Состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин. Предотвращение солеобразований и увеличение периода последействия ингибитора солеотложения за счет улучшения адсорбционных свойств ингибирующего раствора при химической обработке скважин терригенно-карбонатными продуктивными породами достигается за счет содержания нитрилотриметиленфосфоновой кислоты, соляной кислоты, кремнефтористоводородной кислоты и воды. 5 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предотвращения отложений солей широко применяют химическую обработку скважин ингибиторами солеотложения, содержащими фосфорорганические соединения. Технология обработки заключается в периодической продавке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора продукции из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью (после продавки и пуска скважины в эксплуатацию) до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования, предопределяет период последействия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солеотложения. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от адсорбции ингибитора солеотложения на поверхности породы пласта. Чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращение солеотложений.

Для предотвращения образования солеотложений широко известно применение ингибитора ИСВ-I, представляющего собой водный раствор нитрилотриметилосфоновой кислоты (НТФ) [1] Однако, в данном случае НТФ быстро выносится потоком жидкости вследствие низкой адсорбционно-десорбционной способности НТФ на породах пласта.

Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств этого ингибитора на породе известно использование кислотосодержащих реагентов, например НТФ с соляной кислотой (прототип) [2] Состав содержит, мас. 4,97-13,57 НТФ, 11,24-23,74 соляной кислоты и воды до 100% Обработка поверхности продуктивных пород известной ингибирующей композицией, содержащей соляную кислоту, увеличивает величину адсорбции и замедляет его десорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшения адсорбционно-десорбционной способности ингибитора солеотложений НТФ объясняется улучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, покрывающей поверхность пор соляной кислотой, поскольку состав [2] значительно снижает поверхностное натяжение на границе нефть ингибирующий раствор порода, а отторжение пленочной нефти приводит к увеличению поверхности адсорбента. Кроме того, соляная кислота, реагируя с карбонатными породами, увеличивает их шероховатость, в результате чего площадь адсорбента еще больше увеличивается. Практика использования состава [2] показала, что его эффективность выше в тех случаях, когда в продуктивных пластах содержится значительное количество карбонатов, и выражается в увеличении периода последействия (времени выноса) ингибирующего состава с улучшенной адсорционно-десорбционной характеристикой. Эффективность этого состава резко снижается при обработке ПЗП скважин, эксплуатирующих терригенные пласты, представленные песчаниками с включением глинистого цементирующего материала и малым содержанием карбонатов (1-3%). Это объясняется тем, что кремнезем и глинистый материал не реагирует с соляной кислотой и на поверхности не создается достаточно прочных адсорбционных слоев ингибитора. В то же время основные запасы нефти сосредоточены в терригенных породах с примесью карбонатов и повышение эффективности борьбы с солеотложениями при добыче нефти и газа возможно за счет применения такого ингибирующего состава, который бы имел хорошую адсорбционно-десорбционную характеристику при контакте как с карбонатными, так и с силикатными и алюмосиликатными породами. Разработка универсального ингибирующего состава для таких случаев имеет важное практическое значение.

Изобретение решает задачу повышения эффективности предотвращения солеобразования путем увеличения периода последействия ингибитора солеотложения за счет улучшения адсорбционных свойств ингибирующего раствора при химической обработке скважины, эксплуатирующей терригенно-карбонатные продуктивные породы.

Сущность изобретения заключается в том, что при химической обработке скважины в терригенный пласт с содержанием карбонатов вводится состав, содержащий нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,2.0,5 Соляная кислота 8,0.13,0 Кремнефтористоводородная кислота 1,0.3,0 Вода Остальное Отличие предлагаемого изобретения от прототипа заключается в использовании дополнительно к соляной кислоте кремнефтористоводородной кислоты при обработке скважины, эксплуатирующей продуктивные терригенно-карбонатные породы пласта. КФВК способна взаимодействовать с силикатными и алюмосиликатными минералами терригенного пласта, при этом поверхность контакта интенсивно разъедается [3] Продуктами реакции являются силикатные золи. Такое взаимодействие ведет к увеличению шероховатости пород, образованию прочных силикатных пленок, и, следовательно, увеличению площади поверхности адсорбента, за счет чего увеличивается и величина адсорбции НТФ. Присутствие в растворе КФВК, соляной кислоты увеличивает скорость взаимодействия ее с силикатной породой [3] Таким образом, увеличение адсорбции ингибитора будет протекать за счет воздействия соляной кислоты на карбонатные породы и пленочную нефть (механизм воздействия известен из прототипа) и дополнительно за счет увеличения площади поверхности силикатных пород вследствие их разъедания КФВК и адсорбции НТФ на твердой поверхности и проникновения ингибитора в состав силикатных золей, покрывающих поверхность контакта ингибирующего раствора с силикатными минералами. Это подтверждается тем, что при взаимодействии КФВК с оксидом кремния образуется тетрафторид кремния SiF₄, который затем реагируя с водой образует гидроксид кремния в виде золя. Золь этого состава получается также при гидролизе гексафторсиликата кальция (образуется при реакции КФВК с карбонатными породами или при смешении с пластовыми хлоркальциевыми водами) по реакции: 3CaSiF₆+4H₂O=3CaF₂+Si(OH)₄+2H₂OSiF₆ Предотвратить коагуляцию силикатной пленки золя в студнеобразный гель, способный значительно снизить проницаемость пласта, позволяет наличие в ингибирующем растворе соляной кислоты. За счет того, что ингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя, десорбция ингибитора будет протекать медленнее поскольку силикатные пленки золя с ингибитором устойчивее к вымыванию, обычные адсорбционные слои НТФ с твердой поверхностью. Это приводит к тому, что период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора солеотложения. Поскольку образование геля из силикатного золя предотвращается соляной кислотой, то предлагаемый ингибирующий состав солеотложения можно применять даже в малопроницаемых коллекторах.

Разработка ингибирующего состава состоит из ряда этапов: 1. Выбор наиболее благоприятного сочетания содержания соляной кислоты и КФВК, позволяющего достичь наибольшего снижения поверхностного натяжения.

2. Определение ингибирующей способности растворов различного состава.

3. Оценка адсорбционно-десорбционной способности ингибирующего раствора в процессе фильтрации и сопоставление результатов с прототипом.

Выбор наиболее благоприятного сочетания КФВК с соляной кислотой проводился по результатам определения поверхностного натяжения нефть - кислотные растворы. В опытах использовалась нефть Сергеевского месторождения. (Республика Башкертостан). Концентрация КФВК в кислотных растворах изменялась от 0,5 до 5,0% а соляной кислоты от 5,0% до 15,0% т.е. в пределах, рекомендуемых для обработки терригенных и карбонатных коллекторов. Результаты определения поверхностного натяжения кислотного раствора на границе Нефть - кислотные растворы приведены в таблице 1.

Из таблицы 1 видно, что наибольшее снижение поверхностного натяжения достигается при содержании в кислотном растворе 8-15% соляной кислоты. Добавление КФВК дополнительно снижает величину поверхностного натяжения. Анализ результатов опытов, приведенных в таблице 1, показывает, что удовлетворительные кислотные растворы получаются при смешении 1.3% КФВК с 8.13%-ной соляной кислотой. При этом поверхностное натяжение на границе нефть кислотные растворы составляет 2,10.3,15 мН/м. Ингибирующий состав [2] при различных рекомендованных сочетаниях НТФ и соляной кислоты снижает поверхностное натяжение до 1,1-1,4 мН/м при использовании тех же проб нефти.

Для выявления степени снижения поверхностного натяжения при использовании НТФ были приготовлены водные кислотные растворы с содержанием 1 3% КФВК, 8 13% соляной кислоты и изменяющимся количеством НТФ (в интервале 0,2 5,0%), который рекомендован для практических обработок скважин. В таблице 2 приведены результаты определения поверхностного натяжения на границе нефть кислотный раствор с НТФ при различном содержании НТФ.

Из таблицы 2 видно, что даже незначительное добавление НТФ (0,2%) приводит к существенному снижению поверхностного натяжения. Этот эффект заметно проявляется до концентраций НТФ 1,0 2,0% при более высоких концентрациях НТФ поверхностное натяжение снижается незначительно. Учитывая способность НТФ снижать поверхностное натяжение, дороговизну НТФ и достаточность для ингибирования солеотложений содержание НТФ в композиции должно составлять 0,2-1,0% Определение ингибирующей способности раствора проводили на примере раствора сульфата кальция по общепринятым методикам [4] Готовили искусственное перенасыщение раствора сульфата кальция путем сливания растворов двух типов: 1. 1 л раствора содержит сульфат натрия 13 г, хлорида натрия 18,8 г, хлорида магния 1,24 г.

2. 1 л раствора содержит хлористого кальция (безводного) 13,6 г. Реакция с образованием осадка сульфата кальция протекает по схеме:

В каждую из двух колб емкостью 250 мл пипеткой вводят расчетное количество испытуемого ингибирующего раствора, приливают 50 мм раствора 2-го вида (хлористого кальция). Пробы выдерживают при температуре 25+1^oC в термостате и через 24 ч определяют содержание солеобразующих ионов трилонометрическим способом и рассчитывают концентрацию сульфата кальция. Подобные опыты проводились и без добавки ингибитора солеотложения. Защитный эффект определяли по формуле (результаты определения приведены в таблице 3)

где С_o начальная концентрация сульфата кальция в исходном растворе, г/л;
C_к концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе, не обработанном ингибитором, г/л;
C концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе с добавкой ингибитора, г/л.

Из таблицы 3 видно, что ингибирующие растворы на основе НТФ и соляной кислоты обладают высоким защитным эффектом (растворы N 1-3). Растворы N 4-6 не содержат НТФ. Степень защиты от выпадения солей низка. Визуально в опытах наблюдается моментальное образование осадка. Растворы N 7-9 содержат 0,1% НТФ. Через 24 ч отмечены отдельные частицы осадка и проявляется защитный эффект 81 86% Далее с увеличением концентрации добавление НТФ в количестве 0,2 3,0% обеспечивает полную защиту от выпадения солей растворы N 10-18. С увеличением концентрации НТФ более 4,0% эффективность защиты уменьшается, что объясняется тем, что высококонцентрированные растворы НТФ несовместимы с высокоминерализованными водами, содержащими ионы кальция. Несовместимость НТФ усиливается из-за наличия в композиции КФВК. Исходя из результатов опытов, приводимых в таблице 3, видно, что полная защита (100%) от выпадания солей обеспечивается при содержании НТФ 0,2 3,0% Исходя из условия достаточности процесса ингибирования и учитывая дороговизну НТФ, следует считать целесообразной концентрацией НТФ в композиции 0,2 0,5%
Оценка адсорбционно-десорбционной способности ингибирующего раствора проводилась в процессе фильтрации в идентичных условиях и сопоставления изменения концентрации ингибитора отложения солей при применении разработанной композиции и прототипа. Для этого достаточно проследить за изменением концентрации НТФ (в опытах использовались водный ингибирующий раствор: НТФ - 5% + HCl 23% [2] и предлагаемая композиция состава: НТФ 0,5% + HCl 8% + КФВК 1% + вода. Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации ингибирующих составов различны, необходимо сравнивать динамику относительных концентраций растворов, представляющих собой отношение текущей концентрации в процессе опытов по фильтрации к исходной. В таблице 4 приведены результаты динамики относительных концентраций НТФ в процессе адсорбции. В качестве пробы использовали насыпную терригенную породу. Кернодержатель с породой насыщался нефтью Сергеевского месторождения и через 5 сут после насыщения проводилось вытеснение нефти ингибирующим раствором, при этом протекала адсорбции ингибитора на песке. Замеры прокаченной жидкости проводились дискретно объемам порового пространства моделей. Объем порового пространства составлял в обоих моделях по 43 см³. В обоих случаях было прокачено по шесть объемов пор ингибирующих составов. На выходе из кернодержателей отбирались пробы жидкости и стандартным методом определялось содержание в них фосфатов. Сопоставляя относительные концентрации ингибитора при адсорбции, приведенные в таблице 4, можно заключить, что завершение адсорбции быстрее в случае применения ингибирующего состава с КФВК. В нефтепромысловой практике это дает возможность сократить время на адсорбцию после закачки ингибирующего раствора в ПЗП. После выдержки на установление адсорбционного равновесия (1 сут) начинали вытеснять ингибирующий раствор пресной водой из модели породы и замеряли концентрацию ингибитора НТФ дискретно прокаченным объемам пор.

Результаты определений относительной концентрации НТФ в процессе десорбции приведены в таблице 5. Оптимальная концентрация НТФ, рекомендуемая для промысловой практики, составляет 5-10 мг/л. Исходя из наименьшего расхода примем 5 мг/л, соответствующая относительная концентрация составляет 0,0001. Из таблицы 5 видно, что при прокачке 18 поровых объемов воды, обеспечивается вынос реагента, достаточный для эффективной защиты от отложения солей при использовании состава [2]

Формула изобретения

Состав для предотвращения отложения солей при добыче нефти и газа из скважин, эксплуатирующих терригенно-карбонатные пласты, содержащий нитрилотриметиленфосфоновую, соляную кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кремнефтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.

Нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,2 0,5
Соляная кислота 8 13
Кремнефтористоводородная кислота 1 3
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4