Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти

Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования неорганических солей при добыче нефти.

Известен состав для предотвращения солеотложения (патент RU №2259470, опубл. 27.08.2005 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота ОЭДФ-МА 5-80, полипропилен 1-10, битум нефтяной строительный - остальное.

Недостатком данного состава является его недостаточно высокая эффективность предотвращения образования сульфатных отложений, а также при высоких минерализации пластовой воды эффективность предотвращения данной реагентом не превышает 80%.

Известен состав для предотвращения образования неорганических солей (патент RU №2417955, опубл. 10.05.2011 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 16,1-24,9, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония 8,1-19,9, метиловый спирт 4-6, вода - остальное.

Недостатком состава является то, что при закачке данного состава в образцы керна карбонатного типа (известняк и доломит) снижение проницаемости породы из-за отложений неорганических солей и риск повреждения пласта остается большим. Это связано с адсорбционно-десорбционными свойствами данного состава, из-за медленного процесса адсорбции и быстрого процесса десорбции.

Известен состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин (патент RU №2070910, опубл. 27.12.1996 г.), содержащий, масс. %: нитрилотриметиленфосфоновую кислоту 0,2-0,5, соляную кислоту 8-13, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) 1-3, воду остальное.

Однако недостатком этого состава является высокая коррозионная активность предложенного состава из-за наличия соляной кислоты и отсутствие ингибитора коррозии.

Известен состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа (патент RU №2599150, опубл. 10.10.2016 г.), принятый за прототип, содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 1-3; соляная кислота 7-10; бифторид аммония - 1-2; неионогенное ПАВ - 0,1-0,2; и вода - остальное.

Недостатком данного состава является его невысокая ингибирующая способность по отношению к неорганическим отложениям кальция при условиях высоких концентраций кальция в пластовой воде.

Техническим результатом является снижение степени повреждения продуктивного пласта, а также увеличение степени защиты скважинного оборудования в призабойной зоне пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод за счет применения фосфоновых кислот.

Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	8-10
Диэтилентриамин-пента	3-5
Оксиэтилидендифосфоновая кислота	2-4
Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая
кислота	2-5
Хлорид аммония	2-4
Изопропиловый спирт	0,5-2
Вода	Остальное

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями.

Для исследований использовались:

- соляная кислота, содержащая 5 мас.% HCl, выпускается по ГОСТ 857-95;

- диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновая кислота) (DTPMP);

- оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) - известный продукт, выпускается по ТУ 2439-350-05763458-2003;

- полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота выпускается по ТУ 2439-360-05763441-2001;

- хлорид аммония выпускается по NH₄Cl ГОСТ 2210-73;

- изопропиловый спирт выпускается по ГОСТ 9805-84;

- вода.

Добавление фосфоных кислот (DTPMP, ОЭДФ и полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота), в качестве компонентов состава для ингибитора солеотложений, позволяет улучшить его адсорбционно-десорбционные свойства, таким образом снижается риск повреждения пласта из-за отложения неорганических солей.

Ионный состав моделей закачиваемой и пластовой вод, используемых при проведении испытаний, представлен в таблице 1. Из таблицы видно, что пластовая вода имеет высокую концентрации иона кальция, и это способствует отложениям кальция (сульфата кальция и карбоната кальция).

При химической обработке скважины в карбонатный пласт вводится состав, содержащий метиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту, хлорид аммония, изопропиловый спирт и воду.

Состав готовят следующим образом: смесь соляной кислоты, диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновой кислоты) (DTPMP), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ), полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, хлорид аммония и изопропиловый спирт нагревают до температуры 80°C и перемешивают. Полученную массу разливают в требуемые формы и остужают. Состав помещают в перфорированный контейнер.

В зависимости от предполагаемой зоны солеотложения по стволу скважины контейнер может подвешиваться на насосе или монтироваться в зоне перфорации, как по ближайшему аналогу.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и торце контейнера, омывают форму состава. За счет умеренного растворения вещества-носителя в добываемой скважинной продукции постепенно высвобождается внесенный фосфорсодержащий реагент - ОЭДФ.

Определение ингибирующей способности раствора проводили по общепринятым методикам. Готовили искусственное перенасыщение раствора сливания растворов двух типов:

Две емкости объемом каждая 250 мл, в одной 50,0 мл пластовой воды, а в другой 50,0 мл закачиваемой воды с 3 мг состава для предотвращения солеотложений, нагреваются в течение 2 ч. Потом в емкость с пластовой водой добавлялась закачиваемая вода, содержащая состав для предотвращения солеотложений, после этого, раствор встряхивают 10 раз, а потом он нагревается в течение 20 ч до температур 60, 80, 100, 120 и 150°C. После термостатирования концентрация ионов кальция определяется путем титрования. Аналогичное исследование проводилось без применения состава для предотвращения солеотложений. Эффективность ингибирования каждым составом для предотвращения солеотложений рассчитается по формуле 1.

Результаты исследований по определению эффективности ингибирования составами для предотвращения солеотложений представлены в таблице 2. Как видно из таблицы, предлагаемый состав имеет высокие значения эффективности ингибирования солеотложений при всех диапазонах температур по сравнению с прототипом. Было выявлено, что температура незначительно влияет на эффективность ингибирования солеотложений предлагаемым составом при статических условиях.

Для оценки повреждения пласта и эффективности ингибиторов солеотложений при динамических условиях измеряют проницаемость горной породы до и после закачки ингибитора солеотложений путем проведения фильтрационных исследований. При этом определяют отношение поврежденной проницаемости к начальной проницаемости породы. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле

где K - проницаемость породы, мкм²; q - скорость закачки раствора, см³/с; μ - вязкость раствора, МПа×с; L - длина керна, см; А - площадь поперечного сечения керна, см²; ΔР - перепад давления, МПа.

Для фильтрационных исследований использовались керны карбонатных коллекторов.

Средние значения параметров кернов:

Длина керна - 5,50 см;

Диаметр керна - 3,00 см;

Пористость керна начальная - 2,5%;

Начальная проницаемость керна - 6,6⋅10^-4 мкм^2.

Условия эксперимента:

Скорость закачки - 0,1167 см³/с;

Вязкость раствора при 100°C - 2,61⋅10^-10 МПа×с;

Температура эксперимента - 100°C;

Противодавление - 8 МПа;

Давление обжима - 30 МПа.

С помощью фильтрационной установки была изучена эффективность предотвращения солеотложений составами при динамических условиях. Установка состоит из двух насосов: в одном закачиваемая вода, а в другом пластовая вода. Смесь закачиваемой и пластовой вод при 50:50 закачивают в образцы естественных кернов в течение 100 минут при температуре 100°С. Закачка смеси проводится без предлагаемого состава и с применением 30 мг/л состава для предотвращения солеотложений. Коэффициент проницаемости горной породы определяется по формуле 1.

Результаты определения эффективности ингибирования составами солеотложений при динамических условиях (фильтрационных исследований) приведены в таблице 3. Как следует из представленных данных, применение предлагаемого состава для предотвращения солеотложений позволяет существенно сохранить проницаемость породы, которая достигает значения 95% от его начального.

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 4.

В ходе экспериментальных исследований определяют эффективность ингибиторов солеотложений путем измерения концентрации ионов кальция в перенасыщенном растворе в соответствии со стандартом NACE ТМ0374-2007. При этом измеряют концентрацию ионов кальция до и после выпадения неорганических солей с ингибитором и без применения ингибитора. Эффективность ингибиторов солеотложений (Э %) при статических условиях рассчитывалась по следующей формуле:

где - концентрация ионов кальция в растворе с ингибитором после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в растворе без ингибитора после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в исходном растворе, мг/л.

Примеры приготовления составов для предотвращения солеотложений.

Пример 1 (таблица 4). В стакан объемом 250 мл в 86,9 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 1,0 г ОЭДФ, 2,0 г бифторида аммония, 0,1 г неионогенного ПАВ.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 1,0; бифторид аммония - 2; неионогенное ПАВ - 0,1; вода - 86,9.

Пример 2. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 3,0 г ОЭДФ, 4,0 г DTPMP, 5,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 3,0 г хлорида аммония, 2,0 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 3,0; DTPMP - 4,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 5,0; хлорид аммония - 3; изопропиловый спирт - 2,0; вода - 73,0.

Пример 3. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 9,0 г соляной кислоты, 4,0 г ОЭДФ, 5,0 г DTPMP, 4,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 4,0 г хлорида аммония, 1,0 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 9,0; ОЭДФ - 4,0; DTPMP - 5,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 4,0; хлорид аммония - 4; изопропиловый спирт - 1,0; вода - 73,0.

Пример 4. В стакан объемом 250 мл в 82,5 мл воды добавляют 8,0 г соляной кислоты, 2,0 г ОЭДФ, 3,0 г DTPMP, 2,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 2,0 г хлорида аммония, 0,5 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 8,0; ОЭДФ - 2,0; DTPMP - 3,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 2,0; хлорид аммония - 2; изопропиловый спирт - 0,5; вода - 82,5.

Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти, содержащий соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	8-10
Диэтилентриамин-пента	3-5
Оксиэтилидендифосфоновая кислота	2-4
Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая
кислота	2-5
Хлорид аммония	2-4
Изопропиловый спирт	0,5-2
Вода	Остальное