авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Обоснование технологии предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании миннибаевской площади ромашкинского месторождения

-- [ Страница 2 ] --

 Зависимость индукционного периода от начальной концентрации ионов бария -3

Рисунок 2 - Зависимость индукционного периода от

начальной концентрации ионов бария

Проведенный анализ разработки, а также изучение ГТМ, выполненных на скважинах с целью увеличения нефтеотдачи, показал, что в нагнетательные скважины Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения в период с 1974 по 1994 годы для выравнивания профиля приемистости производилась закачка водных растворов алкилированной серной кислоты, что привело к значительному увеличению в пластовых водах содержания сульфат-ионов. При сопоставлении зон расположения добывающих скважин, осложненных солями бария и гипсом, и нагнетательных скважин, где проводилась закачка сернокислотных растворов, было установлено, что эти участки пространственно совпадают. Исходя из этого, был сделан вывод, что закачка алкилированной серной кислоты в продуктивные пласты Ромашкинского месторождения впоследствии оказала влияние на процессы отложения сульфатов. Известно, что серная кислота вступает в реакцию с нефтью, при этом происходит сульфирование содержащихся в нефти ароматических соединений и образование целой гаммы ПАВ: алкиларилсульфокислот, алкилсульфокислот кислых эфиров, сульфонов, асфальтеновых кислот и др., которые могут влиять на кинетику химических реакций и на процессы отложения солей в скважинном оборудовании.

Для изучения влияния активных кислотных соединений нефти на выпадение сульфата бария были экстрагированы органические компоненты из проб солевых осадков, отобранных с поверхности нефтепромыслового оборудования скважин Миннибаевской площади. Выделенные органические компоненты можно разделить на нейтральные и активные. Последние представляют собой нефтяные кислоты и их соли, которые являются естественными ПАВ нефти.

В лабораторных условиях было установлено, что водорастворимые поверхностно-активные компоненты нефти (соли нафтеновых кислот) участвуют в формировании и росте кристаллов сульфата бария, а также влияют на кинетику кристаллизации этих солей.

Органические составляющие солевых отложений обладают избыточной свободной поверхностной энергией, чем объясняется их закрепление на поверхности солевых частиц за счет физической адсорбции. С одной стороны, водорастворимые активные соединения нефти, адсорбируясь на поверхности кристаллов, подавляют их рост и предотвращают возможность их выпадения, с другой – способствуют агрегации кристаллов в более крупные разветвленные структуры и их прилипанию к поверхности труб. Уменьшение размеров кристаллов приводит в последующем к образованию на трубах весьма плотных отложений из-за высокой их дисперсности.

Поверхностно-активные свойства водорастворимых органических компонентов были изучены путем определения величины поверхностного натяжения их водных растворов на границе с воздухом. Так, добавки активных органических компонентов, выделенных из отложений скважин 9503 и 1498 Миннибаевской площади, в воду снизили величину поверхностного натяжения на границе с воздухом до 49,6 и 58,2 мН/м по сравнению с поверхностным натяжением дистиллированной воды 71,8 мН/м.

Результаты проведенных исследований показывают, что в присутствии водорастворимых органических компонентов, выделенных из скважинных отложений Миннибаевской площади, индукционный период кристаллизации сульфата бария из пересыщенного водного раствора незначительно увеличивается. Однако по его завершению выпадение солей происходит быстрее, чем без добавок, т.е. время окончания реакции сокращается.

Образование органоминеральных соединений при взаимодействии нефтяных кислот и их водорастворимых солей с пластовыми водами, содержащими ионы натрия и бария, можно выразить следующими уравнениями:

RCOOH + Na+RCOONa + H+, (1)

2RCOONa + Ba2+ (RCOO)2Ba + 2Na+. (2)

Влияние нефтяных поверхностно-активных компонентов на процесс солеотложения подтверждается результатами проведенных экспериментов. Была исследована физико-химическая активность водорастворимых естественных ПАВ нефти, т.е. их способность осаждать ионы металлов, содержащихся в пластовых водах. Приготовленный раствор водорастворимых органических компонентов вводили в модель пластовой воды и интенсивно перемешивали. Увеличение дозировки органических компонентов в пластовой воде привело к снижению содержания ионов Ba2+, что связано с выпадением в осадок органоминеральных соединений бария (рисунок 3).

Рисунок 3 – Результаты лабораторных экспериментов по оценке влияния водорастворимых органических компонентов на осаждение ионов бария

Аналогичным образом могут образовываться нерастворимые органические соли с участием других ионов под влиянием активных органических компонентов.

Скважинные отложения барита часто располагаются на сплошной нефтяной пленке, адсорбированной на металлической поверхности труб и оборудования, которая включает в себя сложные структурные единицы из ароматических углеводородов, нефтяных кислот и их солей.

В четвертой главе представлены основные результаты экспериментальных исследований физико-химических и фильтрационных свойств разработанного химического состава для предотвращения выпадения сульфата бария в продуктивном пласте и в скважинном оборудовании.

Выбор эффективного реагента для обработки скважины должен учитывать не только его ингибирующую способность, но также его адсорбционно-десорбционные свойства, от которых зависит эффективность и длительность действия ингибитора солеотложений. В то же время известно, что продуктивные породы-коллекторы обладают различной смачиваемостью и разной сорбционной способностью. Для условий Ромашкинского месторождения необходимо использовать реагенты, позволяющие увеличить поверхность контактирования ингибитора как с силикатными и алюмосиликатными минералами, так и с карбонатной составляющей в составе цемента.

Разработанный ингибирующий состав представляет собой водный раствор оксиэтилидендифосфоновой (ОЭДФ) и соляной кислот, бифторида аммония, изопропилового спирта и неонола.

ОЭДФ является распространенным реагентом, который применяется в качестве ингибитора отложений солей кальция, магния, бария и железа на различных поверхностях.

Бифторид аммония, растворяясь в соляной кислоте, частично ее нейтрализует и в результате этой реакции образуется плавиковая кислота и хлористый аммоний.

Реакция происходит по следующей схеме:

NH4FНF + HCl = 2HF + NH4Cl, (3)

NH4F + HCl = HF + NH4Cl. (4)

Фтористый водород способен реагировать с силикатными и алюмосиликатными минералами, при этом происходит интенсивное разъедание поверхности контакта.

Неонол, являясь неионогенным ПАВ, позволяет дополнительно к действию кислотных добавок снизить поверхностное натяжение в системе «порода-нефть-ингибирующий раствор».

Для уменьшения кислотности раствора в рецептуру входит изопропиловый спирт в качестве щелочного реагента.

Лабораторные исследования по определению межфазного натяжения на границе «нефть-кислотный раствор» при различных содержаниях бифторида аммония, соляной кислоты и ОЭДФ в ингибирующем растворе позволили определить оптимальную концентрацию компонентов, входящих в состав разработанной композиции. В качестве реагентов для закачки в пласт для дальнейшего изучения были выбраны составы в следующих соотношениях компонентов:

№1 –3% ОЭДФ + 1% NH4F +7% HCl + 1% изопропиловый спирт +0,1%неонол + вода остальное;

№2 –1% ОЭДФ + 2% NH4F + 10% HCl + 1% изопропиловый спирт +0,1%неонол + вода остальное.

Результаты экспериментов по оценке эффективности предотвращения выпадения сульфата бария показали, что разработанные химические композиции обладают необходимым защитным эффектом. Известный реагент марки СНПХ-5314 в лабораторных условиях эффективно ингибирует выпадение сульфата бария по сравнению с другими рассмотренными товарными формами ингибиторов, поэтому он участвовал в дальнейших исследованиях вместе с разработанными составами под №3.

Фильтрационные исследования проводились для определения адсорбционно-десорбционной характеристики исследуемых ингибирующих составов. Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях различны, то сравнивать можно было только динамику относительных концентраций растворов. При этом относительная концентрация растворов определяется отношением их текущей концентрации к исходной.

На рисунке 4 приведены результаты определения относительных концентраций фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях в процессе адсорбции.

 Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе адсорбции -5

Рисунок 4 - Изменение концентрации раствора ингибитора

в процессе адсорбции

Лабораторные исследования показали, что предельная адсорбция достигается при прокачке девяти поровых объемов для ингибирующих растворов № 1 и № 2, для полной адсорбции состава № 3 необходимо прокачать десять поровых объемов.

Сопоставляя относительные концентрации реагентов при адсорбции, можно заключить, что адсорбция протекает быстрее в случае применения ингибирующих составов №1 и №2. Более равномерная адсорбция наблюдается у состава №2.

На рисунке 5 приведены результаты определения относительной концентрации фосфорорганических ингибиторов в процессе десорбции.

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

 Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе десорбции Как-6

Рисунок 5 - Изменение концентрации раствора ингибитора

в процессе десорбции

Как видно из рисунка 5 при прокачке через образец керна 30 поровых объемов воды обеспечивается необходимый вынос реагента, достаточный для эффективной защиты от выпадения солей при использовании ингибитора СНПХ-5314. При использовании разработанного ингибирующего состава под № 1 эффективная защита от выпадения солей бария при идентичных условиях обеспечивается при прокачке 46 поровых объемов воды, а состава под № 2 при прокачке 42 поровых объемов воды. Это указывает на то, что разработанные составы обладают примерно в 1,5 раза большей продолжительностью десорбции по сравнению с ингибитором СНПХ-5314.

Анализ данных о выносе рассматриваемых ингибирующих составов показывает, что при прокачке первых двух объемов порового пространства выносится значительная часть свободного (не адсорбированного) ингибитора. Учитывая, однако, что в составе №1 используются концентрации ОЭДФ выше, чем в растворе №2, то потери ОЭДФ из свободного объема будут значительно больше в случае применения состава №1. Следовательно, оптимальным для применения будет состав под № 2 –1% ОЭДФ + 2% NH4F + 10% HCl + 1% изопропиловый спирт + 0,1% неонол + вода остальное.

Разная эффективность исследуемых составов объясняется механизмом воздействия на породу вводимыми кислотными добавками.

Образующаяся в результате взаимодействия бифторида аммония с соляной кислотой плавиковая кислота реагирует с силикатными минералами породы–коллектора и, растворяя их, позволяет увеличить контакт ингибитора с минеральной поверхностью, а в сочетании с неионогенным ПАВ значительно снизить межфазное натяжение в системе «нефть-порода-кислотный раствор». Таким образом, увеличивается адсорбционно-десорбционная способность ингибирующего состава.

За счет разъедания плавиковой кислотой поверхности силикатных пород обеспечивается увеличение шероховатости породы, соответственно, степени адсорбции на этой поверхности химической композиции. Ингибирующий компонент будет проникать в состав образующихся в процессе взаимодействия предлагаемой композиции с породой силикатных золей, которые покрывают поверхность контакта ингибитора с силикатными минералами. За счет этого десорбироваться из пласта он будет медленнее, так как силикатные пленки золя в составе с ингибитором значительно устойчивее к вымыванию. Кроме того, гелеобразная консистенция композиции, образующаяся в процессе реакции, способствует равномерной длительной десорбции ингибитора с породы.

Разработанная химическая композиция обладает допустимой коррозионной активностью по отношению к скважинному оборудованию. Скорость коррозии стали Ст.20 в химических растворах составила 0,024 мм/год при допустимой 0,1 мм/год.

Таким образом, использование предлагаемой композиции позволяет эффективно и в течение длительного времени защищать скважинное оборудование и продуктивный пласт от выпадения сульфата бария.

В пятой главе приводится технология и рекомендации по применению разработанного химического состава для предотвращения выпадения сульфата бария.

Описан типовой технологический процесс с использованием разработанного химической композиции для предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании и продуктивном пласте.

Обоснована методика расчёта объёма закачки разработанного химического состава для предупреждения солеотложений в скважинах. Объём закачки рассчитывается исходя из требуемого времени защиты оборудования скважины от солеотложения и предполагаемого радиуса проникновения ингибитора в пласт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные научные и практические выводы, сделанные в результате выполненных исследований, заключаются в следующем:

  1. Анализ ингибирующих солеотложения композиций, используемых для задавливания в ПЗП, показал необходимость добавления в их состав слабых растворов кислот, которые обнажают покрытую нефтяной пленкой поверхность породообразующих минералов, увеличивая ее площадь для контакта с ингибитором, а также позволил сформулировать основные требования к ингибиторам отложений солей, включая адсорбционно-десорбционные свойства химической композиции.

2. Разработана методика прогнозирования выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании, основанная на анализе данных химического состава пластовых вод, в том числе с учетом содержания ионов бария в попутной воде, ее плотности, минерализации и анализа состава твердых взвешенных частиц.

3. Исследованы особенности кинетики кристаллизации сульфата бария из пересыщенных водных растворов. Рассмотрены два наиболее распространенных сценария протекания процесса осаждения сульфата бария: с индукционным периодом и без выраженного периода индукции. Установлено, что длительность периода индукции достаточно хорошо (R2=0,958) аппроксимируется степенной зависимостью от исходной концентрации ионов бария в растворе и практически не зависит от стехиометрии компонентов соли. Используя значения индукционного периода при разных значениях концентрации ионов бария в растворе, был определен критический размер зародыша барита, который содержит 4 иона бария.

4. Проведенный анализ разработки Миннибаевской площади показал, что закачка водных растворов алкилированной серной кислоты в нагнетательные скважины в 1974-1994 гг. способствовала впоследствии выпадению барита и гипса в добывающих скважинах. Установлено, что водорастворимые ПАВ (соли нафтеновых кислот), образующиеся в результате реакции нафтеновых кислот, содержащихся в нефти, с ионами натрия в пластовой воде активно участвуют в формировании и росте кристаллов сульфата бария.

5. Разработана химическая ингибирующая композиция для предупреждения отложения сульфата бария с оптимальным соотношением компонентов ОЭДФ (1%), соляной кислоты (10%), бифторида аммония (2%), изопропилового спирта (1%) и неонола (0,1%). Проведенные лабораторные исследования показали, что разработанный состав обладает в 1,5 раза большей продолжительностью десорбции по сравнению с протестированным ингибитором СНПХ-5314, который широко используется на промыслах для предотвращения выпадения сульфатных солей.

6. Обоснована технология предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании с использованием разработанного состава на основе ОЭДФ, соляной кислоты, бифторида аммония, изопропилового спирта и неонола. Проведены расчёты объёмов закачки химической композиции, а также объёма продавочной жидкости.

 Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Шангараева, Л.А. Особенности процесса отложений сульфата бария в скважинном оборудовании с участием активных органических соединений нефти / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Инженер-нефтяник. 2012. №4. С. 1315.

2. Шангараева, Л.А. Исследования адсорбционно-десорбционных свойств состава для предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании /Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Современные проблемы науки и образования. 2012. №6. URL: http://www.science-education.ru/106-8007 . Объём 5 стр.

3. Шангараева, Л.А. Кинетика формирования солеотложений сульфата бария при самопроизвольном его осаждении в пересыщенных водных растворах / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Нефтегазовое дело. 2012. Выпуск 10. №1. С.2227.

4. Шангараева, Л.А. Механизм образования отложений сульфата бария в нефтяных скважинах с участием активных органических компонентов нефти / Л.А. Шангараева, А.М. Кунакова // Материалы VII Всероссийской научно-практической конференции "Нефтепромысловая химия". – М. – 2012. – С.8688.

5. Шангараева, Л.А. Изучение процесса отложения солей в скважинном оборудовании и прогнозирование их образования / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Материалы межрегионального семинара «Рассохинские чтения». – Ухта. – 2011. – С.112115.

6. Шангараева, Л.А. Особенности процесса солеотложений в скважинном оборудовании на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Материалы II международной конференции «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов». – Спб. – 2011. – С.271-276.

7. Шангараева Л.А. Механизм образования отложений солей и повышение эффективности эксплуатации скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // материалы VIII межрегиональной научно-практической конференции «Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий». – Уфа. –2010. – С. 185-187.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.