil  and  gas  fields  department  of  the  National  mineral  resources  University  "Mining",  Russia  St.  Petersburg

 

АННОТАЦИЯ

Отложение  солей  при  разработке  и  эксплуатации  залежей  нефти  наиболее  активно  проявляется  на  поздних  стадиях  разработки,  когда  растет  обводненность  продукции  добывающих  скважин.  Сегодня  большая  часть  нефтяных  месторождений  России  находится  на  стадии  интенсивного  обводнения,  поэтому  проблема  солеотложения  является  актуальной.  Выбор  эффективного  реагента  для  обработки  скважины  должен  быть  основан  не  только  на  его  ингибирующей  способности,  но  также  должна  учитываться  его  адсорбционно-десорбционная  характеристика,  от  которой  зависит  эффективность  и  длительность  действия  ингибитора  солеотложения.

ABSTRACT

Accumulation  of  scale  when  developing  and  exploitation  of  oil  deposits  most  actively  manifests  itself  in  the  later  stages  of  development,  when  rising  water  cut  wells.  To  date,  most  of  the  oil  fields  in  Russia  is  under  intensive  irrigation,  so  the  problem  of  scale  fomation  is  relevant.  Choosing  an  effective  agent  for  the  treatment  of  wells  should  be  based  not  only  on  its  inhibitory  ability,  but  must  also  take  into  account  its  adsorption-desorption  characteristics,  which  determines  the  efficiency  and  duration  of  scale  inhibitors  .

 

Ключевые  слова:  солеотложения;  ингибитор;  методы  предотвращения.

Keywords:  scale;  inhibitor;  methods  for  preventing.

 

Солеобразование  при  разработке  и  эксплуатации  залежей  нефти  —  достаточно  сложный  и  многофакторный  процесс,  наиболее  часто  встречающееся  на  поздних  стадиях  разработки,  когда  растет  обводненность  продукции  скважины.  Одной  из  причин  увеличения  интенсивности  солеотложения  является  интенсификация  добычи,  когда  стремятся  увеличивать  депрессию  и  тем  самым  создают  благоприятные  условия  для  их  формирования  [1,  с.  27].

На  практике  почти  60  %  случаев  выхода  из  строя  центробежных  насосов  происходят  по  причине  выпадения  солей,  либо  же  засорения  механическими  примесями,  которые  в  большинстве  случаев  оказываются  в  итоге  осадками  солей,  которые  выпали  в  скважине,  не  закрепившись  на  поверхности  нефтепромыслового  оборудования,  и  потом  вместе  с  потоком  жидкости  оказались  внутри  насоса  [4,  c.  43].

Предотвращение  солеотложения  в  скважинах,  нефтепромысловом  оборудовании  и  системах  внутрипромыслового  сбора  и  подготовки  нефти  является  основным  направлением  в  борьбе  с  данным  процессом,  как  негативным  явлением.  Исходя  из  экономической  целесообразности  в  зависимости  от  условий  и  особенностей  разработки  залежей,  доступности  технических  средств  и  прочих  факторов  могут  использоваться  различные  подходы  в  борьбе  с  данным  явлением. 

Для  предотвращения  солеотложения  в  нефтепромысловом  оборудовании  применяют  технологические,  физические  и  химические  способы.  Технологические  и  физические  методы  включают  в  себя  обработку  потока  жидкости  магнитными  и  акустическими  полями,  операции  по  отключению  обводненных  интервалов,  применение  защитных  покрытий  поверхности  оборудования  и  др.

Эффективным  способом  предотвращения  солеотложения  в  нефтепромысловом  оборудовании,  в  том  числе  и  при  глушении  скважин,  является  химический  с  использованием  ингибиторов  отложения  солей.

К  ингибиторам  относятся  такие  химические  вещества,  добавление  которых  в  раствор  неорганической  соли  резко  замедляет  процесс  осадкообразования.

Наиболее  удовлетворительной  теорией,  объясняющей  механизм  ингибирования  кристаллической  фазы  из  пересыщенных  растворов,  является  теория  адсорбционного  ингибирования  за  счет  вхождения  молекул  комплексонов  в  кристаллическую  решетку  осаждающихся  солей.  Причем  адсорбции  ингибиторов  предшествует  стадия  их  комплексообразования  с  ионами  металлов  кристаллизующейся  соли.  Вследствие  этого  индукционный  период  кристаллизации  солей  возрастает  в  результате  снятия  пересыщения  соляных  растворов  солей  и  замедления  роста  кристаллов  [2,  c.  12]. 

Ингибиторы  солеотложения  не  являются  универсальными,  каждый  из  них  предотвращает  отложение  только  определенной  группы  солей.  Ориентировочные  эффективные  дозы  ингибиторов  проводятся  в  технических  условиях  их  применения.  Однако  практика  показывает,  что  эффективность  рекомендованных  дозировок  ингибиторов  солеотложения  для  условий  конкретной  скважины  должна  быть  проверена  лабораторными  исследованиями  с  учетом  минерализации  пластовых  вод  и  гидрохимической  обстановки  пласта.  В  лабораторных  условиях  также  необходимо  определить  совместимость  ингибитора  с  водой,  на  которой  планируется  готовить  раствор  ингибитора  для  обработки  призабойной  зоны  пласта.

Ингибиторы  солеотложения  различаются  по  механизму  их  действия.  Хелаты  —  вещества,  способные  адсорбироваться  на  активных  центрах  микрозародышей  солей,  предотвращая  образование  кристаллов  в  пересыщенном  растворе.  «Пороговый  эффект»  ингибиторов  заключается  в  реализации  механизма  блокирования  центров  кристаллизации,  и  высокоэффективного  диспергирования.  Действие  кристаллоразрушающих  типов  ингибиторов  основано  на  искривлении  поверхности  кристаллов. 

Большинство  ингибиторов  не  остается  активными  в  пласте  в  течение  длительного  времени.  Поэтому  эффективным  и  экономически  целесообразным  является  применение  ингибиторов  порогового  действия. 

В  качестве  ингибиторов  солеотложения  могут  выступать  органические  производные  фосфоновой  и  фосфорной  кислот,  неиногенные  полифосфаты,  низкомолекулярные  поликарбоновые  кислоты,  полимеры  и  сополимеры  кислот  и  др.  [3,  c.  212].

Для  ингибирования  солеотложения  в  процессе  нефтедобычи  применяют  в  основном  следующие  технологии: 

·     непрерывная  подача  ингибитора  солеотложения  в  межтрубное  пространство  скважин  с  использованием  дозирующих  устройств;

·     периодическое  дозирование  ингибитора  в  межтрубное  пространство  скважины; 

·     закачка  ингибитора  солеотложения  в  ПЗП  для  его  последующего  пролонгированного  выноса  в  ствол  скважины; 

·     введение  в  закачиваемую  для  ППД  воду.

Менее  эффективны  приемы  периодического  дозирования  ингибитора  в  межтрубное  пространство  скважин  и  дозированная  подача  ингибиторов  в  пласт  через  систему  ППД  вследствие  их  значительных  адсорбционных  потерь.

Наибольшее  предпочтение  отдается  технологии  задавливания  ингибитора  в  ПЗП  при  проведении  КРС,  так  как  ингибитор  солеотложения  выносится  из  ПЗП  значительное  время  и  работает  как  в  самой  ПЗП,  так  и  во  внутрискважинном  оборудовании,  в  НКТ,  а  также  в  системе  сбора,  транспорта  и  подготовки  нефти.  Все  зависит  от  качества  ингибиторов  солеотложения. 

Одними  из  основных  требований,  которые  должны  предъявляться  к  ингибиторам  солеотложения,  являются  его  адсорбционно-десорбционные  свойства.  Известно,  что  нефтегазоносные  породы  обладают  различной  смачиваемостью  и  разной  сорбционной  способностью.  Например,  основная  добыча  нефти  на  Ромашкинском  месторождении  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  солеотложения  необходимо  использовать  реагенты,  снижающие  межфазное  натяжение  на  границе  «нефть-ингибирующий  раствор»  и  позволяющие  увеличить  поверхность  контакта  как  с  силикатными  и  алюмосиликатными  минералами,  так  и  карбонатной  составляющей  в  составе  цемента.

Таким  образом,  выбор  эффективного  реагента  для  обработки  скважины  должен  быть  основан  не  только  на  его  ингибирующей  способности,  но  также  должна  учитываться  его  адсорбционно-десорбционная  характеристика,  от  которой  зависит  эффективность  и  длительность  действия  ингибитора  солеотложения.

 

Список  литературы:

1.Ахметшина  И.3.  О  механизме  образования  солеотложений  /  И.3.  Ахметшина  Р.Х.  Бочко,  Л.Х.  Ибрагимов  //  Нефтепромысловое  дело.  —  1981.  —  №  1.  —  С.  26—28.

2.Камалетдинов  Р.С.  Обзор  существующих  методов  предупреждения  и  борьбы  с  солеотложением  в  погружном  оборудовании  /  Р.С.  Камалетдинов  //  Инженерная  практика:  пилотный  выпуск.  Декабрь,  2009.  —  С.  12—15.

3.Кащавцев  В.Е.  Солеобразование  при  добыче  нефти  /  В.Е.  Кащавцев,  И.Т.  Мищенко.  М.:  2004.  —  432  с.

4.Кащавцев  В.Е.  Роль  пластовых  вод  в  процессе  осадкообразования  солей  при  добыче  нефти  /  В.Е.  Кащавцев  //  Нефть,  газ  и  бизнес.  —  2004.  —  №  1.  —  С.  42—45.

sibac.info

Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти [TIF]

Учебное пособие для вузов. — М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. — 448 с. — ISBN 5-7246-0333-0. Осложнение условий разработки месторождений углеводородов и сокращение объемов экспериментального исследования пластовых нефтей в значительной степени обострили проблемы расчёта свойств нефти и воды. В учебном пособии содержатся теоретическое рассмотрение и...

  • 14,24 МБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 23.07.2016 15:57

Справочник рабочего. — М.: Недра, 1986. — 240 с. Приведены свойства химических реагентов, описаны механизм их действия и технология применения для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, борьбы с коррозией и отложением солей, подготовки нефти и нефтяного газа, текущего и капитального ремонтов скважин. Описаны также технические средства для...

  • 8,27 МБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 24.02.2011 04:27

Уфа: Монография, 2003. — 302 с. — ISBN 5-94920-023-3. Освещены наиболее часто встречающиеся осложнения в нефтедобыче, которые связаны с образованием нефтяных эмульсий, асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), отложений неорганических солей, наличием механических примесей в добываемой продукции, коррозионными процессами. На основании опыта эксплуатации месторождений...

  • 5,25 МБ
  • добавлен 14.03.2012 14:12
  • изменен 15.03.2018 02:06

М.: Орбита-М, 2004. — 432 с. Освещены вопросы теории и практики процесса солеобразования при добыче обводненной нефти с целью предотвращения и удаления солевых осадков в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, в системах наземного сбора и подготовки углеводородного сырья, а также его потерь при сбоях в работе и простоях скважин. Изложены условия и причины отложения солей,...

  • 4,45 МБ
  • добавлен 13.09.2011 00:06
  • изменен 15.09.2011 15:22

М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 653 с. Изложены современные принципы выбора способов добычи нефти при проектировании разработки нефтяных месторождений. Даны результаты анализа показателей добычи нефти с помощью различных глубинных насосных установок, описаны новые технологические и технические решения в области глубинно-насосной добычи нефти. Рассмотрены проблемы борьбы с...

  • 7,45 МБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 10.02.2009 23:06

www.twirpx.com

В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. Солеобразование при добыче нефти

  • ОРБИТА — (лат., от orbis круг). 1) путь небесного светила. 2) глазные орбиты впадины, в которых помещаются глаза. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. ОРБИТА 1) путь небесного тела; 2) глазная о. полость, в… …   Словарь иностранных слов русского языка

  • Орбита-3 — Название телевизионных каналов , работающих в Сибири. Вещают на территорию Новосибирской , Томской, Кемеровской области, Алатайского и Красноярского краев и республик Алтай, Хакасия , востока Казахстана. Орбита 4 . Название Телевизионных каналов …   Википедия

  • орбита — ы, ж. orbite f. <, лат. orbita. 1. Путь, по которому движется небесное тело под действием притяжения других небесных тел. БАС 1. Длина осей кругов (orbites). АИ 1780 6 262. Наконец, если, за неимением микрометра, наблюдатель успел заметить… …   Исторический словарь галлицизмов русского языка

  • ОРБИТА — ОРБИТА, орбиты, жен. (лат. orbita, букв. след колеса) (книжн.). 1. Путь движения небесного тела (астр.). Орбита земли. Земная орбита. 2. То же, что глазница в 1 знач. Глаза вышли из своих орбит. ❖ Орбита влияния (книжн.) сфера, область влияния… …   Толковый словарь Ушакова

  • орбита — сфера, шар, круг, оборот; траектория; поле, глазная впадина, глазница, путь Словарь русских синонимов. орбита 1. см. глазница. 2. см. сфера …   Словарь синонимов

  • ОРБИТА — (от лат. orbita колея путь), круг, сфера действия, распространения; см. также Орбита небесного тела …   Большой Энциклопедический словарь

  • ОРБИТА — жен., лат., астрах. круговой путь планеты около солнца; кру овина. | ·врач. глазная орбита, впадина, ямка, лунка, в коей лежит яблоко. Орбитные данные, элементы, служащие для вычисленья пути планеты. Толковый словарь Даля. В.И. Даль. 1863 1866 …   Толковый словарь Даля

  • ОРБИТА — (от латинского orbita колея, путь), 1) путь, по которому одно небесное тело (планета, её спутник, космический летательный аппарат) движется в пространстве относительно какого либо другого небесного тела. 2) В переносном смысле круг, сфера… …   Современная энциклопедия

  • ОРБИТА — система спутниковой связи, разработанная в СССР (действует с 1965). Включает сеть наземных станций и искусственные спутники Земли Молния , Радуга , Горизонт …   Большой Энциклопедический словарь

  • ОРБИТА — ОРБИТА, путь небесного тела в гравитационном поле. Этот путь обычно является замкнутым вокруг фокуса системы, к которой принадлежит небесное тело, как например, орбиты планет, вращающихся вокруг Солнца, или орбиты компонентов бинарных систем,… …   Научно-технический энциклопедический словарь

  • ОРБИТА — ОРБИТА, ы, жен. 1. Путь движения небесного тела, а также космического корабля, аппарата в гравитационном поле какого н. небесного тела. Земная о. Гелиоцентрическая о. Вывести космический корабль на заданную орбиту. 2. перен., чего. Сфера действия …   Толковый словарь Ожегова

  • dic.academic.ru

    Диссертация на тему «Прогнозирование отложения сульфатных солей при добыче нефти» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

    1. Алексеев, П.Д. Влияние химических реагентов на кристаллизацию сульфата кальция Текст. / П.Д. Алексеев, Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев // Нефтяное хозяйство 1978 - №2. - С.37 - 38.

    2. Антипин, Ю.В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти Текст. / Ю.В. Антипин, М.Д. Валеев, А.Ш. Сырланов Уфа: Башкирское кн. изд., 1987.- 167с.

    3. Ахметшина, И.З. Влияние поверхностного натяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании Текст. / И.З. Ахметшина, Я.М. Каган, Г.А. Бабалян, В.П. Максимов // Нефтяное хозяйство 1979 - №3. -С.43-45.

    4. Ахметшина, И.З. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании Текст. / И.З. Ахметшина, В.П. Максимов, Н.С. Маринин // Нефтепромысловое дело 1982 - №1.

    5. Бабикова, А.И. Гидрогеохимическая характеристика пластовых вод нефтяных месторождений вала Сорокина Текст. / А.И. Бабикова // Материалы научно-практической конференции «Сырьевая база России в XXI веке». Архангельск,2001. С.19-23.

    6. Бабикова, А.И. Насыщенность сульфатом кальция пластовых вод северной части Тимано-Печорской провинции Текст. / А.И. Бабикова, A.A. Мордвинов

    7. Наука северному краю Сборник научных статей - выпуск 62 - Архангельск, 2005. - С.26-28.

    8. Бабикова, А.И. Прогноз внутрипластового отложения сульфатных солей при добыче нефти Текст. / А.И. Бабикова, М.Б. Дорфман // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса ВНИИОЭНГ - 2010 - №4. - С.59-62.

    9. Бабикова, А.И. Прогноз отложения сульфатных солей при закачке попутной воды Текст. / А.И. Бабикова, М.Б. Дорфман // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса ВНИИОЭНГ - 2010 - №6. - С.63-67.

    10. Байголов, Б.З. Механизм отложения сульфата бария в скважинах объединения «Ставропольнефтегаз» Текст. / Б.З Байголов, Г.П. Белогорцев, Ф.М. Сатарова// Нефтепромысловое дело 1978 - №6. - С.34 - 35.

    11. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах Текст. / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик М.: Недра, 1984. - 211с.

    12. Волобуев, Г.П. Прогнозирование гидрогеологических обстановок в нефтегазодобывающих районах Текст. / Г.П. Волобуев М.:. Недра, 1986. -193с.

    13. Галлеев, Р.Г. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании Текст. / Р.Г. Галлеев, Р.Н. Дияшев, Ф.М. Сатарова, С.С. Потапов // Нефтяное хозяйство 1998 - №5. -С.41 - 45.

    14. Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеология и гидродинамика подземных вод Текст. / Ю.П. Гаттенбергер М.:. Недра, 1982. - 184с.

    15. Гиббс Дж. В. Термодинамические работы Текст. / Дж. В. Гиббс- М.:.Л.: Гостехиздат, 1950.- 492с.

    16. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта Текст. / Ш.К Гиматудинов, А.И. Ширковский М.:. Недра, 1982. - 311с.

    17. Гиматудинов, Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Текст. / Ш.К Гиматудинов М.:. Недра, 1982. - 463с.

    18. Гиматудинов, Ш.К. Солеотложения при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними Текст. / Ш.К Гиматудинов, Л.Х. Ибрагимов, З.И. Сюняев Грозный, 1985. - 87с.

    19. Глембовский, В.А. Основы физикохимни флотационных процессов Текст. / В.А.Глембовский М.:. Недра, 1980. 465с.

    20. Гуревич, А.Е. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии Текст. /

    21. A.Е.Гуревич Л.:. Недра, 1972. 271с.

    22. Дэвис, Дж.С. Статистический анализ данных в геологии Текст. / Дж.С. Дэвис М.:. Недра, 1990. -т.1 с.319, т.2 427с.

    23. Зверев, В.П. Гидрогеохимические исследования системы гипс-подземные воды Текст. / В.П. Зверев М.:. Недра, 1967. - 118с.

    24. Ибрагимов, Л.Х Интенсификация добычи нефти Текст. / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц М.:. Наука, 2000. - 414с.

    25. Ибрагимов, Л.Х Закономерности формирования сложных солевых осадков Текст. / Л.Х. Ибрагимов, И.З. Ахметшина// Нефтепромысловое дело 1981 -№7. - С13 - 15.

    26. Карцев, A.A. Нефтегазопромысловая гидрогеология Текст. / А.А Карцев, A.M. Никаноров М.:. Недра, 1983. - 199с.

    27. Кащавцев, В.Е Солеобразование при добыче нефти Текст. / В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко М.\ Орбита-М,. 2004. - 431с.

    28. Кащавцев, В.Е Предупреждение солеобразования при добыче нефти Текст. /

    29. B.Е. Кащавцев, Ю.П. Гаттенбергер, С.Ф. Люшин М.:. Недра, 1985. - 215с.

    30. Кащавцев, В.Е Компьютерное моделирование прогнозных оценок отложений солей при добыче нефти Текст. // Нефтяное хозяйство 2002 - №12. -С.73 - 75.

    31. Кащавцев, В.Е Итерационное моделирование комплексного солеобразования при добыче обводненной нефти Текст. // Нефтяное хозяйство 1999 - №9.1. C.38 -41.

    32. Карцев, A.A. Нефтегазопромысловая гидрогеология Текст. / А.А Карцев, М.И. Суббота, В.Ф. Клейменов идр. М.:. Недра, 1980. - 271с.

    33. Карцев, A.A. Методы обработки и интерпретации гидрогеологических исследований нефтегазопоисковых целях Текст. / А. А Карцев, A.M. Никаноров -М.:. Недра, 1983.- 199с.

    34. Крайнов, С.Р. Методы геохимического моделирования и прогнозирования в гидрогеологии Текст. / С.Р. Крайнов, Ю.В. Шваров, Д.В. Гричук и др. М.:. Недра, 1988.-254с.

    35. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений Текст. / В.Д. Лысенко -М.:. Недра, 2003. 638с.

    36. Люшин, С.Ф. О возможности отложений неорганических солей в пластовых условиях Текст. / С.Ф. Люшин, A.A. Глазков, Г.В. Галеева и др. -М.: ВНИИОЭНГ- 1983.- 100с.

    37. Люшин, С.Ф. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения Текст. / С.Ф. Люшин, P.M. Хабибуллин Тр. БашНИПИнефть 1975- №45. - С. 120-122

    38. Лялина, Л.Б. Формирование состава попутно-добываемых вод и их влияние на гипсоотложения при эксплуатации нефтяных месторождений Текст. / Л.Б. Лялина, М.Г. Исаев // Нефтепромысловое дело 1983. - 48с.

    39. Мехтиев, Ш.Ф. Влияние искусственного заводнения на гидрохимию нефтяного пласта Текст. / Ш.Ф. Мехтиев, Х.Р. Ахундов, Е.А. Ворошилов Баку: МААРИФ 1969. - 344с.

    40. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти Текст. / И.Т. Мищенко М.: изд. РГУ нефти и газа, - 2003. - 816с.

    41. Нывлт, Я Кристаллизация из растворов Текст. / Я Нывлт М.: Химия,- 1974. -150с.

    42. Панов, В.А. прогнозирование выпадения гипса из пластовых вод в нефтепромысловом оборудовании Текст. // Нефтепромысловое дело 1978 -№10. - 9с.

    43. Пантелеев, A.C. Исследования физико-химических процессов при заводнении продуктивных пластов и добыче нефти Текст. / A.C. Пантелеев, Н.Ф. Козлов, М.Ф. Персиянцев, Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев Оренбург кн. изд., 2000. - 299с.

    44. Рагулин, В.В. Перспективная технология предупреждения солеотложения в добывающих скважинах Текст. / В.В. Рагулин, А.И. Волошин, И.М. Ганиев, А.Г. Михайлов, Д.В. Маркелов // Нефтепромысловое дело 2008- №11.-С.62-65.

    45. Самарина, B.C. Гидрогеохимия Текст. / B.C. Самарина Л.: ЛГУ, 1977. - 359с.

    46. Сокирко, Л.Е. Осадкообразование и нарушение сульфатно-кальциевого равновесия при смешения вод Текст. / Л.Е. Сокирко, A.M. Никаноров // Тр. СевКавНИПИнефть -1973 №15. - С.155 - 166

    47. Чистовский, А.И. О причинах выпадения гипса при разработке нефтяных залежей Текст. / А.И. Чистовский //Геология нефти и газа-1975- №2. С.69-74.

    48. Язвин, JI.C. Гидрогеология СССР, сводный том, выпуск 3 Текст. / JI.C. Язвин -М.:. Недра, 1977.-279с.

    49. Oddo, J.E. Method predicts well bore scale, corrosion Текст. / J.E. Oddo, M.B. Tomson // Oil and gas,-1998.- P.107- 114.1. ПАТЕНТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

    50. A.c. 1648896 СССР. Способ извлечения йода из горных пород Текст. /

    51. A.И.Бабикова (СССР)№ 1648896; заявл. №4449957 19.05.88; зарег. 15.01.91.1. ОТЧЕТЫ

    52. Отчет о научно-исследовательской работе «Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности на европейском севере ТПП. Разломы земной коры европейского севера СССР в связи с нефтегазоносностью» Текст./ исполнители: Малышев, Н.А Сыктывкар, 1982. - 140с.

    53. B.А.Даллимулин С.Г. Архангельск, 1986. - 203с.

    54. Отчет по теме: «Обобщение геолого-гидрогеологических материалов с целью выявления критериев оценки гидрогеологических обстановки северной части ТПП» Текст. / исполнители: Смирнова Н.В., Свириденко М.М, Лешукова З.В.Архангельск, 1987.-201с.

    55. Боголицын К.Г. «» ' 2011 г.1. АКТо внедрении «Методики прогноза отложений сульфатных и карбонатных солей при

    56. Методика прошла апробацию на месторождениях ООО «Компании Полярное

    57. Начальник отдела о разработке месторождений1. В.П Арестов М.Б. Дорфман

    www.dissercat.com

    Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты)

    Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам, предназначенным для предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, а также в нефтяных пластах, разрабатываемых с использованием систем заводнения. Состав для ингибирования солеотложений содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка, этиленгликоль (ЭГ), лигносульфонат натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОЭДФ 16,0-18,03, гидроокись натрия 5,83-7,0, окись цинка 5,42-7,12, ЭГ 25,0-40,0, лигносульфонат натрия 4,17-5,0, вода - остальное. В другом вариане состав для ингибирования солеотложений содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка, этиленгликоль (ЭГ), лигносульфонат натрия, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОЭДФ 5,0-8,0, гидроокись натрия 5,83-7,0, окись цинка 5,42-7,12, ЭГ 25,0-40,0, лигносульфонат натрия 4,17-5,0, НТФ 6,67-9,0, вода - остальное. Состав обладает высокоэффективным комплексным защитным действием, не проявляет коррозионной активности и характеризуется низкой температурой замерзания, что позволяет его использовать в регионах с холодным климатом. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.

     

    Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам, предназначенным для предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, а также в нефтяных пластах разрабатываемых с использованием систем заводнения.

    Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационной колонны и лифтовых труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. Процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции.

    Выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную. Основными причинами выпадения нерастворимых осадков являются: смешивание вод различного состава, не совместимых друг с другом, перенасыщение вод в результате изменения термобарических условий в скважине либо насосе, испарение воды и т.д.

    Ингибиторные способы защиты скважин и оборудования получили приоритетное распространение для предотвращения солеотложений в нефтепромысловой практике.

    Известен состав для предотвращения карбонатных, сульфатных, железноокисных отложений, а также разрушения отложений карбонатных солей на тепломассопередающих поверхностях (RU 2146232, С02F 5/14, опубл. 2000.03.10). Состав содержит, мас.%: оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) 15-40, соединение цинка 0,1-7,0, лигносульфонат натрия 10-30 и воду. Помимо эффективного предотвращения образования солевых отложений и ингибировании коррозии состав препятствует ионному обмену железа с кислотной частью реагента. Недостатком указанного известного состава является высокая температура замерзания, а следовательно, сложность его использования в регионах холодного климата, а также недостаточно высокая термостойкость.

    Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является состав (RU 2205157, С02F 5/14, опубл. 2003.05.27 - прототип), содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОЭДФ 16,4-20,4, гидроокись натрия 6,5-8,3, окись цинка 5,9-7,32, вода - остальное. Недостатком этого состава также является высокая температура замерзания и сложность его использования в регионах холодного климата.

    Задача, на решение которой направлены предлагаемые изобретения, состоит в создании состава, препятствующего образованию нерастворимых солевых отложений, обладающего высокоэффективным комплексным защитным действием; синтезируемого на основе доступного в промышленном объеме сырья; не проявляющего коррозионной активности и характеризующегося низкой температурой замерзания для возможности его использования в регионах с холодным климатом.

    Поставленная задача решается тем, что предлагаемый состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (далее состав), содержащий оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка и воду, дополнительно содержит лигносульфонат натрия и этиленгликоль (ЭГ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

    ОЭДФ 16,0-18,03

    Гидроокись натрия 5,83 - 7,0

    Окись цинка 5,42-7,12

    ЭГ 25,0-40,0

    Лигносульфонат натрия 4,17-5,0

    вода остальное.

    В другом варианте поставленная задача решается тем, что состав для ингибирования солеотложений содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка и воду, этиленгликоль (ЭГ), лигносульфонат натрия, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

    ОЭДФ 5,0-8,0

    Гидроокись натрия 5,83-7,0

    Окись цинка 5,42-7,12

    ЭГ 25,0-40,0

    Лигносульфонат натрия 4,17-5,0

    НТФ 6,67-9,0

    Вода остальное.

    Введение в состав лигносульфоната натрия 4,17-5,0 мас.% и этиленгликоля 25,0-40,0 мас.% позволяет получить состав, не только обладающий высокоэффективным комплексным ингибирующим действием солеотложений, но и не проявляющий коррозионной активности и характеризующийся низкой температурой замерзания для возможности его использования в регионах с холодным климатом.

    Кроме того, вариант состава для ингибирования, содержащий нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 6,67-9,0 мас.%, а ОЭДФ в количестве 5,0-8,0 мас.%. позволяет не только снизить содержание дорогостоящих компонентов (ОЭДФ), но и повысить эффективность в отношении сернокислых солей.

    Для приготовления состава были использованы следующие компоненты:

    ОЭДФ МА-ТУ 6-09-5372-87 - порошок светло-бежевого цвета, хорошо растворимый в воде; НТФ - ТУ 6-09-5283-86 - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде; окись цинка - ГОСТ 202-84 - кристаллическое вещество белого цвета; гидроокись натрия - ТУ 6-01-1306-85 - кристаллическое вещество в виде белых пластинок; ЭГ- ГОСТ 10164-75 - прозрачная жидкость; лигносульфонат Na - ТУ 113-03-616-87 - мелкозернистый порошок коричневого цвета и вода.

    На чертеже представлен график.

    Заявляемый состав готовят следующим образом: (все рецептурные количества компонентов берутся по массе). Готовятся два отдельных раствора.

    Раствор 1: В термостойкий сосуд подают рассчитанное количество воды и гидроокись натрия 5,83 - 7,0 мас.%. Перемешивают до полного растворения щелочи. В полученный раствор небольшими порциями при постоянном перемешивании (скорость перемешивания 300-450 об/мин) подают окись цинка 5,42 - 7,12 мас.%. Перемешивание продолжают при нагревании 60-70°С в течение 55-60 минут. В результате получают однородную суспензию. Далее, не прекращая перемешивания и нагревания, постепенно, очень небольшими порциями подают ОЭДФ 16,0-18,03 мас.%, и после 10-15-минутного перемешивания получают близкий к прозрачному светло-коричневый раствор. Как только такой раствор будет получен, нагревание прекращают.

    Раствор 2: В сосуд подают этиленгликоль 25-40 мас.% и затем небольшими порциями при постоянном перемешивании подается лигносульфонат натрия 4,17-5,0 мас.%. В результате получают однородный раствор темно-коричневого цвета.

    Далее к раствору 1 небольшими порциями подают раствор 2 при интенсивном перемешивании (скорость перемешивания 750-900 об/мин-1). Перемешивание продолжают в течение 1-1,5 ч. Полученная смесь готова для использования по назначению.

    В случае приготовления состава, содержащего НТФ, состав готовят следующим образом.

    Раствор 1: В термостойкий сосуд подают рассчитанное количество воды и гидроокись натрия 5,83-7,0 мас.%. Перемешивают до полного растворения щелочи. В полученный раствор небольшими порциями при постоянном перемешивании (скорость перемешивания 300-450 об/мин) подают окись цинка 5,42-7,12 мас.%. Перемешивание продолжают при нагревании 60-70°С в течение 55-60 минут. В результате получают однородную суспензию. Далее, не прекращая перемешивания и нагревания, постепенно, очень небольшими порциями подают ОЭДФ 5,0-8,0 мас.% и после 10-15-минутного вводят НТФ 6,67-9,0 мас.%. Перемешивают до получения близкого к прозрачному светло-коричневого раствора. Как только такой раствор будет получен, нагревание прекращают.

    Далее к раствору 1 небольшими порциями подают раствор 2 при интенсивном перемешивании (скорость перемешивания 750-900об/ мин). Перемешивание продолжают в течение 1-1,5 ч.

    Составы с различным соотношением компонентов представлены в таблице 1,

    Таблица 1
    Соотношения исходных компонентов в исследованных составах.
    СоставСодержание компонентов в составе, масс.%
    ОЭДФНТФNaOHZnOЛигносульфонат натрияЭГВода
    А16,0-7,06,55,040,025,5
    В18,0-6,66,14,639,625,1
    С20,0-6,25,74,239,224,7
    D18,03-7,07,125,025,037,85
    Е6,676,675,835,424,1725,0046,25
    F8,08,07,06,55,030,035,50
    G5,09,06,56,05,020,048,50

    В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства состава: эффективность ингибирующего действия в модельных водах различного состава, плотность растворов, температура замерзания, скорость коррозии в присутствии предлагаемого состава.

    Эффективность ингибирования различных типов солеотложений определяли химическим способом. Для проведения исследований были взяты составы с различным содержанием компонентов. Эффективность ингибирования оценивалась по эффективности их влияния на солеобразование в модельных водах различного состава.

    Составы модельных вод, на которых оценивалась эффективность ингибирующего действия составов, приведены в таблице 2. Каждая из приведенных типов вод готовилась путем смешения раствора I с раствором II.

    Таблица 2
    Составы модельных вод.
    ВодаСостав раствора I (на 0,5 л)Состав раствора II (на 0,5 л)
    сольmсоли, Гсольmсоли, г
    Хлор-кальциевая водаCaCl23,33NaHCO30,28
    MgCl2·6h3O0,42
    NaCl21,20
    Гидрокарбонатно-натриевая водаCaCl20,56NaHCO31,66
    MgCl2·6h3O0,42
    NaCl22,59
    Сульфатная водаNa2SO46,5CaCl213,6
    NaCl9,4
    MgCl2·6h3O0,62
    Бариевая водаNa2SO40,4BaCl2·2h3O0,56
    NaCl15NaCl15

    При использовании данного метода эффективность действия реагентов определяется по остаточной концентрации солеобразующего иона в обработанном и необработанном реагентом растворе по формуле:

    где Ср, Ск и С0 - концентрация солеобразующего иона в растворе с ингибитором, без ингибитора и в исходной воде с начальной концентрацией соответственно.

    В данном случае осуществляется нагрев пересыщенного раствора до определенной температуры (85-90°С) с последующей выдержкой в течение 4 часов.

    Результаты экспериментов по определению эффективности действия составов для четырех типов модельных вод представлены в таблице 3.

    Таблица 3
    Эффективность ингибирующего действия приготовленных составов в модельных водах различных типов.
    СоставCInh,мг/лЭффективность действия, %
    Хлор-кальциевая водаГидрокарбонатно-натриевая водаСульфатная водаБариевая вода
    А1096,392,089,880,0
    2093,896,794,480,0
    5093,893,394,481,8
    10087,593,394,458,2
    В1095,094,765,369,1
    2090,097,491,470,9
    5090,097,479,172,7
    10080,097,476,063,6
    С1097,092,189,863,6
    2092,094,791,470,9
    5090,097,489,870,9
    10075,097,489,870,9
    D1096,090,871,450,0
    2095,498,578,675,0
    5086,098,592,685,0
    10084,598,592,685,0
    Е1097,083,256,452,0
    2096,494,290,975,0
    5088,899,694,685,5
    10087,599,694,685,5
    F1098,5796,6755,2050,0
    2098,5798,3393,8375,00
    5092,8698,3395,6787,50
    10085,7198,3395,6787,50
    G1093,7597,4454,5562,50
    2087,5098,7281,8275,00
    5075,0098,7290,9181,25
    10068,7598,7292,7381,25

    Как видно из приведенных в таблице данных, приготовленные составы проявляют достаточно высокую эффективность действия в случае всех типов вод, в том числе против образования сульфатных солей.

    Таким образом, предлагаемый состав позволяет повысить эффективность предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти за счет возможности его использования для различных типов вод.

    Для оценки коррозионной агрессивности состава, связанной с возможностью его агрессивного воздействия на металл дозирующих установок, была проведена проверка агрессивности концентрированных растворов предлагаемого состава и оценка влияния его рабочих дозировок. Использовался 10%-ный раствор ингибитора в дистиллированной воде.

    Эксперименты проводились в соответствии со следующими нормативными документами:

    - ГОСТ 9.502-82 - Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний;

    - ГОСТ 9.514 - 99 - Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Электрохимический метод определения защитной способности.

    В качестве исследуемой среды использовалась модель воды характерного для Западной Сибири ионного состава (таблица 4). Парциальное давление углекислого газа составляло 0,1 МПа, концентрация растворенного кислорода - не более 0,05 мг/л.

    Скорость коррозии образцов, изготовленных из стали Ст 3, определялась методом поляризационного сопротивления с использованием коррозиметра «Моникор-2», по двухэлектродной схеме. Замеры скорости коррозии проводились каждые 30 мин.

    Таблица 4
    Ионный состав вод, использованных в экспериментах (мг/л)
    Минерализация общаяCl-НСО3 -Са2+Mg2+Na+
    3029318066520106421310302

    Подготовка поверхности электродов датчиков поляризационного сопротивления и рабочих электродов ячеек для снятия поляризационных кривых проводилась в соответствии с требованиями ГОСТ 9.506 - 87 и ГОСТ 9.514 - 99. В ячейку помещалось требуемое количество модели воды, после чего через ячейки осуществлялся барботаж углекислого газа с расходом 15-20 м3/ч в течение 30-40 мин. После этого в ячейки устанавливались датчики поляризационного сопротивления и рабочие электроды. Расход газа уменьшался до 2-4 м3/ч и поддерживался в течение всего эксперимента. После 14-часовой выдержки для стабилизации скорости коррозии в ячейки добавляли необходимое количество реагента. На чертеже представлен график зависимости скорости коррозии от концентрации реагента. Видно, что в присутствии предлагаемого состава наблюдается небольшое снижение скорости коррозии. Это свидетельствует об отсутствии отрицательного влияния реагента на коррозионную стойкость промыслового оборудования.

    Результаты исследования физических свойств ингибиторов представлены в таблице 5.

    Таблица 5
    Некоторые физические свойства составов.
    СоставВнешний видрНТзамерз., °Сρ, г/см3Растворимость
    АГустая жидкость темно-коричневого цвета9,0-42,5°С1,31Хорошо растворимы в воде, не растворимы в углеводородах
    В9,3-42,0°С1,32
    С9,4-42,0°С1,32
    D9,0-42,0°С1,30
    Е9,0-42,0°С1,30
    * Температуры замерзания образцов определялась на приборе LIN-TECH по методу ASTM D 97

    Таким образом, предлагаемый состав обладает высокоэффективным комплексным ингибирующим действием, препятствующим образованию нерастворимых солевых осадков, не проявляет коррозионной активности и имеет низкую температуру замерзания, что позволяет его использовать в регионах с холодным климатом.

    Предложенный состав может быть использован для предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, а также в нефтяных пластах разрабатываемых с использованием систем заводнения.

    1. Состав для ингибирования солеотложений, содержащий оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит этиленгликоль (ЭГ) и лигносульфонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

    ОЭДФ 16,0-18,03
    Гидроокись натрия 5,83-7,0
    Окись цинка 5,42-7,12
    ЭГ 25,0-40,0
    Лигносульфонат натрия 4,17-5,0
    Вода остальное

    2. Состав для ингибирования солеотложений, содержащий оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ), гидроокись натрия, окись цинка и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит этиленгликоль (ЭГ), лигносульфонат натрия, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

    ОЭДФ 5,0-8,0
    Гидроокись натрия 5,83-7,0
    Окись цинка 5,42-7,12
    ЭГ 25,0-40,0
    Лигносульфонат натрия 4,17-5,0
    НТФ 6,67-9,0
    Вода остальное

    www.findpatent.ru