состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты). Солеотложение 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

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

состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) - патент РФ 2307798

Классы МПК:C02F5/14 содержащих фосфор
Автор(ы):Волошин Александр Иосифович (RU), Харитонова Елена Юрьевна (RU), Гуров Сергей Анатольевич (RU), Хлебникова Марина Эдуардовна (RU)
Патентообладатель(и):Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок" (RU)
Приоритеты:

подача заявки:2006-01-19

публикация патента:10.10.2007

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.

Рисунки к патенту РФ 2307798

состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты), патент № 2307798

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.
Состав Содержание компонентов в составе, масс.%
ОЭДФНТФNaOH ZnOЛигносульфонат натрия ЭГВода
А 16,0- 7,06,55,0 40,025,5
В18,0- 6,66,14,6 39,625,1
С20,0- 6,25,74,2 39,224,7
D18,03- 7,07,125,0 25,037,85
Е6,676,67 5,835,424,17 25,0046,25
F8,0 8,07,06,5 5,030,035,50
G5,0 9,06,56,0 5,020,048,50

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)
сольm соли, Гсоль mсоли, г
Хлор-кальциевая водаCaCl 23,33 NaHCO30,28
MgCl2·6H 2O0,42
NaCl21,20
Гидрокарбонатно-натриевая водаCaCl 20,56 NaHCO31,66
MgCl2·6H 2O0,42
NaCl22,59
Сульфатная водаNa2 SO46,5 CaCl213,6
NaCl9,4
MgCl2·6H 2O0,62
Бариевая водаNa2SO 40,4BaCl 2·2h3O 0,56
NaCl 15NaCl15

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

состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты), патент № 2307798

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 вода Гидрокарбонатно-натриевая водаСульфатная водаБариевая вода
А1096,3 92,089,880,0
2093,8 96,794,480,0
5093,8 93,394,481,8
10087,5 93,394,458,2
В10 95,094,7 65,369,1
2090,097,4 91,470,9
5090,097,4 79,172,7
10080,097,4 76,063,6
С1097,0 92,189,863,6
2092,0 94,791,470,9
5090,0 97,489,870,9
10075,0 97,489,870,9
D10 96,090,8 71,450,0
2095,498,5 78,675,0
5086,098,5 92,685,0
10084,598,5 92,685,0
Е1097,0 83,256,452,0
2096,4 94,290,975,0
5088,8 99,694,685,5
10087,5 99,694,685,5
F10 98,5796,67 55,2050,0
2098,5798,33 93,8375,00
5092,86 98,3395,6787,50
10085,71 98,3395,67 87,50
G10 93,7597,44 54,5562,50
 2087,50 98,7281,82 75,00
5075,00 98,7290,91 81,25
100 68,7598,7292,73 81,25

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 общая Cl-НСО 3-Са 2+Mg2+ Na+
3029318066520 1064213 10302

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 вид рНТзамерз., °С состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты), патент № 2307798 , г/см3Растворимость
АГустая жидкость темно-коричневого цвета9,0 -42,5°С1,31 Хорошо растворимы в воде, не растворимы в углеводородах
В9,3 -42,0°С1,32
С9,4-42,0°С 1,32
D 9,0-42,0°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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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
Скачать патент РФ Официальная публикация патента РФ № 2307798 patent-2307798.pdf

www.freepatent.ru

способ предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти - патент РФ 2263778

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче и транспорте нефти, в частности при проведении мероприятий по предотвращению солеотложений в сборных коллекторах групповых замерных установок. Обеспечивает упрощение способа за счет исключения применения химических реагентов и снижения многостадийности процесса предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют смешение потоков добываемой продукции и их транспортировку. Согласно изобретению для смешения подбирают совместимые жидкости, при смешении которых не образуется пересыщенный раствор соли и ее выпадение в виде осадка. Жидкость для смешения используют в количестве, достаточном для уменьшения концентрации солей до значения, не большего чем концентрация насыщения при полученной после смешения минерализации. Смешение потоков жидкостей выполняют в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием.

(56) (продолжение):

ТРОНОВ В.П. и др., Промысловая подготовка нефти, Москва, Недра, 1977, с. 14.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче и транспорте нефти, в частности при проведении мероприятий по предотвращению солеотложений в сборных коллекторах групповых замерных установок.

Известен способ ингибирования образования солевых отложений сульфатов металлов в водной среде, содержащейся в подземном нефтеносном пласте или добываемой из него, включающий закачивание водного раствора водорастворимого полимера в подземные нефтеносные пласты через интервалы времени, выбранные таким образом, чтобы обеспечить наличие в этих пластах водорастворимого полимера в количествах, эффективных для сохранения ингибирования осадкообразования (заявка на изобретение РФ №97103419/03, опубл. 1999.03.20).

Известный способ требует применения большого количества дорогостоящего водорастворимого полимера, эффект от применения способа наступает через весьма продолжительное время насыщения пласта полимером.

Известен способ уменьшения образования отложений минеральных солей, в котором перемешивание состава с водным перенасыщенным раствором или жидкостью-предшественником выполняют в 2-4 этапа либо последовательно, либо параллельно, либо одновременно и последовательно, и параллельно (заявка на изобретение РФ №2002100909, опубл. 2003.08.20 - прототип).

Эффект от известного способа наступает непосредственно при применении, однако способ требует использования химических реагентов, способ сложен, многостадиен.

В изобретении решается задача упрощения способа за счет исключения применения химических реагентов и снижения многостадийности процесса предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти.

Задача решается тем, что в способе предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти, включающем смешение потоков добываемой продукции и их транспортировку, согласно изобретению для смешения подбирают совместимые жидкости, жидкость для смешения используют в количестве, достаточном для уменьшения концентрации солей до значения, не большего чем концентрация насыщения при полученной после смешения минерализации, смешение потоков жидкостей выполняют в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием. Признаками изобретения являются:

1) смешение потоков добываемой продукции;

2) транспортировка;

3) подбор для смешения совместимых жидкостей;

4) подбор количества жидкости для смешения достаточной для уменьшения концентрации солей в смеси жидкостей до концентраций насыщения при полученной после смешения минерализации;

5) смешение потоков жидкостей в зоне отсутствия технологического оборудования;

6) то же в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Причиной отложения солей в сборных коллекторах групповых замерных установок на нефтепромыслах является смешение несовместимых пластовых вод в одном трубопроводе. При смешении происходит химическая реакция с образованием нерастворимого или слаборастворимого в воде химического соединения, как правило, сульфата бария или сульфата кальция. Смешение вод двух типов приводит к образованию пересыщенного раствора соли и ее выпадению в виде осадка. Такие воды называют несовместимыми. При смешении совместимых вод не образуется пересыщенный раствор соли и ее выпадение в виде осадка возможно по другим причинам, например, снижение температуры, наличие центров кристаллизации, скорость потока и пр.

Существующие способы предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти основаны на использовании химических соединений, препятствующих выпадению солей. Однако эти способы требует применения большого количества дорогостоящих компонентов, зачастую многостадийны и сложны.

В предложенном изобретении решается задача упрощения способа за счет исключения применения химических реагентов и снижения многостадийности процесса предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти.

Задача решается тем, что для предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти при смешении потоков добываемой продукции подбирают совместимые жидкости, а количество жидкости для смешения подбирают достаточной для уменьшения концентрации солей в смеси жидкостей до концентраций не более чем концентрация пересыщения при полученной минерализации смешения. Жидкость для смешения вводят или в основной поток технологической жидкости с солями или в любой из потоков исходя из технико-экономических показателей. Смешение потоков жидкостей выполняют в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием. Этим исключаются условия создания застойных зон, зон с центрами кристаллизации солей и их выпадения в осадок. Далее транспортируют жидкости на групповую замерную установку и дальнейшую переработку.

Примеры конкретного выполнения.

На Ромашкинском нефтяном месторождении проводят мероприятия по предотвращению солеотложений при добыче и транспорте нефти. Добываемую продукцию скважин смешивают в трубопроводах и транспортируют на групповые замерные установки (ГЗУ). Для смешения подбирают совместимые жидкости, жидкость для смешения используют в количестве, достаточном для уменьшения концентрации солей до значения, не большего чем концентрация насыщения при полученной после смешения минерализации.

Пример 1. В напорном нефтепроводе ГЗУ-28 транспортируют жидкость из скважины №5557 со следующими показателями: дебит - 26 м3/сут, обводненность - 65%, содержание Ва - 0,301 г/л, Cl - 42,14 г/л, Са - 5,08 г/л, дебит по воде - 16,9 м3/сут. Перед смещением анализируют составы других жидкостей из близлежащих скважин. Устанавливают, что из скважины №5558 поступает совместимая жидкость, из скважины 11206 - несовместимая.

Совместимая жидкость. Скважина №5558. Дебит - 18 м 3/сут, обводненность - 99%, содержание Ва - 0,163 г/л, Cl - 28,17 г/л, Са - 3,56 г/л, дебит по воде - 17,8 м3 /сут.

Несовместимая жидкость. Скважина №11206. Дебит - 15 м3/сут, обводненность - 90%, содержание SO 4 - 0,62 г/л, Cl - 22,25 г/л, Са - 2,6 г/л, дебит по воде - 13,5 м3/сут.

Пример 2. В напорном нефтепроводе ГЗУ-26А транспортируют жидкость из скважины №5551 со следующими показателями: дебит 20 м3/сут, обводненность - 52%, содержание Ва - 0,373 г/л, Cl - 80,9 г/л, Са - 10,97 г/л, дебит по воде - 16,9 м3/сут.

Перед смещением анализируют составы других жидкостей из близлежащих скважин. Устанавливают, что из скважины №21450 поступает совместимая жидкость, из скважины 32618 - несовместимая.

Совместимая жидкость. Скважина №21450. Дебит - 16 м3/сут, обводненность - 99%, содержание Ва - 0,365 г/л, Cl - 76,9 г/л, Са - 11,45 г/л, дебит по воде - 15,8 м3/сут.

Несовместимая жидкость. Скважина №32618. Дебит - 21 м3/сут, обводненность 55%, содержание SO4 - 0,13 г/л, Cl - 94,61 г/л, Са - 12,66 г/л, дебит по воде - 13,5 м3/сут.

Пример 3. В напорном нефтепроводе ГЗУ-15 транспортируют жидкость из скважины №12541 со следующими показателями: дебит - 26 м3/сут, обводненность - 86%, содержание Са - 15 г/л, Cl - 80,9 г/л, дебит по воде - 22,36 м3/сут.

Перед смещением анализируют составы других жидкостей из близлежащих скважин. Устанавливают, что из скважины №20215 поступает совместимая жидкость, из скважины 3256 - несовместимая.

Совместимая жидкость. Скважина №20215. Дебит - 18 м3/сут, обводненность - 99%, содержание Са - 11,4 г/л, Cl - 76,9 г/л, дебит по воде - 17,82 м3 /сут.

Несовместимая жидкость. Скважина №3256. Дебит - 21 м3/сут, обводненность - 75%, содержание SO4 - 2,8 г/л, Cl - 94,61 г/л, Са - 1,66 г/л, дебит по воде - 15,75 м3/сут.

Пример 4. В напорном нефтепроводе ГЗУ-32 транспортируют жидкость из скважины №9635 со следующими показателями: дебит - 36 м3/сут, обводненность - 84%, содержание Са - 15 г/л, Cl - 80,8 г/л, Fe - 0,256 г/л, дебит по воде - 30,24 м3/сут.

Перед смещением анализируют составы других жидкостей из близлежащих скважин. Устанавливают, что из скважины №9640 поступает совместимая жидкость, из скважины №9628 - несовместимая.

Совместимая жидкость. Скважина №9640. Дебит - 82 м3/сут, обводненность - 50%, содержание Са - 18,4 г/л, Cl - 113 г/л, Fe - 0,206 г/л, дебит по воде - 41 м3/сут.

Несовместимая жидкость. Скважина №9628. Дебит - 35 м3/сут, обводненность - 70%, содержание h3S - 0,150 г/л, Cl - 25 г/л, Са - 6,6 г/л, дебит по воде - 24,5 м3/сут.

Количество жидкости для смешения рассчитывают следующим образом:

Коэффициенты смешения 5558:5557:11206 = 1,32:1,25:1 или в долях 0,37:0,35:0,28

1. Определим концентрацию по Ва:

0,37×0,163+0,35×0,301=0,165 г/л или 1,204 мг-экв.

2. Определим концентрацию по сульфату:

0,28×0,62=0,173 г/л или 1,808 мг-экв.

Так как CBa< CSO4 расчет проводим по барию.

Минерализация смешенной воды близка к 30 г/л по хлориду. Находим максимальную концентрацию пересыщения - 100 мг/л, количество выделившегося сульфата бария на литр раствора равно 180 мг, что составляет 180 г/м3 или при суммарном дебите по воде 48,2 м3 - 8,67 кг в сутки.

Смешение потоков жидкостей в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием, позволяет избежать роста кристаллов солей на технологическом оборудовании, например, в насосах, задвижках, изгибах труб и т.п.

Для смешения потоков добываемой продукции подбирают совместимые жидкости. Жидкость для смешения вводят в основной поток жидкости с солями. Смешение потоков жидкостей выполняют на прямом участке трубопровода в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри полиэтиленовым антиадгезионным покрытием. Далее транспортируют жидкости на групповую замерную установку и дальнейшую переработку.

В результате проведенных мероприятий на промысле полностью отсутствуют отложения солей в трубопроводах и технологическом оборудовании. Выходы из строя оборудования и трубопроводов по причине солеотложений полностью отсутствуют.

Применение предложенного способа позволит упростить мероприятия по предотвращению солеотложений при добыче и транспорте нефти за счет исключения применения химических реагентов и снижения многостадийности процесса.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти, включающий смешение потоков добываемой продукции и их транспортировку, отличающийся тем, что для смешения подбирают совместимые жидкости, при смешении которых не образуется пересыщенный раствор соли и ее выпадение в виде осадка, жидкость для смешения используют в количестве, достаточном для уменьшения концентрации солей до значения, не большего, чем концентрация насыщения при полученной после смешения минерализации, смешение потоков жидкостей выполняют в зоне отсутствия технологического оборудования и в трубах, покрытых изнутри антиадгезионным покрытием.

www.freepatent.ru

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

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.
Состав Содержание компонентов в составе, масс.%
ОЭДФ НТФ NaOH ZnO Лигносульфонат натрия ЭГ Вода
А 16,0 - 7,0 6,5 5,0 40,0 25,5
В 18,0 - 6,6 6,1 4,6 39,6 25,1
С 20,0 - 6,2 5,7 4,2 39,2 24,7
D 18,03 - 7,0 7,12 5,0 25,0 37,85
Е 6,67 6,67 5,83 5,42 4,17 25,00 46,25
F 8,0 8,0 7,0 6,5 5,0 30,0 35,50
G 5,0 9,0 6,5 6,0 5,0 20,0 48,50

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.
Вода Состав раствора I (на 0,5 л) Состав раствора II (на 0,5 л)
соль mсоли, Г соль mсоли, г
Хлор-кальциевая вода CaCl2 3,33 NaHCO3 0,28
MgCl2·6h3O 0,42
NaCl 21,20
Гидрокарбонатно-натриевая вода CaCl2 0,56 NaHCO3 1,66
MgCl2·6h3O 0,42
NaCl 22,59
Сульфатная вода Na2SO4 6,5 CaCl2 13,6
NaCl 9,4
MgCl2·6h3O 0,62
Бариевая вода Na2SO4 0,4 BaCl2·2h3O 0,56
NaCl 15 NaCl 15

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.
Состав CInh,мг/л Эффективность действия, %
Хлор-кальциевая вода Гидрокарбонатно-натриевая вода Сульфатная вода Бариевая вода
А 10 96,3 92,0 89,8 80,0
20 93,8 96,7 94,4 80,0
50 93,8 93,3 94,4 81,8
100 87,5 93,3 94,4 58,2
В 10 95,0 94,7 65,3 69,1
20 90,0 97,4 91,4 70,9
50 90,0 97,4 79,1 72,7
100 80,0 97,4 76,0 63,6
С 10 97,0 92,1 89,8 63,6
20 92,0 94,7 91,4 70,9
50 90,0 97,4 89,8 70,9
100 75,0 97,4 89,8 70,9
D 10 96,0 90,8 71,4 50,0
20 95,4 98,5 78,6 75,0
50 86,0 98,5 92,6 85,0
100 84,5 98,5 92,6 85,0
Е 10 97,0 83,2 56,4 52,0
20 96,4 94,2 90,9 75,0
50 88,8 99,6 94,6 85,5
100 87,5 99,6 94,6 85,5
F 10 98,57 96,67 55,20 50,0
20 98,57 98,33 93,83 75,00
50 92,86 98,33 95,67 87,50
100 85,71 98,33 95,67 87,50
G 10 93,75 97,44 54,55 62,50
20 87,50 98,72 81,82 75,00
50 75,00 98,72 90,91 81,25
100 68,75 98,72 92,73 81,25

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 общая Cl- НСО3 - Са2+ Mg2+ Na+
30293 18066 520 1064 213 10302

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.
Состав Внешний вид рН Тзамерз., °С ρ, г/см3 Растворимость
А Густая жидкость темно-коричневого цвета 9,0 -42,5°С 1,31 Хорошо растворимы в воде, не растворимы в углеводородах
В 9,3 -42,0°С 1,32
С 9,4 -42,0°С 1,32
D 9,0 -42,0°С 1,30
Е 9,0 -42,0°С 1,30
* 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.

Формула изобретения

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

bankpatentov.ru

Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти + "

Автореферат диссертации по теме "Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти"

На правах рукописи

ГИЛЬМУТДИНОВ БУЛАТ РАИСОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВСПЕНЕННЫХ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ В УСЛОВИЯХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И КОРРОЗИИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Специальность 25 00 17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

004602531

Уфа-2010

004602581

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых

месторождений Уфимского университета.

государственного нефтяного технического

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Уметбаев Виль Гайсович; кандидат технических наук, старший научный сотрудник Шарафутдинов Ирик Гафуровнч.

Ведущая организация

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 15 апреля 2010 года в 1400 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 289 04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан «15» марта 2010 года

Ученый секретарь совета

Ямалиев В У

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации. Особо остро эти осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) и в качестве рабочего агента в больших объемах использовались пресные, минерализованные, сточные или биозараженные воды Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения

Эти осложнения приводят к снижению дебитов нефти, выходу из строя насосного оборудования, преждевременным ремонтам и авариям Основным направлением борьбы с ними является предотвращение процессов солеотложения и коррозии с помощью ингибиторов

Наиболее важной и дорогостоящей частью скважины является обсадная колонна При эксплуатации и ремонтах начинает проявляться ее коррозионный и механический износ По мере увеличения продолжительности работы скважин текущий износ усиливается из-за многократных травмирующих ремонтов по устранению отложений солей и роста активности коррозионной среды Наиболее значительно коррозионные процессы ускоряются при добыче сероводородсодержащей продукции Совместное действие коррозионных и износообразующих факторов приводит к потере герметичности обсадной колонны Восстановить ее работоспособность можно только путем проведения трудоемких и дорогостоящих капитальных ремонтов скважин (КРС), успешность которых недостаточно высокая Поэтому для увеличения ее срока службы необходимо широкое применение мероприятий по предотвращению отложения солей и коррозии

Для защиты скважин от отложения солей и коррозии в промысловых условиях широкое распространение получил метод закачки ингибирующих

составов в призабойную зону пласта (ПЗП) Эти обработки обеспечивают надежную продолжительную защиту Выносимая потоком продукции ингибирукнцая композиция обеспечивает защиту в следующих зонах скважины обсадная колонна от интервала перфорации до приема насоса - сам насос -внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) - выкидная линия При этом не защищенной остается зона межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья до приема насоса Данные о количестве нарушений обсадной колонны в скважинах Арланского УДНГ за 1995-2007 гг свидетельствуют о том, что на эту зону приходится 34% нарушений Применяемые технологии не обеспечивают длительной надежной защиты указанной зоны (эффект длится не более 30 суток) Поэтому необходимо дальнейшее развитие и усовершенствование как применяемых, так и разработка принципиально новых технологий защиты от отложения солей и коррозии поверхности межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья скважины до приема насоса

Цель работы

Уменьшение солеотложения и коррозии при эксплуатации скважин в условиях добычи сероводородсодержащих нефтей за счет использования вспененных ингибирующих композиций

Основные задачи исследований

1 Выявление характерных периодов эксплуатации скважин в условиях отложения солей и активной коррозии

2. Исследование процесса интенсивного отложения солей и активной коррозии в наклонных скважинах, приводящего к сокращению срока службы обсадных колонн

3 Разработка ингибирующих составов с повышенными ингибирующими свойствами и технологии их применения путем вспенивания Оценка изменения

скорости коррозионного разрушения в результате обработки вспененными композициями

4 Оценка результатов применения вспененных ингибиругощих композиций для защиты от отложения солей сложного состава и коррозии скважин и анализ их эффективности

Методы исследований

При решении поставленных задач использовались методы математической статистики, планирования эксперимента Для анализа результатов использовалась исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения коррозионной агрессивности попутно добываемых вод и изучения состава отложений солей

Научная новизна

1 Установлены пять характерных периодов эксплуатации скважин, обусловленные изменением обводненности и состава добываемой продукции и, как следствие этого, возникновением и развитием процессов солеотложения и коррозии и являющихся временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин

2 Выявлена зависимость между профилем ствола скважин (максимальным зенитным углом) и продолжительностью их эксплуатации в условиях отложения солей и коррозии.

3 Установлено, что создание в межтрубном пространстве защитной пленки на поверхности оборудования и эффективное диспергирование ингибиторов в добываемой продукции для предупреждения коррозии и солеотложения происходят за счет выбранного соотношения реагентов (30-35% - ингибитор коррозии Азимут-14, 9-10% - ингибитор солеотложения СНПХ-5313, 40-45% - нефть, 15-17% - пенообразователь), а также в результате снижения плотности ингибирующей композиции вспененной азотом

Практическая ценность

1 Разработанные технология и стандарт ОАО «АНК «Башнефть», используются в филиале ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» при предотвращении коррозии и отложения солей сложного состава в скважинах В соответствии с данным стандартом в 2006-2007 гг проведено 18 обработок скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения Максимально достигнутая степень защиты от коррозии составила 82,8%; продолжительность работы при степени защиты более 65% в среднем по всем скважинам составила 3-4 месяца, максимально достигнутый средний коэффициент торможения коррозии составил 6,4 Систематическое ежегодное проведение обработок в 2002-2007 гг. на пяти скважинах Арланской площади Арланского месторождения позволило увеличить МРП скважин на 33% В целом продолжительность эффекта с различной степенью защиты от обработок достигает 10 . 12 месяцев

2. Разработанная технология применения ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены включена в курс лекций и проведение практических занятий по дисциплине «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», а также курсовое и дипломное проектирование со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-ой Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2006" в Российском государственном университете нефти и газа им ИМ Губкина (г Москва, 2006), на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса в Санкт-Петербургском государственном горном институте (г. Санкт-Петербург, 2007), на 57-й, 58-й, 59-й, 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского

государственного нефтяного технического университета (г Уфа, 2006, 2007, 2008, 2009), на техническом совете ДООО "Геопроект" (г Уфа, 2006)

Публикации

Содержание работы опубликовано в 14 научных трудах, в том числе 6 статей опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Минобразования и науки РФ

Структура н объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 122 наименований, и 4 приложений Текст работы изложен на 133 страницах, включая 23 рисунка и 12 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, поставлены цели и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований

В первой главе на основе анализа литературных данных, промысловой информации и исследований, проведенных автором, рассматривается эксплуатация скважин в осложненных условиях отложения солей различного состава и коррозии скважинного оборудования на поздней стадии разработки залежей Большой вклад в изучение и развитие методов борьбы с этими осложнениями внесли Ю В. Антипин, В С Асмоловский, К Б. Аширов, Г А Бабалян, В А. Блажевич, М Д Валеев, В И Вещезеров, А.Г. Габдрахманов, Р.Ф. Габдуллин, А Ш Газизов, Ф.С Гарифуллин, Ю.В. Гаттенбергер, А А Гоник, В И Гусев, Н И Данилова, Л Т Дытюк, Н М. Дятлова, А А. Емков, Ю В. Зейгман, ЛХ Ибрагимов, ГШ Исланова, ВЕ Кащавцев, В К. Ким, РИ Кузоваткин, СФ. Люшин, Л.Б Лялина, В.Ф. Мерзляков, С.А Михайлов, И.Т Мищенко, ДС Однорог, З.Г Мурзагильдин, ММ Мухаметшин, В. А. Панов,

А С. Пантелеев, М.К, Рогачев, Ф.М. Сатарова, Т М Столбова, А Ш Сыртланов, В П Ташлыков, М А Токарев, В Г Уметбаев, K.P. Уразаков, М X Файзуллин, ЭМ Халимов, ФФ Хасанов, НИ. Хисамутдинов, А И Чистовский, Ф Д Шайдуллин, Н Р Яркеева, C.W. Blount, L С Case, J Е Davis, R S Fulford, R.W MacDonald, WL Marshai, RR Matthews, JE. Oddo, AG Ostroff, R С Phillips, R M Smith, H A Stiff, Ch С Templeton, M B. Tomson, О J. Vetter, j К Wood и многие другие отечественные и зарубежные ученые и промысловые работники

Образование отложений солей различного состава с различной интенсивностью в скважинах отмечается практически во всех нефтедобывающих регионах мира На поздней стадии разработки месторождений Башкортостана в составе солей начинают преобладать отложения сульфидов, преимущественно -сульфида железа В качестве примера приведем элементный состав осадков из скважин северо-запада Башкортостана, полученный при участии автора с использованием энергодисперсионного рентгеновского спектрометра «Mini Pal» фирмы «Philips» (табл 1)

Таблица 1 - Результаты анализа технологических осадков, извлеченных из забоев добывающих скважин ОАО «АНК «Башнефть»_

Местороэвдение, точка отбора пробы Содержание элементов, % масс

Fe Ca Ва Mg S Sr CI

Арланское, скв 6223, с забоя 1105 м 6,2 11,1 0,5 5,0 12,8 0,2 0,3

Арланское, скв 2300, с обратного клапана и сетки фильтра ЭЦН 12,8 2,3 - - 24,5 - 0,1

Арланское скв 1771 9,4 2,6 - - 183 - 0,2

Орьебашское, скв 3741 - 32,2 0,5 5,0 34,7 0,2 0,3

Татышчинское, скв 1639 3,1 17,7 0,5 5,0 24,1 7,5 0,2

Игровское, скв 702 17,4 4,4 0,5 5,0 9,3 0,2 0,1

Кузбаевское, скв 581 5,9 8,6 0,5 5,0 11,3 0,2 0,3

Бураевское, скв 3188 8,0 9,0 0,5 5,0 9,2 0,2 04

Из таблицы 1 видно, что проанализированные осадки представлены, в основном, соединениями Са, Бе и Б На основании этого можно судить о минеральном составе отложений В настоящий период разработки на большинстве залежей этого региона образуются отложения, содержащие, в основном, сульфид железа, гипс, кальцит, а в качестве примесей - галит, механические частицы глины

и песка, углеводородные компоненты нефти, выпадающие в виде твердой фазы Получаемые в результате рентгенофлуоресцентного анализа данные свидетельствуют об эффективности его применения в качестве экспресс-метода изучения элементного состава осадков

Появление в составе отложений сульфида железа связывается с наличием большого количества сероводорода Проведенные при участии автора исследования позволили выявить следующие возможные его источники нефть с содержанием реликтового сероводорода, наличие сероводорода в закачиваемой в пласт для ППД воде, продукты жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), сероводород, поступающий с углеводородным газом из выше- и нижележащих горизонтов при эксплуатации скважины

Наличие сероводорода в нефти и закачиваемой воде осложняет эксплуатацию скважин и приводит к повышенной сероводородной коррозии оборудования Поступление из пласта и ПЗП ионов железа при взаимодействии с Н2Б ведет к образованию сульфида железа Поступление ионов железа в скважины происходит из закачиваемой, содержащей ионы железа в своем составе, а также попутно добываемой воды за счет геохимических процессов взаимодействия железосодержащих минералов с кислородом воздуха в закачиваемой воде Образование отложений сульфида железа происходит при взаимодействии сероводорода с ионами железа в ПЗП и скважине. Формирование осадка сульфида железа протекает обычно при одновременном развитии сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) на поверхности стального оборудования, что значительно ухудшает эксплуатационные показатели скважин

На рисунке 1 приведена схема характерных зон образования отложений солей с сульфидом железа, интенсивной коррозии и образования колоний СВБ межтрубное пространство эксплуатационной колонны и НКТ от устья скважины до уровня жидкости (1), зона нефти от'динамического уровня до приема насоса (3), интервал эксплуатационной колонны от приема насоса до забоя (4) Отложения солей могут формироваться в ПЗП (5) При перекачке

перенасыщенных растворов отложения солей образуются в глубинном насосе (7) и на внутренней поверхности НКТ (2).

1 - попутный газ, 2 - колонна НКТ, 3 - интервал газированной нефти, 4 - пластовая жидкость с сероводородом, 5 - продуктивный пласт, 6 - эксплуатационная колонна, 7 - электроцентробежный насос с приемным фильтром, 8 - уровень приемной сетки насоса, 9 - отложения солей и продуктов коррозии

Рисунок 1 Схема скважины с зонами отложения солей сложного состава

Борьба с отложениями и коррозией делится на предотвращение их возникновения и непосредственное удаление образовавшихся осадков и восстановление производительности скважинного оборудования Проведенный автором анализ применяемых технологий защиты показывает, что наиболее эффективно защищается оборудование в следующих зонах ПЗП - интервал обсадной колонны от перфорационных отверстий до приема насоса - насос -НКТ - выкидная линия

В то же время, проведенные автором исследования показывают необходимость эффективной защиты от сероводородной коррозии межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ. В таблице 2 приведены промысловые

данные по скважинам Арланского УДНГ за 1995-2007 гг Они свидетельствуют о том, что наибольшее количество нарушений герметичности обсадных колонн в работающих скважинах приходится на зону от интервала перфорации до приема насоса (66% в среднем за исследованный период) Остальные 34% приходятся на нарушения обсадной колонны в менее напряженном интервале - от приема насоса до устья скважины Столь значительное количество нарушений обсадной колонны требует системной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства между обсадной колонной и НКТ выше приема насоса.

Таблица 2 - Поинтервальная доля нарушений герметичности обсадной колонны

Год Доля нарушений герметичности эксплуатационной колонны, %, в интервале

от перфорированной зоны до приема насоса от приема насоса до динамического уровня от динамического уровня до устья скважины

1995 50,0 8,3 41,7

1996 50,0 0,0 50,0

1997 80,0 0,0 20,0

1998 60,0 0,0 40,0

1999 55,6 11,1 33,3

2000 43,8 18,8 37,5

2001 63,6 6,1 30,3

2002 71,4 3,6 25,0

2003 81,8 18,2 0,0

2004 53,8 38,5 7,7

2005 84,2 15,8 0,0

2006 78,6 7,1 14,3

2007 57,1 35,7 7,1

Во второй главе рассматривается влияние техногенных факторов на продолжительность эксплуатации скважин, работающих в условиях отчожения солей, на примере разработки Акинеевского участка Арланского месторождения Геологическое строение продуктивных пластов участка является типичным для месторождения в целом

Эксплуатации скважин Акинеевского участка была серьезна осложнена ростом аварийности эксплуатационных колонн из-за их коррозионного износа, большим количеством ремонтов скважин (связанных с необходимостью очистки скважин от отложений неорганических солей), большим объемом работ по защите от коррозии выкидных линий нефтяных скважин и т д Основной причиной всех

этих осложнений является закачка пресных вод завода «Искож» для поддержания пластового давления, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также недостаточной очисткой этих вод от твердых компонентов, нефтепродуктов и тп Применение в системе ППД коррозионно-активного агента существенно повлияло на эксплуатацию скважин участка

На основе исследования влияния такого техногенного воздействия автором проведен анализ искривленности ствола скважин и особенностей геохимических процессов, протекающих в них, на срок службы скважин

Проведен анализ эксплуатации ликвидированного фонда скважин Акинеевского участка Установлено, что искривленность ствола скважины является основным отличительным фактором, заложенным на этапе их проектирования Кроме того, искривленность является нежелательным постоянно действующим фактором, увеличивающим интенсивность механического износа и коррозии обсадной колонны в течение всего срока службы скважины По ликвидированным 24 скважинам определен срок юс службы Сопоставление сроков службы скважин с значениями искривления ствола показало, что для трех условно вертикальных скважин с зенитным углом 2-5 град срок службы изменяется в пределах 23-30 лет, причем существенного влияния осложнений и ремонтов на обсадную колонну не наблюдалось При максимальных зенитных углах (15-48 град) прослеживается зависимость срока службы скважины Гс от максимального зенитного угла (степени искривления ствола скважины г) (рисунок 2), которая выражается уравнением

Тс = 0,0088 г2 - 0,9095 г + 36,696 (1)

Уравнение справедливо для интервала максимального зенитного угла от 15 до 50 град для геолого-промысловых условий, эксплуатации и ремонта скважин Акинеевского участка Величина достоверности аппроксимации для этого уравнения составляет 0,86 Из рисунка 2 видно, что при максимальном зенитном угле около 20 град срок службы обсадной колонны достигает 23 лет и более, при 32-34 град снижается до 16-17 лет, а при сильной искривленности ствола (4548 град) снижается до 13-15 лет

Рисунок 2 Зависимость срока службы скважины от искривления ствола по Акинеевскому участку

С учетом характерных особенностей условий добычи продукции и процесса заводнения при разработке пласта С)211 Акинеевского участка установлены следующие периоды эксплуатации каждой скважины безводный, начального обводнения продукции до появления в скважине отложений гипса, добыча обводненной продукции в условиях активного отложения гипса на стенках оборудования, стабильная добыча высокообводненной продукции с опресненной водой, появление в обводненной продукции сероводорода, образование отложений солей сложного состава с сульфидом железа и завершение отбора продукции Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка приведено на рисунке 3

Отложение комплексных солей, 24,7 %

Отложение гипса с малой интенсивностью, 29,8 %

Добыча безводной нефти, 9,3 %

Добыча обводненной - продукции до появления отложений

Активное проявление гипса, 26,9 %

Рисунок 3. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка по выделенным средним периодам эксплуатации

Анализ периодов работы скважин, эксплуатация которых завершена, показал, что доля периода безводной эксплуатации составляет в среднем 9,3% срока службы скважины. Обычно в этом периоде не происходит серьезных осложнений, требующих проведения трудоемких дорогостоящих ремонтов

С началом обводнения продукции скважин наступает новый важный период эксплуатации, поскольку до ликвидации они дают обводненную продуктшю, я большая часть срока службы характеризуется преобладающим содержанием воды При достижении в пластовой хлоркальциевой воде концентрации сульфат-ионов выше равновесной начинается отложение гипса в скважинном оборудовании

Период интенсивного отложения гипса, составляющий в среднем 26,9% срока службы скважины, характеризуется большим числом ремонтов и низким МРП По всему фонду скважин снижаются дебиты, происходят обрывы штанг, преждевременно выходят из строя насосные установки. В структуре ремонтов начинают появляться трудоемкие КРС по удалению гипса, при которых выполняются механическая очистка и шаблонирование колонны, термогазохимическое воздействие, солянокислотная обработка Обработки ПЗП проводятся с использованием композиций химических реагентов для предупреждения отложений гипса Сточная вода завода «Искож», закачиваемая в пласты до 1996 г, содержала большое количество растворенных солей. При таком техногенном воздействии происходило смешение этих вод с пластовыми, что сопровождалось интенсивным процессом гипсообразования в нефтепромысловом оборудовании и в ПЗП Коррозия обсадной колонны зависела от состава воды, в которой содержалось большое количество сульфатов кальция и ингибиторов на основе фосфоновых солей

По мере вытеснения закачиваемой водой пластовой воды минерализация последней значительно уменьшалась Попутно добываемая вода оказалась малоперенасыщенной или недонасыщенной ионами кальция, хотя содержание сульфат-ионов продолжало медленно увеличиваться Такой баланс не приводил к интенсивным отложениям солей. В скважинах выполнялось относительно небольшое число ремонтов, МРП увеличился Длительность этого периода

составила в среднем 29,8%, основным коррозионным агентом являлась попутно добываемая вода, обогащенная сульфатами и растворенным в ней кислородом

Эксплуатация скважины завершается периодом отложения комплексных солей В скважине начинается активное проявление сульфатредукции. рост СВБ и выделение сероводорода, который, взаимодействуя с ионами железа, содержащимися в попутно добываемой воде, приводит к образованию и отложению на поверхности оборудования сульфида железа Содержание последнего начинает преобладать в составе отложений Несмотря на увеличение дозировок ингибиторов, что позволило получить сравнительно высокий МРП, в скважине проводится наибольшее число трудоемких дорогостоящих КРС по восстановлению герметичности обсадной колонны Этому, как правило, предшествуют практически полное обводнение продукции, остановка скважин для перевода в пьезометрический или нерентабельный фонд. Резко изменяется плотность попутно добываемой воды, увеличивается концентрация клеток бактерий и вынос механических частиц Поэтому для выявления интервалов негерметичности крепи проводятся исследовательские работы В подобных предаварийных ситуациях скважины либо сразу переводились в консервацию и ожидание ликвидации, либо принималось решение о необходимости КРС Основным коррозионно-активным агентом являлась вода, насыщенная агрессивными солеобразующими ионами, сероводородом На поверхности оборудования развивались колонии СВБ

Для бочее продолжительной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства эксплуатационной колонны и НКТ (зоны 1 и 3 на рисунке 1), характеризующегося недостаточно эффективной защищенностью от коррозии и солеотложения, а также защиты в других интервалах при участии автора разработана технология закачки ингибирующих композиций в межтрубное пространство во вспененном виде

В третьей главе рассматриваются особенности разработки и применения этой технологии Сущность разработанной технологии заключается в том, что в межтрубное пространство скважины подается ингибирующая композиция в

составе азотсодержащей пены Вспенивание ингибирующей композиции производится для снижения ее плотности и более равномерного заполнения межтрубного пространства Вспененная ингибирующая композиция (ВИК) способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту скважинного оборудования, контактируя с поверхностью НКТ и эксплуатационной колонны При этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства скважины в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ обеспечивается постепенным поступлением жидкой фазы ингибирующей композиции При этом жидкая фаза композиции образуется «сверху вниз» вследствие постепенного разрушения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации В результате ингибирующая композиция смачивает поверхность металла, обеспечивая дополнительную защиту поверхности межтрубного пространства скважины в интервале от устья до уровня жидкости, а также обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции Таким образом, осуществляется дозирование ингибиторов в течение опредетенного времени и достигается полная защита по схеме поверхность межтрубного пространства от устья до динамического уровня - интервал нефти -рабочие органы насоса - внутренняя поверхность НКТ - выкидная линия скважины

Ингибирующая композиция перед вспениванием должна быть по составу близкой к однородной Для этого необходимо соблюдать последовательность смешивания реагентов Вначале перемешиваются ингибирующие реагенты, а затем добавляется пенообразователь Водные растворы реагентов затворяют на нефти и тщательно перемешивают. Количественное соотношение этих реагентов, необходимость добавления или исключения какого-то из компонентов зависит от фоновой коррозии, насыщенности попутных вод солями, склонными к выпадению в виде твердой фазы, содержания сероводорода и СВБ Лабораторными и

промысловыми исследованиями определены оптимальные соотношения реагентов в композиции и объемы их закачки в составе пены ингибитор коррозии Азимут-14 (0,3-0,35 % об), нефть (0,4-0,45 % об), пенообразователь (0,150,17 % об), ингибитор солеотложения СНПХ-5313 (0,09-0,1 % об )

Разработка технологии обработки скважин с помощью ВИК потребовата создания специальной установки по получению пены и ее закачке После проведения первых обработок были определены недостатки использованной схемы и установка усовершенствована Ее принципиальная схема представлена на рисунке 4.

расходомер типа «Панаметрикс», 5 - шланг подачи композиции в пеногенератор, 6 - пеногенератор с манометром, 7 - затрубная задвижка, 8 - шланг подачи азота в пеногенератор, 9 - кабель УЭЦН, 10 - выкидная линия скважины, 11 - редуктор давления, 12 - рабочий и резервный баллоны с азотом, 13 - УАЗ «Терминал»

Рисунок 4 Схема размещения оборудования при обработке скважины вспененной ингибирующей композицией

Основным элементом установки является пеногенератор 6 для вспенивания ингибирующей композиции Вспенивающим газом является азот, находящийся в баллоне 12 с редуктором давления и манометром И Жидкая часть ингибирующей композиции готовится на реагентной базе и подвозится к скважине в установке

УНЦВ-32х4. Для подачи жидкой композиции от цистерны до пеногенератора используется собственный подпорный насос 2 УНЦВ-32х4 с шлангом 5 Приготовленная вспененная ингибирующая композиция подается в межтрубное пространство скважины через затрубную задвижку скважины, к которой и подсоединяется пеногенератор

В четвертой главе рассматриваются результаты внедрения технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения в условиях Арланского месторождения Так, за период 20002007 гг проведено 50 обработок Массовое проведение обработок начато с 2005 г, когда было проведено сразу 10 скважино-обработок Обобщение результатов этих обработок позволило подготовить стандарт ОАО «АНК «Башнефть» по технологии их проведения - СТО 03-187-2005

В качестве примера на рисунке 5 показан характер изменения скорости коррозии оборудования в скважинах 1731, 7291, 7575 Арланского месторождения после обработок ВИК. После обработки уже через 1-3 сут на устье резко снижается коррозионная активность добываемой продукции В последующие дни скорость коррозии может неоднократно увеличиться или уменьшиться Колебания этого параметра связаны с объемом закачки пенной композиции, но в любом случае завершаются за 12-15 сут При закачке повышенного количества пенной композиции, определяемого объемом межтрубного пространства от устья до приема насоса, уменьшение скорости коррозии проявится быстрее При закачке пенной композиции, количество которой определяется объемом межтрубного пространства от устья до динамического уровня, происходит сравнительно плавный вынос ингибирующей композиции к устью скважины и постепенное снижение скорости коррозии до минимального значения (через 90 сут), после чего скорость коррозии начинает увеличиваться При такой технологии период защиты оборудования может достигать 115-130 сут, что в 3-4 раза больше по сравнению с традиционно применяемыми технологиями.

0,18 -г

0,04

0

20

40

60

80 100 120

Период после обработки, сут

СКВ 1731 -О—скв 7291 -г?г-скв 7575

Рисунок 5 Изменение скорости коррозии скважинного оборудования после обработки ВИК

По фактическим значениям скорости коррозии после обработок получена универсальная зависимость скорости коррозии от времени эксплуатации по всем скважинам

где V* - скорость коррозии, мм/год, I - время после обработки скважины, сут

Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,84 при времени после обработки 1=12-120 сут

Проведение по 5-10 обработок в год, начиная с 2002 г, с отслеживанием параметров работы скважин позволило определить эффективность применения ВИК от их кратности по стандартной методике Установлено, что максимальный коэффициент торможения коррозии Кт получается при первых обработках, составляя 3-9,5 раза, в среднем 6,4 раза Как видно из рисунка 6, он имеет устойчивую тенденцию к снижению с увеличением кратности обработок Кр Его изменение описывается уравнением

Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,92

Ук = 0,000021212 - 0,003381 + 0,1967692,

(2)

Кт = -2,397Мп(Кр) +6,1486

(3)

I Кратность обработок!

Рисунок 6 Зависимость коэффициента торможения коррозии от кратности обработок

В зависимости от применяемой композиции максимальная степень защиты достигается в интервале 35-90 сут при первых обработках и составляет в среднем по 13 скважинам 82,8% При последующих обработках она стабилизируется на уровне 70% Для промысловых условий хорошей эффективностью считается степень защиты более 65%, в таком случае период защиты в среднем составляет 3-4мес

Для комплексной оценки эффективности технологии на Арланском месторождении в 2003 г был выбран базовый куст, состоящий из пяти скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН) В скважинах этого куста обработки ВИК проводились ежегодно, причем их применение начато, когда сероводород только начал проявляться, отложение солей с сульфидом железа было пассивным, но фоновая коррозия стала значительной, составляя 0,328 мм/год в среднем по пяти исследуемым скважинам

Обобщение результатов этого опыта позволило установить, что регулярное проведение обработок с использованием ВИК позволило улучшить эксплуатационные показатели скважинного оборудования Были сопоставлены

результаты эксплуатации скважин базового куста и 10 ближайших скважин соседних кустов, в которых обработки ВИК не проводились Соседние скважины были также оборудованы ЭЦН и работали в аналогичных условиях

Расчет межремонтного периода (МРП) работы скважин до обработок ВИК (1998-2003 гг) как по базовому, так и по окружающим кустам показал, что до начала ежегодных обработок ВИК межремонтный период работы скважин базового куста составлял 928 сут, по окружающим скважинам -956 сут После начала регулярных обработок МРП по скважинам базового куста увеличился до 1234 сут или на 33%, а по соседним скважинам из-за начинающихся осложнений уменьшился до 902 сут, т е МРП скважин базового куста по сравнению со скважинами соседних кустов стал больше на 37%

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлены характерные периоды эксплуатации скважин, обусловленные динамикой обводненности и состава добываемой продукции и как следствие этого, возникновением и развитием отложения солей и коррозии, которые являются временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин

2 Установлено, что искривленность ствола скважины существенно влияет на срок ее эксплуатации Так, в условиях Акинеевского участка Арланского месторождения, характеризующегося повышенными значениями текущего коррозионного износа из-за агрессивности закачиваемых длительное время промышленных стоков ОАО «Искож», при увеличении максимального зенитного угла с 15 до 48 град происходит снижение срока службы скважин в 1,9 раза, что указывает на высокую значимость этого фактора

3 Разработана технология применения вспененных ингибирующих композиций путем их закачки в межтрубное пространство скважины, что позволило увеличить срок эффективной защиты скважин от коррозии в 3-4 раза (до 120 сут) по сравнению с известными технологиями.

4 Показано, что ежегодные обработки ВИК в течение 5 лет скважин выбранного куста на Арланском месторождении позволили увеличить МРП скважин этого куста на 33 %

5 Получены математические зависимости, описывающие изменение скорости коррозии во времени и в зависимости от кратности воздействия вспененными ингибирующими композициями, которые могут быть ксяользсезны для прогнозирования эффективности обработок ВИК

Список публикаций по теме диссертации

1 Габдуллин Р Ф Защита оборудования скважины от коррозии и отложения солей ингибирующими композициями в составе азотсодержащих пен / РФ Габдуллин, РР Мусин, ЮВ Антипин, НР Яркеева, Б.Р Гильмугдинов, С В Дорофеев//Нефтяное хозяйство. - 2005 -№7 - С 102-105

2 Гильмутдинов Б Р Технология обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения / Б.Р. Гильмутдинов // Материалы 60-й Юбилейной межвузовской студенческой науч конф «Нефть и газ-2006» - Том 1 -М РГУНГ им ИМ Губкина, 2006 -С. 51.

3 Гильмутдинов Б Р Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями / Б Р Гильмутдинов, Ю В Антипин // Материалы 57-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых - Уфа УГНТУ, 2006 - С 220

4 Мусин Р.Р Обработка скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения / Р Р Мусин, А.Р Аюпов, Б Р Гильмутдинов, Р С Мустафин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч тр - Уфа ТРАНСТЭК, 2006 - Вып 66 -С 85-94.

5 Антипин ЮВ Повышение эффективности эксплуатации скважин при добыче сероводородсодержащей продукции / Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Р Р. Мусин // Нефтяное хозяйство. - 2006 - №12. - С 118-120.

6 Гильмутдинов Б Р Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями / Б Р Гильмутдинов, Ю В. Антипин // Материалы 58-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых - Уфа УГНТУ,

2007 - С 233

7 Шакрисламов А Г. Повышение надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии / А Г Шакрисламов, Ю В, Антипин, Б Р Гильмутдинов, Ф С. Гарифуллин // Нефтяное хозяйство - 2007 - №8 -С 128-131

8 Гильмутдинов Б Р Предупреждение коррозии и солеотложения ингибирующими пенными системами в скважинах месторождений северо-запада Башкортостана / Б Р Гильмутдинов // Записки горного института - 2008 -Том 174 -С 46-49

9 Шакрисламов А Г Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин / А Г. Шакрисламов, Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Н Р Яркеева // Нефтяное хозяйство - 2008 - №6 -С 112-115

10 Гильмутдинов Б Р. Влияние профиля скважины на долговечность обсадных колонн / Б Р Гильмутдинов, Р Р Шаталин, Ю В Антипин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти Экономика и управление Со статей аспирантов и молодых специалистов - Уфа Изд-во НПФ «Геофизика»,

2008 - Вып 5 - С 147-156

11 Гильмутдинов Б Р Зависимость срока службы обсадной колонны от геометрии ствола скважины / Б Р Гильмутдинов, Р Р Шаталин, Ю В Антипин // Материалы 59-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых -Уфа УГНТУ, 2008 - С. 207

12 Гильмутдинов Б Р. Оценка структуры периодов работы скважины при закачке промышленных стоков / Б Р Гильмутдинов, Н Р Яркеева, Ю В Антипин // Материалы 59-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых -Уфа УГНТУ, 2008.-С 208

13 Гильмутдинов Б Р. Применение вспененных азотом ингибирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения / Б Р Гильмутдинов, Ю.В Антипин, А Г Шакрисламов // Нефтяное хозяйство -2009 -№1 -С 66-68

14 Антипин ЮВ Использование ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для борьбы с коррозией и солеотложением в скважинах / Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Р С Мустафин, А Р Аюпов // Нефтегазовое дело -2009.-Том7 -№1.-С. 149-154

Подписано в печать 10 03 10 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Гарнитура «Times» Печать трафаретная Уел печ л 1 Тираж 100 Заказ 40 Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрсс типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гильмутдинов, Булат Раисович, Уфа

1. Алексеев Д.Л. Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2002. -24 с.

2. Амиян В. А. Повышение производительности скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961. 304 с.

3. Амиян В.А. Освоение скважин с применением пенных систем // Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. Вып. 3(75). 48 с.

4. Амиян В.А., Амиян A.B., Казакевич Л.В. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. 229 с.

5. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. 168 с.

6. Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Мусин P.P. Повышение эффективности эксплуатации скважин при добыче сероводородсодержащей продукции // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 12. - С. 118-120.

7. Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Мустафин P.C., Аюпов А.Р. Использование ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для борьбы с коррозией и солеотложением в скважинах // Нефтегазовое дело. -2009. Том 7. - №1. - С. 149-154.

8. Антипин Ю.В. Яркеева Н.Р., Исланова Г.Ш., Камалов P.P. Повышение эффективности использования ингибиторов отложения солей // Интервал. 2003. - №8. - С. 65-67.

9. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424 с.

10. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. и др. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.

11. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. Пособие: В 6 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. Т. 5. 431 с.

12. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997. 226 с.

13. Булатов А.И., Крылов В.И., Кисельман М.Л., Юрьев В.А., Зарецкий Б.Ю. Ремонт скважин стальными пластырями // Нефтяное хозяйство. -1980.-№5.-С. 39-42.

14. Булатов А.И., Рябоконь С.А. Состояние и пути повышения эффективности ремонтно-восстановительных работ // Нефтяное хозяйство. -1985. №6.-С. 26-30.

15. Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Акшенцев В.Г., Вахитова В.Г. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть» // Нефтяное хозяйство. 2004. - №1. — С. 75-77.

16. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. 285 с.

17. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. 267 с.

18. Гарифуллин Ф.С., Габдуллин Р.Ф. Изучение условий образования зон отложения комплексных осадков в добывающих скважинах // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 1999. — С. 33-38.

19. Гарифуллин Ф.С., Дорофеев C.B., Шайхулов А.М., Файзуллин М.Х., Сергеева Р.Ф., Гильмутдинов Б.Р. Определение элементного состава сложных осадков, образовавшихся в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 11. - С. 68-69.

20. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1998. 437 с.

21. Гафаров H.A., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. и др. Ингибиторы коррозии: В 2-х томах.: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. М.: Химия, 2002. 367 с.

22. Гильмутдинов Б.Р. Технология обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения // Материалы 60-й Юбилейной Межвузовской студенческой науч. конф. «Нефть и газ-2006» -Том 1.-М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2006. С. 51.

23. Гильмутдинов Б.Р. Предупреждение коррозии и солеотложения ингибирующими пенными системами в скважинах месторождений северо-запада Башкортостана // Проблемы недропользования. СПб, 2008. 238 с. (Записки горного института. Т. 174). - С. 46-49.

24. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В. Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями // Материалы 57-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2006. - С. 220.

25. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В. Способы защиты подземного оборудования от солеотложения и коррозии // Материалы 58-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2007. - С. 233.

26. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В., Шакрисламов А.Г. Применение вспененных азотом ингибирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2009. №1. — С. 66-68.

27. Гильмутдинов Б.Р., Шагалин P.P., Антипин Ю.В. Зависимость срока службы обсадной колонны от геометрии ствола скважины // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Кн. 1. - Уфа: УГНТУ, 2008.-С. 207.

28. Гильмутдинов Б.Р., Яркеева Н.Р., Антипин Ю.В. Оценка структуры периодов работы скважины при закачке промышленных стоков // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Кн. 1. -Уфа: УГНТУ, 2008. - С. 208.

29. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта/ Учебник для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. 311 с.

30. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1966. 175 с.

31. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.

32. Дятлова Н.М., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. и др. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности. М.: НИИТЭМХИМ, 1983. 47 с.

33. Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. 2-е изд., доп. и перераб. Уфа: Tay, 2005. 272 с.

34. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991.384 с.

35. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414 с.

36. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче. Уфа: Монография, 2003. 302 с.

37. Инюшин Н.В., Ишемгужин A.A., Лаптев А.Б. и др. Аппараты для магнитной обработки жидкости. М.: Недра, 2001. 144 с.

38. Исланова Г.Ш. Применение гелеобразующих композиций для повышения эффективности предотвращения отложения солей в скважинах: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2001. - 24 с.

39. Каменщиков Ф.А., Черных Н.Л. Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. М.Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2007. 412 с.

40. Канн К. Б. Капиллярная гидродинамика пен. Новосибирск: Наука, 1989. 167 с.

41. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Лющин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985. 215 с.

42. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.

43. Корнев К.Г. Пены в пористых средах. М.: Физматлит, 2001. 192 с.

44. Котов В.А., Гарифуллин И.Щ., Тукаев Ш.В., Гоник A.A., Тукаев А.Ш., Вахитов Т.М. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2001. № 4. — С. 58-62.

45. Кругляков П.М., Ексерова Д.Р. Пены и пенные пленки. М.: Химия, 1990. 432 с.

46. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. 394 с.

47. Лобанов Б.С., Магалимов А.Ф., Юсупов И.Г., Загиров М.М. Основные направления борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования // Нефтяное хозяйство. 1985. - №2. - С. 6-10.

48. Ломако П.М., Имра Т.Ф. Борьба с коррозией на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией // Обзорная информ. Сер. коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 3(47). 54 с.

49. Лялина Л.Б. Формирование состава попутно-добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений / Л.Б. Лялина, М.Г. Исаев. М., 1983. - 48 с. - (Нефтепромысловое дело: Тем. обзоры /ВНИИОЭНГ).

50. Макаренко В.Д., Огородников В.В., Смолин Н.И., Ерофеев В.В., Шарафиев Р.Г. Надежность нефтегазопромысловых систем. Челябинск: ЦНТИ, 2006. 826 с.

51. Малахов А.И. Использование химических реагентов в технологических процессах добычи, сбора и подготовки газа. Уфа: УГНТУ, 2003. 48 с.

52. Мелинг К.В. Разработка техники и технологии восстановления крепи скважин профильными перекрывателями: автореф. дис. канд. техн. наук. Бугульма, 2000. - 24 с.

53. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: Нефть и газ, 2003. 816 с.

54. Молявко М.А., Чалова О.Б. Коррозия металлов: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. 100 с.

55. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхаттаров Ф.Х., Рекин С.А. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в сероводородсодержащих средах // Нефтепромысловое дело. 2002. - №5. -С. 38-41.

56. Мухаметшин М.М., Рогачев М.К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. 127 с.

57. Пат. 2174590 Россия, МКИ Е21 В41/02 Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования /Ю.В. Антипин, Р.Ф. Габдуллин, Н.Р. Яркеева и др. -№ 2000130180/03; Опубл. 2001, Бюл. № 28

58. ПБ 07-601-03 Правила охраны недр.

59. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

60. Рахманкулов Д.Л., Бугай А.И., Габитов А.И. Ингибиторы коррозии. Уфа.: Изд-во «Реактив», 1997. 294 с.

61. Рахманкулов Д.Л., Злотский С.С., Мархасин В.И., Пешкин О.В., Щекотурова В.Я., Мастобаев Б.Н. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. М.: Химия, 1987. 144 с.

62. Рахманкулов Д.Л., Кузнецов М.В., Габитов А.И. и др. Современные системы защиты от электрохимической коррозии подземных коммуникаций. Том 1. Уфа: Реактив, 1999. 232 с.

63. Рахманкулов Д.Л., Кузнецов М.В., Гафаров H.A. и др. Электрохимическая защита от коррозии в примерах и расчетах. Том 2. Уфа: Реактив, 2003. 160 с.

64. РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах.

65. Ребров И.Ю., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Биогенная сульфатредукция и способы борьбы с ней. // Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности: обзорная информация ИРЦ Газпром, 2004. 64 с.

66. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006. 295 с.

67. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1985. 206 с.

68. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1969. 240 с.

69. Свиридов B.C. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем // Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 1(108). 40 с.

70. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов A.B. Коррозия и защита от коррозии. М.: Физматлит, 2002. 336 с.

71. Скорчеллетти B.B. Теоретические основы коррозии металлов. JL: Химия, 1973. 263 с.

72. Столяров Е.В., Кагарманов Н.Ф., Белозеров Г.И. Индустриально-комплексный метод разработки нефтяных месторождений Уфа: Башкирское книжное издательство, 1980. 96 с.

73. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990. 226 с.

74. Тагиров K.M., Тагиров O.K., Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б., Георгиев А.И. Вскрытие продуктивных отложений с использованием пенных систем // Нефтяное хозяйство. 2005. - №10. - С. 32-34.

75. Тарат Э.Я., Мухленов И.П., Туболкин А.Ф., Тумаркина Е.С. Пенный режим и пенные аппараты. Д.: Химия, 1977. 304 с.

76. Ташлыков В.П. Особенности отложений неорганических солей при добыче нефти и методы их предотвращения на месторождениях Пермского Прикамья: дис. канд. техн. наук. -Уфа, 1985. 190 с.

77. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия. 1983. 264 с.

78. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: Изд-во АН СССР, 1959. 591 с.

79. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы. М.: Металлургия, 1986. 359 с.

80. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. 583 с.

81. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань: Фэн, 2002. 512 с.

82. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. 424 с.

83. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных скважин. М.: Недра, 1993. 169 с.

84. Хазипов Р.Х., Резяпова И.Б., Силищев H.H. Особенности сульфатредукции при применении химических продуктов в процессах добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 1991. - №6. - С. 36-38.

85. Хамский Е.В. Кристаллизация в химической промышленности. М.: Химия, 1979. 343 с.

86. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е. и др. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. 284 с.

87. Черепашкин С.Е., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б., Абдуллин И.Г. Коррозия нефтепроводов при магнитной и акустической обработке флюидов // Известия вузов. Нефть и газ. 2003. - № 5. - С. 85-91.

88. Шакрисламов А.Г., Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство. — 2007. № 8. -С. 128-131.

89. Шакрисламов А.Г., Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Яркеева Н.Р. Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин // Нефтяное хозяйство. 2008. - №6. - С. 112-115.

90. Шаммазов A.M., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В.; под ред. проф. Ишемгужина Е.И. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости. Уфа: Монография, 2003. 187 с.

91. Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Уфа: БашНИПИнефть, 2001. 140 с.

92. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. 510 с.

93. Эфенди-заде С.М., Попов А.А. Эффективность применения ингибиторов коррозии на нефтяных и газовых промысл лах за рубежом // Обзорная информ. Сер. борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 11(73). 46 с.

94. Яркеева Н.Р. Повышение эффективности предотвращения солеотложений в скважинах на поздней стадии разработки залежей: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2003. - 24 с.

95. Anti-Corrosion Methods and Materials. 1982. - №5. - Vol. 29. - P. 3.

96. Case L.C. Water problems in oil production // The petroleum publishing CO. 211 So. Cheyenne Tulsa, Oklahoma. USA, 1974. - 133 p.

97. Corrosion control in petroleum production / Publish by NACE. 1979. -P. 47-52.

98. Corrosion controls programs improve profits. Part. 2: Corrosion detection and monitoring // Petrol. Eng. Int. 1985. - №12. - Vol. 57. - P. 50-58.

99. Dean Sh.W., Derby R., Von Dem Bussche G.T. Inhibitor types // Materials Performance. 1981. - №12. - Vol. 20. - P. 47-51.

100. Englunder H.E. Conductometric measurement of carbonate scale deposition and scale inhibitor effectiveness // J. Petrol. Technol. 1975. - №7. -Vol. 27. - P. 827-834.

101. Evans Sh., Doran C.R. Batch treatment controls corrosion in pumping wells // World Oil. 1984. - №2. - Vol. 198. - P. 55-57.

102. Farooqui M.A.S.Z., Bitar G.E. Corrosion Problems in Below-Grade Wellhead Equipment and Surface Casings // J. Petrol. Technol. — 1997. №5. - Vol. 49.-P. 525-526.

103. Fulford R.S. Oil field scale inhibition with polymers // AIHM symposium series. 1973. - №127. - Vol. 69. - P. 37-38.

104. Hausler R.H. Predicting and controlling scale from oil-field brines // Oil and Gas J. 1978. - №38. - Vol. 76. - P. 146-154.

105. Houghton C.J., Nice P.J., Rugtveit A.O. Automated corrosion monitoring for downhole corrosion control // Materials Performance. 1985. - №4. -Vol. 24. - P. 9-17.

106. Kelley J.A. The chemistry of corrosion inhibitors used in oil production / Chem. Oil Ind. Proc. Symp. London, 1983. - P. 150-158.

107. Martin J.R., Walone P.W. The existence of imidazoline corrosion inhibitors // Corrosion. NACE. 1985. - №5. - Vol. 41. - P. 281-287.

108. Rogers L.A., Varughese K., Prestwich S.M., Waggeot C.Q.Salmf M.H., Oddo J.H., Street E.H., Tomson M.B. Use of inhibitors for scale control in brine-producing gas and oil wells // SPH Prod. Eng. 1990. - №1. - Vol. 5. - P. 77-82.

109. Shen I., Grosby C. Insight into strontium and calcium sulfate scaling mechanisms in a wet producer // J. Petrol. Technol. 1983. - №10. - Vol. 35. -P. 1249-1255.

110. Spectroscopic techniques for quality assurance of oil field corrosion inhibitors // Corrosion. NACE. - 1985. - №8. - Vol. 41. - P. 465-473.

111. Staicup F.I. Carbon dioxide miscible flooding : Past, Present and outlook the Future // J. Petrol. Technol. 1978. - №8. - Vol. 38. - P. 1102 -1112.

112. Stret E.H., Oddo J.E., Tomson M.B. Scale control aids gas recovery // J. Petrol. Technol. 1989. - №10.- Vol. 41. - P. 1080-1086.

113. Vetter O.J.G. Oilfield scale Can we handle it? // J. Petrol. Technol. -1976. - №12. - Vol. 23. - P. 1402-1408.

114. Vetter O., Candarpa V., Harouaka A. Production of scale problems due to injection of incompatible waters // J. Petrol. Technol. 1982.- №2,- Vol. 34. -P. 273-284.

earthpapers.net


Смотрите также