/
Text
Г.З. Ибрагимов
1В.А. Сорокин
НИ.Хисамутдинов
ХИМИЧЕСКИЕ
РЕАГЕНТЫ
ДЛЯ ДОБЫЧИ
НЕФТИ
МОСКВА „НЕДРА" 1986
УДК 622.276.6(031)
Ибрагимов Г. 3., Сорокин В. А., Хисамутдинов Н. И. Химические
реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. — М.: Недра,
1986, 240 с.
Приведены свойства химических реагентов, описаны механизм их
действия и технология применения для увеличения нефтеотдачи пла-
стов и интенсификации добычи нефти, борьбы с коррозией и отло-
жением солей, подготовки нефти и нефтяного газа, текущего и ка-
питального ремонтов скважин. Описаны также технические средства
для транспортирования, хранения и дозирования в процессе исполь-
зования химических реагентв и способы их ввода в технологиче-
ские системы. Рассмотрены правила обращения с химическими реа-
гентами, требования техники безопасности при работе с ними и ме-
роприятия по охране окружающей среды.
Для рабочих, занятых добычей, сбором и подготовкой нефти,
текущим и капитальным ремонтом скважин.
Табл. 99, ил. 23.
Рецензент: А. Т. Горбунов, д-р техн, наук (Всесоюзный
научно-исследовательский нефтегазовый институт)
Габдрауф Закирович Ибрагимов
Василий Антонович Сорокин
Наиль Исмагзамович Хисамутдинов
ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.
Редактор издательства М. И. Черникова
Обложка художника И. А. Слюсарева
Художественный редактор В, В, Шутько
Технические редакторы О. Д. Колот вина, Е. Л. Закашанская
Корректоры С. В. Зимина, К. С. Торопцева
ИБ № 5956
Сдано в набор 22.01.86. Подписано в печать 08.04.86. Т-08343. Формат
84Х1081/з2 Бумага книжно-журиальная. Гарнитура Литературная. Печать
высокая. Усл. п. л. 12,6. Усл. кр.-отт. 12,81. Уч.-изд. л. 15,0. Тираж
6800 экз. Заказ 1032/299-6. Цена 75 коп.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва,
Третьяковский проезд, 1/19.
Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном
Комитете СССР по делам издательств, полиграфии и киижиой торговли.
109088. Москва. Ж-88. Южнопортовая ул., 24.
и
2504303000—259
043(01)—86
340-86
© Издательство «Недра», 1983
Глава 1
ОБЩАЯ КАРТИНА ХИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
В системе добычи нефти используют органические или неорганиче-
ские химические реагенты — как индивидуальные вещества (кислоты,
щелочи, синтезированные поверхностно-активные вещества, полиме-
ры), так И композиции веществ, представляющие собой отходы круп-
нотоннажных нефтехимических или иных производств.
Следует различать вещество, получаемое от поставщика, и рабо-
чий агент, вводимый в систему добычи нефти. Часто рабочий агент
готовят из смеси различных товарных продуктов, поступающих на
промысел, либо на базе этих смесей.’
ОСНОВНЫЕ СФЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ ХИМИЧЕСКИХ
РЕАГЕНТОВ НА ПРОМЫСЛЕ
Предположим, что современный технологический процесс добычи
нефти состоит из одиннадцати основных звеньев (рис. 1), то практи-
чески каждое из них обязательно является либо объектом ввода хи-
Рис. 1. Схема ввода химических реагентов в систему добычи нефти с
целью:
1 — увеличения производительности нефтяных скважин; 2 — борьбы с ас-
фальтосмолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО); 3 — деэмульги-
рования; 4 — структурирования газожидкостного потока; 5 — повышения эф-
фективности работы оборудования; 6 — задавливания скважин при подзем-
ном ремонте; 7 — ограничения водопритока; 8 — борьбы с отложениями со-
лей; 9 — снижения скорости коррозии; 10 — повышения нефтеотдачи; 11 —
очистки сточных вод; 12 — увеличения приемистости нагнетательных сква-
жин; 13 — снижения гидравлических сопротивлений; 14 — подавления суль-
фатредукции. ПЗП-1 и ПЗП-2 — призабойная зона пласта, соответственно
у нагнетательной и нефтяной скважин
Место ввода реагента Функциональиое“иазна пе- ние реагента Зона предполагаемого действия (основная)
Призабойная зона пла- ста у нефтяной сква- жины (ПЗП-2) Реагент для увеличе- ния продуктивности скважины Реагент для ограниче- ния водопритока Ингибитор солеотло- жен ий Призабойная зона пла- ста То же
Ингибитор коррозии Оборудование сква- жины
Забойный участрк скважины Ингибитор или удали- тель асфальто-смоло- парафиновых отложе- ний (АСПО) Деэмульгатор Подъемные трубы, по- гружной насос, штан- ги и т. д. Полость скважины
Структурирующий ре- агент Подъемные трубы
Реагент для повыше- ния эффективности глубинного оборудова- ния Добавка к задавоч- ной жидкости Погружной или плун- жерный насос Полость скважины
Ингибитор или удали- тель солеотложений Подъемное оборудо- вание скважины
- Ингибитор коррозии То же
Устье скважины 4 Деэмульгатор Ингибитор или удали- тель солеотложений Промысловые трубо- проводы и объекты, расположенные до ус- тановки подготовки нефти Промысловые комму- никации и установки
Цель ввода реагента Зона возможного распро- странения эффекта (помимо основной) Примечание
Повышение проницае- мости призабойной зо- ны пласта Снижение темпа об- воднения нефти Предотвращение вы- падения соли Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов объ- екта Предотвращение или размыв АСПО Полость скважины; промысловые комму- никации и установки Промысловые комму- никации и установки Промысловые комму- никации и установки
Разрушение эмульсии на ранней стадии ее формирования Создание оптималь- ной структуры газо- жидкостного потока в подъемных трубах Улучшение гидравли- ческой характеристи- ки насоса Промысловые комму- никации, групповые замерные установки (ГЗУ), дожимные на- сосные станции (ДНС) Обычно деэмульгатор является ингибитором АСПО Применяется редко
Создание жидкости повышенной плотности со свойствами, пред- отвращающими за- грязнение призабойной зоны пласта Предотвращение и разрушение отложе- ний солей Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов объ- екта Стимулирование путе- вого деэмульгирова- ния Промысловые комму- никации и установки Промысловые комму- никации и установки Используется при под- земном ремонте сква- жин. Место ввода —• вся полость скважи- ны
Предотвращение и от- ложение солей —
Место ввода реагента Функциональное назна- чение реагента Зона предполагаемого действия (основная)
Ингибитор коррозии То же
Г рупповая замерная установка Ингибитор или удали- тель АСПО Г идравлические при- садки Нефтесборные трубо- проводы То же
Дожимная насосная станция (ДНС) То же
Установка подготовки нефти (УПН) Деэмульгатор УПН . .
Г идравлические при- садки Магистральный нефте- провод
Кустовая насосная станция (КНС) Ингибитор коррозии Реагент для повыше- ния эффективности оборудования Водоводы низкого давления (до кусто- вой насосной стан- ции) Водяные насосы
Ингибитор коррозии Перекачивающие аг- регаты; водоводы вы- сокого давления
Реагент для повыше- ния нефтеотдачи неф- тяного пласта Бактерицид Продуктивный пласт Призабойная зона пла- ста у нагнетательной скважины
Нагнетательная сква- жина Ингибитор коррозии Оборудование нагне- тательной скважины
Реагент для повыше- ния нефтеотдачи про- дуктивного пласта Продуктивный пласт
Цель ввода реагента Зона возможного распро- странения эффекта (помимо основной) Примечание
Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов объек- та Предотвращение или размыв АСПО Снижение потерь дав- ления на гидравличе- ское сопротивление в трубах Снижение потерь дав- ления на гидравличе- ское сопротивление в трубах Разрушение водонеф- тяной эмульсии Снижение потерь дав- ления на гидравличе- ское сопротивление в трубах Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов объек- та Улучшение гидравли- ческой характеристи- ки перекачивающих агентов Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов’ объек- та Повышение нефтеот- дачи пласта Подавление жизнедея- тельности сульфатвос- станавливающих бак- терий Снижение скорости коррозии металличе- ских элементов обо- рудования Повышение нефтеот- дачи пласта i Промысловые уста- новки Хранилища И маги- стральный нефтепро- вод Водоводы высокого давления и нагнета- тельные скважины Нагнетательные сква- жины Все элементы техно- логической цепи, на- чиная с забоя нефтя- ной скважины Используется редко Целесообразно вво- дить в непосредствен- ной близости от го- ловных сооружений нефтепровода Целесообразно вво- дить на выходе из УПН Применяется редко Конечная цель — пред- отвращение сероводо- родной коррозии Закачка в отдельную нагнетательную сква- жину. Обычно прово- дится с KHC Закачка в отдельную нагнетательную сква- жину. Обычно прово- дится с KHC
Место ввода реагента Функциональное назначе- ние реагента Зона предполагаемого действия (основная)
Призабойна зона пла- ста у нагнетательной скважины (ПЗП-1) Реагент для увеличе- ния приемистости на- гнетательной скважи- ны Реагент для регулиро- вания профиля прие- мистости ПЗП-1 ПЗП-1
Установка подготовки воды (УПВ) Реагент для увеличе- ния глубины очистки сточной воды УПВ
Реагент для подготов- ки воды с целью по- вышения ее иефтевы- тесняющей способно- сти УПВ • :
мического реагента, либо объектом
воздействия. Например, для по-
вышения нефтеотдачи объектом воздействия служит продуктивный
пласт, а объектом ввода реагента — кустовая насосная станция либо
нагнетательная скважина.
Из схемы (см. рис. 1) видно, что по разнообразию целей воз-
действия на первом месте стоит нефтедобывающая скважина. Из i
тринадцати выделенных целей девять могут быть достигнуты вводом
химических реагентов в нефтяную скважину или в ее призабойную
зону. Нефтяная скважина — это место ввода химических веществ i
для достижения всех девяти указанных целей, как это видно из
табл. 1 (см. зону распространения эффекта). В действительности на
конкретном месторождении в тот или иной период разработки при
введении химических реагентов в нефтяную скважину можно решить
не более двух — трех практических задач. Например, на средней
дии разработки месторождений Татарии химическую обработку
дуцирующей скважины проводят в основном для увеличения ее
изводительности и глушения при подземном ремонте. Из рис.
ста- <
про-
про-'
1 и
табл. 1 видно, что некоторые реагенты с одинаковым функциональ-
ным назначением можно вводить на нескольких объектах технологи-
ческой цепи. Это относится к деэмульгаторам, реагентам, повышаю-
щим к. п. д. насосов, ингибиторам коррозии и солеотложений. Тра-
Цель ввода реагента Зона возможного распро- странения эффекта (помимо основной) Примечание
Повышение проницае- мости ПЗП-1 —
Ограничение водогри- тока в нефтяные сква- жины и увеличение коэффициента охвата пласта Повышение качества очистки воды, напри- мер, путем добавки катализаторов флота- ции нефтяных частиц Повышение иефтевы- мывающих свойств во- ды ч Продуктивный пласт; ПЗП-2 Продуктивный пласт
-
дициониое место ввода деэмульгатора — установка промысловой
подготовки нефти, но высокая эффективность ранней обработки водо-
нефтяной эмульсии стимулирует подачу химического реагента непо-
средственно в скважину. Хотя при этом необходимость химической
обработки скважинной продукции, поступившей на установку, не ис-
ключается, но суммарный расход реагента снижается, а эффектив-
ность процесса повышается. Ввод деэмульгатора в обеих точках осу-
ществляется, как правило, одновременно, т. е. использование скважи-
ны как объекта ввода деэмульгатора не исключает необходимости
химической обработки на установке. В скважине этот реагент ис-
пользуют для повышения к. п. д. скважинных насосов или газлифта,
на кустовой насосной станции — для увеличения к. п. д. водяных
насосов.
Ингибитор солеотложений (см. рис. 1 и табл. 1) вводят в сква-
жину и в призабойную зону пласта у нефтяной скважины (ПЗП-2),
при этом образование солевых отложений исключается на самой
ранней стадии. Однако этот метод имеет существенный недостаток,
заключающийся в необходимости проведения дополнительных спу-
скоподъемных операций. Поэтому целесообразно совмещать ингиби-
рование с плановым или аварийным ремонтом скважины. Ввод инги-
битора солеотложеиия в саму скважину (иа забой, на прием насоса,
Закачка Ноды в
Рис. 2. Схема ввода химических реагентов в систему добычи нефти
при крупномасштабном воздействии на пласт с целью повышения
нефтеотдачи:
1—14 см. рис. 1; 15 — ввод специального реагента для интенсификации ре-
генерации основного химического реагента, предназначенного для закачки
в пласт
в устье) более распространенный. Таким образом, ввод и действие
реагента в ПЗП-2 и нефтяной скважине — процесс, не совпадающий
во времени.
Ингибитор коррозии (см. рис. 1) вводят в пяти точках: в ПЗП-2,
в скважину, на выходе из установки подготовки нефти, на кустовой
насосной станции и в нагнетательную ’ скважину. После кустовой
насосной станции расположены наиболее напряженные промысловые
участки технологической цепи. В них действие коррозионно-активных
сточных вод усиливается высоким давлением. Поэтому целесообразно
обработку потоков сточной воды проводить в установке подготовки
нефти, совмещать с вводом ингибиторов коррозии на кустовой насос-
ной станции. Обработку непосредственно нагнетательной скважины
применяют редко.
Для повышения нефтеотдачи реагент вводят обычно в кустовую
насосную станцию. Но при периодическом воздействии на пласт вы-
сококонцентрированными растворами их можно вводить непосред-
ственно в конкретную нагнетательную скважину. В этом случае ус-
тановку ввода можно располагать на кустовой насосной станции.
Прн крупномасштабном воздействии на пласт химическими реагента-
ми, например углекислотой, схема ввода химических веществ такая
же, как и на рис. 2. При такой схеме нет необходимости ввода бак-
терицидов в нагнетательные скважины, но система требует специаль-
ных вторичных химических реагентов для повышения эффективности
регенерации основного рабочего агента системы.
Функциональное назначение химреагента Характер ввода Примечание
Увеличение производи- тельности (приемистости) скважин Периодический При малой обводненно- сти продукции скважин При высокой обводнен- ности либо в комбина- ции с другими методами борьбы с АСПО
Борьба с АСПО Непрерывный Периодический
Разрушение водонефтя- ной эмульсии (деэмуль- Непрерывный Иногда ввод деэмульга- тора на скважине мо-
гирование) жег носить периодиче- ский характер
Структурирование пото- ка То же В пределах периода ис* пользования структури-
Повышение эффективно- сти работы насосов (скважинных или перека- чивающих) Улучшение технологиче- » рующего реагента В пределах периода ис- пользования реагента
Периодический В период подземного ре-
ских свойств задавочной - .. монта скважины
жидкости Ограничение водоприто- ка Очистка сточной воды Снижение потерь давле- ния на гидравлическое сопротивление в трубо- проводах То же
Непрерывный То же
Повышение нефтеотдачи Непрерывный или периодиче- ский Характер ввода опреде- ляется применяемой тех- нологией воздействия на пласт
Борьба с солеотложением Непрерывный В основном при исполь- зовании ингибиторов со- леотложений
Периодический Комбинирован- В основном при исполь- зовании удалителей осад- ков 1. При использовании
ный скважинных дозаторов:
замена (заправка) доза-
Л - - тора — периодическая, а
V действие реагента — не-
• г прерывное
2. Аналогично при ис-
.. ’ пользовании метода за-
давки ингибитора в ПЗП нефтяной скважины
Функциональное назначение химреагента Характер воды Примечание
Борьба с коррозией Непрерывный Комбинирован- ный Периодический Основной способ ввода При использовании сква- жинных дозаторов или при использовании мето- да задавки ингибитора в ПЗП нефтяной скважины Применяется редко
Подавление сульфатре дукции Непрерывный В пределах периода ис- пользования реагента
Повышение эффективно- сти других химических реагентов То же В пределах периода ис- пользования реагента
В разные периоды разработки ввод реагентов может быть непре-
рывным, периодическим (табл. 2) или в зависимости от конкретной
ситуации реагент вводят и непрерывно, и периодически. Рассмотре-
ние процесса химизации в динамике дает возможность оценить и
ТаблицаЗ
I стадия разра- ботки II стадия разработки III стадия разработки
1. Изоляция пла- 1. Разрушение водоиеф- 1. Борьба с коррозией
стовых вод тяной эмульсии нефтепромыслового обо-
2. Борьба с 2. Борьба с коррозией рудования, особенно во-
АСПО коммуникаций и обору- доводов высокого давле-
3. Увеличение доваши системы поддер- ния
производитель- жания пластового давле- 2. Повышение нефтеот-
ности добываю- НИЯ дачи продуктивного пла-
щих скважин 3. Охрана окружающей ста
4. Увеличение среды 3. Борьба с отложениями
приемистости 4. Борьба с отложения- солей
нагнетательных ми солей 4. Повышение безопасно-
скважин 5. Повышение нефтеот- сти труда, например, в
5. Защита от дачи связи с подключением го-
внутренней кор- 6. Увеличение производи- ризонтов с сернистой
розни оборудо- тельности (приемистости) нефтью
вания системы скважин 5. Повышение эффектив-
нагнетания во- 7. Изоляция пластовых ности подземного ремон-
ды вод та в связи с ростом чис-
6. Охрана окру- жающей среды 8. Борьба с АСПО ла ремонтов (оптималь- ные составы задавочиой жидкости) 6. Повышение приеми- стости нагнетательных скважин
другое звено указанного кругооборота. Так, на начальной стадии
разработки месторождений, когда осуществлялось массовое строи-
тельство скважин, химические реагенты использовали в основном для
изоляционных работ. По мере обводнения продукции скважин ин-
тенсивно вводили деэмульгаторы нефти, ингибиторы коррозии и со-
леотложения, химические реагенты для увеличения нефтеотдачи
пласта.
Общее число реагентов, применяемых одновременно на объекте
разработки, может достигать нескольких десятков, а иногда и сотен
наименований. Номенклатура используемых химических реагентов
ежегодно изменяется.
На определенном этапе развития основное направление хими-
зации— это совершенствование промысловой подготовки, на дру-
гом — повышение нефтеотдачи, на третьем — повышение надежности
работы нефтепромысловых коммуникаций и оборудования и т. д. В
табл. 3 дано распределение по важности задач химизации на разных
стадиях разработки условного месторождения (группы месторожде-
ний).
Глава II
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ
ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ
МЕХАНИЗМ ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так
как, во-первых, ее свойства существенно отличаются от свойств ос-
тальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря
основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте,
Причины изменения физических свойств ПЗП заключаются в процес-
сах, вызываемых бурением, креплением, освоением и ремонтом сква-
жин, в результате которых происходит загрязнение от проникнове-
ния соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химиче-
ские и механические нарушения. Размер ПЗП меняется от несколь-
ких дециметров до нескольких метров.
Цель воздействия — восстановление или улучшение фильтрацион-
ной характеристики ПЗП, т. е. проницаемости.
Реагенты-кислоты
При воздействии кислотами определенная часть скелета пласта всту-
пает в реакцию и растворяется, увеличивается проницаемость ПЗП
(табл. 4). Из таблицы видно, что, например, при взаимодействии со-
Наименование кислоты и ее химическая формула Компонент пласта, взаимо- действующий с кислотой Химическая реакция взаимодействия Примечание
Соляная кислота НС1 Известняк СаСО3 СаСО3+2НС1=СаС12+Н2О+СО2 Продукт растворения— хлористый кальций является водораствори- мой солью
Доломит CaCO3MgCO3 CaMg(CO3)2+4HCl=CaCl2+MgCl2+ +2Н2О+2СО2 Хлористый магний—также водорастворимая соль
Фтористоводородная кис- лота (основной компонент глинокислотного раство- ра) Силикатный материал по- роды: зернистый кварц SiOg SiO24-4HF=2H2O+S iF4 s ’• . Реакция протекает мед- ленно
Алюмосиликат H4Al2Si2O8 H4Al2Si2Oe+14HF=2AlF3+2SiF4+ 4-9h2o Быстротечная реакция и является определяющей в процессе воздействия
Уксусная кислота СН3СООН Известняк - CaCO34-2CH3COOH=Ca(CH3COO)2+ +H2O+CO2 Продукты реакции хоро- шо растворимы в воде
•Доломит CaMg(CO3)24-4CH3COOH= =Ca(CH3COO)2+Mg(CH3COO)2+ 4-2H2O+2CO2 Продукты реакции хоро- шо растворимы в воде
£3 ' Сидерит FeCO3 FeCO3+2CH3COOH=Fe(CH3COO)2+ +H2O+CO2 Осадков не образуется
Ляной кислоты с известняком образуются хорошо растворимые й
воде соли, а также углекислый газ и вода, которые при освоении
скважины легко удаляются из пласта. В результате в породе обра-
зуются каналы растворения. Выделяющийся СО2 оказывает также
положительное воздействие, особенно при сверхкритических темпе-
ратурах (более 32 °C), когда СО2 независимо от давления находится
в виде газа. При определенных условиях в пласте могут образовать-
ся студнеобразные гели или выпадают нерастворимые осадки, ко-
торые сужают, а порой и запечатывают каналы фильтрации продук-
тивного пласта, что снижает эффективность кислотных обработок. /
При воздействии соляной кислоты на глинистые компоненты скелета
пласта помимо растворения окислов щелочных и щелочноземельных
металлов происходит нежелательный процесс гелеобразования, кото-
рый усиливается с ростом содержания НС1 в рабочем растворе.
Уксусная кислота практически не вступает в реакцию с глинисты-
ми составляющими пласта, но при взаимодействии высококонцентри-
рованной уксусной кислоты (более 60%) с высокоминерализоваиной
пластовой водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей
в осадок.
Сульфаминовая кислота не вступает в реакцию с глинами. Не
происходит образование осадков при взаимодействии этой кислоты
с пластовыми водами хлоркальциевого типа.
При выборе состава рабочей жидкости, используемой для кис-
лотного воздействия на ПЗП, а также при проектировании техно-
логических и физических параметров закачки все указанные возмож-
ные отрицательные эффекты должны учитываться.
При термохимической и термокислотной обработках кислоту,
обычно соляную, подают в пласт при высокой температуре. Это, во-
первых, усиливает скорость течения реакций взаимодействия с кар-
бонатными составляющими пласта, а во-вторых, способствует рас-
плавлению н выносу АСПО из призабойной зоны пласта.
При пенокислотном воздействии на ПЗП, когда используют аэри-
рованный или газированный кислотный раствор, механизм воздейст-
вия аналогичен соляно- или глинокислотной обработке. При этом
происходит более равномерное распределение кислотного раствора
по всей продуктивной зоне.
При двухрастворной обработке, когда в ПЗП последовательно
закачивают солянокислотный, а затем глинокислотный растворы,
обеспечивается интенсивное одновременное воздействие как на кар-
бонатные, так и на терригенные составляющие породы. Двухраствор-
ная обработка эффективна в терригенных коллекторах с содержа-
нием карбонатных включений не менее 0,5 %.
Реагенты некпслотиого происхождения
Положительный эффект при использовании рабочих жидкостей С
растворителями или поверхностно-активными веществами (ПАВ) в
качестве базового компонента получают в результате взаимодействия
этих реагентов с насыщающими пласт веществами.
Поверхностно-активные вещества. При использовании в ПЗП
растворов ПАВ проявляются их отмывающие и гндрофобизирующие
свойства. Они лучше, чем вода или нефть, удаляют из ПЗП глини-
стые частицы и другие загрязнители, попавшие в пласт при бурении
илн прн подземном н капитальном ремонте скважины.
Решение о целесообразности использования раствора ПАВ долж-
но базироваться на технико-экономическом обосновании. Методика
технико-экономического обоснования целесообразности воздействия
на ПЗП с помощью водных растворов ПАВ приведена в табл. 5.
Пример расчета
Исходные данные
Толщина пласта в ПЗП h, ............................ 1,5
Радиус ПЗП /?пзп, ...................................- 2
Радиус скважины /?с, м............................... 0,15 '"'
Средняя пористость в ПЗП, доли ед....................• 0,2
Диаметр фракции песка модели ПЗП d, мм...............0,27—0,33
Содержание ПАВ в закачиваемом растворе СПАВ ,
доли ед.............................................. 0,01
Проницаемость модели /гм ясх, мкм2 . . >............. .0,03
Цена реагента (условная) ЦПАВ, руб/м3 ............... 500 -‘;
Удельная стоимость, руб/м3:
закачки рабочего раствора в ПЭП Эуд .................... 15
приготовления раствора Эуд под..................... 12
Экспериментальные зависимости величины проницаемости модели
ПЗП от числа поровых объемов kM=f (nv) даны на рис. 3.
Расчет.
1. Исходное значение проницаемости ПЗП по геолого-промысло-
вым данным непосредственно перед обработкой feBCx=0,025 мкм2.
2. Учитывая, что средняя проницаемость пласта равняется
0,2 мкм2, геологическая служба установила целевое значение прони-
цаемости /гЦел=0,175 мкм2.
3. Кратность увеличения проницаемости
__ ^цел__0» 175__
^исх 0,025
4. Целевое значение проницаемости модели ПЗП
^м.цел = ^м.исхА “ 0,03-7 = 0,21 мкм2.
Наименование этапа Содержание этапа Обозначение нлн расчетная формула Расшифровка обозначения Примечание
I. Техническая часть обоснования
Этап 1 Определение исходного значения проницаемости ПЗП По результатам специ- ально проводимых ис- следований или из банка геологических данных промысла или НГДУ ^исх — исходная прони- цаемость ПЗП < Проницаемость ПЗП не- посредственно перед про- мывкой
Этап 2 Определение целевого значения проницаемости ПЗП Ориентиром при установ- лении этого показателя служит средняя проница- емость всего пласта либо максимальное значение проницаемости ПЗП, ког- да-либо зафиксированное в истории дайной сква- жины >. ; ^цел f йцел — целевое значение проницаемости ПЗП Значение проницаемости ПЗП, которое намечает- ся обеспечить в резуль- тате промывки
Этап 3 Расчет кратности увели- чения проницаемости „ ^цел кисх rik — кратность увеличе- ния проницаемости
•—*
о
Наименование этапа Содержание этапа Обозначение млн расчетная формула
Этап 4 Определение целевого значения проницаемости модели ПЗП Используется физическая модель пласта, которая может отражать состоя- ние ПЗП отдельной сква- жины на данном объек- те разработки i • ^м. цел= =^м. исхХ Х«к *
Этап 5 Определение необходимой кратности промывки ПЗП \ По экспериментальной зависимости величины проницаемости от объе- ма промывочной жидко- сти. Этот объем обычно представляется на графи- ке в виде кратности про- мывки, т. е. числа поро- вых объемов nVi’ nVs ' i
1 . - «. - 1
Продолжение табл. 5
Расшифровка обозначения Примечание
^м.исх — проницаемость
модели до прокачки че-
рез нее рабочего агента,
т. е. при нулевом значе-
нии объема прокачки
кцел — проницаемость мо-
дели ПЗП после оконча-
ния обработки
Величина йм.исх опреде-
ляется обычным лабора-
торным методом
nV ’ rtP2 — кратность про-
мывки соответственно во-
дой и раствором ПАВ,
необходимая для дости-
жения целевой проницае-
мости
Величина п^, соот-
ветствует на графиках
значению йм.цел
Этап 6 Определение необходимее го объема воды при ' обычной промывке —Пу t X Х V ПЗП
К 5
. < i ? / ' ' Этап 7 • V 2=X
Определение необходимо- го объема раствора ПАВ • Г • 1 * х ^пзп
Этап 8 Расчет проводится на ба- зе известного значения ^ПАВ= Г» 17
Расчет необходимого ко- личества товарного ре- агента концентрации реагента и рассчитанного (этап 7) значения объема раство- ра —ЪПАВИ2
• /'—• s X 4
о
Vnan=nmh (^пзп~
—i?c2) —объем порово-
го пространства ПЗП;
л=3,14, т—средняя по-
ристость ПЗП, Лпзп и
Re — радиусы, соответст-
венно ПЗП и скважины;
h — толщина пласта;
Vi — необходимый объем
закачки воды при обыч-
ной промывке
Уг— необходимый объем
закачки водного раствора
ПАВ
V1 — соответствует объе-
му закачки воды при
обычной промывке ПЗП,
в результате которой до-
стигается целевое значе-
ние проницаемости
ПЗП —
Уг — соответствует объе-
му закачки раствора
ПАВ, который необходим
для достижения целево-
го значения проницаемо-
сти ПЗП /гцел
ГПАВ—количество то-
варного реагента, исполь-
зуемого для обработки
ПЗП; СПАВ—концентра-
ция ПАВ в рабочем
агенте, закачиваемом в
пласт
20
Продолжение табл 5,
Наименование этапа Содержание этапа Обозначение или расчетная формула Расшифровка обозначения Примечание
II. Экономическая часть обоснования
Этап 9
Подготовка исходных экономических данных Источники информации: прейскуранты цен на ре- агенты и сметные расче- ты затрат на процесс приготовления и закачки рабочих агентов в ПЗП Эуд. вак. Эуц, под» '^ПАВ •?уд.з»к — СТОИМОСТЬ ЗЭ- качки (доставки в ПЗП) 1 м3 рабочего агента в пласт; "Эуд.цод — стои- мость приготовления 1 м3 водного раствора ПАВ; Дпав — Цена единицы массы товарного реаген- та (ПАВ) Набор исходных эконо- мических данных резко сужен, так как рассчи- тывают ие абсолютные показатели стоимости за- качки, а только статьи, по которым вариант с использованием ПАВ от- личается от варианта с обычной промывкой ПЗП
Этап 10 1
Определение дополни- тельных затрат на закач- ку рабочего агента при обычной промывке Расчет делается в пред- положении, что затраты на закачку пропорцио- нальны объему закачки Э] — дополнительные за- траты на процесс закач- ки при обычной промыв- ке 31 — отражает разницу в затратах на процесс по- дачи рабочего агента в ПЗП при обычной и хи- мической промывке
Этап 11 ’’ 1 э'2~ ^ПАВХ Х ЛПАВ
Определение приготовление затрат на реагента
Этап 12
Расчет затрат на приго- товление рабочего раст- вора Принимается, что затра- ты на приготовление про- порциональны объему приготавливаемого ра- створа ПАВ э2= Зуд. ПОД ^2
Этап 13 Г (
Принятие решения Решение принимается пу- тем сопоставления вели- чин расходов по стать- ям, по которым различа- ются варианты (перемен- ные статьи затрат) Л Условие вы- бора вариан- та с ПАВ
ГО
Э2 — стоимость реагента
на месте закачки
Э2' — учитывает все за-
траты на приобретение и
доставку реагента к ме-
сту приготовления ра-_
створа
Э2" — затраты на приго-
товление рабочего раствор
ра ПАВ
Эг' — учитывает все рас-
ходы по приготовлению
раствора ПАВ и достав-
ке раствора к скважине
Рис. 3. Зависимость увеличения проницаемости от способа промывки
модели ПЗП (песок 0,27—0,33-мм фракции):
I — 1%-ный водный раствор дисолвана; 2— вода
5. Необходимую кратность промывки раствором ПАВ и водой оп-
ределяют по рис. 3.
пу =11,4; nv =4,5;
I Z
6. Необходимый объем закачки воды при обычной промывке
V =nv Упчп= 11,4-3,7 = 42,2 м®,
где
Упзп = ™пй(Япзп~ Рс)' = 3> 14-0,2-1,5 (22 — 0,152) = 3,7 м«,
7. Необходимый объем закачкн водного раствора ПАВ
V2 = «у2 ^пзп = 4,5-3,7 = 16,6 м®.
8. Необходимое количество реагента
упав = СПАВ V2 = 0,01 • 16,6 = 0,66 м».
9. Удельные экономические показатели Эуд.3ак, Зуд.„пл Дплв
даны в исходных данных примера.
10. Дополнительные затраты на процесс закачки при обычной
промывке:
31=Эуд.3ак(У1—У2) = 15(42,2—16,6) =384 руб.
11. Стоимость реагента J
^2 = ^пав^пав = 166-500 = 83 руб. я
12. Затраты на приготовление раствора ПАВ: л
32 = Зуд.110дУ2= 12-16,6= 199 руб. . " |
22 ’’
13. Сопоставление переменных статей затрат
Э'+Э2 = 83+ 199 = 283 руб. '
$2 + $2 «С Э±.
Таким образом, применение раствора ПАВ для обработки ПЗП в
данном случае целесообразно.
I (
Растворители
Действие растворителей направлено на изменение свойств или со-
стояния насыщающих пласт флюидов.
Органические растворители способствуют ликвидации АСПО, на-
личие которых в призабойной зоне пласта существенно снижает
проницаемость этой зоны, затрудняет проведение кислотных и иных
методов повышения производительности нефтяной скважины.
Действие водопоглотителей направлено на устранение вредного
влияния водной фазы. Механизм воздействия таких реагентов ос-
нован на том, что при смешении их с пластовой водой в ПЗП об-
разуются водные растворы пониженной вязкости, которые легко вы-
тесняются из ПЗП при вызове притока. Растворение реагента в
пластовой воде способствует снижению межфазного натяжения иа
границе раздела нефть — пластовая вода и гидратированности гли-
нистых частиц, попавших в пласт в процессе бурения или подзем-
ного ремонта. Эти факторы обеспечивают более эффективный вынос
инфильтрата из ПЗП, что в конечном счете способствует росту про-
ницаемости ПЗП и фазовой проницаемости для нефти в особенности.
СВОЙСТВА ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ
Прн реализации любого метода воздействия на призабойную зону
пласта для повышения дебита скважин (интенсификации притока)
используют реагенты основного и вспомогательного назначения. Наи-
большее количество химических веществ используют при солянокис-
лотных обработках (СКО).
Солянокислотная обработка
Основные компоненты рабочего раствора при СКО — вода и соляная
кислота. Вспомогательные компоненты — ингибиторы коррозии, ста-
билизаторы и другие химические реагенты.
Соляная кислота. При солянокислотных обработках используют:
синтетическую соляную кислоту техническую с содержанием хло-
ристого водорода не менее 35 % для марки А и не менее 31,5 %
для марки Б (сорт 1);
Таблица б
Примесь Сорт соляной кислоты
1-й 2-й марка А 2-й марка-Б
Сульфаты в пересчете на <0,03 — —
sof-, %
Фтористый водород, % — — <1
Железо, % <0,015 <0,03 <0,03
Серная кислота, % <0,005 — —
абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01—714—77) с содержанием
хлористого водорода ^22 % для марки А и ^20% для марки Б
(сорт 2). Поставщик ингибирует соляную кислоту по согласованию
с потребителем.
В зависимости от сорта и марки в составе товарной кислоты мо-
гут содержаться примеси, которые при превышении допустимых кон-
центраций (табл. 6) приводят к отрицательным побочным последст-
виям в призабойной зоне пласта.
Содержание сульфатов более 0,03 °/о в соляной технической син-
тетической кислоте (сорт 1) приводит к образованию в ПЗП гипса
или безводного сульфата кальция при взаимодействии приготовлен-
ного на основе этой кислоты рабочего агента с карбонатными ком- .
понентами скелета пласта.
Наличие фтористого водорода в соляной кислоте, изготовленной
нз абгазов (сорт 2, марка Б) ведет к формированию в поровом про-
странстве малорастворимого осадка фтористого кальция. Поэтому
данный тип товарной соляной кислоты может быть использован
только при двухрастворных обработках (СКО + ГКО).
Содержание железа в кислоте ограничено, чтобы исключить воз-
можность образования и выпадения в ПЗП коллоидных осадков ти-
па гидроокиси железа Fe(OH)3 или его основных солей.
Товарная соляная кислота имеет плотность 1154—1188 кг/м3, вяз-
кость при 20°C [1=2 мПа-c, температуру застывания минус 58°C.
Коррозионная активность 10 %-него раствора НС1 при температуре
20 °C по стали марки Ст. 3 составляет 7 г/(м2-ч).
От заводов-поставщиков до баз хранения соляную кислоту транс-
портируют в гуммированных стальных цистернах.
При сливе, наливе, перекачке, разбавлении, закачке в скважину,
транспортировке соляной кислоты, приготовлении рабочих раство-
ров с ней и при других технических операциях необходимо строго
соблюдать правила техники безопасности и охраны труда, так как
концентрированная соляная кислота при попадании на кожу, сли-
зистую оболочку глаз и рта оказывает резкое поражающее дейст-
вие, а пары соляной кислоты сильно раздражают верхние дыхатель-
ные пути.
Ингибиторы для СКО
Ингибиторы добавляют в кислотные растворы для предотвращения
преждевременного коррозионного износа контактирующих с раство-
ром (в процессе транспортировки, хранения и закачки) оборудова-
ния и труб: обсадной колонны, насосно-компрессорных труб, забой-
ных фильтров, емкостей хранения, цистерн, насосных агрегатов, ком-
муникационных линий, запорной арматуры и т. д.
Основные требования к ингибиторам коррозии, добавляемым в
рабочий раствор при СКО: снижение скорости коррозии в 25—100
раз при невысоких концентрациях; невысокая стоимость товарного
ингибитора; хорошая растворимость в рабочем растворе; отсутствие
влияния на подвижность раствора; отсутствие эффекта высаливания,
т. е. невыпадение в осадок при снижении кислотности раствора; ин-
гибитор не должен образовывать осадков с продуктами реакции ос-
новного процесса, т. е. с СаС12, MgCl2 и др.
Ниже приведен перечень (в алфавитном порядке) ингибиторов
коррозии, которые применяли при СКО, и их основные свойства.
Реагент БА-6 (ТУ 6-02-7-6—73) —продукт конденсации бензиламина
с уротропином, представляет собой вязкую жидкость светло-коричне-
вого цвета со слабым аминным запахом и плотностью 1,058 г/см3,
вязкостью при 20 °C около 65 мПа-с, с молекулярной массой 250—
260. Хорошо растворим в неорганических кислотах: соляной, серной,
фосфорной — ив органических растворителях: эфире, ацетоне, эти-
ловом спирте, этилацетате и диоксане. Нерастворим в воде. Степень
ингибирующего действия в 4NHC1 при концентрации ингибитора
1 г/л при температуре 100°С составляет около 98 %. Стабилен во
времени и не коагулирует в присутствии солей трехвалентного желе-
за. Нетоксичен.
Реагент В-2 — обладает высокими защитными свойствами: при
концентрации 0,25 °/о снижает скорость коррозии стали марок Ст. 3
и стали 20 в технической соляной кислоте до 0,15 г/(ч-м2). Коэффи-
циент торможения коррозии при 20 °C — 260. Дозировка 2—10 г/л.
Применим до температуры 100 °C и концентрации НС1 до 36 %. По-
ставляется в составе ингибированной кислоты по ТУ 6-01-714—77.
Реагент И-1-А (ТУ 38103246—74) — сложная композиция полиал-
кнлпиридинов, получаемых конденсацией паральдегида с аммиаком
на базе отходов производства синтетического каучука. Вязкая темно-
коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов с плотно-
стью 1,01—1,03 г/см3 и вязкостью при 20 °C около 560 мПа-с. Тем-
пература застывания минус 5 °C, вспышки 114 °C, самовоспламеие-
ния 375 °C. Хорошо растворим в органических растворителях: спир-
тах:, ацетоне, кетонах; в сильных минеральных кислотах (соляной,
серной и др.) частично в нефти, плохо — в бензине; нерастворим в
воде. Реагент относится к малотоксичным продуктам без канцеро-
генного действия.
Защитное действие реагента И-1-А по отношению к углеродистой
стали при добавлении его в 15 %-ный раствор НС1 при температуре
50 °C составляет 99 °/о, а в условиях сероводородной коррозии — 97—
100%. Скорость коррозии в ингибированном реагентом И-1-А
20 %-ном растворе НС1 не превышает 0,1 г/(ч-м2).
Реагент эффективен при повышенных температурах (около 80—
90 °C). Для использования при еще более высоких температурах
(до 130 °C) к реагенту добавляют иодистый калий KI. Рекомендуе-
мая концентрация при обычной и повышенной температурах состав-
ляет соответственно 0,1 и 0,4 н%. При еще более высоких температу-
рах (до 130 °C)—0,4 % с добавкой 0,01 % йодистого калия.
Реагент И-1-В (ТУ 103238—74) —смесь модифицированных поли-
акилпиридинов, вязкая темно-коричневая жидкость с плотностью
1,25—1,35 г/см3 и вязкостью при 20° 800—1200 мПа-c. Температура
вспышки 173 °C, самовоспламенения 483 °C. Хорошо растворим в
воде, спирте, соляной, серной и других сильных кислотах. Малоток-
сичен, не обладает канцерогенным действием. Защитное действие в
15 %-ной соляной кислоте по отношению к углеродистой стали
99 % при 50 °C, а в серной кислоте 95—99 %.
Реагент И-2-В (ТУ 3840330—73)—смесь модифицированных по-
лиалкилпиридинов, легкоподвижная темно-коричневая жидкость с
плотностью 1,16—1,25 г/см3 и вязкостью при 20°C|i=0,08—0,15Па-с.'
Хорошо растворим в воде, спирте, сильных минеральных кислотах.
Температура самовоспламенения 433 °C. Хорошо растворим в воде,
спирте, сильных минеральных кислотах. Малотоксичен, канцероген-
ным действием не обладает. Ингибирующее действие по отношению
к низкоуглероднстой стали в 10 %-ной соляной кислоте 98—99 %
(при 40 °C), в 15 %-ной соляной кислоте 99 % (при 50 °C), в
15 %-ной соляной кислоте 95—99 %.
Реагент ИКИХП-2 — продукт конденсации хлорметилированного
продукта с пиридином, вязкая нетоксичная жидкость темно-корич-
невого цвета, хорошо растворимая в воде и сильных минеральных
кислотах, предназначенный в основном для предотвращения корро-
зии углеродистой стали в 20 %-нрм растворе соляной кислоты, реа-
гент при 1 %-ной концентрации обеспечивает 95—99°Уо-ное ингиби-
рующее действие.
Карбозолин-0 — четвертичная аммониевая соль 1-окснэтил-1-ме-
тил-2-гептадецинилимидазолнна и сульфобензойной кислоты. Обла-
дает практически постоянным, достаточно сильным защитным дейст-
вием в широком диапазоне концентраций от 0,05 до 0,7 %.
Катамин-А — параалкилбеизилтриэтиламмонийхлорид с числом
26
атомов углерода в радикале 12—18. Средняя рекомендуемая кон-
центрация 0,2 % при температуре 20—40 °C.
Катапин-А — алкилбензилпиридинийхлорид с числом атомов уг-
лерода в радикале 12—18, представляет собой катионактивное ПАВ.
Один из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. Кор-
розионная активность рабочего раствора при концентрации ингиби-
тора 0,1 % снижается в 55—56 раз. При этом осадок не образуется.
Рекомендуемые концентрации: при обычных условиях 0,05 %, при
напряженных (темпе 80 °C и продолжительное воздействие на сталь)
0,1—О,2°/о.
Прн температуре свыше 80—100 °C реагент малоэффективен.
Каталин Б-300 (ТУ-6-01-530—70)—водный раствор вещества со
структурной формулой
где п=1—4. Содержание основного вещества в растворе ^70 %,
Реагент представляет собой жидкость со слабым аминовым запахом,
растворимую в ацетоне и кислотах. Нетоксичен, ЛДйо=4ОО мг/кг.
Основное назначение — предотвращение коррозии углеродистой ста-
ли в 20 %-ном растворе соляной кислоты при температуре до 60 °C.
Ингибирующий эффект при концентрации 5г/л и температуре 20 °C
составляет 97—98°/о.
Катапин-К (ТУ 6-01-873—76)—реагент, близкий по свойствам и
своей природе реагенту катапин-А. Имеется несколько марок: К,
Б-300, БПВ и др. Отличие от реагента катапин-А заключается в
меньшем числе атомов углерода в радикале (10—14). По ингиби-
рующим показателям несколько уступает реагенту катапин-А. Ре-
комендуемая концентрация при температуре 20—40°C в среднем
составляет 0,1 %. Применим до температуры 110°C и концентрации
НС1 до 25 %. При концентрациях меиее 8 и более 18°/о разлагается
в течение 24 ч.
Марвелан-К (О)—практически идентичен реагенту карбозолин-О.
Рекомендуемая концентрация в рабочем солянокислотном растворе
0,05—0,1 %. Реагенты марвелан-К (О) и карбозолин-0 менее эффек-
тивны, чем катапии-А, катапин-К и катамин-А, но рекомендуются
для широкого использования в качестве базовых ингибиторов, по-
скольку в обычных пластовых условиях практически не стимулируют
образование трудноудалимых осадков. Эти реагенты — высокоактив-
ные катионные ПАВ — повышают в целом эффективность СКО.
Реагент ПБ-5 (ТУ МХП 6-01-730—72) —продукт конденсации
анилина до молекулярной массы 400—600 с уротропином в присут-
ствии катализатора (формалина). Уникол ПБ-5 представляет собой
липкую жидкость темно-коричневого цвета со слабым запахом ам-
миака с плотностью 0,9 г/см3. Применим до температуры 100 °C и
концентрации НС1 до 22 %. При концентрации НС1>22 % разлага-
ется. После нейтрализации кислоты в пласте реагент ПБ-5 образует
гелеобразный осадок. Поэтому не рекомендуется применять в терри-
генных коллекторах вследствие возможной закупорки пор пласта.
Реагент хорошо растворим в серной, соляной, фосфорной и других
минеральных кислотах; в воде и щелочах не растворяется. Нетокси-
чен. Широко применяется для защиты оборудования от действия
соляной кислоты на химических заводах и производствах.
Ингибирующее действие реагента по отношению к углеродистым
сталям при добавлении его в 15—20 %-соляную кислоту при темпе-
ратуре 40—50 °C составляет 98%. Оптимальная концентрация реа-
гента в рабочем растворе 0,8—1 “/о, но для исключения осадков в
ПЗП при промысловых обработках рекомендуется концентрация
0,05—0,1 %, что снижает защитный эффект в 10—20 раз. Поэтому
этот реагент используют в качестве резервного.
Реагент ПКУ-К (ВТУ-Р-22—68) — сложная композиция азотсо-
держащих соединений, пастообразная масса оранжево-коричневого
цвета с плотностью при 20 °C 1,18—1,19 г/см3. Нелетучее и неток-
сичное вещество. Хорошо растворяется в спирте и в рабочих жидко-
стях с концентрацией кислоты не менее 10 %; ограниченно в разбав-
ленных кислотных растворах и в воде; нерастворим в щелочах. При-
меним до температуры 130°C и Концентрации HCI до 36 %. Дози-
ровка 2—15 г/л.
Ингибирующее действие 90—99 % в зависимости от температуры,
концентрации кислоты и концентрации самого реагента.
Реагент И-2-А («Север-1») (ТУ 38103201—73)—сложная компо-
зиция полиалкилпиридинов с модифицированными добавками, легко-
подвижная темно-коричневая жидкость с' характерным запахом с
плотностью 0,93—1,05 г/см3 и вязкостыб при 20°C 10—30 мПа-с.
Содержание, %:
основного азота . ... ............................. 4,9—6,5
смол.................................................. <3,5
механических примесей................................. <0,2
Температура, °C:
застывания...........................................—(60—65)
вспышки................................................ 23
самовоспламенения.................................* 385
Реагент высокорастворим в органических растворителях (спирт,
ацетон, бензол), в минеральных кислотах (HCI, H2SO4), в нефти. От-
носится к классу легковоспламеняющихся жидкостей. ПДК по эта-
нолу, входящему в состав реагента, —1000 мг/м3. Малотоксичен, не-
канцерогенен.
Эффективность защиты реагентов по отношению к углеродистой
стали приведены ниже.
Коррозионная среда.........15%-ная НС1 15—20%-иая HsS
(/=50 °C) HsSO4
Защитный эффект, %............ >-99,5 95—98 97—99
20 %-ная абгазивная НС1 в условиях перевозки продолжительностью
1 мес снижает скорость коррозии до 0,1 г/(ч-м2). Применение до
температуры 130 °C и концентрации HCI до 28%. Дозировка 2—
10 г/л.
Тиомочевина — диамид тиоугольной кислоты (тиокарбамид)
H2CSNH2, кристаллическое вещество с молекулярной массой 76,11,
плотностью при 20 °C 1,405 г/см3 и температурой плавления 180 °C.
Нетоксичное вещество, легко растворимое в воде, метаноле, пири-
дине, серной, сульфаминовой и органических кислотах. Основное
назначение ингибитора: снижение коррозионной активности 5 %-ных
растворов серной, сульфаминовой, оксиэтилидендифосфоновой и ли-
монной кислоты по отношению к стали. Рекомендуемые концентра-
ции 0,4—1,5 г/л при температуре 30—90 °C.
Уротропин технический ГОСТ 1381—73Е — гексаметилентетрамин
(СН2)бМ4 — продукт взаимодействия формальдегида и аммиака. Ре-
комендуется как резервный при отсутствии высокоактивных ингиби-
торов. Малотоксичен. Оказывает активирующее действие на реаген-
ты И-2-А, катапин и др. Рекомендуемые концентрации при обычной
температуре 0,2 %, при высоких температурах—0,8%. Коэффициент
торможения коррозии ие превышает 1,5. Применим до температуры
130 °C и концентрации хлористого водорода в растворе до 36%.
Реагент УФЭ»— продукт оксиэтилирования угольных фенолов с
восьмью молекулами окиси этилена, неионогенное поверхностно-ак-
тивное вещество. Ингибирующее действие невысокое, но использо-
вание в смеси с небольшим количеством другого более активного
реагента целесообразно. При самостоятельном применении опти-
мальная концентрация 0,1—0,3%.
Формалин — 40 %-ный водный раствор формальдегида (муравьиной
кислоты). Реагент применяли в качестве ингибитора коррозии лишь
на начальных этапах внедрения метода СКО.' Защитное действие
реагента невысокое, и в настоящее время его практически не исполь-
зуют в качестве ингибирующей добавки.
Реагент ХОСП-Ю (ТУ 6-02-7-27—74) —смесь включающая в себя
пенообразователь и соли замещенного аммония и другие компонен-
ты. Это вязкая нелетучая жидкость вишневого цвета со слабым за-
пахом аминов с плотностью 1,05—1,15г/см3. Обладает высокой раст-
воримостью в соляной, серной, фосфорной, уксусной, муравьиной
кислотах. Нерастворим в щелочах. Основное назначение — добавка к
серной кислоте; защитное действие в 20 %-ной серной кислоте при
концентрации ХОСП-10 0,05 % и температуре 65—90 °C не менеё
99 %. Используется также для добавки к соляной кислоте и к элек-
тролитам при электроосаждении металлов.
Реагент а-МСФ — ингибитор коррозии на основе продуктов кон-
денсации — метилстирола и формальдегида, представляет собой ор-
ганическое соединение в виде маслянистой жидкости со специфиче-
ским запахом.
Характеристика реагента а-МСФ
Плотность, г/см3, при 20 °C................. 1,06—1,011
Температура, °C:
застывания................................. С15
начала кипения................................ ^190
Содержание фракции с температурой выкипания от
230 до 280 °C, %................................... >90
Растворимость:
в нефти........................................ Хорошая
в воде........................................ Частичная
Рекомендуемая концентрация в 15%-ной соляной
кислоте, % .................. 0,2
Форма подачи . .............................На скважине, не-
посредственно
перед СКО
. Рекомендуемый температурный интервал, °C ... От 15 до 40
ПДК паров в воздухе рабочей зоны производствен-
ных помещений, мг/м3.......................... 3
Токсичность J............................... Малотоксичен;
4-й класс IV разря-
да по классифика-
ции Загоугольнико-
ва и др.
Надпись на емкостях с реагентом...........'. «Ингибитор а-МСФ.
Огнеопасно»
Температура хранения, °C.................... <40
Гарантийный срок хранения...................1 год со дня изго-
товления
Свойства основных компонентов
4 -метил-4 -фе-
Формальдегид Метилстирол ннл-2,3-диок-
сен
Температура, °C:
вспышки............................ 67 81 94
воспламенения............... 62—80 84 108
самовоспламенения........... 486 490 —
Пределы взрываемости, % . . 6—36,6 1,1—6,1 —
ПДК, мг/м3.......................... 0,5 5 10
Таким образом, в нефтепромысловой практике может быть ис-
пользован широкий набор ингибиторов при СКО ПЗП. Выбор реаген-
та для данного рабочего раствора, конкретной скважины проводят с
учетом: состояния ПЗП и забойного оборудования, сорта и марки
основного реагента (соляной кислоты), температурных условий и
т. д. Но при этом важно иметь четкое представление не только об
«абсолютных» свойствах ингибитора, но и об относительной их эф-
фективности.
Стабилизирующие компоненты и присадки
Для предотвращения выпадения трудноудаляемых гелеобразных сое-
динений железа используют уксусную или лимонную кислоту, кон-
центрация которых приведена ниже.
Содержание Fe в кислотном ра-
створе, %...................0,01—0,1 0,1—0,3 0,3—0,5
Концентрация кислоты, %:
уксусной..................... 1 1,5 2—3
лимонной...................... 0,5 0,5 1
Несмотря на применение ингибиторов коррозии, вероятность при-
сутствия железа и железистых соединений в самом закачиваемом
растворе достаточно велика, поэтому необходимо добавлять стаби-
лизаторы.
Уксусная (этановая) кислота СН3СООН. Для приготовления ра-
бочих растворов при СКО используются; кислота уксусная синте-
тическая; кислота уксусная лесохимическая техническая очищенная
(ГОСТ 6968—76).
Содержание серной кислоты лимитируется пунктом 11
ГОСТ 6968—76.
Характеристика уксусной кислоты
Молекулярная масса.................................. 60,05
Плотность р^°, г/см3 ............................... 1,0492
Температура, °C:
плавления........................................... 16,75
кипения............................................ 118,1
вспышки........................................... 38
самовоспламенения .......................... ..... 454
Критическое давление, МПа........................... 5,79
Критическая температура, °C......................... 321,6
Удельная теплоемкость при 17°C, Дж/(г-К)........... 2,01
Динамическая вязкость, мПа-с:
при 25 °C............................................ 1,155
при 50°C.......................................... 0,79
Поверхностное натяжение, Дж/ма, при 20 °C..........27,8-10—3
Упругость паров, МПа:
прв 143,5 °C........................................... 0,2
при 180°С............................................. 0,5
Коррозионная активность 10%-ного раствора по отноше-
нию к Ст. 3, г/(ч-м2), при 20°C.................. . 2,97
Уксусная кислота представляет собой бесцветную жидкость с рез-
ким специфическим запахом, которая легко смешивается с водой,
этиловым спиртом, диэтиловым эфиром, ацетоном и бензолом; раст-
воряется в сероуглероде CS2. Товарный реагент —это водный ра-
створ уксусной кислоты различной концентрации, от которой зависит
плотность и температура застывания.
Концентрация СН8С00Н,
%...................... О 10 20 30 40 50
Плотность, г/см® .... 1,000 1,015 1,028 1,039 1,049 1,060
Температура застывания,
°C.................. . 0 —35—6,9 —11,1 —15,2 —20
»-•••• Продолжение
Концентрация СНаСООН, ....
%........................ 60 70 80 90 100
Плотность, г/см’...... 1,070 1,0761,078 1,068 1,051
Температура застывания,
°C........................—24,8 ... . . —8,1 +5,0 :..+15,0
Сложный характер изменения плотности и особенно температуры
застывания в зависимости от концентрации уксусной кислоты не-
обходимо учитывать при всех технологических операциях (транспор-
тировании, хранении, приготовлении рабочего солянокислотного раст-
вора). Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных
гуммированных или специальных алюминиевых емкостях или цистер-
нах. Небольшие объемы кислоты транспортируют и хранят в стек-
лянной таре.
Лимонная кислота (2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновая) имеет
молекулярную массу 33,4. В твердом состоянии это кри-
сталлическое бесцветное вещество с кристаллами ромбического ти-
па. Температура плавления безводных кристаллов лимонной кислоты
153 °C. Растворимость при комнатной температуре в воде составляет
133 г/100 мл, в эфире — 2,26 г/100 мл, при температуре 25 °C в эти-
ловом спирте—116 г/100 мл.
Присадки
Для предотвращения выпадения гипса в ПЗП под воздействием со-
ляной кислоты на сульфатсодержащие карбонатные компоненты по-
роды в рабочий солянокислотный раствор добавляют присадки: хло-
ристый кальций и хлористый натрий.
Кроме ингибиторов коррозии, стабилизаторов и присадок в со-
лянокислотный раствор добавляются другие реагенты, что повышает
эффективность СКО, главным образом, благодаря увеличению про-
никающей способности рабочего раствора в глубь пласта и более
полного охвата воздействием ПЗП по толщине и простиранию.
Реагенты для замедления реакции и удаления
отработанной кислоты
Для обеспечения более глубокого проникновения в пласт солянокис-
лотного раствора в активном состоянии применяют два типа реаген-
тов: непосредственно замедлители реакции и гидрофобизаторы по-
верхности породы. В качестве замедлителя используют уксусную
кислоту, добавка которой в количестве 4—5 % существенно снижает
темп нейтрализации кислотности раствора карбонатными породами.
Другим замедлителем реакции является карбоксиметилцеллюлоза
(КМЦ) — продукт обработки целлюлозы монохлоруксусной кислотой
или монохлорацетатом натрия, представляет собой порошок белого
или кремового цвета, сравнительно медленно растворяющийся в хо-
лодной воде. Отечественная промышленность выпускает КМЦ трех
марок, которые различаются степенью полимеризации (СП) и вязко-
стью их растворов.
Химическая формула [C6H7O(OH)3_.T(OCH2COONa)3d]„, где х=
=0,4—1,2. Растворима в воде, в 30—40%-ных водных растворах
ацетона; нерастворима в органических растворителях.
Гидрофобизаторы. В качестве гидрофобизатора рекомендуется ис-
пользовать катионо-активное ПАВ [(катапин-А, марвелан-К (О)], ко-
торые, адсорбируясь на поверхности порового пространства ПЗП,
снижают смачиваемость ее водным раствором соляной кислоты, та-
ким образом уменьшают скорость взаимодействия последней с карбо-
натными компонентами породы. На практике при отсутствии катио-
ноактивных реагентов используют также ПАВ неионогенного типа:
ОП-Ю, ОП-7, реагент 4411, тержитол и анионоактивные ПАВ типа
СА-ДС. Предпочтительно использовать катионоактивные ПАВ, так
как они не только активные гидрофобизаторы поверхности породы,
но н ингибиторы коррозии. Все указанные типы ПАВ способствуют
удалению из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции.
Загустители. Для повышения охвата воздействием по толщине и
простиранию продуктивного пласта в солянокислотный раствор до-
бавляют загустители (сульфит-спиртовую барду (ССБ) и реагент
КМЦ) и так называемые временно-блокирующие материалы — наф-
талин, сухая ССБ и гидрофобные эмульсии на базе сильных эмульга-
торов.
Реагент ССБ — многотоннажный отход производства целлюлозы
сульфатным способом. Отдельные партии ССБ отличаются по хими-
ческому составу, так как к ССБ относят такие вещества, как суль-
фидный щелок, литейный концентрат, литейный крепитель, сульфид-
дрожжевой экстракт и сульфид-дрожжевая бражка. В странах СЭВ
выпускается хлорированная ССБ под названием хлоркалисульфито-
лигнин.
Товарный продукт ССБ с 50%-ным содержанием твердой фазы
2 Зак, 1032 ' 33
имеет плотность 1,26—1,28 г/см1, кислотность pH-5,6—5,7, вязкость
около 6,5 мПа-с. Обладает высокой вспенивающей способностью да-
же при концентрациях 0,2—0,3 %, особенно в щелочных и соленых
средах. В определенных средах препятствует росту вязкости, напри-
мер в буровых глинистых растворах.
Глинокислотное воздействие
Основные компоненты рабочего раствора при глинокислотной обра-
ботке (ГКО)—это вода, соляная кислота (8—10%) и плавиковая
кислота (3—5 % в пересчете на HF).
Фтористый водород HF. Для приготовления глинокислотиого ра-
бочего раствора используют товарную техническую плавиковую кис-
лоту с содержанием HF не менее 40 %, кремнефтористоводородной
кислоты — не более 0,4% и H2SO4— не более 0,05%. Поставляется
также плавиковая кислота по ТУ 48-5-184—78 с концентрацией
НР^гЗО %. Этот продукт имеет плотность 1150кг/м3, вязкость при
0 °C 0,53 мПа-с, температуру замерзания минус 35 °C. Он пожаро-
и взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу дает сильные
ожоги, пары обладают резким раздражающим действием.
Свойства фтористого водорода (100% HF)
Молекулярная масса................................... 20,01
Температура, °C
кипения при р=0, 1МПа................................ 19,52
замерзания.........................................—88,36
Критические:
давление,’МПа......................................... 6,49
температура, °C................................«... 188
плотность, кг/м3............•........................ 290
Удельная теплоемкость, Дж/(г-К), при 0°С............... 2,4
Динамическая вязкость, мПа-с в жидком состоянии при
/>=0,1 МПа/=0 °C........................................ 0,53
Поверхностное натяжение, Н/м, при 0 °C...............10,1-10~8
Упругость паров, МПа, при:
—66,6 °C................................................ 0,0,13
—28,1 °C.............................................. 0,0133
Фтористый водород — бесцветный газ или жидкость, неограничен-
но смешивающаяся с водой. Свойства водного раствора HF приве-
дены ниже.
Содержание HF в водном"’раст-
воре, %................... . .
Плотность, кг/м3..............
Содержание 100%-ной кислоты
в 1 т раствора, м3/т , . . • .
0 10 20
1000 1035 1075
0 0,12 0,22
30 40 50
1105 1145 1180
0,33 0,44 0,60
Транспортируют й хранят плавиковую кислоту в эбонитовой илй
пластмассовой таре при строгом соблюдении норм техники безопас-
ности и охраны труда работающих с этим реагентом.
Для приготовления глинокислотных растворов вместо товарных
плавиковой и соляной кислоты могут использоваться побочные про-
дукты производства хладонов с высоким содержанием HF (до 10%)
и НС1 (до 22°/о). Эта смесь является товарным продуктом
(ТУ 02-1453—78), представляет собой бесцветную или желтоватую
жидкость, которая обладает пожароопасностью и токсичностью.
Бифторид-фторид аммония (БФА) — композиция из двух хими-
ческих веществ (NH4F-HF+NH4F), заменяет использование товар-
ной плавиковой кислоты, которая образуется непосредственно в про-
цессе приготовления глинокислотного раствора в результате взаимо-
действия БФА с НС1: , 4,
NH4F -HF + НС1 = 2HF -J- NH4C1,
NH4F + HC1 = HF + NH4C1. - -Л
Свойства фторида аммония'NH4F .
Молекулярная масса . • . • . 37,04 .
Плотность, кг/м8, при 25°C. . 1010
Растворимость NH4F в воде следующая:
Температура, °C.............. 0 10 20 30 60 80
Растворимость, г/100 г . . . . 71,9 74,1 82,6 88,8 111 118
Фторид аммония представляет собой бесцветное вещество, которое
разлагается при нагревании, растворяется в этаноле.
Несмотря на то что использование (NH4F-HF+NH4F) требует
повышенного расхода НС1 для приготовления рабочего раствора
(часть НС1 участвует в реакциях превращения БФА в HF), реагент
БФА перспективен, особенно в труднодоступных районах, так как
может храниться и транспортироваться обычными методами. Для
этих целей используют двойные мешки (полиэтилен-крафт-бумага)
или бочки с внутренней полиэтиленовой оболочкой. Реагент БФА ма-
лотоксичен.
Воздействие другими кислотами
Предпосылки использования других кислот (заменителей) в качестве
базовых реагентов для приготовления рабочих растворов следующие:
рост объемов и номенклатуры основной и побочной продукции
химических и иных производств;
удобство в обращении с некоторыми кислотами, например с
сульфаминовой кислотой;
меньшая кислотная активность заменителей, что предопределяет
более глубокое воздействие раствора на ПЗП.
В роли заменителей используют кйсЛОтйЫе стоки производства
бутанола завода синтетического спирта, кислые стоки цехов синте-
тических жирных кислот нефтеперерабатывающего завода, сульфа-
миновую кислоту (HSO3NH2).
Сульфаминовая кислота. Товарный реагент выпускается в виде
бесцветного кристаллического порошка с концентрацией HSO3NH2
96 %. Реагент относится к достаточно сильным кислотам.
Некоторые свойства сульфаминовой кислоты следующие.
Растворимость, г/100 г . . ........... 14,7 21,3 47,1
Температура, °C....................«... О 20 80
Скорость растворения мрамора, г/(с-ма) . . 0,7 1,5 1,8 2,0
Содержание NH2SO8H в растворе, % ... 5 10 15 20
Коррозионная активность по стали Ст. 3 при температуре 30 °C
составляет 2,18 г/(ч-м2).
Водные растворы кислоты устойчивы до температуры 60 °C. При
более высоких температурах происходит ее гидролиз: 10 %-ный
водный раствор сульфаминовой кислоты при нагревании до 80 °C за
8 ч гидролизуется на 44 % по реакции
. NH2SO3H + НаО -> NH4OSOsH -> NH4HSO4.
В целом этот реагент обладает пониженной (в 5—6 раз) реак-
ционной способностью и более низкой (в 3—3,5 раза) коррозионной
активностью по сравнению с базовой (соляной) кислотой.
Обработка ПЗП поверхностно-активными веществами
Номенклатура ПАВ, находящих применение в качестве основного
компонента рабочих растворов, закачиваемых в ПЗП нефтяных
скважин, достаточно разнообразна.
Тип выбираемого поверхностно-активного вещества определяется
свойствами поверхности раздела: пластовая вода — порода; нефть —
порода.
Кроме того, учитывается эмульгирующее (деэмульгирующее) дей-
ствие реагента.
Реагент ДС-РАС — детергент рафинированный алкиларилсульфат,
смесь алкиларилсульфокислот натрия с 8—12 атомами углерода, по-
лученная прн нейтрализации продуктов сульфирования газообразным
серным ангидридом керосина прямой гонки (фракции 165—300 °C)
или легкого газойля каталитического крекинга, богатого аромати-
кой (фракция 200—300 °C). Химическая формула реагента
R — C6H14SOsNa
Свойства реагента
Плотность, г/см3........................................... 1,1
Содержание, %
сульфокислот..............................................46
сульфатов ......... . . . . . ........... .. ...... 2,66
минерального масла....................................... 0,31
Реагент представляет собой при обычной температуре вязкую
массу, а при температуре более 50 °C — вязкую жидкость от желтого
до светло-коричневого цвета. Хорошо растворима в пресной воде, а
1 "/о-ный раствор ДС-РАС полностью растворяется в 10 %-ной соля-
ной кислоте. Нетоксичен, стабилен при хранении. Водные растворы
ДС-РАС имеют нейтральную или слабощелочную реакцию. Реагент
снижает поверхностное натяжение; является деэмульгатором средней
активности, а также ингибитором кислотной коррозии.
Дисолеан 4411 — 100 %-ный неионогенный ПАВ, высокомолеку-
лярный полиалкиленгликоль, представляет собой вязкую темно-ко-
ричневую жидкость. Общая формула RO(CH2CH2O)CH2CH2OH
Свойства реагента 4411
Молекулярная масса . ........................... 2500—3000
Содержание метилового спирта, %....................... 30—35
Плотность, г/см3 при 20 °C................................ 1,04
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20 ....................................................... 1760 ?'
40....................................................... 515 К
60 ...................................................... 226 -
Температура, °C:
вспышки ............................................ 8—15
застывания.......................................... 10
Пределы взрываемости (по объему в воздухе), % . . . 6—34,7
ПДК паров в воздухе, мг/л............................. 0,05
Реагент хорошо растворяется в воде, образуя 1 — 3 % -ные стой-
кие растворы прозрачного или мутноватого цвета со слабощелочной
или нейтральной реакцией.
Реагент не реагирует с солями, слабыми щелочами и кислотами,
содержащимися в пластовой воде и нефти, что исключает образо-
вание вторичных осадков. Учитывая, что реагент растворен в метило-
вом спирте, он является ядовитым и легковоспламеняющимся веще-
ством. Реагент хранится в стальных бочках.
Дисолван 4411 снижает поверхностное натяжение на границе раз-
дела фаз нефти и воды; он достаточно активный деэмульгатор.
Реагент ОП-7 (ГОСТ 8433—81) —неионогенный ПАВ, смесь по-
лиэтиленгликолевых эфиров моно- и диалкилфенолов с радикалом
(алкильным остатком), содержащим 8—10 атомов углерода — мас-
лообразная жидкость или паста от светло-желтого до светло-корич-
невого цвета.
Свойства реагента
Плотность, г/см3, при 20 °C........................1,06—1,08
Вязкость, мПа-с при температуре, °C:
40................................................. 95-100
50 ........................................... 65—70
Температура застывания, 6С ..... .................... 10—15
Критическая концентрация мицеллообразователя, г/л:
первый уровень.................................... . 0,1—0,2
второй уровень....................................... 1,1
Степень оксиэтилирования (число молей окиси этилена) . 6—7
1 °/о-ный водный раствор — прозрачный или слегка замутненный.
Хорошо растворим в воде и этиловом спирте; умеренно (менее
10%)—в четыреххлористом углероде; практически нерастворим в
эфире. Образует устойчивые растворы с разбавленными минеральны-
ми кислотами и щелочами.
При попадании на кожу вызывает сухость и при длительном воз-
действии легко исчезающий дерматит. При контакте с реагентом на
слизистой оболочке глаз появляется раздражение. Реагент сохраняет
устойчивость при хранении.
Реагент ОП-7 снижает поверхностное натяжение на границе раз-
дела пластовая вода — нефть; является деэмульгатором.
Реагент ОП-Ю (ГОСТ 8433—81) относится к тому же классу
химических веществ, что и реагент ОП-7. Отличие в более высокой
степени оксиэтилирования. Товарный реагент представляет собой
маслянистую жидкость светло-желтого — светло-коричневатого цвета
с содержанием влаги ие более 0,5 %.
Свойства
Плотность, г/см3, при 20 °C.........................1,06—1,08
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
40 . ............................................... 140—150
50 .................................................. 60—65
Степень оксиэтилнрования............................ 10—12
По токсичности, растворимости в различных средах и устойчиво-
сти при транспортировке и хранении реагент подобен реагенту ОП-7.
Степень снижения поверхностного натяжения на границе раздела
пластовая вода — нефть зависит от концентрации н температуры
(табл. 7). Обладает деэмульгирующими и нефтевытесняющими свой-
ствами.
Сульфонол (ВТУ БУ Х.15—62)—анионоактивный ПАВ, смесь
натриевых солей алкилбензолсульфокислот с алкильным остатком, с
содержанием в радикале 8—12 атомов углерода. По внешнему виду
товарный сульфонол—это пластины или гранулы желтого — светло-
коричневого цвета.
Свойства
Содержание, %:
натриевых солей алкилбензолсульфокислот................ .80
неокисляемых веществ .................................... 3
5%-ного водного раствера................................7,8
Вторая критическая концентрация мицеллообразования, $
Таблица 7
Концентрация водного раствора ОП-Ю, % Поверхностное натяжение (Дж/м2) на границе раздела фаз пластовая вода — ромашкин с кая нефть при температуре, °C
20 50 60
0 27,1
0,062 17,8 14,6 12,0
0,012 15,5 12,9 10,0 )
0,025 13,3' 10,7 8,0
0,05 11,2 8,2 5,8
0,10 8,9 . 6,4 4,3
0,50 7,5 5,0 3,2 4
Сульфонол хорошо растворяется в дистиллированной воде; в
жесткой воде выпадает осадок; малорастворим в спирте, эфире, бен-
золе и четыреххлористом углероде. Не выпадает в осадок из раз-
бавленных минеральных кислот и щелочей, а также в присутствии
солей меди. При наличии в растворе хлористого натрия, солей алю-
миния и бария водные растворы сульфонола мутнеют. Нетоксичен и
стабилен при хранении. Помимо использования в качестве основного
реагента при некислотном воздействии на ПЗП находит применеие
как вспениватель при кислотной обработке карбонатных пластов.
Воздействие на ПЗП растворителями
Простейший растворитель АСПО — керосин, растворяющая способ-
ность 1 м3 которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда
используют бензин, хотя эффективность его| отмечается лишь в
40—5О°/о обработок.
В последние годы все более широкое применение для воздейст-
вия на ПЗП находят органические растворители, как правило, по-
бочные продукты или отходы химических и нефтехимических произ-
водств.
В качестве водопоглотителей может быть подобрано большое
число химических веществ. Для определенных месторождений За-
падной Сибири институт СибНИИНП рекомендует использовать ме-
тиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремнийорганиче-
ских соединений.
Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН3ОН •— бесцвет-
ная жидкость.
Молекулярная масса................................. 32,04
Плотность, г/см3, при температуре, °C:
15.............................................. 0,796
20 ................................................... 0,793
45 ................................................... 0,768
Температура, °C:
плавления . . . • .............................. —97,9
кипения............................................. 64,5
вспышки................................................ 8
самовоспламенения.................................... 464
Критические значения:
температуры, °C ..................................... 239,4
давления, МПа..................................... 8,02
плотности, г/см3...................................... 0,272
Стандартная молярная теплоемкость, Дж/(моль-К) ... 81,6
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
0....................................................... 0,817
25 ................................................... 0,547
50 ................................................... 0,396
Поверхностное натяжение, 10—3 Н/м, при 20 °C .... 22,61
Метиловый спирт смешивается в любых соотношениях с водой,
. этанолом, диэтиловым эфиром, ацетоном, бензолом; растворим в
хлороформе.
Ацетон (диметилкетон; 2-пропанол) СН3СОСН3— бесцветная
жидкость.
Молекулярная масса.................................... 58,08
Плотность, г/см3, при температуре, °C:
20..................................................... 0,7908
25 .................................................. 0,7899
Температура, °C:
плавления........................................... —95,4
кипения .............................................. 56,2
вспышки........................................... —18
самовоспламенения.................................... 465
Критические значения:
температуры, °C........................................ 236
давления, МПа......................................- 4,7
плотности, г/см3...................................... 0,273
Стандартная молярная теплоемкость, Дж/(моль-К) . . . 125
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
25 ................................................... 0,295
41.................................................... 0,280
Поверхностное натяжение, 10-3 Н/м, при 20°C......... 23,7
Ацетон неограниченно смешивается с водой, этанолом, диэтило-
вым эфиром, бензолом и хлороформом.
ТЕХНОЛОГИЯ ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗП
Эффективность воздействия кислотных и некислотных рабочих раст-
воров на призабойную зону пласта зависит от правильного проекти-
рования состава закачиваемого раствора, оптимального технологи-
ческого режима закачки и надежности функционирования специаль-
нои техники и йрбмЫсловОго оборудований, связанного с прбцессбМ
закачки.
Необходимо соответствие выбранного состава рабочего раствора
типу пластовой системы (породе с насыщающими флюидами). Со-
лянокислотные обработки практически без ограничений применимы
для карбонатных коллекторов, а также в терригенных породах с вы-
соким содержанием карбонатов (10—25 %). Глинокислотное воздей-
ствие используют для обработки терригенных коллекторов с невысо-
кой карбон атностью.
Тесно взаимосвязаны способ воздействия и рецептура закачивае-
мых растворов.
Способы солянокислотного воздействия
Существуют следующие способы: кислотные ванны, простые (обыч-
ные) кислотные обработки, воздействие под давлением, воздействие
через гидромониторные насадки и т. д.
Кислотная ванна. Метод предназначен для очистки забоя сква-
жин, вскрытых открытым забоем, и обычно осуществляется перед
последующей закачкой растворов в ПЗП.
Основные этапы реализации метода кислотных ванн следующие.
Этап I. Механическая очистка основной массы загрязнений
(типа цементной или глинистой корки) из полости скважины в зоне
продуктивного пласта.
Этап II. Определение пластового давления, статического уровня.
Этап III. Подача солянокислотного раствора в зону продуктив-
ного пласта. Раствор продавливают через насосно-компрессорные
трубы водой, отбираемой из мерника заливочного агрегата (рис. 4).
Темп продавки замедленный для обеспечения равномерного поршне-
вого вытеснения кислотного раствора
Этап IV. Реагирование. Кис-
лотный раствор в течение 16—24 ч
(период реагирования) должен за-
нимать только интервал пласта.
Этап V. Шлам и отработан-
ный раствор удаляют закачкой
нефти в затрубное пространство..
Рис. 4. Схема обвязки обору-
дования при солянокислотной
обработке:
J — пласт; 2 — эксплуатационная
Колонна; 3 — НКТ; 4, 5 — задвиж-
ки; 6 — нагнетательная линия:
' тройник; 8 — заливочный аг-
регат; 9 — кислотовоз
из НКТ в целевую зону.
Если статический уровень ийЖе бтметки устьй скважины, Тб й
этап II включают также процесс понижения уровня жидкости ниже
статического отбором ее в объеме, равном сумме объемов закачи-
ваемого кислотного раствора и насосно-компрессориых труб от их
башмака до статического уровня. Такая операция обеспечивает рас-
положение кислоты в интервале воздействия, т. е. от забоя скважи-
ны до кровли пласта (либо башмака обсадной колонны). При воз-
можности заметного притока из скважины объем этой предвари-
тельно отбираемой жидкости должен быть выше расчетного.
Подачу раствора в целевую зону контролируют по количеству
закачииаемой вслед за раствором воды
V = Унаг + 0,785d^TLHI^T>
где VHar — объем нагнетательной линии заливочного агрегата, мэ;
dHKT — внутренний диаметр НКТ, м; £нкт длина колонны, м.
Величину V контролируют по мерной емкости агрегата либо по
времени закачки:
^наг + O.785d121KTLHKT
Q
где Q — подача агрегата, м3/мин.
Простая кислотная обработка
Этап I. (подготовительный). Извлечение из скважины подъем-
ного оборудования н НКТ; шаблонировка полости; промывка забоя;
проведение специальных исследований, включая измерение профиля
приемистости ПЗП; испытание эксплуатационной колонны на герме-
тичность; спуск НКТ до подошвы продуктивного горизонта.
Этап II. Расстановка спецтехиики у скважины (см. рис. 4);
Опрессовка нагнетательной линии на давление, равное 1,5 рраб
(Рраб—рабочее давление закачки).
Этап III. Закачка кислоты агрегатом кислотовоза; продавка
кислоты в пласт; снижение давления нагнетательной линии с пред-
варительным перекрытием скважины задвижкой. Темп закачки и
продавки обычно устанавливают по возможности высокий.
Этап IV. Выдерживание скважины для протекания химической
реакции в ПЗП. Время выдержки при температуре 15—30 °C состав-
ляет 2 ч и при температуре 30—60 °C — 1—1,5 ч. При более высоких
температурах этап выдержки исключается.
Высоконапорная обработка. Метод обработки под высоким дав-
лением используют для воздействия на слабопроиицаемые интервалы
продуктивного горизонта. Для этого в ПЗП предварительно подают
высоковязкую нефтекислотную эмульсию, которая, следуя по пути
наименьшего сопротйвления в зоны высокой проницаемости, блоки-
рует их. При этом гидродинамическое сопротивление ПЗП растет,
что создает предпосылки для развития высокого давления и охвата
воздействием слабопроницаемых пропластков. Высоконапориую обра-
ботку часто проводят и без применения вязких эмульсий, с помощью
межпластовых разобщителей — пакеров.
Состав и объемы рабочих растворов
При кислотных ваннах объем рабочего раствора равен объему по-
лости скважины высотой, равной толщине обрабатываемой зоны пла-
ста, а концентрация основного компонента завышена. Типовые со-
ставы растворов для кислотных ванн при обработке карбонатных
коллекторов приведены в табл. 8.
При простых кислотных обработках карбонатных коллекторов
объем раствора берется из расчета на 1 м толщины пласта, м3.
Для слабопроницаемых пород......................... 0,4—0,6
Для высокопроиицаемых пород........................ 0,6—1,0
Для трещиноватых пород............................. 0,6—0,8
При вторичных обработках норма расхода увеличивается иа50 %.
Типовые составы растворов для обработки карбонатных коллек-
торов слабой и высокой проницаемости даны в табл. 9. (Раствором
иомер I проводят кислотную ванну и первичную обработку; осталь-
ными растворами ведут внутрипластовую обработку ПЗП).
Для терригенных коллекторов нормы расхода (м3/м) солянокис-
лотиого раствора при простой обработке следующие:
При первичной обработки после бурения................0,75—1,0
При первичной обработке в период эксплуатации . . . > 1,5—2,0
При вторичных обработках............................ . Эксперимен-
тально
При высоконапорной кислотной обработке составы основных ра-
створов и нормы закачки примерно такие же, что и при простой
обработке. В составе же нефтекислотиой эмульсии для сохранения
ее устойчивости не допускается содержание уксусной кислоты, а кон-
центрация ПАВ не превышает 0,1—0,15%. Приведенные данные
(см. табл. 8) свидетельствуют об определенной взаимозависимости
схемы воздействия и состава рабочего раствора.
В табл. 9 приведены рекомендуемые составы растворов для об-
работки карбонатных коллекторов, а состав и свойства рабочего
раствора, (табл. 10)
Показатели Содержание компонентов в растворе, %, при способе обработки
кислотная ванна простая кислотная обработка коллекторов
карбонатных терригенных
Номер раствора компонента 1 2 3 1 2 3 1 2 3
НС1 20 15 15 20/15 20/15 15/15 15 15 12
Уксусная кислота — 3 3 — — 5/3 ’—• — 2
Ингибиторы: Катапии-А В-2 И-1-А 0,3 0,2 0,4 0,5/0,3 — 0,3/0,2 — 0,3 0,2
Уротропин — — — — — — — — 0,4
Поверхиостно-активные вещества: Марвелан-К (0) Каталин-А — 0,5 0,5 — 0,8/0,5 0,5/0,5 0,2 0,3—0,5 0,3—0,5
Примечание. В числителе —• для коллекторов малой проницаемости, в знаменателе —. высокой.
Номер
раствора
Рабочий раствор
Основные компоненты
илн фазы рабочего
раствора
1 Ингибированный солянокислот- НС1
ный Катапин-А
2 Солянокислотиый повышенной фильтруемости НС1 Ингибитор
ОП-Ю
3 Стабилизированный солянокис- НС1
лотный Ингибитор ОП-Ю
СНзСООН
4 Соляиокислотный для сульфа- НС1
тизированных карбонатов * Ингибитор ПАВ
5 Солянокислотный для ангид- НС1
* ридсодержащих пород Ингибитор ПАВ
6 Концентрированный солянокис- НС1
лотиый В-2 (ингибитор)
ОП-Ю
7 Газироваиный солянокислотный Составы по п. п.
(степень аэрации 2—20) 1—6, газированные азотом, углекис-
лым газом, возду-
СП хом
Содержание компонентов, % Тип скважины и коллектора Темпера- тура, °C
10—16 0,1 10—16 0,25 10 0,25 5 10—16 10—16 6—10 25—35 2—3,5 0,05—0,15 Добывающие и нагнетательные сква- жины Добывающие и нагнетательные сква- жины Добывающие и нагнетательные сква- жины и скважины для сброса сточ- ных вод Железосодержащие коллекторы Добывающие и нагнетательные сква- жины Сульфатсодержащие коллекторы Добывающие и нагнетательные сква- жины Коллекторы с содержанием ангидри- да Са Добывающие скважины с открытым забоем Коллекторы с содержанием легкой нефти и слабоминерализованной во- ды Добывающие и нагнетательные сква- жины Пористые и трещиноватые коллекто- ры, загрязненные минеральными при- месями <60 115—165
о
Продолжение табл. 9
Номер 1 раствора । .1 Рабочий раствор Основные компоненты фазы рабочего раствора Содержание компонентов, % Тип скважины и коллектора Темпера- тура, °C
8 Вспененный кислотный (степень аэрации 1,5—5) НС1 ПАВ кмц 15—20 0,1—0,5 1,5 Добывающие и нагнетательные сква- жины Трещиноватые и трещиновато-кавер- нозные породы —
9 Г идрофобная солянокислотиая эмульсия на базе светлых неф- тепродуктов ** Кислотная фаза Нефтяная фаза 60—70 30—40 Добывающие скважины Трещиноватые и трещиновато-кавер- нозные коллекторы 70—170
10 Гидрофобная солянокислотная эмульсия на нефтяной осно- ве *** Кислотная фаза Нефтяная фаза 50—70 30—50 Добывающие скважины Трещиноватые и трещиновато-кавер- нозные породы 60—90
11 Загущенный соляиокислотный НС1 КМЦ или ССБ 12—15 0,5—3 Добывающие и нагнетательные сква- жины. Трещинно-поровые и трещино- ватые коллекторы <60
12 Кислотный иа базе сульфами- новой кислоты HSO3NH2 ПАВ 10—15 0,1—0,2 Добывающие и нагнетательные сква- жины. Сульфато- и железосодержа- щие породы порового типа <60
13 Кислотный на базе уксусной кислоты СН3СООН 10 Добывающие скважины Сульфато- и железосодержащие пори- стые коллекторы <93
14 Оксидатный ( Оксид ат 33—100 Добывающие скважины Низкопроиицаемые пористые коллек- торы —
• Растворителем служит пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г/см* или техническая вода с NaCl, CaCli, KiSO4
и Mg, SO,.
* •• Стабильность эмульсии при температуре1! 30° С и давлении 30 МПа составляет 1 ч.
*** Стабильность эмульсии прн температуре 50—90° С составляет 2—4 ч. .л .L
Рабочий раствор Основные свойства рабочего раствора
Растворяющая способность, по СаСО3, кг/м* Скорость растворения, Г/(С‘М2) Скорость коррозии, г/(ч*м2) Примечание
Ингибированный солянокислотвый 143—236 6,03 0,32 —
Солянокислотный повышенной фильтруемо- 143 2,0 1,7 Для 10 %-ной соляной кислоты
СТИ Стабилизированный солянокислотиый 168 5,0 4,8
Солянокислотный для сульфатизированных 143 2,0—2,5 1,7—2,0 —
карбонатов Солянокислотный для ангидридсодержащих 20—23 — — —
пород * Концентрированный солянокислотиый 436 — — Для 28 % -ной НС1 скорость
Газированиый солянокислотиый 0,82 — нейтрализации в 2—2,5 раза меньше, чем у 15 %-ной НС1
Вспененный кислотный 0,24 — —
Загущенный соляиокислотный —. 3,0—4,0 — Деструкция КМЦ при 60 °C
Кислотный иа базе сульфамииовой кислоты 51,5 1,57 2,18 .—
Кислотный на базе уксусной кислоты .— 0,27 2,97
Оксидный — 0,17** 30—80 *** —
* Растворяющая способность по гипсу, •. * ) * . »- • , /•
— • • При температуре 14 0° С. » “ 2: - i
-ч При температуре 100° С.
Глава Ш '
ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫЕ
СКВАЖИНЫ
Источники водопроявлений в продукции нефтяных скважии—это
закачиваемые в нагнетательные скважины и пластовые воды. Пла-
стовые воды поступают либо из разрабатываемого горизонта, либо
из выше- или нижележащих пластов по каналам негерметичности за-
колонного пространства.
В целом обводнение нефтяных скважин — процесс закономерный в
условиях разработки местрождений при активном поддержании пла-
стового давления. Необходимо только предотвратить преждевремен-
ный прорыв воды и снизить темп обводнения. Это может быть до-
стигнуто оптимизацией разработки объекта в целом, включая регу-
лирование действующей мощности пласта в нагнетательных скважи-
нах и фильтрационных потоков между нагнетательными и нефтяны-
ми скважинами, а также ограничением водопритока в конкретных
нефтяных скважинах. Для этого необходимо проектирование опти-
мальных конструкций скважин, поддержание ограничиваемых режи-
мов их эксплуатции и проведение ремонтно-изоляционных работ с
использованием нли тампонажного цемента (традиционный мате-
риал), или химических реагентов.
МЕХАНИЗМ ВОДОИЗОЛЯЦИИ ХИМИЧЕСКИМИ РЕАГЕНТАМИ
И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Задача ограничения водопритока с помощью химических реагентов
состоит в снижении водопроницаемости и повышении или по край-
ней мере сохранении на прежнем уровне проницаемости ПЗП по
нефти. Большинство химических методов решают в основном первую
часть задачи и частично вторую.
В призабойную зону пласта закачивают раствор водоизолирую-
щего химического реагента, который в течение определенного време-
ни (фактор времени) формирует в поровом (или трещинном) про-
странстве ПЗП водоизолирующую массу, которая образуется селек-
тивно лишь в пространстве, занятом водной фазой. Необходимое
условие для формирования изолирующей массы помимо фактора
времени — это фактор «парности». Это значит, что процесс необхо-
димых химических и физико-химических превращений в пласте, т. е.
процесс образования тампонирующей массы в ПЗП, будет протекать
лишь при наличии двух компонентов: основного компонента, назы-
ваемого водоизолирующим реагентом, и вспомогательного.
Классификация химических веществ основного и вспомогательно-
го назначения, используемых для образования в ПЗП закупориваю-
щего материала, приведена в табл. 11.
Таблица 11
Химическая природа основного вещества В с помогательные компоненты
Класс веществ Характер ввода вещества в ПЗП
Осадкообразование
Латексы
Полимеры кислот
Полиолефины
Нефтепродукты
Металлы
акрилового ряда
Отвердители
Осадители
Стабилизаторы
Наполнители-
модификаторы
Катализаторы
В составе
закачиваемого
рабочего раст-
вора
Г елеобразование
Полимеры кислот акрилового ряда Соли В составе-
Кремнийсодержащие неорганические пластовой воды пластовой вбды
соединения
Затвердевание
Полиуретаны
Мономеры
Фенолформальдегидные смолы
Мочевиноформальдегидные смолы
Эпоксидные смолы
Олигоорганохлорсилоксаны
Следует отметить, что в зависимости от условий применения одни
и те же вещества могут быть реагентами осадкообразования, геле-
образования и затвердения. Например, полимеры кислот акрилового
ряда образуют в ПЗП и осадки, и гели. Это относится и к классу
вспомогательных веществ. Формалин, уротропин, полиэтиленполи-
амин, хлористый кальций, бензосульфатокислота, соляная и алкили-
рованная серная кислота выступают как отвердители, осадители и
катализаторы реакций отвердевания.
В качестве наполнителей-модификаторов используют производные
целлюлозы, органические производные кремния (аэросилы), НЧК,
кислый гудрон, смолы ФР-12 и ТС-10. К стабилизаторам относят
производные целлюлозы и поверхности о-активные вещества типа
ДС-РАС, КССБ и сульфонал.
В табл. 12 приведены наименования основных и вспомогательных
веществ и данные о процессе образования закупоривающего мате-
риала.
Для ограничения водопритока разработано более 40 сочетаний
химических реагентов на базе более чем 50 наименований. Каждое
Компоненты рабочего раствора Вид подачи основного компонента; добавки Процесс образования закупоривающего материала Получаемый закупоривающий материал
о сновные вспомогательные
Латексы (синтетический каучук) . ь Минерализованная пластовая вода Водные дисперсии; эмуль- гатор и углеводородная жидкость Коагуляция Скоагулированная масса
Полимеры кислот акрило- вого ряда (гипан, полиак- риламид, сополимер МАК-ДЭА) Высокоминерализо- ванная пластовая вода Электролиты Формалив Водные растворы Осадкообразование, ге- леобразование Осадки, гели, вяз- коупругие массы,, устойчивые в мине- рализованной прес- ной воде
Серная кислота Водные или углеводород- Выделение полимера под Полимерное веще-
Полиолефины (полиэти- лен и полиизобутилен) и др. Вода ные дисперсии Жидкость-носитель: нефть или вода, загущен- ная полимером действием воды, приво- дящее к потере агрега- тивной устойчивости за- качиваемой дисперсии ство
Нефть или нефтепродук- ты Алкилированная серная кислота Нефтесериокислотиая смесь Окисление Кислый гудрон
Магний гранулированный Пластовая вода Л Суспензия в обезвожен- ной нефти 1 _ Гидролиз, осаждение, за- твердевание Мучнистый осадок гидроокиси магния и магнезиального цемента, затем твердое закупори- вающее вещество
Неорганические соедине- ния (жидкое стекло) Соляная кислота Водные растворы; поли- акриламид Переход гелеобразного жидкого стекла в нера- створимый кремнезоль Нерастворимый кремнезоль
Полиуретаны (клей КИП-Д, уретановый фор- полимер УФП-50 АО) Вода Растворы в ацетоне или углеводородных раство- рителях Отвердение Твердое вещество 1
Мономеры (акриламид и стирол) Пластовый флюид Водный раствор Реакция полимеризации в пластовых условиях Полимерное веще- ство
/ Фенолформальдегидные смолы (ТС-10, ТСД-9) Формалин Уротропин Растворы; катализаторы- кислоты или щелочи (кау- стическая сода) Отвердение независимо от характера насыщаю- щей пласт жидкости Нерастворимый вы- сокополимер сет- чатого строения
Мочевиноформальдегид- ные смолы (олигомер- ацетонформальдегидная смола АЦФ-3, ФР-12) Формалин Водный раствор; орга- нические или минераль- ные кислоты, щелочи и минеральный наполнитель Отвердение Отвердевшее ве- щество ,
Эпоксидные смолы Полиэтиленполи- амин Добавки: раствор толуо- лилен диаминовых смол в ацетоне То же Отвердевшее ве- щество
Кремнийоргаиические * соединения с хлором, ал- кокси- и гидроксильными группами в молекуляр- ной цепи (a, w — дихлор (гидро) полидиорганоси- сплоксановые олигомеры) * Вода » Л • . , х Высокополимер пространственного строения 1
Компоненты рабочего раствора Вид подачи основного компонента; добавки Процесс образования закупоривающего материала Получаемый закупоривающий материал
основные вспомогательные
- i Структурообразователь ХТ-1 (окисленный би- тум) , - - , । Вода пластовая Дисперсная система в уг- леводородном раствори- теле Выпадение из стабилизи- рованной при помощи КССБ дисперсной систе- мы Закупоривающая масса
Цемент тампонажный Производные цел- люлозы (КМЦ, ме- тилцеллюлоза и ок- сиэтилцеллюлоза) в качестве модифи- каторов и стабили- заторов < Сцементированная масса
То же Органические со- единения (меток- сиаэросил, диэти- ленгликольаэросил АДЭГ) в качестве модификаторов f / Сокращение сроков схва- тывания и улучшения реологических свойств ра- створа То же
t -у- . Л . . .... - . 1 t
Олигомеры отвердевают в композиции с алкокси- (ацетокси-) трихлорсиланом.
из этих сочетаний связано с соответствующим способом использо-
вания, из которых более 10 находятся на стадии промышленного н
опытно-промышленного применения. Основная масса этих методов по
технологической эффективности располагается в следующем порядке
(методы названы по определяющим реагентам):
1) гипан; 2) водорастворимые фенолформальдегидные смолы
ТСД-9, ТС-10; 3) полиакриламид; 4) крепитель М с соляной кисло-
той; 5) пеноцементы; 6) гнпанформальдегидная смесь (ГФС);
7) смола СФЖ с ПАВ и соляной кислотой; 8) гидрофобный тампо-
нажный материал ГТМ-3.
Водоизолнрующие составы основаны на двух классах веществ:
производные акриловых кислот; синтетические смолы.
Более 60 % всего количества выпускаемых для целей ограниче-
ния водопритока химических реагентов приходится на долю произ-
водных акриловых кислот, сополимеров метакриловой кислоты и их
композиции с другими химическими веществами.
СВОЙСТВА ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ
ВОДОПРИТОКА
Реагенты изоляции
Гипан — гидролизованный полиакрилнитрил — реагент, получаемый
статической полимеризацией нитрила акриловой кислоты в среде ра-
створителя водного конденсата с последующим гидролизом едким
натром (полимер). Структурная формула его
(—СН2—СН—СН2—СН—СН2—СИ—)п
C.ONH, COONa СМ ;
Гипан широко используют в качестве основного компонента, т. е.
реагента изоляции. Он может проявлять свои изолирующие свойства
без специального отвердителя или осадителя.
Физико-химическая характеристика
Соотношение в молекулярной цепи, %:
акрилата натрия ................................... 80
акриламида ........................................ 10
акрилонитрила ..................................... 10
Молекулярная масса ................................ Около 10Б
Товарные марки (ТУ 6-01-166—77) ....... Гипан-1 и
гипан-0,7
Форма товарного реагента.......................ВодныйТраствор
Концентрация товарного раствора, % ...... 16—18
Вязкость, мПа-с:
t 3—18%-ный раствор........................ . 30—2000
0,1—0,5%-ный раствор в пресной воде .... 2—8
Реологическая характеристика при концентрациях бо-
лее 2%........................................Псевдопластическая
жидкость
Плотность товарного реагента при 20 °C, г/см® . . 1,06—1,07
Температура замерзания, °C.................... —5—10
Минимальная минерализация пластовой воды, ниже
которой требуются осадители и стимуляторы, г/дм® 14—16
Гипаи при концентрациях не более 1 % проявляет полиэлектро-
литные свойства.
При концентрациях гнпана не менее 3 % электролиты стимули-
руют ионотропное гелеобразование, приводящее к структурированию
гипана с образованием твердого закупоривающего материала по все-
му объему.
При температуре более 70 °C резко снижаются вязкость вод-
ных растворов гипана и адсорбируемость вследствие улучшения при
высоких температурах растворяющей способности воды (растворите-
ля) и начала разрушения водородных связей. Несмотря на то что
при этих температурах скорость структурирования растет, образую-
щийся при этом гель имеет низкие структурно-механические свойст-
ва. Это обстоятельство ограничивает применимость реагента в высо-
котемпературных скважинах.
При температуре 100 °C из гипана выкипает вода, начинается вы-
деление аммиака и загустевание остатка. При дальнейшем повыше-
нии температуры остаток коксуется.
При отрицательных температурах происходит процесс ступенча-
того вымораживания товарного реагента: на I ступени — воды, на
II — нижнего более густого слоя. В зимнее время тары следует опо-
рожнять только после предварительного оттаивания и тщательного
перемешивания. При длительном хранении качество гипана ухудша-
ется. Вязкость 1 %-ного раствора гипана после 100 сут. хранения в
стальных бочках снижается на 24 %.
Реагент отгружают в чистые железные бочки и железнодорожные
цистерны (по согласованию с потребителем); в зимнее время —
только в бочки. Реагент иепожаро- н невзрывобезопасен. При работе
с гипаном необходимо пользоваться средствами индивидуальной за-
щиты (рукавицы, очки и т. д.).
Гипаи хорошо растворим в пресной воде (доступном растворнте-j
ле), он образует закупоривающую массу под действием электроли
тов, входящих в состав пластовой минерализованной воды, хотя npi
приготовлении рабочего раствора для закачкн в пласты, содержащн
высокоминерализованную воду, могут добавляться вспомогательны!
комноненты (осадители, стимуляторы гелеобразования), использова
иие которых не безусловно необходимая операция. Использован»
54
Электролит Концентрация электролита, % Характер осаждения
СаС12 5—6 Частичное, 10—30 %
7—8 Частичное, 50 %
9—10 Частичное <90 %
12—13 Полное с образованием пленки на поверхности осадка
31—40 Снижение эластичности осадка
41—50 Твердый хрупкий осадок
NaCl 2 <10 Осаждения нет
>20 Точечное осаждение с образованием дисперсного осадка
FeCl2 1—5 Осаждение с образованием дисперсно- го осадка, дисперсность которого с ростом концентрации гипана падает
ВаС12 1,0 До Ю Частичное, <30 % Частичное, <50 % Частичное, <90 %
КС1 До 10 Осаждения нет
20 Точечное осаждение с образованием дисперсного осадка
MgCl2 1,0 Осаждения нет
1,0—2,5 Частичное
5 Полное с образованием волокнообраз- ного вещества
KMnO4 0,5 Осаждения нет
5,0 Полное осаждение с формированием студнеобразной массы
НС1 1,0 >5,0 Осаждения нет Осаждение с образованием высоко- эластнчной массы
H2SO4 10,0 Осаждения нет
осадителей и стимуляторов необходимо прн опреснении пластовых
вод.
Характер осаждения гипана различными электролитами представ-
лен в табл. 13.
Свойства и характеристика товарного гнпана регламентируются
ТУ-801-166—74. Другие области применения: бурение (широко) в ка-
честве понизителя водоотдачи, для полимерного заводнения (ограни-
ченно) и др.
Полиакриламид (ПАА) выпускают в виде гранул или геля. ПАА
используют достаточно широко в качестве основного компонента в
водоизолирующих растворах. Гелеобразные ПАА (ТУ 6-01-1049—
76) — продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической
серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продук-
та аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного
раствора акриламида в щелочной среде с пбмбщью окйсЛительнб-ВОС-
становительных инициаторов. Товарный продукт представляет из се-
бя водорастворимый (ограниченно) высоковязкий реагент с содержа-
нием основного вещества более 6—7%. Реагенты, нейтрализованные
известью, — коллоиды либо бесцветные, либо молочно-бело-желтые.
Аммиачные ПАА имеют цвет светло-желтый, голубой или зеленый.
Физико-химическая характеристика 8%-ного товарного гелеобразного
ПАА
Молекулярная масса............................. (3,5—4,5)-10е
Степень полимеризации................................. 7750
Плотность, кг/м3...................................... 1120
Вязкость, мПа-с..................................... 35-Ю4
Адгезионное давление к стали, кПа ....... 21—28
Динамическое напряжение сдвига, кПа............ 6—8
Статическое напряжение сдвига к стали Ст. 3,
кПа:
с чистой поверхностью........................ 15—35
смоченной нефтью............................. 1,2—2,0
Эластичность, %................................ 1600—2800
Содержание мономера, %:
в реагенте высшего сорта..................... <0,1
в реагенте 1-го сорта............................. <0,15
Содержание сульфатаммония в аммиачных сортах,
%.............................................. <16
Температура хранения ПАА, нейтрализованных ам-
миаком, °C..................................... <30
Термостойкость, °C............................. До 130
Полиэлектролитные свойства.......................Слабые (в щелоч-
ных средах
с рН>10)
Подверженность к действию электролитов .... Слабая
Реологическая характеристика растворов.........Псевдопластиче-
ская жидкость
Устойчивость свойств при отсутствии кислорода . Длительная
Гранулированный ПАА (выпускают двух сортов А и Б) представ-
ляет собой водорастворимые гранулы с размером частиц не более
8 мм.
Физико-химическая характеристика гранулированного товарного ПАА
Содержание полимера акриламида в товарном реа- Л
генте, %: а
сорт А............................................... >50
сорт Б............................................... >45 Ч
Содержание сульфата аммония, %
сорт А............................................... <38
сорт Б.' ............................................ <40
Содержание нерастворимого осадка, % . . . ... <5
Влажность продукта, % ......................... <16—20
Цвет............................... ..........Белый, зеленый,
коричневый
Температура плавления, °C............................. 120
Время растворения в воде при температуре 40 °C,
ч.............................................. <48
Химическая активность по отношению к металлам,
кислороду воздуха и воде................ Близка к нулевой
Проявление электролизации при измельчении, раст-
ворении и транспортировке......................Не проявляются
Пожароопасность, токсичность...................Невзрывоопасен,
неядовит, пожаро-
безопасен
В водоизолирующих составах может использоваться в смешении с
электролитами, формалином, серной кислотой.
Метас — сополимер метакриловой кислоты и метакриламида. Его
используют (в ограниченных масштабах) в качестве основного ком-
понента в водоизолнрующнх составах.
Характеристика товарного реагента
Содержание, %:
метакриловой кислоты СН2=С(СН3)СООН . . . Около 55
метакриламида............................... Около 45
Внешний вид...................................Белый кристаллине- '
ский порошок
Молекулярная масса............................ 2-10®
Растворимость:
в нейтральных кислых средах .'................ Ограниченная
в 1—2%-ных растворах едкого натрия.............. Хорошая
Вязкость в дистиллированной воде при концентра-
ции 0,2—0,6%, мПа-с........................... 5—15
Влажность, %.................................. 40—65
Форма поставки................................В крафт-мешках
массой 20—25 кг
Условия хранения........................... Под навесом
Наличие метильных групп в составе молекулярной цепи придает
растворам реагента повышенную гидрофобизнрующую способность, а
структурированная масса вследствие этого набухает в меньшей сте-
пени, чем у реагентов на акриловой основе. Это обусловило низкую
эффективность метаса в промысловых условиях, хотя в лаборатор-
ных условиях он показал себя как эффективный водоизолирующий
реагент. Регламентируется ТУ 6-01-125—67. Другие области приме-
нения: в ограниченных масштабах — понизитель водоотдачи, в буре-
нии — для полимерного заводнения пластов.
Реагент «Комета» — сополимер метакриловой кислоты и ее нат-
риевой солн. Используется (в ограниченных масштабах) в качестве
основного компонента в водоизолирующих составах. Поставляется в
двух модификациях: кислой и солевой. Нейтрализованная, т. е. со-
левая модификация полимера растворяется в воде, образуя весьма
высоковязкие растворы, имеющие псевдопластические свойства. Спе-
циальные эксплуатационные свойства его как водоизолирующего ве-
щества идентичны свойствам реагента метас.
Тампакрил—сополимер метакриловой кислоты, метакрилата на-
трия и четвертичной метилсульфатной соли диэтилметиламинометил-
метакрилата. Рассматривается как достаточно перспективный реагент
в качестве основного компонента в водоизолнрующих составах.
Характеристика тампакрила
Молярное соотношение, %
метакриловой кислоты......................... 17
метакрилата натрия......................... 63
метилсульфатной соли диэтилметиламинометилме-
такрилата.................................. 20
Растворимость в воде . .......................... Хорошая
Вязкость водных растворов при концентрации,
мПа-с
<1%-ной ...................................До 4 (выше, чем
у гипана)
>1%-ной....................................Одинакова с вяз-
костью гипана
Проявление псевдопластнческих свойств при кон-
центрациях, %....................................... >1
Структурирующая способность > . .............Намного хуже, чем
у гипана
Образование водоизолнрующей массы происходит под действием
электролитов. Эффективность ниже, чем у гипана, но выше, чем у
реагентов метас и «Комета».
Реагент МАК — ДЭА— сополимер метакриловой кислоты (МАК)
с ее днэтиламмониевой солью (ДЭА), получаемый радикальной поли-
меризацией метакриловой кислоты в присутствии диэтнламина.
Реагент характеризуется как высокоэффективный основной ком-
понент водонзолнрующего состава.
Характеристика полимеризации МАК—ДЭА
Молярное соотношение при полимеризации, %:
метакриловой кислоты .................... . . . . 60
диэтнламина ......................... 40
Температура полимеризации, °C.............. 70
Содержание диэтиламииа, %:
в связанном виде (в сополимере) .................. 23,9
в несвязанном виде................................ 16,1
Опытно-промышленные работы, проведенные в объединении «Тат-
нефть», показали более высокую эффективность реагента МАК —
ДЭА по сравнению с базовым реагентом — гнпаном, что выразилось в-.
более высокой степени водоизоляции;
повышении фазовой проницаемости для нефти;
проявлении закупоривающего эффекта при меньшей минерализа-
ции пластовой воды;
большем объеме осажденной массы;
сохранность осадка в пресной воде.
Физико-химическая характеристика реагента МАК—ДЭА
Содержание активного вещества (сополимера) в
водном растворе, %............................. 18,5
Содержание непрореагированного диэтиламина
(ДЭА), %........................................... Около 16
Наименьшая эффективная вязкость 5%-ного раство-
ра при 25°C, мПа-с ......................... 22
Поверхностное натяжение на границе раздела фаз
керосин—5%-ный раствор реагента, мДж/м2 . . . 7,2
Осаждение при взаимодействии с электролитами:
одно- и двухвалентных металлов . ............ Интенсивное
трехвалентных металлов.........................Неполное либо с
увеличением дис-
персности осадка
Минимальная концентрация осаждения, ммоль/л:
NaCl................................................ 780
СаС12............................................... 0,8
FeCl3.............................................. 0,2
Минимальная концентрация, %, образования:
молекулярных ассоциатов флуктуационного ха-
рактера ................................. ..... 0,45
ассоциатов из макромолекул сополимера .... 5
Реологическая характеристика при концентрации
>5%............................................Псевдопластическая
жидкость
Данные об осадкообразовании при использовании реагента
МАК — ДЭА в присутствии разных электролитов приведены в
табл. 14.
Динамика роста количества осадка (толщина слоя, мм) в зависи-
мости от концентрации полимера и типа и концентрации электролита
в водном растворе приведена в табл. 15.
Характеристика и структура осадка
Внешний вид
при малых и средних концентрациях............Высокоэластичный
материал
при больших концентрациях..................... Хрупкое вещество
Поведение в воде с плотностью, г/см®:
>1,05........................................ Устойчивое
состояние
1,02—1,05 ...................................Незначительное
набухание
<1,02 (пресная вода).........................Растворяется через
Б—7 сут
Размер осадка 5%-иого раствора, % от первона-
чального объема раствора ...................... 125
Структура осадка .................................. Двухфазная
Диспергированная фаза................................. Вода
Степень дисперсной водной фазы...................... Высокая
Размеры пустот и^капилляров, заполняемых дис-
пергированной водой................................. Микронные
Электролит Концентрация электролита, % Характер осаждения
СаС12 5—6 Частичное
7—8 Осадок среднедисперсный
9—10 Полное с образованием волокнооб- разного осадка
12—13 Полное с образованием высокоэла- стнчного осадка с пленкой на поверх- ности
f 31—40 41—50 Полное с образованием высокоэла- стнчного осадка с пленкой на поверх- ности Образование хрупкого вещества
NaCl «10 >20 Помутнение раствора Осаждение по всему объему с по- следующим диспергированием
FeCl2 1—5 Осаждение с образованием дисперс- ного осадка, дисперсность которого с ростом концентрации падает
ВаС12 1,0 5—6 7—8 9—10 Частичное (до 30 %) Частичное (50 %) Осадок среднедисперсный Полное осаждение с образованием волокнообразного осадка
КС1 10 20 Осаждения нет Осаждение интенсивное
MgCl2 1,0 Осаждения нет
1,0—2,5 Частичное
НС1 1,0 10 Осаждения нет Осаждение с образованием высоко- эластичной массы
H2SO« 10 Осаждение с образованием дисперс- ного осадка
Таблица 15
Концентрация реагента МАК-ДЭА, % Тип электролита К И " га н Толщина структурированного слоя сополимера, мм, для различных промежутков времени (сут)
сх н к 0> pf я ° г-экв/л
0 0,5 1 ,0 2,0 4,0 6,0 8,0
5 NaCl 5 0 43 58 - -
СаС12 3 0 15 24 33 45 54 —
1,5 0 10 16 23 30 38 43
10 NaCl 5 0 24 38 — — .— —
СаС12 3 0 14 18 27 36 44 —
1 >5 0 7 12 17 24 29 33
15 СаС1а 3 0 9 13 20 28 34 38
10 Пластовая веда 0 11 19 26 32 35 37
Среда Параметр 1 2 Время, сут 15
4 8
Пластовая вода Усадка образца, % 14,4 19,1 21,7 22,3 22,5
Условная прочность при 50%-ной деформации, МПа Усадка образца, % 61,6 102,4 117,5 130,1 133,1
15%-ный 16,2 21,3 21,3 21,3 21,3
водный рас- твор СаС12 Условная прочность при 50%-ной деформации, МПа 48,2 68,2 74,4 78,8 92,2
15%-ный Усадка образца, % 21,0 18,1 19,0 17,5 19,0
водный рас- твор NaCl Условная прочность при 50%-ной деформации, МПа 12,2 15,9 20,1 24,8 26,3
Изменение свойств осадка при выдержке его в разных средах
приведено в табл. 16.
Из табл. 16 видно, что прочность осадка со временем растет во
всех средах, достигая максимума на 10—15-е сут. Максимальной
прочностью обладает осадок, находящийся в среде пластовой воды.
Прочность осадка, выдерживающегося в среде раствора СаС12, в
3,5—4 раза выше, чем в среде раствора NaCl.
Усадка осажденной среды в основном завершается в течении
первых двух суток.
Область применения
Терригенные отложения..................... .
Минерализация, г/дм3 ..............
По ионам:
Са2+....................................
Mg2+....................................
Na++K+.......................•..........
Cl-.....................................
Характер пустот коллектора ...............
Эффективность
применения доказа-
на на горизонте Дх
Ново-Елховского
месторождения
ТАССР
Слабоминерализо-
ванные воды
(14—16)
До’21,8
До 4,2
До 73,9
До 168,4
Средние и крупные
поры и трещины
Реагент ТС Д-9 (ТУ 38-9-24—68) — фенолформальдегидная смола
на основе сложных полимеров. В качестве отвердителей смолы ТСД-9
йспбльЗуЮт формалин (ГОСТ 1626—76) или параформ (парафор-
мальдегид).
Физико-химическая характеристика ТСД-9
Жидкость
Темно-коричневый
Хорошая
В соотношении 1:3
Не растворяется
1,05—1,10
60—90
—50
Состояние . . . , .............................
Цвет...........................................
Растворимость в:
спирте.........................................
воде.........................................
нефтепродуктах.............................•
Плотность, г/см3 ..............................
Вязкость, мПа-с................................
Температура замерзания, °C.....................
Наличие минеральных солей в растворителе (воде) уменьшает
растворимость смолы. Реагент применялся для проведения изоля-
ционных работ иа объектах Башкирии.
Условия применения
Температура, °C................................ 20—40
Соотношение основных компонентой закачиваемого
состава 1СД-9:отвердитель:вода, %.............. 50:15:35
Регулировка сроков схватывания ..... .... Дозировка основ-
ных компонентов
“ или добавкой
катализатора
(NaOH)
Смолу ТСД-9 применяют в качестве тампонажных материалов
при ликвидации поглощений в процессе бурения.
Реагент ТС-10 (ТУ 38-1928—74) —термореактивная фенолфор-
мальдегидная смола на основе сложных полимеров. Применяется в
качестве реагента изоляции. В качестве отвердителей смолы ТС-10
используют уротропин (ГОСТ 1381—73) или формалин и их смеси.
Физико-химическая характеристика ТС-10
Состояние товарного продукта....................... Жидкость
Плотность, г/см2...................................... 1.16
Температура, замерзания, °C.................... —50
Растворимость в нефтепродуктах................... Не растворяется
Температура применения, °C..................... 60—80
Реагент применяется на промыслах Куйбышевской области. -
Реагент ФР-12 (ТУ 758—57) — резорцино-формальдегидиая смо-
ла. Применяется в качестве реагента изоляции.
Характеристика реагента ФР-12
Состояние товарного продукта.
Цвет.........................
62
Жидкость
Т емно-коричневы®
I
Растворимость, в:
воде.......................................... Хорошая
спирте........................................ Хорошая
Рекомендуемый растворитель..................... Пресная вода
Отвердитель.................................. Формалии или па-
раформ или смесь
параформа с дре-
весной мукой
Температура замерзания, °C.................. —27
Реагент СНПХ-81 (ТУ 8414-182—80)—полиэфируретаидиизоциа-
нат на основе 2,4 — толуилендинзоцианата и полиокситетраметил-
енгликоля.
Физико-химическая характеристика СНПХ-81
Состояние товарного реагента , . ............. Жидкость
Цвет..........................................Янтарно-желтый
Реологическая характеристика.................. Вязкотекучая жид-
кость
Вязкость 50%-ного раствора, мПа-с............. До 48
Время отвердения, ч........................... 12
Предел прочности на сжатие затвердевшего веще-
ства, МПа <................................... 1,80
Адгезия, МПа:
к металлу..................................... 7,4 .
к породе.................................... 3,3
Характеристика условий применения и поставки реагента
Используется в виде..............................50%-ного раствора
ацетона
Температура, °C............................... 20—50
Степень минерализации пластовой воды........... Не лимитируется ’
Норма расхода на 1 м толщины, продуктивного
пласта, м3.................................... 0,3—0,5
Уровень апробации...............................Находится иа ста-
дии опытно-про-
мышленных испыта-
ний
Поставляется в таре емкостью, дм3............. 50
Гарантийный срок хранения, годы............... 1
Эффект изоляции реагента СНПХ-81 составляет 95—98 %.
Реагент СНПХ — 82 — сополимер метакриловой кислоты с ди-
этиламмониевой солью.
Физико-химическая характеристика СНПХ-82
Состояние товарного реагента.............. . . . Мелкодисперсный
порошок
Цвет.......................................... Белый
Время растворения в воде, ............... . . . 0,5
Вязкость 1%-ного водного раствора, мПа-c . . . 3,5
Характеристика получаемой в пласте водоизолирую-
щей массы . . ................................Волокнообразный
осадок
Характеристика условий поставки и применения реагента
Назначение..................................... Ограничение при-
тока пресных вод в
нефтяные скважины
Используется в виде 1%-ного водного
раствора
Реагент-осадитель . ............................. Флокулянт
«Амифлок»
Соотношение СНПХ—83 и «Амифлок» по объему . 1:1
Температура, °C................................ 20—80
Норма расхода рабочего раствора иа 1 м толщины 25—30
продуктивного пласта, м®. . . .................
Уровень апробации.............................. Рекомендован
к опытно-промыш-
ленным испытаниям
Поставка................................. Водостойкие
крафт-мешки
Способ перевозки...............................Не лимитируется
Гарантийный срок хранения, годы . . ........... 2
Эффект изоляции реагента составляет 87—95 %.
Реагент СНПХ — 83 — смесь эпоксидной и фенольной смол (отхо-
ды производства).
Физико-химическая характеристика СНПХ-83
Состояние товарного реагента....................Высоковязкая жид-
кость
Цвет........................................... Темно-бурый
Содержание, %:
эпоксидной смолы............................... 10—30
фенольной смолы.............................. 70—90
Вязкость в зависимости от содержания компонен-
тов, мПа-с .................................... 170—800
Время отвердения в зависимости от температуры и
состава, ..................................... 0,25—12
Предел прочности на сжатие затвердевшего веще-
ства, МПа . .................................. 20—50
Адгезия, МПа:
к металлу............................ . . . • 35—40
к породе..................................... 7—12
Характеристика условий применения реагента
Вещество-отвердитель ..........................Отходы производ-
ства гексаметилен-
диамина
Степень минерализации пластовой воды...........Не лимитируется
Температура, °C................................. 20—140
Норма J расхода на 1 м толщины продуктивного
пласта, м3..................................... 1—1,5
Уровень апробации.............................. Рекомендован к
опытно-промышлен-
- • •» ным испытаниям
Магний гранулированный используют для ограничения водопри-
тока в скважинах с высокой приемистостью пласта. В качестве но-
сителя используют обезвоженную нефть средней и высокой вязкости.
Метод основан на селективной реакционной активности гранул
магния по отношению к пластовым жидкостям: магний не взаимо-
действует с углеводородными жидкостями и активно взаимодейст-
вует с водой. Реакция гидролиза, протекающая в обводненной зоне
ПЗП, приводит к образованию мучнистого осадка магния и магне-
зиального цемента, который затем превращается в твердое веще-
ство, закупоривающее водоподводящие каналы.
Результаты применения магния в НГДУ «Джалильнефть»
Снижение обводненности на испытанной [скважине,
%............................................... От 96 до 15
Годовой экономический эффект в Азнакаевском
УПНП и КРС, руб/скв-год............................. 3635
Изоляционные работы ведут без установки подъемных мачт.
Краткая характеристика магния
Молекулярная масса............................. 24,31
Внешний вид.................................... Серебристо-белый
металл
Плотность при 20 °C, г/см3..................... 1,74
Температура, °C:
плавления........................................... 651
кипения............................................. 1107
Удельная теплоемкость при ^постоянном давлении
для температуры 25°C, ПДж/(г-К).................... 0,983
Кристаллическая структура...................... Гексагональная
плотнейшая
Жидкое стекло (ГОСТ 13078—81)—силикат натрия, получаемый
при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой. Характер-
ные взаимозависимые параметры реагента — это вязкость и модуль
(отношение SiOz/NazO).
Фнзико-химнческая характеристика реагента
Форма использования............................
Водный раствор.................................
Цвет водного раствора..........................
Модуль.........................................
Плотность, г/см3...............................
Отвердитель....................................
Водный раствор
Вязкая жидкость
Светло-желтый,
желтовато-коричне -
вый, серый
2,4—3,0
1,36—1,50
Соляная кислота
Под действием соляной кислоты раствор силиката натрия из ге-
леобразного состояния переходит в нерастворимый кремнезоль. Ре-
агент может использоваться в композиции с полиакриламидом.
Олигоорганоэтоксихлорсилоксаны (реагенты ТСМ, ТСЭ, ТСФ,
ТСК). Относятся к классу гидролизующихся полифункциональных
кремнийорганических соединений, синтезированных по реакции заме-
щения атома хлора и кремния алкоксигруппами и получаемых на
базе дешевого и недефицитного сырья — кубовых остатков производ-
ства органохлорсиланов
Общая характеристика реагентов
Реологическая характеристика ..................... Маловязкие жид-
кости
Растворимость в воде................................ Растворимы
Коррозионная активность ......................... Незначительная
Температура застывания, °C...................... —50
При взаимодействии с водой любой минерализации и при темпе-
ратурах от 0 до 200 °C олигоорганоэтоксихлорсилоксаны превра-
щаются в неплавкие нерастворимые гидрофобные полиорганосилок-
саны, имеющие высокую адгезию к горной породе. Реагенты не тре-
буют предварительной обработки (растворения, смешения с катали-
затором и т. п.) перед закачкой в скважину.
В табл. 17 представлены физико-химические свойства четырех
зеагентов (олигомеров) типа олигоорганоэтоксихлорсилоксанов:
ГСМ (тампонажный состав метильный) — олигометилэтоксихлорси-
поксаны; ТСЭ (тампонажный состав этильный) — олигоэтилэтокси-
морсилоксаны; ТСФ (тампонажный состав фенольный) — олигофен-
1Л этоксихлор силоксаны; ТСК (тампонажный состав комбинирован-
ной) — смесь указанных реагентов.
Результаты промысловых экспериментов на Самотлорском место-
юждении характеризуются высокой степенью снижения водопрони-
(асмости, что выражается в снижении доли воды и добываемой про-
екции, но продолжительность эффекта в целом невелика (табл. 18).
Таблица 17
Реагенты Плотность, г/см8 Показатель прелом- ления для Д-линии натрия Температура застывания, °C Динамичес- кая вязкость, при 20 С, мПа-с
темпера- тура, °C показатель
ТСМ 1,045 22,3 1,4469 —65 8,4
ТСЭ 1,026 21,7 1,4381 <—85 2,7
ТСФ 1,109 22,1 1,5497 —50 1,6
ТСК 1,027 22,5 1,4590 <—85 1,5
Объект воз- действия (пласт) Удельный расход ре- агента, м’/м < < X С жидкости, м‘ Дебит нефти, м’/сут Содержание воды в продукции сква- жины, % Длительность эф- фекта, мес
| до ремонта 1 после ремон- та 1 до ремонта 1 1 после ремон- 1 та
•А4—6 0,27 34,0 230 200 45 35 1
^4—5 0,20 12,0 90 120 75 0,7 1
0,25 12,5 80 230 60 0,9 5
Бв 0,35 6,8 150 180 30,4 0,3 >6
Вспомогательные реагенты
Формалин (ГОСТ 1625—75)—40%-ный водный раствор формаль-
дегида. Химическая формула Н2СО; структурная формула
' Н_с^° ‘
Хн
Характеристика основного вещества
Наименование..............................; Муравьиный
1 альдегид
(формальдегид)
Методы промышленного получения................Неполное, окисление
метана и его неко-
.... торых гомологов
, , - - . Каталитический—
' - ’ дегидрирование
> : метанола при
650—700°C над ка-
. • •. . тализатором
Молекулярная масса .... .......... 30,03
Внешние показатели. . . . . . Бесцветный газ с
, резким раздражаю-
щим запахом
Температура, °C:
плавления..................................... —92
кипения . ................................. —19,2
Плотность жидкого формальдегида, г/см3, при тем-
пературе, °C:
—20......................................... 0,8153
—80......................................... 0,9151
Растворимость:
в этиловом спирте, воде, диэтиловом эфире, аце-
тоне ..........................................Хорошо растворим
в бензоле, хлороформе . . . •................... Растворим
в петролейном эфире........................... Нерастворим
Формалин — отвердитель реагентов изоляции пластов: фенолфор-
мальдегидных смол (ТСД-9, ТС-10), мочевиноформальдегидных смол
(ФР-12) и акриловых полимеров (гипан, ПАА). Его используют как
дезинфицирующее средство (широко), а также в бурении.
Уротропин (впервые синтезирован А. М. Бутлеровым}
(ГОСТ 1381—73)—гексаметилентетрамин получают в результате
легкого нагревания формалина с аммиаком:
6Н2СО + 4NH3 — 6Н2О + (CH2)eN4.
Структурная формула уротропина
Уротропин — отвердитель реагентов изоляции типа смолы
ТС-10, а также изоляции типа ТСД-9 и ФР-12. Его применяют при
производстве взрывчатых веществ, фенолформальдегидных смол, в
медицине.
Параформ (параформальдегид) — высокомолекулярный полифор-
мальдегид. Общая формула полимеров формальдегида, образующих-
ся в водных растворах НО (СН2 — О — СН2 — О —) п Н, где п колеб-
лется в широких пределах. Для параформа л=8—100.
Параформальдегид представляет собой белое твердое вещество,
может выпускаться в спрессованном виде. При нагревании с раз-
бавленной серной кислотой параформ нацело превращается в газооб-
разный формальдегид, на чем основано применение параформа в ка-
честве транспортабельного сырья для получения формальдегида.
Алкилированная серная кислота — отработанная серная кислота
крупнотоннажного химического и нефтехимического производства с
содержанием H2SO4— 80—85 %, сульфокислот 10—13 %, смолянисто-
масляных веществ 5—7% и карбоновых кислот 0,5 %. Наличие суль-
фокислот и других ПАВ способствует повышению ее поверхностной
активности. Реагент также обладает значительно меньшей коррозион-
ной активностью, чем техническая серная кислота. Ее используют
как второй компонент нефтесернокислотной смеси, закачиваемой в
ПЗП. Действует на нефтяную составляющую как осмоляющий агент.
В результате реакции в пластовых условиях образуется кислый гуд.
рон — закупоривающее вещество. Реагент применяют для повышения
нефтеотдачи пласта.
Техническую серную кислоту используют в качестве осадителя
реагентов изоляции класса акриловых полимеров.
Техническая соляная кислота служит отвердителем жидкого
стекла.
Полиэтиленполиамин воздействует как отвердитель на эпоксид-
ные смолы.
Электролиты — соли поливалентных металлов типа хлористого
кальция. Электролиты применяют в качестве осадителей и стимуля-
торов гелеобразования для реагентов изоляции класса акриловых по-
лимеров, например гипана.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ
ВОДОПРИТОКА
Химические реагенты могут подаваться в ПЗП в виде водных рас-
творов, двухфазных эмульсий и в виде суспензий. Вид рабочего со-
става, закачиваемого в ПЗП, зависит от свойств реагента изоляции.
Наиболее распространенные реагенты, вещества класса акриловых
полимеров, закачивают в пласт в виде водных растворов различной
концентрации (табл. 19).
Объем закачки находится в прямой зависимости от толщины
перфорированной зоны пласта, т. е. для конкретного объекта проек-
Таблица 19
Реагент Объем испытания Концентрация рабочего рас- твора, %
Сополимер метакриловой кислоты с ее диэтиламмо- ниевой солью . (МАК — ДЭА) Гидролизованный полиак- рил нитрил (ГИПАН) Нефтяные скважины Ново- Елховского месторождения ТАССР 10
Нефтяные скважины четырех месторождений БАССР 8,5
Полиакриламид (ПАА) Нефтяные скважины место- рождений БССР 1,5—2
Гипан • Комплекс: . Соколовогорское месторож- дение Саратовской области .10
гипан амифлок Лабораторные испытания 0,04 0,04
| Номер объекта Реагент Толщина пласта по перфорации, м Пока затель удельной закач- ки, м*/м Тнп скважины
1 Реагент ТСЭ 8 0,27 Добывающая л
2 Реагент ТСМ + ТСЭ (1:1) 13,2 0,20 То же
3 Реагент ТСМ 8 0,25 »
4 Реагент ТСМ + ТСЭ (1:1) 6 0,35 »
5 Гипан 15 0,53 - »
6 « 8 0,063 »
7 « 13 0,42 »
8 « 11 0,45 »
9 » 4,5 1,11 »
10 « 7 0,7 »
И « 8 0,5 »
12 ПАА 12 0,25 Нагнетат ельная
13 ПАА 22 0,41 То же
14 МЭК —ДЭА 1 5 Добывающая
тируется показатель удельной закачки — количество рабочего соста-
ва на единицу перфорированой толщины пласта (м3/м). Этот пока-
затель на практике колеблется в широких пределах (табл. 20).
Табл. 20 отражает фактические удельные объемы закачки рабо-
чих растворов. В большинстве случаев, в особенности по нагнета-
тельным скважинам, фактический объем закачки значительно ниже
проектного. Это связано с дефицитностью ряда реагентов и пробле-
мой закачки больших объемов раствора в условиях «набора вязко-
сти» и твердения закачиваемой среды. Последнюю специалисты на-
зывают проблемой управления процессом подготовки и закачки. Ее
решают: выбором мощных агрегатов и систем агрегатов; выбором
оптимальной последовательности операций; установлением рацио-
нального режима; добавкой замедлителей схватывания водоизолиру-
ющего раствора.
Схемы закачки (последовательность операций) .
В большинстве случаев схема закачки и последовательность операций
регламентируются различными документами. Так, метод, основанный
на использовании гипана, базируется на «Технологической схеме ог-
раничения водопритоков в добывающие скважины с примеиеиием
гипана».
При фактических испытаниях применяют следующие схемы за-
качки.
Объект 1. Применение гипана на добывающих скважинах на
Соколовогорском месторождении Саратовской области.
Характеристика объекта
Продуктивные горизонты..............................KlV и Д3П
Обводненность скважин, %............................ 74—93
Число ремонтируемых скважин ........................ 7
Средняя глубина интервала перфорации, м:
горизонт Д2У........................................ 1998
горизонт Д3П............................-......... 1794
Средняя величина перфорированной толщи пласта, м:
горизонт Д2У........................................ 10
горизонт Д3П...................................... 8
Приемистость скважины до проведения ремонта, дм3/мин,
при изменении давления на устье от 6 до 20 МПа . . . 100—450
В скважину, заполненную пластовой водой, последовательно за-
качивали 1—2 м3 30 %-ного водного раствора хлористого кальция;
0,5 м3 пресной воды; 3—6 м3 10 %-ного водного раствора гипана
вязкостью 90—100 мПа-c и плотностью 1,10—1,15 г/см3; 0,3—0,5 м3
пресной воды; 1 м3 30 %-ного водного раствора хлористого кальция.
Для закачкн использовали гипан, получаемый при гидролизе
отходов химического производства, в составе которых содержится
20—30 % полимера, 20 % роданистого натрия и 50—60 % воды.
В промысловых условиях гидролиз проводили в цилиндрической ме-
таллической емкости с системой подогрева и люком для загрузки ис-
ходного вещества н термометром для контроля процесса гидролиза.
В результате гидролиза полиакрнлнитрнла получали 1О°/о-ный вод-
ный раствор гипана с 7 %-ным содержанием едкого натрия.
Объект 2. Применение МАК — ДЭА на добывающих скважи-
нах Ново-Елховского месторождения ТАССР.
Характеристика объекта
Продуктивный горизонт............................ ' Дг
Тип изолируемой воды.............................Подошвенная и
нижняя
Число ремонтируемых скважин......................... 4
Обводненность продукции скважин, %............... 96—99
Давление закачки, МПа....................... 12—17
Глубина интервала перфорации, м.................. 1635—1854
Величина перфорированной толщи пласта, .......... 1 —3
Операции проводят в такой последовательности:
полость скважины заполняли пластовой минерализованной водой;
определяли приемистость обводненного горизонта закачкой пла-
стовой воды;
последовательно закачивали в скважину 0,3—0,5 м3 прессой во-
ды, расчетный объем сополимера МАК-ДЭА, 0,3—0,5 м3 пресной
воды и 15—30 %-ный раствор СаСЬ или пластовой воды. Закачку
проводили через насосно-компрессорные трубы, опускаемые до кров-
ли обводненного пласта;
всю жидкость продавливали в обводненный пласт, и скважину
оставляли под давлением на 48 ч для отвердения сополимера.
Объект 3. Применение реагентов ТСЭ и ТСМ на добывающих
скважинах Самотлорского месторождения.
Характеристика объекта
Продуктивные пласты ............................. А4_5 и Б8
Тип изолируемой воды...............................Подошвенная
Число ремонтируемых скважин...................... 4
Глубина интервала перфорации, ................... 1748—2220
Величина перфорированной толщи пласта, м......... 6—13,8
Обводненность продукции скважин, %............... 30,4—75
Дебит нефти до изоляции, т/сут................... 90—230
Обработку проводили в определенной последовательности:
перед подачей реагента скважину промывали через насосно-
компрессорные трубы обезвоженной сепарированной нефтью с содер-
жанием воды не более 1,5 °/о в объеме, равном или превышающем
объем полости скважины;
определяли приемистость пласта закачкой 1—2 м3 той же нефти;
при открытом положении задвижки затрубного пространства в
скважину начинали подавать раствор водоизолирующего реагента
(рабочий раствор);
перекрывали затрубное пространство при достижении головной
порции рабочего раствора башмака НКТ;
продавливали расчетный объем (0,20—0,35 м3 на 1 м перфориро-
ванной толщины пласта) рабочего раствора' в призабойную зону
пласта;
продавливали безводную нефть;
продавку заканчивали при достижении последней порции реа-
гента стенки скважины в области ПЗП, хотя иногда продавку вели
н после этого момента;
скважину оставляли закрытой под давлением продавки в течение
1 сут для осуществления реакции закачанного реагента с пластовой
водой;
скважину переводили на освоение, например, с помощью компрес-
сора.
Объект 4. Применение гипано-формалиновой смеси на нефтя-
ных скважинах месторождений УССР.
При закачке ГФС использовали метод предварительного охлаж-
дения ПЗП с целью резкого относительного увеличения гидравличе-
ского сопротивления в нефтенасыщенных зонах пласта (по сравне-
нию с обводненными) и предохранения их от попадании изолирую-
щего материала. Метод основан на использовании различного харак-
тера изменения вязкости нефти и воды в зависимости от температу-
ры, а именно на том, что в определенном температурном интервале с
понижением температуры нефть резко повышает свою вязкость, а
вязкость воды растет незначительно.
Характеристика объектов
Число ремонтируемых скважин..........................' 6
Пластовая температура, °C............................ 44—68
Обводненность продукции скважин, %................... 79—98
Дебит нефти до ремонта, т/сут........................ 1,1—11,9
Обработку проводили следующим образом:
полость скважины заполняли водой;
подавали в полость скважины аммиачную селитру (нитрат ам-
мония) :
в результате эндотермической реакции растворения аммиачной
селитры в воде происходило охлаждение призабойной зоны пласта;
длительность теплообмена составляет 2—3 ч для обеспечения не-
обходимой глубины охлаждения ПЗП при снижении температуры на
стенке скважины на 20—28 °C;
подготавливали и закачивали до 30 м3 гипано-формалиновой сме-
си. Метод обеспечивает ограничение притока вод в среднем на 30 %
с практическим сохранением продуктивности скважин по нефти. Ме-
тоды изоляции без предварительного охлаждения в тех же условиях
и с теми же реагентами приводили к существенному снижению де-
бита нефти.
Технология закачки глипано-формалиновых смесей
Данная технология разработана на базе более чем 10-летнего опыта
применения гипаио-формалииовой смеси ГФС на промыслах Башки-
рии (рис. 5).
Масштабы испытаний
Число скважин......................... 30
Тип пластовых вод.........................Пресные и минера-
лизованные
Обводненность до ремонта, %............... 50—100
Дебит жидкости до ремонта, м3/сут............ - 10—450
Успешность обработки, % ............ ’ 65—70
Среднее количество^дополнительно добытой нефти
в результате одной обработки, т........... 2000
Общие принципы успешности обработки:
эффективность водоизоляции зависит не только от правильно по-
добранной репептуры рабочего состава, но и от уровня и качества
технологической реализации;
Рис. 5. Схема приготовления н закачки гипано-формалиновой смеси
при объеме <:10 м3:
1. 2, 5 — автоцистерны; 3, 4 — цементировочные агрегаты; 6 — трехходовый
кран; 7, 8 — патрубки смесителя-диспергатора; 9 — обратный клапан; 10 —
кран-дозатор; 11 — смесительная камера; 12 — смеситель-диспергатор; 13 —
диспергатор; 14 — устье скважины
качество рабочего состава, в данном случае ГФС, обеспечивается
точным соблюдением заданных объемов и состава и степенью одно-
родности смеси;
качество ГФС можно контролировать изменением величины pH,
которая должна быть в пределах 4,6—5,5;
несоблюдение заданной рецептуры ГФС, загрязненность полости
используемых единиц оборудования (автоцистерн, бункеров агрега-
тов, коммуникаций и т. д.) остатками нефти, минерализованных вод,
хлористым кальцием и другими посторонними веществами приводят
к преждевременному осаждению полимеров и ухудшению качества
закачиваемой ГФС;
рассмотренная ниже технологическая схема работы и подключения
наземного оборудования может быть изменена, но при этом должна
быть сохранена возможность оперативного приготовления гомогенной
смеси с непрерывным контролем качества и состава этой смесн;
основное правило при приготовлении однородной ГФС: циркуля-
ция гипана и образующейся при этом смеси проводится иа возможно
максимальной скорости, а подача кислотоформалиновой смеси в цир-
кулирующую систему — с возможно минимальным темпом.
Подготовительные операции: проверяют наличие и качество пред-
назначенных для использования химических реагентов (за 3—4 сут
до начала закачки);
делают ревизию и промывку смесителя-диспергатора н емкости
для приготовления гипано-формалнновой смесн; доставляют их к
ремонтируемой скважине (за 1 сут до начала ремонтных работ);
пропаривают н промывают агрегаты и автоцистерны для приго-
товления и закачки ГФС;
готовят площадку у скважины для размещения техники;
готовят прибор для замера pH раствора ГФС;
проверяют расчеты объемов смеси и компонентов для приготов-
ления раствора; при необходимости закачки в скважину более чем
10 м3 ГФС предусматривают заполнение одной автоцистерны расчет-
ным количеством гипана исходной концентрации, а второй — кисло-
тоформалиновой смесью;
определяют количество необходимой техники; при этом исходят
нз того, что для подготовки и закачкн ГФС необходимо не менее
двух цементировочных агрегатов ЦА-320, а число автоцистерн выби-
рают в зависимости от объема и количества компонентов смеси. При
малых объемах закачкн ГФС 10 м3) кислота и формалин достав-
ляются в смешанном состоянии, т. е. в виде кислотоформалиновой
смеси (КФС). При объемах закачкн ГФС ^10 м3 указанные компо-
ненты на скважину доставляют в отдельных автоцистернах, а КФС
готовят на месте.
Приготовление ГФС требует точного соблюдения технологии: не-
прерывной регулировки и точности дозировки КФС. Избыток КФС
связан с преждевременным выпадением осадков в виде крупных бе-
лых хлопьев и потерей качества закачиваемой смеси, а это ведет к
увеличению срока образования водоизолирующего вещества ПЗП.
ГФС готовят непосредственно перед закачкой ее в скважину смеши-
ванием компонентов методом диспергирования (в смесителе-диспер-
гаторе) и циркуляции, создаваемой агрегатами.
Концентрация гипана по схеме обвязки оборудования для приго-
товления и закачки ГФС в объеме не более 10 м3 (см. рис. 5) со-
ставляет 8,5 %. Исходный реагент (17%-ный водный раствор гипа-
на) из автоцистерны 2 подается в бункер агрегата 3, в котором кон-
центрацию гипана доводят до 8—8,5 % смешением с пресной водой,
затем в смеситель — диспергатор 12 и далее вновь в бункер агрегата.
Эта циркуляция осуществляется иа III скорости агрегата 3 при по-
ложении трехходового крана 6 «циркуляция». В циркулирующий
раствор вводят КФС из автоцистерны 5 с помощью агрегата 4 через
смесительную камеру 11. Темп подачи КФС поддерживается по воз-
можности низким (I скорость, малые обороты вала двигателя).
Смесь раствора гипана и КФС гомогенизируют во второй камере 13
смеснтеля-диспергатора 12. Далее смесь поступает в бункер агрега-
та 3. Для обеспечения дозировки КФС применяют кран-дозатор 10.
После подготовки первой порции (5 м3) трехходовой кран устанав-
ливают в положение «закачка»» н ГФС из бункера агрегата 3 за-
качивают в скважину 14.
Для предотвращения впрыскивания лишней порции КФС тотчас
после приготовления первых 5 м3 ГФС вначале останавливают агре-
гат 4, а затем агрегат 3. Прн появлении больших количеств хлопьев
в процессе приготовления ГФС необходимо прекратить подачу КФС,
е останавливая циркуляции. Если через 20—30 мни основная часть
лопьев не исчезнет, то приготовление смеси прерывается, а избыток
ФС закачивают в пласт, сопровождая это закачкой раздельной
орции (0,3—0,5 м8) пресной воды. Обратный клапан 9, установлен-
ий перед смесителем диспергатора, предотвращает попадание гн-
ана в трубопровод для КФС.
После закачкн первой порции ГФС кран 6 вновь ставится в поло-
вине «циркуляция», и цикл подготовки повторяется. По окончании
рнготовления второй порции ГФС, трехходовой кран ставят в по-
эжение «закачка» для подачи в пласт приготовленной порции ГФС.
лава IV
ОРЬБА С АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫМИ
(ТЛОЖЕНИЯМИ
сфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) представляют
•бой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальте-
)в и минеральных примесей в маслах и смолах. Эти суспензии в
>ъеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые, отклады-
1ясь в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудова-
ли и трубах, приводят к падению производительности системы, син-
ению эффективности работы насосных установок и другим отрица-
льным последствиям.
ОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ АСПО
>став АСПО зависит в определяющей степени от свойств и со-
ава исходной нефти, а также от места и условий образования,
табл. 21 приведены состав н свойства АСПО, образующихся в ус-
виях месторождений Нижнего Поволжья н месторождения Узень.
। табл. 21 видно, что в пределах одного нефтедобывающего регно-
и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в ши-
ких пределах. Точное знание состава АСПО имеет практическое
аченне для определения оптимальных методов борьбы с ннмн, в
стности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осу-
(ствляется не на основе исследований применимости метода (реа-
гга) к конкретному составу, а к типу АСПО. При определении
па АСПО используют классификацию, приведенную в табл. 22, и
речень основных механических примесей АСПО, которые по вели-
не показателя нх адсорбционной активности располагаются в Ta-
ft последовательности: глина — полуторные окислы железа — суль-
ты — карбонаты щелочноземельных металлов — сульфид железа.
Непременный компонент АСПО — парафины, которые представ-
'ЛИвсторождекие Мейо Овраэомвия АСПО Содержание парафина и ас- фальтосмолис- тых веществ, % Температура плавления, °C
6 i S 3
. , . Г . 3 № gs 0 о га
S СО Ом фо д £ со о я»
Я К икь <s Ч о я с 3g
Олейниковское нкт 33,3 5,9 85 75—78
НКТ (200 м) 52,0 9,1 87 84
Устьевой штуцер 47,2 4,7 86 75—76
нкт 70,9 6,0 87 75—78
Нефтепровод 38,2 6,4 87 80—81
Нефтеналивная эстакада 60,0 5,1 87 82—83
Тенгутинское Устьевой штуцер 43,4 6,1 77 74—76
Жирновское НКТ (80 м) 57,4 6,6 68 63—64
Выкидная линия 46,8 6,6 71 62—64
НКТ (200 м) 64,1 4,5 78 76
НКТ (200 м) 44,5 16,5 76 75
Выкидная линия скважин 47,3 14,3 —— 68
Коллектор дожимной на- сосной станции 39,4 8,2 71 64
Камышинское Устьевой штуцер 65,4 1,6 79 74
Коробковское НКТ (160 м) 47,4 11,3 — 75—78
Кудиновское НКТ (250 м) 39,1 6,0 78 77
Чухонастовское Выкидная линия 40,8 10,8 70 65—67
Таблица 22
: Группа АСПО • Подгруппа АСПО Отношение содер- жания парафи- нов (П) к сумме смол (С) и ас- фальтенов (А) П/(С-ЬА) Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый (А) Ах <0,9 <0,2
А, <0,9 0,2—0,5
’ * А3 <0,9 >0,5
Смешанный (С) Ci 0,9—1,1 <0,2
С, 0,9—1,1 0,2—0,5
С3 0,9—1,1 >0,5
Парафиновый (П) пх >1,1 <0,2
п2 >1.1 0,2—0,5 J
. ' , 1 { П8 >1,1 >0,5
собой твердые углеводороды метанового ряда СпНзв — СбоН122>
ые при высоких температурах растворяются в иефтн.
’ХАНИЗМ ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА АСПО
общем виде воздействие на АСПО проводят либо для предотвра-
ния их выпадения,, либо для уничтожении (удаления из системы,
:творения). Все методы борьбы с АСПО делятся на 4 группы:
механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудова-
। (механические скербки);
нанесение защитных покрытий на поверхностях;
тепловая обработка продукции скважии; _ __ . .....
химическая обработка продукции скважин.
Использование химических реагентов для борьбы с АСПО во
>гнх случаях совмещаются с:
процессом разрушения (предотвращения образования) устойчи-
: водонефтяных эмульсий;
защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;
защитой от солеотложений;
процессом формирования оптимальных структур газожидкостного
ока (для малообводненных газлифтных и компрессорных сква-
0-
Химические реагенты в зависимости от плана (проекта) обработ-
зводят:
за призабойную зону пласта у нефтяной скважины;
за забойный участок скважины;
Таблица 23
химичес- реагента Механизм действия эффект
*воритель Изменение поверхностных свойств массы АСПО Растворение массы АСПО Снижение сил сцепления час- тиц АСПО с поверхностью труб и оборудования. АСПО удаляется с потоком нефти АСПО удаляется в раство- ренном состоянии с раство- рителем
чзбитор сперга- тор) Диспергирование АСПО Изменение реологической Образование тонкодисперсной системы, которая уносится с потоком нефти Улучшение несущей способ-
ибитор исадка) характеристики нефти Гидрофилизация поверх- ности труб и оборудова- ния ности потока нефти, что спо- собствует удалению АСПО Снижение адгезионной спо- собности омываемых потоком нефти поверхностей, что спо- собствует удалению АСПО
на прием насоса или башмак газлифтных илн фонтанных труб;
на устье скважины;
в замерные насосные и технологические промысловые установки;
в объекты учета н хранения нефти;
в головные сооружения магистральных нефтепроводов.
Химический реагент для борьбы с АСПО вводят непрерывно, пе-
риодически (при высокой обводненности продукции, либо при пе-
риодических чистках) или в разовом порядке (при закачке химиче-
ского реагента в ПЗП нефтяной скважины).
Классификация химических реагентов по механизму воздействия
приведена в табл. 23.
Наибольшее распространение получили ингибиторы-диспергаторы
вследствие их высокой эффективности и технологичности. Объем
внедрения растворителей также растет, так как они более экономич-
ны по сравнению с тепловыми методами удаления АСПО, а также
в связи с тем, что онн перспективны для закачки в ПЗП.
Ингибиторы-прнсадкн отличаются длительностью действия и при
их небольших концентрациях.
СВОЙСТВА РЕАГЕНТОВ „
Растворители АСПО
Разработан широкий ассортимент химических реагентов — раствори-
телей АСПО. Многие из них — вторичные или побочные продукты
производства.
Бутилбензольная фракция (ББФр) — композиция, в состав ко-
торой входят бутиленбензол C6Hs—СН2—СН2—СН2—СН3 (в качестве
с6н5
основного компонента, изопропилбензол ри.—СН—СИ, н по-
лиалкилбензолы Ri—С6Н4—R2. Представляет собой прозрачную
жидкость желтого цвета, это побочный продукт производства изо-
пропилбензола.
-Физико-химическая характеристика ББФр
Плотность, г/см®:
средняя ...... ................................. 0,861
максимальная..................................... 0,875
Температура, °C:
кипения (пределы выкипания)................... 150—210
замерзания............................ —90
вспышки ........................................ 40
воспламенения ................................ 450
ругость паров в нормальных условиях,
[а................................
зкость при 20 °C, мПа-с.......... . .
створимость в углеводородных жидкостях
фть, керосин и т. д.)...........
•ррозионная агрессивность ......
тегория реагента по летучести ......
[К паров в воздухе, мг/м3.......
йствие на организм ...........
0,1
1.1—1,2
В любой пропорции
Не обладает
Малолетучее соединение
100
Наркотик, раздражает
кожу и слизистые
оболочки
щиальные растворяющие свойства реагента ББФр
гегория реагента.....................•
;торы (главные) растворяющей способности
.екты растворения (основные)..........
1более трудный компонент для растворе-
в составе АСПО.......................
юлнительные факторы, влияющие на
гворяющую способность ББФр . . . . .
Сильный растворитель
Температура;
состав растворяемого
твердого вещества
Органические соединения
различных групп,
в том числе АСПО
Асфальтены
иод интенсивности действия реагента
•атических условиях ..................
гворимость в ББФр отложений АСПО
•держанием 37% асфальтенов, кг/м3, при
ературе, °C:
!0..............................
Ю.....................................
10....................................
'0....................................
о.....................................
митель» растворяющей способности
;нта .................................
мнительный эффект от ввода «усили-
»..........................
Скорость движения
реагента;
удельное количество
Первые 1—2 ч
[едствия смешения с другими углеводо-
ыми растворителями (легкая нефть,
:ин, дизельное топливо) .............
> 5,6
60,0
76,0
98,0
135,0
ПАВ класса
алифатических аминов
Снижение вязкости
и поверхностного
натяжения на границе
с водой; предотвращение \
структурообразования
од интенсивного действия смеси реаген-
статических условиях с другими рас-
телями..................•............
Уменьшение
растворяющей способности
и темпа растворения
Первые 2—4 ч
Эксплуатационные свойства и условия хранения, транспортировки
и применения
Необходимое время воздействия ББФр, ч. . 3,0 2,01,51,5 1,0
Температура, °C.......................... 20 30 50 70 80—100
Время воздействия 30%-кого раствора в ке-
росине, ч................................ 4,0 3,5 3,0 2,5 2,5
Температура, °C.......................... 20 30 50 70 80—100
Условия применения ББФр ........ Первичная обработка
при большом объеме
АСПО
30—45%-ного раствора ББФр в углеводо-
родном растворителе ........................ Первичная обработка
при небольшом количестве
АСПО. Небольшое
содержание асфальтенов
и смол (тип «П»)
Норма расхода ББФр или раствора при
обработке:
подъемных труб (НКТ)- ПЗП, м3/м . . . 1—2 объема полости
НКТ 0,2—1,0
(НО>5 м3)
Способы транспортировки реагента......... Железнодорожные
резервуары; автоцистерны,
стальные бочки и
Требования к герметичности......... . .
Прокладки герметизирующие...............
Дополнительные меры при длительных хра-
нениях в резервуаре:
до 6 мес................................
более 6 мес .............................
контейнеры из белой
жести или оцинкованные
емкости, емкости
нз черного металла
или пластмассы
Высокие
Бензомаслостойкая
резина, промасленный
картон, паранит
Оснащение верхним
отводным патрубком
диаметром 20—25 мм
Оснащение дыхательным
Требования к чистоте н исправности резер-
вуаров и емкостей.......................
Наличие остатков мазута, гудрона и других
вязких или твердых нефтепродуктов в за-
полняемой емкости ......................
Возможность утечки...............
Возможность попадания в реагент атмосфер-
ных осадков.............................
клапаном
Высокие
Не допускается
Не допускается
Не допускается
Технико-экономическая целесообразность использования реагента
ББФр для борьбы с АСПО установлена СевКавНИПИнефть на осно-
ве опытно-промышлениых испытаний, проведенных в ПО Грознефть
и Удмуртнефть.
Толуольная фракция (ТФр) (ТУ 38-30312—81) —фракция арома-
тических углеводородов, в состав которой входят толуол СвН6СН3 в
качестве основного компонента), изопентан, я-пентан, изопрен и дру-
гие углеводороды. Представляет собой желтую (светло-коричневую)
жидкость — отход производства каучука СКИ-3.
Физико-химическая характеристика ТФр
Содержание компонентов в товарном реа-
генте, %:
толуол ................................
изопентан .............................
Плотность, г/см®.......................
Температура, °C:
кипения (пределы выкипания) ......
самовоспламенения по толуолу...........
изопентану ............................
Растворимость в:
нефти и углеводородных растворителях .
воде...................................
Класс опасности..........................
60
30
0,72
35—190
536
425
ПДК паров в воздухе рабочей зоны, мг/м®
но:
толуолу ..............................
изопентану ...........................
Категория по ГОСТ 12.1.011—78. . .. . .
Неограниченная
Нерастворима
Третий класс,
токсичный продукт
Пределы взрываемости в смеси с воздухом,
% по:
толуолу ...............................
изопентану ............................
Растворимость АСПО в ТФр при продолжи-
тельности контактирования 1 ч:
в статических условиях, г/л.............
в динамических условиях ................
50
300
11А-Т1,
взрывоопасная смесь
1,30—6,70
1,35—8,00
Характер действия на АСПО
20—60
60—100% АСПО '
диспергируется
Частичное растворение
с последующим разрых-
лением массы АСПО
«Усилители» отмывающей способности ТФр . ПАВ неиногенного типа
Концентрация усилителей, %
(ОП-Ю, дисолваи);
композиции ПАВ
(реагент ХТ-48)
0,1—1,0
*
1
Растворимость при 20 °C скапливающихся в скважине АСПО в
реагенте ТФр и других реагентах дана в табл. 24.
Условия применения ТФр :
Норма расхода ТФр при обработке НКТ . . 1—2 объема полости
НКТ
ПЗП (в условиях месторождений Нижнего
Поволжья)..............................7—10 м® на 1 обработку
Месторождение нефти Растворимость, г/л
ТФр* нефтяной сольвент гексановая фракция легкая пиролиз- ная смола СНПХ -7 р- 2
Олейниковское 32,0 27,0 25,3 19,8 25,2
37,9 38,9 35,1 Н.1 22,8
20,5** 21,9** 20,1** 9,2** 15,1**
38,6*** 40,9*** 36,8*** 28,3*** 35,4***
Тенгутинское 54,4 51,4 50,2 37,9 49,4
57,8 58,0 56,5 42,3 57,6
Жирновское 43,3 45,0 44,3 — 44,0
30,0 25,9 —- — 25,8
Коробковское 33,9 18,9 23,0 — 24,6
* Соотношение количества реагента ТФр и АСПО 10:1.
•• Скопление АСПО в нафтена л ивной эстакаде.
•* То же, в нефтепроводе. J
Необходимое время воздействия при обра-
ботке, ч................................. .
Требование к транспортировке и хранению .
4—12
Обеспечить отвод
статического
Требования по охране окружающей среды
электричества
Отходы выжигаются
в специально отведенных
пожаробезопасных местах
Свойства толуола (основного компонента)
Наименование..................................... Толуол
(толуен, метилбензол)
Молекулярная масса................................ 92,14
Внешний вид.............................. Бесцветная жидкость
Плотность при 20 °C, г/см®........................ 0,867
Температура, °C:
плавления................................ , —95
кипения...................................... 110,6
самовоспламенения в воздухе...................... 536
Критические значения:
температуры, °C................................. 320,4
давления, МПа................................... 4,22
Удельная теплоемкость при постоянном дав-
лении, при 20°C, Дж/(г-К).......................... 1,69
Динамическая вязкость при 20°C, мПа-с. . 0,59
Поверхностное натяжение, при 20 °C,
Н/м...................................... 28,5
Растворимость в воде при 10 °C, г/100 г
воды.............................................. 0,057
Неограниченная растворимость............. |В этаноле,
диэтиловом эфире
Реагент СНПХ-7р-1 — смесь парафиновых углеводородов нор-
мального и изостроения и ароматических углеводородов. Получают
на основе малодефицитных вторичных ресурсов предприятий МНХП.
Физико-химическая и эксплуатационная характеристика
Содержание основных компонентов, %:
парафиновые углеводороды.................' ~ 52—55 —
ароматические углеводороды............ . 45—48
Порядок парафиновых углеводородов, вхо-
дящих в состав СНПХ-7р-1................ С5—С6
Внешний вид.............................Жидкость желтого цвета
Плотность, г/см3.........................' .0,75—0.79
Вязкость, мПа-с......................... 0,6
Температура, °C:
начало кипения........................... v 30
вспышки .............................. ' 15
Растворяющая способность по АСПО, г/л . 140—160
Норма расхода при обработке: _ -
ПЗП, м3 на 1 м перфорированной толщи
пласта................................ 2—2,5
скважинного насосного оборудования,
м3/скв.— ..............................- 3—8
выкидных линий, м3....................... 2—3
Форма поставки............................... Железнодорожные
цистерны
Форма перевозки.............................. Автоцистерны
Гарантийный срок хранения, годы......... 2
Реагент СНПХ-7р-2 — углеводородная композиция, состоящая из
легкой пиролизной смолы (ЛПС) и гексановой фракции (РФр). Ре-
агент получают на основе малодефицитных вторичных ресурсов пред-
приятий МНХП. Смешение ЛПС и ГФр не сопровождается хими-
ческими превращениями их состава.
Состав продуктов, образующих композицию СНПХ-7р-2, приведен
в табл. 25.
Физико-химические свойства ЛПС и ГФр приведены в табл. 26.
Физико-химическая и эксплуатационная характеристика реагента
СНПХ-7р-2
Внешний вид.............................Жидкость желтого цвета
Содержание основных продуктов, %:
ЛПС...................................... 55—60
ГФр................................... 40—45 . j
Парафиновые углеводороды, входящие в со- 4
став реагента................................. Се и выше ;
Плотность, г/см3........................ 0,78—0,80
Вязкость, мПа-с.................................... 0,82 ;
Температура, °C: 'Г-
начала кипения ................................... 52 г
вспышки............................... —3 , Л
Растворяющая способность по АСПО, г/л . 91—130 *
Доля компонентов, %, в продуктах
Компоненты композиции
лпс ГФр
Низшие предельные углеводороды (С,-С5) 8,2—11,5 —
л-Гексан 0,6—5,6 15,0
л-Гептан 0,2—0,9 —
Бензол 29,2—46,0
Толуол 14,1—17,6 —
Этилбензол + ксилолы 1,7—6,1 —
Стирол изопропиловый бензин 5,2—7,1
Метилстирол 1,6—20,4 —
i-Гексан — 13,5
i-Октан z - . -—, 36,7
л-Октан ' - * — . 6,5
i-Нонан — -- 9,2
л-Нонан — 8,3
i-Декан — ’ 5,0
л-Декан — 5.8
Всего . . . 100 100
Таблица 26
Показатели лпс ГФр
Внешняя характеристика Температура, °C: Прозрачная жид- кость коричневого цвета со специфи- ческим запахом ароматических углеводородов Бесцветная жид- кость с запахом парафиновых угле- водородов
кипения (пределы) 35—235 37—140
ВСПЫШКИ 10 —3
самовоспламенения (преде- лы) 235—474 1 ’ 200
Плотность, г/см3 0,75—0,85 0,73 ..
Вязкость, мПа-с Растворимость: 0,64 , 0,57
в воде Нерастворима Нерастворима
органических растворите- лях Неогр аниченная Неограниченная
Пределы взрываемости в смесн с воздухом, % 0,8—5,5 , 1,2—6,9
ПДК, мг/м® 20 300
Поверхностное (натяжение, ЫН/м 8,6 4,7
Норма расхода при обработке:
ПЗП, № на 1 м перфорированной толщи 2,5—3
Скважинного насосного оборудования,
м3/операция........................... 5—10
выкидных линий, м3.................. 3—5
Форма поставки . . ... . ............... Железнодорожные
цистерны
Форма перевозки.............................. Автоцистерны
Гарантийный срок хранения, годы......... 2
В табл. 27 представлены результаты испытаний реагентов
СНПХ-7р-1, СНПХ-7р-2 и других углеводородных растворителей. В
качестве объекта воздействия выступают АСПО, отобранные на
месторождении Узень.
Реагент МЛ-72 — смесь синтетических ПАВ разных классов и
различного химического состава, многоцелевой продукт, помимо ис-
пользования для очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и
другого оборудования реагент используют в качестве компонента
задавочной жидкости при ремонтных работах и реагента, способст-
вующего интенсификации работы механизированных скважин с об-
водненной продукцией.
Физико-химическая характеристика МЛ-72
Основные компоненты реагента
Товарное состояние ..........
Цвет.........................
Запах .......................
Биохимически разлагаемые
анионные и неионогенные
ПАВ (ТУ 84-348—73)
Жидкость
средней вязкости
Темно-коричневый
Слабый, специфический
Таблица 27
Реагент-растворитель АСПО Масса образ- цов АСПО,г Содержание растворенной части образ- ца АСПО, % Растворяющая способность реагента за 3 ч, г/л
Газовый бензин 2,73 60,4 41,3
Газовый конденсат 3,16 22,4 17,5
Легкая пиролизная смола ( ПГГС\ 2,98 98,0 73,0 ,
Бутил-бензольная фракция 3,03 30,0 22,7 .
(ББФр)
а — метилстирольная фрак- 3,06 26,8 20,5
ция
Гексановая фракция (ГФр) 2,87 45,5 32,6
Реагент СНПХ-7р-1 4,84 99,3 120,0
Реагент СНПХ-7р-2 3,90 99,7 98,0
Растворимость............................ Растворяется в пресной,
морской и пластовой
воде
Водородный показатель (pH) 1%-иого раст-
вора в дистиллированной воде............. 7—9
Температура замерзания, °C............... —12
Эксплуатационная характеристика
Характер воздействия на АСПО ...... Комплексное воздействие
на отложения и на
отмывающую поверхность
Действие водных растворов на защитные
покрытия металла............................. Не оказывают
Влияние добавки реагента на коррозионную
активность пластовых жидкостей по отно-
шению к металлам и сплавам ....... Снижает
Токсичность и пожароопасность реагента и
растворов................................ Нетоксичны,
непожароопасны
Воздействие на окружающую среду .... Не оказывает
отрицательного
воздействия
Форма поставки .......................... Бочкн с герметичной
упаковкой
(ГОСТ 6267—74
Концентрация рабочего раствора при очист-
ке АСПО, %...............................V. 0,1—0,3
Растворитель ............................ •. , Вода
Оптимальная температура (максимум раство-
ряющей способности), °C.................. 60—70
Норма расхода рабочего раствора для обра- -
ботки: “
труб диаметром до 156 мм, м3 на 1 км ‘v
трубопровода............................. 0,5—0,6 .
ПЗП, м®/операция......................,' -• 2—3
Время воздействия на АСПО при обработке
ПЗП и НКТ при совмещении с процессом ......
глушения, ...................................." 48—60
Ингибиторы-присадки
В качестве присадок, предотвращающих выпадение парафина, при-
меняют полимерные вещества. Преимущества этого метода ингиби-
рования:
стабильность действия на нефть в течение длительного времени;
возможность использования незначительных количеств для до-
стижения эффекта
Сополимер этилена с винилацетатом
III
Свойства реагента
Эсновной объект действия.................
Характер действия на АСПО................
Рекомендуемые концентрации в нефти, %
Парафинистые отложения
Образование мелко-
дисперсной системы,
которая легко уносится
0,001—0,2
Реагент находится на стадии экспериментальных испытаний.
Были проведены эксперименты с сополимерами этилена, с винил-
эцетатом, с различными физико-химическими характеристиками. В ка-
гестве объекта воздействия использовали нефть Покровского место-
рождения с плотностью 0,875 г/см3, обводненностью 1,4 %, темпера-
гурой застывания 6 °C, содержанием парафинов 5,2 %, асфальто-
золистых веществ 14,3°/о.
По данным А. Г. Шарова и др., для данных условий наивысшая
эффективность ингибирования отложения парафина достигается
при: содержании винилацетата в сополимере 27±2 %, молекуляр-
ной массе сополимера 17000—25000.
Эффективность реагента при его содержании в нефти 0,02 %:
Степень ингибирования, %.................
Степень снижения температуры застывания
нефти, °C ...............................
80
25—30
Условия применения ПАА
Концентрация ПАА в рабочем растворе, % .
Условия подачи в скважину или трубопровод
Рекомендуемый реагент-растворитель для
тредварительного удаления АСПО...........
скважины.
5
Степень ингибирования определяли по методу «холодного стерж-
ня», а температуру застывания нефти — по методу, регламентиро-
ванному ГОСТ 20287—74.
Полиакриламид.
0,1
После полного удаления
выпавших АСПО
СНПХ-7р-2 ' ;
Рекомендуемый (НПО «Союзнефтепромхим») объем разовой за-
качки раствора ПАА, м3 приведен ниже.
Последующие порции
порция закачки закачки' -
0,5 0,3 J
0,6 ; . 0,4
0,8 — • 0,5
1,0 0,6
Периодичность отработки устанавливают конкретными исследо-
ваниями на объекте.
Из приведенных данных следует, что эффективность ингнбиторов-
присадок тесно связана с возможностью (и необходимостью) сов-
местного их использования с реагентами-растворителями АСПО.
Причем, если растворители вводят в систему преимущественно в ра-
зовом порядке, то реагент-присадку целесообразно вводить периоди-
чески.
Ингибиторы-диспергаторы
Эти вещества часто называют ингибиторами парафиноотложений,
хотя они действуют на АСПО в целом.
Реагенты типа СНПХ-7200. Разработана совокупность реагентов
данного типа (СНПХ-7202, СНПХ-7204, СНПХ-7211, СНПХ-7213,
СНПХ-7214), которые имеют сходные свойства. Это сложные смеси,
состоящие из оксиалкилированных ПАВ и ароматических углево-
дородов.
Физико-химическая и эксплуатационная характеристика СНПХ-7200
Прозрачные жидкости
Светло-коричн ’вый
0,948—0,962
13,8—23,7
6,2—8,7
от —43 до —59
40—55
140—170
50—500
Растворима
Эмульгируется
Дозировка
Диспергаторы парафинов,
Товарное состояние........................
Цвет......................................
Плотность при 20 °C, г/см3................
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20........................................
50......................................
Температура, °C:
застывания ...............................
вспышки ................................
начала кипения .........................
Норма расхода, г на 1 т нефти.............
Растворимость в:
нефти................................ .
воде....................................
Форма подачи в систему....................
Характер воздействия......................
Токсичность ............................
Влияние на промысловые установки и каче-
ство товарной нефти ....................
детергенты, смачиватели
Малотоксичны
Не оказывают
отрицательного
воздействия
Основываясь на результатах лабораторных испытаний, разработ-
чики рекомендуют применять реагенты СНПХ-7200 на объектах ме-
сторождений В. Котур-Тепе, Жетыбайское, Киенгопское, Пашнин-
ское, Северо-Савиноборское, Узеньское, Чутырское.
Реагенты СНПХ-7400 (7401 и 7410) предназначены для предот-
вращения выпадания и скопления АСПО.
Физико-химическая и эксплуатационная характеристика СНПХ-7400
Товарное состояние .......................
Плотность при 20 °C, г/см3..............
Вязкость при 20 °C,, мПа-с.................
Температура, СС:
застывания............
вспышки.................................
Растворимость в:
нефти.....................................
воде....................................
Форма подачи‘в систему ...................
Норма расхода, г на 1 т нефти ............
Характер воздействия .....................
Однородные,
светло-коричневые
жидкости
0,95—0,99
50
. —40
' 40 ' '
; Растворима
Эмульгируется
Дозировка
50—500
Диспергаторы парафинов,
детергенты, смачиватели
Реагент ИК.Б-4 — вещество, активное начало которого — добавки
поверхностно-активных веществ (ОП-7, ОП-Ю, ДС-РАС и др.). Со-
держит в составе основного вещества также этилендиаминовые соли
гинтетических жирных кислот. Нефтепродукты, входящие в состав
ИКБ-4, это нефтяные дистилляты типа авиационного керосина и
зимнего и летнего сортов дизельного топлива. Сырьем для получе-
ния ИКБ-4 служит кубовый остаток ректификации жирных кислот.
Реагент ИКБ-4 — ингибитор парафинообразования и коррозии.
Физико-химическая и эксплуатационная характеристика ИКБ-4
Форма товарного продукта ................
Температура вспышки, °C, по:
авиационному керосину....................
зимнему дизельному топливу.............
летнему дизельному топливу.............
Пределы взрывоопасности смеси паров с воз-
духом, %, по:
авиационному керосину ...................
дизельному топливу.....................
Характеристика основного вещества . . . .
ПДК паров в воздухе по нефтяным дистил-
лятам, мг/м3.............................
Допустимая степень нагрева реагента, °C . .
Пользование открытым огнем в местах про-
ведения работ с ИКБ-4....................
Форма использования (рекомендуемая) . . .
Рекомендуемый стабилизатор раствора . . .
Содержание стабилизатора в растворе, %
50%-ная водная паста
28 • J '
35 А
40 •
1,2----7,5
2—12
• • Нелетучее,
невзрывоопасные,
малотоксичные
300
95
Запрещено
50—80%-ные растворы
в керосине,
дизельном топливе
или в толуоле
(зимнее время)
Диметилформальдегид
5-7
Форма ввода реагента в систему............ Непрерывная]
дозированная подача
Место ввода реагента для обработки:
НКТ ........................................... Через затрубное
пространство
трубопроводов........................ . . Закачка в интервал
отложения парафина
Норма расхода (ориентировочная), г чистого
вещества на 1 т нефти..................... 70—100
Норма расхода в первые 10 сут внедрения,
г на 1 т нефти............................ 350—600
Срок хранения реагента, лет............... 2
При сливе, наливе и отборе проб реагента необходимо пользо-
ваться спецодеждой, защитными очками и предохранительными пер-
чатками.
При попадании ИКБ-4 на кожу или глаза его следует смыть
3°/о-ным раствором кальцинированной соды или теплой водой с
мылом.
При аварийном разливе ингибитора ИКБ-4 или его раствора для
защиты органов дыхания необходимо применять противогаз марки М.
Пролитый при приготовлении раствор ИКБ-4 засыпать песком с по-
следующим его удалением, смыть большим количеством воды.
СПОСОБЫ ПОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ
Существуют два основных способа ввода реагента в обрабатывае-
мую систему:
дозированная (непрерывная или периодическая) подача реагента;
разовая (одно- или многократная) обработка.
Технология разовых обработок
Технология разовой обработки в определенной степени зависит от
типа вводимого в систему растворителя. Но многие элементы техно-
логии носят качественно общий характер. Процесс обработки обычно
складывается из следующих операций.
Выбирают объект обработки (скважину, выкидную ли-
нию) с учетом динамики показателей эксплуатации, установленного
плана работ по удалению АСПО, фактического периода скопления
АСПО и т. д.
Подбирают реагент в зависимости от состава и свойств
АСПО на основе лабораторных исследований и изучения справочно-
го фонда и регламентирующего материала по реагентам и исходя из
реальных возможностей получения реагента и соответствующей тех-
ники.
Проектируют режим обработки на основе директивных и
регламентирующих материалов, инструкций и рекомендаций, оформ-
ленных соответствующим образом. При этом устанавливают: объем
закачки растворителя и продавочной жидкости, температуру подо-
грева (при необходимости), время выдерживания реагента в зоне
воздействия на АСПО.
Технику размещают н соответствии с планом размещения, ис-
ходя из типа реагента и режима обработки.'При этом подсоединяют
и обвязывают продавочные агрегаты, автоцистерны и другую техни-
ку у устья скважины или другого обрабатываемого объекта. Агре-
гаты и автоцистерны должны быть оснащены искрогасителями.
Собственно обработку проводят закачкой расчетного
количества растворителя, продавочной жидкости. Выдерживают реа-
гент в обрабатываемой полости в течение заданного времени.
Пуск скважины или другого объекта в эксплуата-
цию.
Эффективность обработки контролируют, например, по произво-
дительности системы, по изменению потерь напора в трубопроводе
(до и после обработки) или другим способом.
Глава V ,
ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВОЙ
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
К товарной продукции промысла, т. е. нефти, поступающей в систе-
му магистрального транспорта, предъявляют определенные ограниче-
ния по содержанию воды и солей.
Нефть и вода — взаимно нерастворимые жидкости — образуют
трудноразрушимую тонкодисперсную эмульсию. Чаще всего образу-
ются водонефтяные эмульсии обратного типа: вода (полярная жид-
кость) является дисперсной фазой, нефть (неполярная жидкость) —
дисперсионной средой.
Основная (традиционная) цель процесса промысловой подготовки
нефти — это отделение от нефти воды с содержанием ее в товарной
продукции не более 1%. Химические реагенты в этом процессе зани-
мают главенствующую роль. Если в любой другой сфере (интенси-
фикация притока, ограничение водопритока, повышение нефтеотдачи,
борьба с коррозией и солеотложениямн) методы, основанные на ис-
пользовании химических реагентов, могут быть заменены другими,
то деэмульгаторы практически незаменимы для промысловой под-
готовки нефти иа любом месторождении.
МЕХАНИЗМ РАЗДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
Теоретически водонефтяиая эмульсия — неустойчивая система, тяго-
теющая к образованию минимальной поверхности раздела фаз, т. е.
к расслоению.
Фактически же, благодаря наличию адсорбционных слоев на по-
верхности диспергированных частиц, образующих устойчивые эмуль-
сии. Адсорбционные слои обладают значительной механической проч-
ностью и препятствуют слиянию частиц и расслоению эмульсии.
В их состав входит несколько классов природных веществ — компо-
нентов продукции нефтяной скважины (табл. 28).
На свойства поверхности раздела фаз сильное влияние оказы-
вают растворенные и диспергированные в пластовой воде вещества,
а также температура среды.
Фазы разрушения эмульсии ’- г
Процесс разложения эмульсии включает: •
I этап — соударение диспергированных частиц; II этап—слияние
их в крупные глобулы; III этап — выпадение крупных частиц и фор-
мирование сплошных отдельных слоев нефти и воды.
Соударение частиц происходит под действием физических факто-
ров: механического перемешивания, турбулентного движения потока
и гравитационного осаждения и в незначительной степени вследст-
вие броуновского движения. Темп соударений может быть увеличен
под действием электрического и ультразвукового поля.
Слияние частиц происходит при невысокой структурно-механиче-
ской прочности разделяющих слоев и если они имеют гидрофиль-
ные свойства. Применительно к водонефтяным эмульсиям скорость
всего процесса разложения эмульсии лимитируется скоростью слия-
ния диспергированных частиц.
Таблица 28
Класс веществ Наименование веществ Характер воздействия на водо- нефтяную систему
С высокой поверх- ностной активно- стью С низкой поверх- ностной активно- стью Твердые минераль- ные и органические Нафтеновые и жир- ные кислоты, низ- шие смолы Асфальтены, ас- фальтеновые кис- лоты и ангидриды; высшие смолы Диспергирование системы и создание неструктурирован- ных молекулярных слоев на поверхности раздела фаз Стабилизация эмульсии струк- турированием поверхностных слоев Агрегируются с глобулами воды; формирование прочно- го «бронированного» слоя
Темп осаждения слившихся частиц- и выделение сплошных фаз
нефти и воды зависят от размеров глобул, вязкости дисперсиоииой
среды и разности плотностей воды и нефти: скорость выпадения
растет с ростом размеров частиц воды и разности плотностей и па-
дает с ростом вязкости нефти. Наиболее эффективным средством
ускорения процесса на третьем этапе является нагревание эмульсии,
так как оно приводит к резкому уменьшению вязкости нефти и
некоторому (10—20 %-ному) росту разности плотностей воды и нефти.
Действие химических реагентов-деэмульгаторов направлено на
реализацию второго (основного) этапа. При этом проявляются свой-
ства поверхностно-активных веществ.
Механизм действия поверхностно-активных веществ
Все деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества. ПАВ имеют
асимметричную структуру с молекулами, состоящими из одной или
нескольких гидрофильных групп и гидрофобных радикалов. Актив-
ная часть ПАВ — обладающая ненасыщенной вторичной валентно-
стью гидрофильная группа, которая, находясь на границе раздела
нефть —вода, погружается в водную фазу. Гидрофобная (олеофиль-
ная) группа (радикал), являющаяся инактивной неполярной состав-
ляющей молекулы ПАВ, не имеет валентности и тяготеет к нефтя-
ной (масляной) фазе. Эта группа состоит из цепочки углеводород-
ных радикалов.
Такая структура молекул, называемая дифильной, обусловливает
поверхностную (адсорбционную) активность веществ, т. е. их спо-
собность перемещаться через объем фазы и собираться на поверх-
ности раздела фаз так, что полярная (гидрофильная) часть молеку-
лы, близкая по природе к полярной фазе, погружается в воду, а
неполярная (олеофильная) цепочка — в менее полярную фазу, т. е.
в нефть.
Адсорбция ПАВ на поверхности раздела фаз приводит к диспер-
гированию системы, образованию защитной более гидрофобной (если
дисперсная фаза — вода) или гидрофильной (если дисперсная фа-
за — нефть) пленки и стабилизации эмульсии.
Основная характеристика ПАВ — адсорбционная способность, за-
висящая от межфазного натяжения и от концентрации ПАВ (изотер-
ма адсорбции).
Особенности действия ПАВ на водонефтяные эмульсии
В модели системы, состоящей из двух индивидуальных веществ и
одного поверхностно-активного вещества, ПАВ всегда является фак-
тором эмульгирования. В реальной ситуации система включает в се-
бя сложные фазы: нефть и пластовая вода. Химическое деэмульги-
рование — это вытеснение одного типа веществ с поверхности час-
тиц другим типом.
Вводимый в систему химический реагент обладает большей по-
верхностной активностью, чем природные эмульгаторы. Деэмульга-
тор вытесняет указанные природные вещества из поверхностного
слоя диспергированных частиц воды н образует более гидрофильный
адсорбционный слой с небольшой структурно-механической прочно-
стью. Частицы с ослабленными поверхностными оболочками при
столкновении легко коалесцируют (сливаются) с образованием легко-
оседающих крупных глобул воды. Если основным фактором устой-
чивости эмульсии являются прилипшие «бронирующие» природные
вещества, то деэмульгатор должен иметь высокую смачивающую
способность, чтобы вытеснить их с поверхности раздела в объем фаз.
Таким образом, к химическому реагенту для деэмульгирования
нефти предъявляются два принципиальных требования:
высокая адсорбционная или смачивающая активность, достаточ-
ная для вытеснения природных эмульгаторов с поверхности диспер-
гированных частиц;
способность формировать новый адсорбционный слой с низкой
структурно-механической прочностью.
Условием «срабатывания» указанных свойств деэмульгатора яв-
ляется диффузия вещества. Различают конвективную и молекуляр-
ную диффузии. Роль последней незначительна. Лишь при высокой
температуре фактор молекулярного переноса ПАВ из объема к по-
верхности может стать определяющим. На практике перемешива-
ние эмульсии ускоряет массоперенос. Это тесно связано с тем, на-
сколько правильно выбрано место ввода реагента. Например, до-
пустим, что источник диспергирования — погружной центробежный
электронасос (ЭЦН). При этом продукция скважины на выкиде на-
соса представляет собой тонкодисперсиую водонефтяиую смесь с
развитой поверхностью раздела фаз. По мере движения этой смеси
в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходит диффузия при-
родных эмульгаторов из объема к поверхности раздела фаз и фор-
мирование адсорбционного слоя. Поскольку процесс диффузии имеет
определенную ограниченную скорость, устойчивость эмульсии дости-
гается не мгновенно, а во времени. Чем «старее» эмульсия, тем она
устойчивее и тем труднее ее разрушить. Поэтому в любом конкрет-
ном случае оптимальное место ввода деэмульгатора — это прием
ЭЦН, что обеспечивает ие только своевременную подачу реагента
(эмульсия «нестарая»),, ио и эффективное его распределение.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ ХИМИЧЕСКОГО
ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЯ
Основные задачи проектирования: подбор деэмульгатора и установ-
ление нормы расхода; выбор места ввода химического реагента; оп-
ределение способа ввода.
При решении этих задач учитывается требуемая глубина обезво-
живания. В промысловых условиях осуществляются два процесса;
предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в
нефти до величины не более 10°/о; глубокое обезвоживание и обес-
соливание, после которого содержание остаточной воды не более .
1,0%.
Выбор эффективного химического реагента для промысловой под-
готовки нефти связан с достаточно трудоемкими испытаниями, поэ-
тому подбор нового деэмульгатора проводят на типичной нефти для
конкретного нефтедобывающего региона. В соответствии с Методи- -
кой испытаний и подбора деэмульгаторов для промысловой подго-
товки нефти (РД-39-1-533—81) Миннефтепрома можно выделить
следующие основные операции.
1. Подготовка эмульсии. Для испытания используют реальную
скважинную либо искусственную эмульсию, приготовляемую из ти-
пичных для данного нефтяного региона нефти и пластовой воды.
Искусственную эмульсию готовят на специальной мешалке, обеспе-
чивающей воспроизводимость устойчивости полученной эмульсии.
Обводненность приготовленной эмульсии поддерживают постоянной
для всех опытов в пределах 20—30 %, скважинной эмульсин — в
пределах 20—5О°/о.
Средний диаметр капель исследуемых эмульсий должен быть 6—
9 мкм. Свободная вода в естественной эмульсии должна отсутство-
вать. Время выдержки до испытаний искусственной эмульсии состав-
ляет 16—20 ч. Все образцы промысловой эмульсии должны иметь
одинаковое (2 ч) время выдержки между отбором и опытом.
2. Подготовка испытуемого деэмульгатора. Независимо от типа
реагента (водо- или нефтерастворимые) деэмульгаторы перед вводом
в эмульсию растворяют в универсальных растворителях — толуоле
или ксилоле либо в смеси ксилола и изопропанола (3:1). Концен-
трация раствора деэмульгатора в этих растворителях — 1 г/100 мл.
3. Перемешивание эмульсии с реагентом. Режим перемешивания
создают подобно реальному. Для этого используют специальную ме-
шалку.
Температуру перемешивания поддерживают равной температуре
отстаивания, если последняя ие превышает 20 °C. При температуре
отстаивания меиее 20 °C температуру в мешалке устанавливают рав-
ной 20 ±2 °C.
Частота вращения вала мешалки, моделирующая реальную интен-
сивность перемешивания, лежит в пределах 200—1200 мин-1.
Продолжительность перемешивания от 3 до 30 мии.
Масса пробы нефтяной эмульсии, используемой в единичном
опыте, — 150 г.
Расход реагента иа единичный опыт 1,5—12-10-3 г, т. е. из рас-
чета 10—80 г на 1 т эмульсии. Для тяжелых нефтей верхний предел
может быть доведен до 100—150 г/т.
4. Отстой обработанной эмульсии. Режим отстаивания охватывает
реальные условия.
Продолжительность отстаивания эмульсии после перемешивания
ее с химическим реагентом равна 120 мии с замером параметра от-
стоя через 30, 60, 90 и 120 мин с начала отстаивания. Время от-
стаивания высоковязкой тяжелой нефти может быть увеличено до
180—240 мин.
Температура при моделировании процесса глубокого обезвожива-
ния изменяется от 20 до 60 °C (до 80—100 °C для высоковязких тя-
желых нефтей), для процесса предварительного обезвоживания — от
20 до 40 °C. При испытании химических реагентов класса высокоэф-
фективных нижний предел устанавливают равным 10 °C.
5. Обработка результатов лабораторных испытаний. Определяе-
мый параметр — количество отделившейся воды, по которой вычис-
ляют величину остаточной концентрации воды в нефти. Данные из-
мерений представляют в графическом виде, что позволяет определить
условия, при которых обеспечивают процессы предварительного глу-
бокого обезвоживания. Результаты лабораторных испытаний сводят
в таблицу сравнительный эффективности различных деэмульгаторов.
В табл. 29 в качестве примера приведены данные испытаний новых
Таблица 29
* П ре двар ига л ьный сброс (содержание остаточной воды менее 10%) Глубокое обезвожива- ние (содержание оста- точной воды менее 1%)
Реагент Л а л а л
Р л И Я Л , ь а
Я >> о к
Р"£- Ss
р. № р < - №
О СП К к К к
С и Е S а а Н н я а
о £ Ф д ° а <У и
л ф P Л л s рл
га га НО Рга « «
Дисолван 4411 (базовый реа- >30 >60 >240 50—60 50—60 90
Деэмульгатор А (иовый'реа- гент) 10—20 60 20 40 60 120
Деэмульгатор Б (новый реа- гент) >30 >70 >240 60 50 240
деэмульгаторов применительно к условиям водонефтяных эмульсий
девонской залежн Новозапрудненского месторождения.
6. Выдача рекомендаций. На основе данных о сравнительной эф-
фективности испытаний реагентов делается отбор реагента для
дальнейших испытаний в промысловых условиях. В рассмотренном
пример (табл. 29) промысловых испытаний может быть рекомендо-
ван реагент А как деэмульгатор, обеспечивающий необходимую глу-
бину обезвоживания для обоих промысловых процессов при меньших
расходах реагента, более низких или тех же, что и базовый реагент
температурах.
7. Промысловые испытания. Цель промысловых испытаний — оп-
ределение эффективности рекомендованных реагентов в реальных ус-
ловиях и выявление его эксплуатационных качеств. По результатам
промысловых испытаний новый реагент рекомендуется (или не ре-
комендуется) для внедрения взамен базового.
РЕГЛАМЕНТИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ
Для рекомендованного к применению деэмульгатора должен быть со-
ставлен руководящий документ в форме инструкции по применению
или специальных рекомендаций.
Подобный руководящий документ обычно включает следующие
разделы.
1. Общие положения.
II. Техника и технология подачи деэмульгатора в обрабатывае-
мую среду.
III. Техника безопасности и охрана труда.
IV. Условия транспортирования, хранения, гарантирование каче-
ства и маркировки.
V. Правила поставки, приема на промысле н отбора проб.
VI. Разрешение на использование реагента.
Раздел I включает информацию о составе, особенностях и физи-
ко-химических свойствах товарного реагента и его рабочих раство-
рах. В разделе II регламентируют условия приготовления рабочих
растворов деэмульгатора, их концентрацию и вид растворителя; ус-
танавливают удельные нормы расхода реагента в г на 1 т нефти
(обычной и высоковязкой), указывают температуру приготовления и
ввода реагента в среду; оговаривают условия применения реагента
в виде раствора или в форме поставки; дают соотношение для про-
ектирования расхода дозировочного насоса; отмечают целесообраз-
ные точки ввода деэмульгатора в системе добычи нефти; дают ре-
комендации по схеме подключения дозировочных узлов, марки на-
сосов и агрегатов, параметрам другого оборудования (емкостей, уз-
лов приготовления раствора, вспомогательных иасосов, КИП).
В разделе III указывают количественные и качественные показа- .
тели реагента, его токсичности, пожаро- и взрывоопасности; четко
обосновывают меры предосторожности при обращении с реагентом
и его раствором.
Н разделе IV регламентируют организационные и технические ус-
ловия, при которых гарантирована сохранность качества и количе-
ства реагента в процессе транспортировки и хранения.
В разделе V определяют нормы отбора проб, условия хранения
и доставки проб; дают ссылки на соответствующие ГОСТы и ТУ.
В разделе VI указывают методы и виды анализов свойств и ка-
чества принимаемого деэмульгатора.
Специальный раздел содержит ссылки или текст разрешающих
документов, исходящих от вышестоящих инстанций Миннефтепрома
и контролирующих органов системы МВД, Минздрава, Госгортехнад-
зора СССР и т. д.
СВОЙСТВА ОСНОВНЫХ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ
В качестве деэмульгаторов используют ноиогениые, иеионогениые вы-
сокомолекулярные поверхностно-активные вещества. Это ПАВ из
групп блоксополимеров окисей этилена и пропилена на этиленгликоле
и этилендиамине; оксиэтилированных аминов; спиртов и алкилфенолов.
Разрабатываются и внедряются новые более эффективные де-
эмульгаторы, но каждый период развития отрасли хэарактеризуется
в целом не очень широким набором базовых реагентов. До 60-х го-
дов, например, базовым реагентом был нейтрализованный черный
контакт НЧК.
В настоящее время НЧК практически полностью вытеснен значи-
тельно более эффективными, главным образом, неионогенными ПАВ,
удельный расход (40—80 г/т) которых на два порядка ниже, чем у
НЧК (3000—7000 г/т).
Дипроксамин-57. Относится к классу высокомолекулярных не-
ионогенных ПАВ, представляет собой блоксополимер окисей этилена
и пропилена на основе этилендиамина.
Структурная формула
Н (С3НвО)П1 (C2H4O)m-N-CH2-CH2-N-(C2H2O)mj (С3НвО) Н„2
Характеристика дипроксамииа-57
Цепочка окиси этилена (п)......................... 80
Цепочка окиси пропилена (т) ...................... 26
Молекулярная масса............................... 5000
Содержание, %:
основного вещества в промышленном реа-
генте ........................... .... 98
золы.......................................... 0,5
Товарное состояние....................... Вязкая прозрачная
жидкость
Цвет . ................................ . . Темно-коричневый,
коричневый
Растворимость в мягкой и жесткой воде,
диэтиловом эфире, этаноле, бензоле, четырех-
хлористом углероде....................... Хорошая
Степень биоразлагаемости, %..................... . 77
ПДК в очистных сооружениях станций био-
очистки, мг/л............................ 10
Реагент не выпадает в осадок из разбавленных растворов мине-
ральных кислот, щелочей и поваренной соли. Основная область
применения — деэмульгатор" в нефтяной промышленности.
Дипроксамин-157 (ТУ-6-14-614-71—157). Относится к классу вы-
сокомолекулярных неноногенных ПАВ, представляет собой азотсо-
держащий блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе
этилендиамина.
Характеристика дипроксамина-157
Молекулярная масса
Товарное состояние при комнатной темпе-
ратуре ...................................
Цвет......................................
Растворимость в:
воде......................................
нефти и ароматических углеводородах . .
Плотность, г/см* * 3 при температуре, °C:
20........................................
80......................................
Зязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20........................................
80......................................
Температура, “С.-
вспышки в закрытом тигле..................
застывания .......................
Норма расхода, г на 1 т нефти.............
Е>орма применения ........................
Рорма поставки . .........................
‘арантийный срок хранения, лет.............
Около 5000
Прозрачная вязкая
жидкость
Желтовато-коричневый,
коричневый
Нерастворим
Хорошая
( 1,025—1,050
0,900—0 990
635
55
107
—33
40—60
65%-иый раствор
в метаноле
Железнодорожные
цистерны
металлические бочки
(200 л)
1
Изменение адсорбции системы вода — ромашкниская нефть —
1ипроксамин-157 приведено в табл. 30 и результаты испытаний де-
эмульгирующей способности по эмульсии нефти ромашкинского ме-
:торождеиия в лабораторных и промысловых условиях — в табл. 31.
Время отстаивания равно 4 ч.
Дисолваны. В промысловой подготовке наиболее часто исполь-
уются: дисолван 4411, 4422, 4490. Все оии относятся к классу вы-
Концент- рация реа- гента, % Межфазное натяжение, мДж/м2, при температу- ре, °C Концент- рация реа- гента, % Межфазное натяжение, мДж/м2, при темпера- туре, °C
20 Б0 80 20 50 80
0 27,1 . . 0,05 10,0 7,4 4,7
0,00625 12,6 9,8 7,3 0,1 9,4 6,9 4,1
0,0125 11,4 9,0 6,2 0,5 8,4 5,7 3,3
0,025 10,6 8,2 5,3
Таблица 31
I Удельный расход реагента, г/т Содержание воды в эмуль- снн, % Содержание солей, мг/л сс го Характер -испы- таний о о Давление, МПа
1\илцен грации реагел. рабочем растворе, %
до обработки после обработки до обработки । после обработки
i о а S QJ
30 2,4 1,0 18000 _— 2,5 Лабораторные 70 0,10
22 2,4 0,1 4600 40 100 Промысловые 100 0,55
47,5 32,8 0,6 35700 138 2 То же 52 3,8
57,0 32,4 1,28 25900 393 2 - » 53 4,5
52,0 28,8 0,6 25200 186 2 50 3,5
30,8 30,8 0,9 31800 215 2 » 50 3,5
Характеристика дисолвана 4411
Молекулярная масса.............................. 2500—3000
Товарное состояние........................ Вязкая
темно-коричневая
жидкость
Содержание основного вещества в товарном
продукте, %............................... 100
Плотность, г/см3, при 20° С............... 1,040
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20 ............................................... 1760
40................................................ 515
60 ................................................ 226
Температура, °C:
вспышки................................... 8—15
самовоспламенения................................ 447
застывания....................................... 10
[редел взрываемости по объему в воздухе,
6............................................... 6-34,
[ДК паров деэмульгатора в воздухе, мг/л . 0,05
•орма поставки и хранения..................... Стальные бочки
зкомолекулярных иеиоиогенных ПАВ. Представляют собой полиал-
иленгликоли с молекулярной массой 2500—3500. Дисолваны хорошо
астворяются в воде. 1—3 °/о-ные водные растворы — стойкие про-
эачиыс или мутноватые жидкости со слабощелочной или нейтраль-
ой реакцией.
Дисолваны не реагируют с солями, слабыми щелочами и кисло-
1ми, содержащимися в пластовой жидкости, не образуют осадков
загрязнений в отстойной аппаратуре и дренируемой воде. При ис-
эльзовании дисолванов усиливается коррозия теплообменной аппа-
1туры, трубопроводов и емкостей. Применение их в смеси с НЧК
(медляет коррозию; при этом удельный расход дисолвана может
ять снижен.
Результаты промышленных испытаний на Ромашкинском место-
>ждении приведены в табл. 32.
Таблица 32
Результаты промышленных испытаний на Ромашкинском
месторождении
Реагент Удельный расход реа- гента, г/т Содержание воды в эмуль- сии, % Содержание солей, мг/л Концентрация реагента в рабочем растворе, % о
До обработки После обра- ботки До обработки После обра- ботки 3. ч а 5 EU
Дисолваи* 4411 4,5 12,8 0,24 11600 69 2,0 80
Цисолван 4411 60 16,0 0,12 40000 43 — 60
[солван 4411 НЧК 21/1050 10,0 0,1 — — — 60
4411 34/340 15,0 0,2 27700 ' 42 50
солван НЧК
4411 27/230 2,5 0,1 .4760 47 60
солван НЧК
4411 7/28 10,0 0,4 1,0 50
АНП
‘Содержание реагента в рабочем растворе 2%.
•• Испытания проводили с нефтью Мухановского месторождения, содержание
'ента в рабочем растворе 1 % .
Результаты лабораторных и промысловых испытаний
(при температуре 60° С)
м Содержание Содержание
S ВОДЬ/ В солей,
р. к ф “ и Ф эмульсии, % мг/л
о л Р- ф О Р. g О’
Месторождение вГ к К
р. нефти ф Ф е к CQ W л
=СЙ \ « Р. о ю Р. VO р, о
к § § о сз о р, о
Удель гента, Р< ЕГ <3 о. Время VO о о После ботки VO о о После ботки
60 Ромашкинское 2,0 2 12,8 0,24 7500 132
60 Бавлинское 2,0 2 18,4 0,36 51900 1260
33 Туймазинское 1,0 4 10,0 0,15 — 200
29 То же 1,0 4 10,0 0,30 —_ 350
26 » 1,0 4 10,0 0,70 — 450
Характеристика дисолвана 4422 (табл. 33)
Химическая формула основного вещества . RO (С2Н4О) С2Н4ОН
Товарное состояние....................... Темно-красная
маслоподобная жидкость
Плотность, г/см3......................... 959
Температура, °C:
застывания............................ . 10
кипения......................................... 447
Межфазное натяжение системы нефть — вод-
ньй раствор ПАВ, мДж/м2, при концентра-
ции реагента, г/т:
0.................................................. 32
50............................................. 12,9
Требуемая степень перемешивания с обраба- ,
тываемой эмульсией............................. Невысокая
Характеристика дисолвана 4490
Товарное состояние........................ 50—%-ный раствор
в ароматических
углеводородах;
бесцветная жидкость
с запахом метанола
Плотность, г/см3, при температуре 20° С . . 0,92
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
—20 ............................................. 220
—10............................................... 145
0.............................................. 105
20.............................................. 60
Температура, °C:
вспышки.....................................' 8
застывания.............................. —45
'астворимость в воде, спирте, ароматиче-
ких углеводородах................................... Высокая
1ДК паров в воздухе, мг/л............................. 0,050
1редпочтительная область применения . . . Путевая деэмульсация
при низких температурах
'екомендуемый удельный расход, г/т при х
емпературе, °C:
20 ............................................ 80—100
35 ............................................. 40—50
50 ................................... 35—40
Реагент ДС-РАС. Относится к классу анионных ПАВ, группе
ульфонатов (соли алкан- и алкилароматических сульфокислот), ви-
у алкилароматических сульфокислот и их солей. Представляет со-
ой раствор рафинированного алкиларилсульфоната, т. е. натриевые
оли алкилароматических сульфокислот на основе керосиновой фрак-
ии 160-—310 °C или каталитического газойля фракции 200—300 °C.
Химическая формула................... . CnH2n+1ArSO3Na
еличина п в химической формуле .... . 8—12
одержание в товарном реагенте, %:
основного вещества (сульфокислоты) ... 45
несульфированных соединений...................... 1
сульфата натрия (Na2SO4)......................... 5
карбоната натрия (Na2CO3)........................ 3
оварное состояние........................ Вязкая масса (паста)
,вет................................... Желтый —
светло-коричневый
лотность, г/см3..................................... 1,16
емпература застывания, °C ........................... 50
оверхностное натяжение 1%-ного водного
ктвора, мН/м . ...................................... 35
астворимость в воде................................ Хорошая
гепень биоразлагаемости, %................ 35—40
5рос в водоемы.................................. Не допускается
Реагент устойчив в растворах минеральных кйслот, щелочей и в
шсутствии солей жесткости. Обладает высокой пенообразующей
юсобностью в пресной и высокоминерализованной воде. По ре-
'льтатам промышленных испытаний ДС-РАС для разрушения
«ульснй Ромашкинского месторождения рекомендуется использо-
1ть в смеси с дисолваном при расходе, г/т: дисолвана 20—30 и
С-РАС 130—200.
Применение в чистом виде связано с высокими удельными рас-
>дами ДС-РАС:
гвонская нефть Татарии ................ 1500—2000 г/т
гвонская нефть Башкирии......................... 2000 г/т
;фть угленосных горизонтов Поволжья . . 5600 г/т
Реагент НЧК. (нейтрализованный черный контакт) (ТУ 156—55)
относится к классу анионоактивных ПАВ. По химической природе
представляет собой соли водорастворимых кислот, получаемых при
сульфировании керосино-газойлевых дисстиллятов или экстрактов от
очистки масел кислотой, олеумом или газообразным серным ангид-
ридом с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его
водой и нейтрализацией щелочью.
Химический состав основного вещества (сульфонафтеновых кис-
лот) НЧК разнообразен, меняется для различных поставок.
Характеристика товарного реагента
Содержание, %:
сульфонафтеновых кислот........................... 15
сульфатов.......................................... 12
минерального масла.................................. 5
Показатель pH ... •....................... 7—8,5
Плотность, г/см3................... 1,12—1,16
Изотермы адсорбции системы нефть Ромашкинского месторожде-
ния — водный раствор НЧК даны в табл. 34.
Таблица 34
Содержание НЧК в растворе, % Межфазное натяжение, мДж/м2
Раствор НЧК в пресной воде — нефти Раствор НЧК в минерализованной пластовой воде — нефти
* 0,05 24,24 27,94
0,1 20,48 22,44
0,5 14,8 16,47 -
1,0 9,86 9,88
2,0 8,02 —
Примечание. НЧК растворим в пресной воде, образует прозрачный
раствор, с минерализованной пластовой водой — мутный раствор.
Реагент обладает невысокой адсорбционной активностью и сам
по себе является малоэффективным деэмульгатором — часто даже
при высоком удельном расходе (до 5 кг/т и более) не обеспечивает
требуемой глубины обезвоживания водонефтяных эмульсий. Но ис-
пользование смесей НЧК с высокоэффективными неионогенными ПАВ
(типа дисолван) бывает экономически и технологически оправданным,
так как позволяет снизить необходимую концентрацию активного
реагента (дисолвана) на 1—2 порядка, при этом снижается и кон-
центрация НЧК в обрабатываемой эмульсии. Кроме этого, НЧК
способствует снижению коррозионной активности дисолваиа.
Реагент ОЖК относится к классу неиоиогеииых ПАВ, группе ок-
сиэтилированиых жирных кислот (полиэтилеигликоль — моноалкона-
Содержание реагента ОЖК в воде, % Межфазное натяжение системы Ромашкииская нефть — аодный раствор ОЖК, мДж/м2, прн темпе- ратуре, °C Содержание реагента ОЖК в воде, % Межфазное натяжение системы Ромашкииская нефть — водный раствор ОЖК, мДж/м2, прн темпе- ратуре, °C
20 50 80 20 50 80
0 27,1 — 0,05 10,1 7,6 5,6
0,00625 16,7 14,3 11,8 0,10 7,8 5,7 4,0
0,0125 15,2 12,6 9,8 0,50 6,5 4,3 2,7
0,025 13,0 10,2 7,6
jb) . Представляет собой полиэтиленгликоль — моноалконат на осно-
: синтетических жирных кислот (СЖК). Химическая формула
„Н2и+1СОО (С2Н4О) тН, величины в химической формуле: и^18,
= 15
изико-химическая характеристика реагента ОЖК
одержание в товарном реагенте, %:
основного вещества................................ 99
влаги............................................. 0,5
тешний вид.................................... Коричневая
мазеобразная масса
потность, г/см3, при температуре 20°С. • 1,05
«кость, мПа-с, при 80°С. , .................... 50
:мпература застывания, °C............... 38—43
араметры мицеллообразования:
критическая концентрация, г/л...................... 5
поверхностное натяжение, мН/м..................... 55
створимость в:
дистиллированной воде, бензоле, СС14 . . . . Хорошая
этаноле, диэтиловом эфире'..................... Слабая ?—
жазатель pH в 2—5%-ных водных раство-
........................................ 7—8
комендуемый удельный расход реагента, 50 8
>едельио допустимая концентрация, мг/л в:
очистных сооружениях станций биоочистки 10
воде хозяйственно-бытового назначения . . 3
Изотермы адсорбции системы нефть Ромашкинского месторож-
ния — водный раствор ОЖК даны в табл. 35.
В обрабатываемую эмульсию реагент ОЖК вводят в виде 2—
/0-ного водного раствора, который готовят перемешиванием при
лпературе 80 ° С. Раствор ОЖК сохраняет устойчивость в течение
ух недель.
При расходе реагента за пределами рекомендуемого интервала,
т. е. менее 50 г/т и более 80 г/т, процесс разрушения эмульсии не-
эффективен вследствие эффекта вторичного диспергирования воды
в нефти.
Прогалит НМ 20/40 относится к классу неионогенных ПАВ типа
блоксополимеров окисей этилена и пропилена. Общая формула ак-
тивной части реагента
СН2—О—R
I
с2н2(1
I
СН—О—R
I
СвН2в+1
где R — блоксополимеры окисей этилена и пропилена, — С3Н6О) m —
—(С2Н4О)„—Н, и=4—20; т=3—20; т/п=0,7—3; а=1—5; Ь = 1—
—5; х=1—2
Товарная форма реагента • •................ 65%-ный раствор
. .... основного вещества
в растворителе
(67%-ный водный раствор
метанола)
Внешний вид реагента Однородная
прозрачная жидкость
Цвет.......................................... Светло-желтый —
светло-коричневый
Плотность, г/см3, при 20°С................ 0,92
Вязкость реагента, мПа-с, при температуре,
°C:
0................................................. .200
10............................................... 78
20............................................... 52
Вязкость основного вещества, мПа- с, при
температуре 50° С......................... >175
Температура, “С.-
просветления 10%-ного водного раствора . 52—60
застывания.......................... <—40
вспышки в закрытом тигле............. 18
ПДК по парам метанола в воздухе, г/м3. . ’ 5
Растворимость в:
воде................................. Высокая
толуоле............................ Нулевая
Норма расхода, г/т:
для обычных нефтей.......................... v 20—80
для высоковязких нефтей....................... До 100—250
Реагент легковоспламеняющийся, по токсичности относится к
3-му классу опасности по ГОСТу. Подают в обрабатываемую среду
состоянии поставки (без дополнительного разбавления);
те 0,2—5 %-ного водного раствора; форме эмульсии в без-
;ной нефти с концентрацией до 20 %. Температура ввода реагента
брабатываемую эмульсию ие должна превышать 50 °C. После вво-
реагента обработанная среда может быть нагрета до 60—120 °C.
Реагент упаковывают в чистые стальные сухие бочки вместимо-
ю 100—200 л с герметичными навинчивающимися пробками с пре-
дками из маслобензостойкого материала. Транспортируется же-
нодорожным, автомобильным н водным транспортом в соответ-
ии с правилами перевозки огнеопасных грузов.
Хранят в защищенных от прямых солнечных лучей герметичных
ках пробками вверх при температуре не более 50 °C.
Три приемке реагента контролируют качество по отобранным
бам по следующим показателям: внешний вид, температура про-
шения, содержание активного вещества, кинематическая вязкость,
тература застывания. Проверку качества осуществляют также
истечении гарантийного срока хранения (12 мес с момента прн-
вления продукта).
^еагент СНПХ-41 относится к классу неионогенных ПАВ. Пред-
ляет собой азотсодержащий блоксополймер окисей этилена и про-
на на основе фенольной смолы — отхода производства фенола
етона.
жулярная масса.................................. 1870
ший вид при комнатной температуре . . Густая вязкая жидкость
Коричневый
ность при температуре 20° С, г/см8 . ..1,05—1,06
ость, мПа-с, при температуре, °C:
..................................... 844
..................................... 37—39
а применения......................... 65%-ный раствор
в метаноле или фракциях
>иый расход, г/т.........................
!вка.....................................
тийиый срок хранения................
ароматических
углеводородов
40—60
В железнодорожных
цистернах,
в металлических бочках
вместимостью 200 л
1 год
чт СНПХ-4101
;ий вид............................Однородная прозрачная
жидкость
.............................................. Коричневый
кание активного вещества, % ... . 48—52
ость при 20°С, г/см3.............. 0,94—0,98
)атура застывания, °C........................ <45
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
О.........................................
20......................................
Растворимость в:
воде......................................
нефти...................................
<200
<30
Нерастворим
Неограниченно
Рекомендуется применять в неразбавленном виде. Действие де-
эмульгатора основано на разрушении «бронирующих» оболочек глобул
воды. Рекомендуется использовать на установках подготовки нефти
и в процессе предварительного обезвоживания.
Реагент СНПХ-44 представляет собой смесь нескольких групп
ПАВ, что обеспечивает снижение вязкости раствора, ускорение «до-
ставки» реагента из глубины объема к поверхности раздела фаз,
увеличение деэмульгирущей способности.
Физико-химическая характеристика СНПХ-44
Внешний вид...............................Однородная прозрачная
жидкость
коричневого цвета
Содержание основного вещества в реагенте,
%................................................. 48—52
Плотность при 20° С, г/см3.............. 0,93—0,95
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
0............................................... <250
20........................................ . <70
Температура застывания, °C................./ —45
Растворимость в:
воде........................................ Нерастворим
нефти..................................• Неограниченно
Норма расхода при испытаниях, г/т:
для девонских нефтей на установках под-
готовки ...............................4 35—45
в системе сбора......................... 40—45
для нефтей нижнего карбона на установ-
ках УППН...................................'. 96
Остаточное содержание в нефти при про- ~
мышленных испытаниях:
воды, % ................................. 0,28
соли, мг/л.............................. 106
Рекомендуется применять в неразбавленном виде.
Свойства других химических реагентов-деэмульгаторов нефти
приведены в «Справочном пособии по применению химических реа-
гентов в добыче нефти» (1983)
Пожароопасность
Вещество....................
Категория...................
Проксанол Реагент Проксамин
303 L-1632
Горючее Б А
Токсичность
Проксаиол 303 ....................
Эксид А...........................
Прогалит 247/070 .................
Проксамин 385 ....................
По растворителю — метанолу
По растворителю
По растворителю
Слабораздражающее действие
на кожу и слизистые
"лава VI
ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ
'самопроизвольное окисление и разрушение металлов (коррозия) про-
сходит в той или иной мере во всех элементах промысловой систе-
:ы. Характеристика видов коррозии дана в табл. 36.
Все виды коррозии можно разделить на две группы:
коррозия внутренней поверхности оборудования (контактирова-
ие с рабочими средами);
коррозия внешней поверхности (контактирование с окружающей
>едой).
Внешняя коррозия предотвращается (замедляется) методами про-
сторной и катодной защиты, нанесением изоляционных покрытий и
гогда использованием специальных летучих ингибиторов; внутрен-
1я коррозия — нанесением изоляционных покрытий; добавлением в
(бочую среду химических реагентов (ингибиторов, бактерицидов),
пользованием технологических приемов (эмульгированием агрес-
вной среды в нейтральной, охлаждением объекта, ограничением
емени контакта металлического оборудования с агрессивной сре-
й). На большинстве объектов и во многих технологических пре-
ссах (например, солянокислотная обработка ПЗП) химический ме-
ц защиты оборудования — основной. При этом другие методы мо-
г быть использованы лишь для усиления эффекта от химических
агентов или для снижения экономических затрат.
ЮБЕННОСТИ ПРОЦЕССОВ КОРРОЗИИ
СИСТЕМЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ибольшей коррозионной активностью обладают промысловые сре-
с высоким содержанием сернистых соединений (особенно H2S и
жаптанов) и кислорода.
Чаще всего образование сероводорода в пластовой продукции
>ывается жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бакте-
: (СВБ) по следующей схеме:
+ SO1”------->S2~ + 4H2O.
СВБ
Вид коррозии Характер коррозионного процесса Место протекания процесса
Атмосферная электрохимиче- ская коррозия Окисление и разрушение металлов при их контак- те с воздухом или влаж- ным газом (пары кислот, сероводорода, солей, ще- лочей и других реаген- тов) Наземные нефтепромыс- ловые сооружения. Базы хранения химических ре- агентов
Биокоррозия Разрушение металлов в присутствии продуктов жизнедеятельности мик- роорганизмов Заглубленные в почву нефтепромысловые объ- екты и система закачки воды в пласт
Контактная электрохимиче- ская коррозия Вызывается электриче- ским контактом металлов с различающимися зна- чениями электрохимиче- ского потенциала *
Почвенная электрохимиче- ская коррозия Вызывается непосредст- венным контактом метал- ла с почвой Внешняя поверхность подземных коммуникаций и заглубленных резерву- аров
Химическая га- зовая коррозия Высокотемпературное окисление металла с кис- лородом или другим га- зом в «сухой» среде Дымогарные котловые трубы установок подго- товки нефти и воды, ло- патки газовых турбин, промысловых дожимных компрессорных станций и др.
Химическая кор- розия в неэлек- тролитных сре- дах Разрушение металла в жидких или газообраз- ных неэлектропроводных (или средах с малой электропроводностью) аг- рессивных средах Внутренняя поверхность объектов добычи, транс- порта и переработки вы- сокосериистой нефти
Электро- коррозия Электрохимиче- ская коррозия в электролитах Источником являются то- ки утечки Окисление металлов в жидкой электропровод- ной среде, сопровождаю- щееся возникновением электрического тока Промысловые объекты, связанные с электроуста- новками повышенной мощности Наблюдается при закач- ке, хранении и транспор- тировании растворов со- ляной и серной кислот, щелочей, солей, а также мицеллярных растворов
Оптимальные условия для жизнедеятельности СВБ: водная среда;
тсутствие свободного кислорода; невысокая минерализация (10—
00 мг/л); температура 20—40°C; наличие органических веществ до
3 мг/л.
СВБ в основном развиваются в ПЗП у нагнетательных скважии
радиусе 1—5 м. Эта зона становится «генератором» сероводорода,
агнетаемая вода здесь теряет до 80—95 % сульфатов, обогащаясь
>и этом H2S и СВБ. Появляясь затем в продукции нефтяных сква-
ин, такая вода является источником интенсивной (сероводородной)
ррозии, протекающей по схеме
S ч* Н*-f-HS- ч* 2Н+-f-S8" .
Образовавшиеся ионы водорода инициируют в черных металлах
эцесс электронных реакций с образованием сульфидов железа и
щесс иаводораживания (проникновение водорода в глубь метал-
1, а сам сероводород увеличивает темп электрохимической кор-
ни:
> 2е -* Наде + Наде Н2,
-2е -> Fe8+ 4- H2S FeS 4- 2Н+. ‘ “
Вторая причина коррозии — кислород, попадающий в промысло-
продукцию при подземном и капитальном ремонтах скважии,
энтиых работах на промысловых установках (ГЗУ, ДНС, УПН)
>убопроводах. В напорной герметизированной системе при отсут-
и ремонтов содержание кислорода незначительно, а при наличии
акта с атмосферой содержание кислорода в рабочей среде мо-
достичь 1 мг/л и более.
'.нслородная коррозия, наблюдаемая главным образом в систе-
акачки воды в пласт, может быть снижена герметизацией сис-
оединеиие кислорода и сероводорода делает среду, в особенно-
водную, исключительно коррозиоиио-активиой.
)етья причина коррозии на нефтяном промысле — это углекис-
газ. Углекислотная коррозия наблюдается при использовании
1ов интенсификации притока или увеличения нефтеотдачи, при-
ощих СО2.
шболее широко используемые в нефтепромысловой практике
I сталей 0,8, 10, 15, 20 (ГОСТ 1050—74), ст. 2, ст. 3, ст. 4
Т 380—71); 4МТУ 5232—55, 4МТУ 3613-53, НЛ-1, НД-2, Ml2,
обладают невысокой коррозионной стойкостью и требуют мер
знойной защиты.
МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ И БАКТЕРИЦИДОВ
И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
Ингибиторы — вещества, снижающие темп коррозии металлов в аг-
рессивной среде даже при незначительном их добавлении. Ингиби-
торы образуют на поверхности металлов защитные пленки адсорб-
ционной природы, которые изменяют характер распределения заряда
в двойном электрическом поле, что обеспечивает замедление процес-
сов электрохимического растворения металла или изменение харак-
тера электрохимической реакции блокирования активной поверхности
металла. Скорость электрохимической реакции пропорциональна ве-
личине свободной от адсорбированных частиц поверхности. Интен-
сивность адсорбции ингибитора зависит от потенциала корродируе-
мой среды, т. е. от величины поверхностного заряда металла. Опти-
мальная величина потенциала близка нулю.
Защитное действие бактерицидов основано на подавлении жизне-
деятельности сульфатвосстаиавливающих бактерий. Это осуществля-
ется либо стерилизацией закачиваемой воды (профилактика), либо
уничтожением микрофлоры зараженных пластов или нефтепромыс-
ловых объектов.
Некоторые химические реагенты (АНП-2, ДОН-2) обладают ин-
гибирующим и бактерицидным свойствами.
Критерии эффективности реагентов. При выборе ингибиторов кор-
розии для заданных условий используют следующие показатели:
коэффициент торможения коррозии; защитный эффект ингибиторов;
совместимость с другими химическими реагентами, вводимыми в
обрабатываемую среду; увеличение работоспособности оборудования.
Коэффициент торможения
Кт =
где v, vB — соответственно скорость коррозии металла в среде без
ингибитора и в присутствии ингибитора. Всегда кт>1.
Защитный эффект:
v — v„ .
Кв.э => —ЮО
или через величину кт - <
Кт - 1 ЛА i- '
Кв.э = 400.
кт I.
Величина к3.э<100 %.
Скорость коррозии, г/(ч-м2), оценивают массой металла, которая
растворяется с едишшы поверхности в единицу времени:
AG Х'
SAt ’
где AG — уменьшение массы металла, г; S — поверхность контакта
металла (с агрессивной средой), м2; Дт — время, ч. /
Иногда для оценки скорости коррозии используют уменьшение
толщины стенки в единицу времени (мм/ч). /
Показатель совместимости обязателен для определения, если си-
стему помимо ингибитора коррозии одновременно обрабатывают
другим химическим реагентом (деэмульгатором, ингибитором солеот-
ложений, реагентом для повышения нефтеотдачи и т. д.). Его рас-
считывают по уравнению
ксовм = △^и/ДОи_р,
где AGH и AG,,.,, — уменьшение массы металлического образца в сре-
де, обработанной ингибитором коррозии, и в среде, одновременно об-
работанной ингибитором коррозии и другим реагентом. Чем выше
величина кСовм, тем более совместимы химический реагент и инги-
битор коррозии. При подборе пар ингибитор коррозии — химический
реагент другого назначения используют следующие показатели; не-
совместимая пара (кСовм<0,84); совместимая пара (кСовм=0,84—
1,23); совместимая пара с синэргетическим эффектом (кс<>вм>1,23).
Фактор увеличения работоспособности оборудования — специфи-
ческий показатель, используемый обычно при оценке эффективности
ингибитора для защиты подземного оборудования скважин. В каче-
стве подобного показателя применительно к насосным скважинам
используют; отношение межремонтного периода скважин до и после
обработки ингибитором; отношение длин замененных вследствие кор-
розии насосно-компрессорных труб (или штанг) до и после обра-
ботки. Это отношение следует вычислять в приведенном к единице
времени виде, т. е.
^раб = ’
где AGH и ДОи.р — уменьшение массы металлического образца в сре-
LK — суммарная длина замененных труб (штанг) соответственно до
и после обработки ингибитором; Т, Тя — анализируемый период со-
ответственно до и после обработки.
При выборе бактерицида используют следующие показатели: ми-
нимальную дозировку бактерицида; степень подавления клеток, кон-
центрации сероводорода, роста концентрации сульфатов.
Степень подавления клеток определяется как отношение числа
выживших клеток после воздействия бактерицидом к их первона-
чальному содержанию.
Минимальная дозировка — концентрация бактерицида (мг/л), при
которой достигается полное отсутствие живых клеток в бактериаль-
ной среде.
Степень снижения H2S (%) — показатель, используемый при
оценке эффективности в промысловых условиях, рассчитывают из
формуле:
С — Сб „
кн = —-------2- 100,
С — Со
где Со, С, С б — установившееся значение концентрации сероводорода
в воде соответственно закачиваемой (исходной), при изливе нагнета-
тельной скважины, до обработки бактерицидом н при изливе после
обработки.
Степень роста сульфатов (SO42-) (%) (также используется при
промысловых испытаниях реагента) определяют по формуле
Сб—С
Со-С
100.
(Здесь обозначения идентичны обозначениям предыдущей фор-
мулы, но относятся не к H2S, а к SO42~.)
СВОЙСТВА И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ОСНОВНЫХ
ИНГИБИТОРОВ И БАКТЕРИЦИДОВ
Выделяются три вида основных химических реагентов для борьбы
с коррозией: ингибиторы, бактерициды и реагенты двойного дейст-
вия.
1. Ингибиторы коррозии
Реагент СНПХ—6001 — олигоизобутилеиамидодиамин представляет
собой, жидкость темно-коричневого цвета с характерным запахом
аминов. Предназначен для ингибирования нефтепромыслового обо-
рудования, испытывающего воздействие нефти с растворенными
H2S и О2, водных конденсатов и рассолов.
Молекулярная масса............................. Около 3200
Температура, °C:
застывания.............................. —68
вспышки......................................... 305
Растворимость в углеводородных раствори-
телях ........................................... Хорошая
Токсичность................................... Малотоксичен
Форма подачи в агрессивную среду........ Разовая обработка;
дозировка
Применение.............................. В форме поставки
Защитный эффект при дозировке 100 мг/л,
%....................................... 95—98
Стойкость защитной пленки при разовой
обработке, мес.......................... 1,5—2
Реагент СНПХ-6002 — композиционный состав на основе отече-
ственных недефицитных выпускаемых промышленностью химических
веществ, представляет собой жидкость темно-коричневого цвета без
запаха. Предназначен для обработки кислородосодержащей минера-
лизованной воды.
Плотность, г/см®.........................
Вязкость при 20° С, мПа-с................
Температура, °C:
застывания...............................
кипения ...............................
вспышки................................
самовоспламенения......................
Растворимость в:
нефти ...................................
воде...................................
0,947
66
—25
у 110
69
340
Условия применения:
температура, °C ........................
содержание О2, мг/л...................
защищаемые металлы....................
Форма подачи............................
Применение..............................
Защитный эффект при дозировке 100 мг/л,
%.......................................
Растворим
Нерастворим
(диспергируется)
<100
<10
Углеродистые стали
Дозировка
В форме поставки
>90
Реагент ИКН (ТУ 38-30333—75) — сложная
смесь сульфатов, ди-
сульфатов, арилгидроксилполиэфиров и высокомолекулярных углево-
дородов, представляет собой жидкость от песочного до коричневого
цвета. Промышленное производство основано на сульфировании «то-
щего абсорбента» — отхода производства,
ботки сточных вод без содержания H2S в
доводы).
Предназначен для обра-
системе утилизации (ве-
Характеристика ИКН
Содержание водной фазы в товарном реа-
генте, %.................................
Плотность, г/см®.........................
Температура, °C:
вспышки..................................
самовоспламенения .....................
выкипания..............................
застывания ............................
Пожароопасная характеристика.............
Пределы взрываемости, %
ПДК, мг/м®.............
Токсичность .......... ,
Условия применения:
температура, °C .
pH..................
30
0,94—1,1
29—31
360
От 84 до 300
От —18 до —30
Легковоспламеняющаяся
жидкость
0,8—8,5
0,02—0,1
Малотоксичное и
малоопасное соединение
65
5—9
обрабатываемая'среда ..................
защищаемые металлы.....................
Форма подачи.............................
Применение...............................
Характеристика вводимого раствора:
концентрация ингибитора, % ..............
растворитель...........................
Кислородосодержащие
сточные воды
Углеродистые стали
Дозировка
В виде растворов
5—10
Нейтральные
очищенные воды
(хозпитьевая, конденсат),
нефтепродукт
Высокая
Устойчивость к колебаниям свойств, корро-
зионной среды............................
Рекомендуемые дозировки для защиты водо-
водов длиной до 12 км, г/м3:
ударная доза ..........................
постоянная доза .......................
Защитный эффект при указанной технологии,
% .......................................
Защитный эффект в пресных водах при до-
зировке 50 мг/л, %.......................
- 200
. 50
90
98
Динатрийфосфат — натрий фосфорнокислый двухзамещенный
(Na2HPO4- 12Н2О), твердый малотоксичный кристаллический про-
дукт. Предназначен для защиты от коррозии водоводов системы под-
держания пластового давления и утилизации сточных вод, перека-
чивающих кислородсодержащие среды, а также для защиты трубо-
проводов технического водоснабжения и теплообменных систем.
Наиболее эффективен в технических пресных или слабоминерализо-
ваиных (менее 30 мг/л) пластовых водах хлоркальциевого, гидро-
кар бонатиого типа и в их смесях.
Возможно использование после специальных испытаний в водах
с содержанием, мг/л: Са2+^100; H2S=50. Указанное ограничение
связано с возможностью образования осадков и снижения защитного
эффекта.
Характеристика дииатрий фосфата
Молекулярная масса активной части . . . .
Плотность Na2HPO4- 12Н2О, г/см3..........
Содержание активной части, %.............
pH разбавленных растворов в воде . . . .
Температура плавления активной части, °C .
Условия применения:
температура, °C........................
содержание, мг/л:
О2 ..................................
со2..................................
ПДК в воздухе............................
Пожароопасность..........................
156,01
1,91
27
7—7,5
60
<75
<10
Допускается
Не лимитируется
вследствие малой
летучести реагента
Не опасен, негорюч
Форма поставки..........................
Форма подачи............................
Применение..............................
Концентрация вводимого в агрессивную
среду водного раствора, %, в:
летнее время.................•............
зимнее время............................
Рекомендуемая дозировка для защиты трубо-
проводов, мг/л:
ударная доза в течение первых 15 сут . .
обычная (оптимальная):
в технической пресной воде ..........
в пластовых водах....................
Защитное действие ингибитора, % при нор-
мальной температуре:
в технической пресной воде...............
в пластовых водах хлоркальциевого типа .
в их смеси..............................
Защитное действие ингибитора, % при 75° С,
в технической пресной воде ..............
Оптимальная скорость воды в трубопроводе,
обеспечивающая максимальный защитный
эффект, м/с...............................
Концентрация, при которой реагент осаж-
дается в высокомииерализованных хлоркаль-
циевых пластовых водах, мг/л..............
В полиэтиленовых
мешках
Непрерывная дозировка
В виде растворов
в технической
пресной воде
,.. 20
10
200
50
100
80—99
80—95
70—90
75—80
>2,0 .
>120
Данные о растворимости реагента в дистиллированной воде при
различных температурах представлены ниже.
Температура, °C...................... 0 10 20 40 50
Растворимость, %;
активной части.................. 1,6 3,76 7,12 35,4 44,4
товарного продукта.............. 5,9 13,9 26,9 67,0 74,0
Растворимость ингибитора в технической пресной воде лишь не-
значительно уступает его растворимости в дистиллированной воде.
Реагент ИКБ-2-2 — продукт синтеза на основе жирных кислот;
талового масла — представляет собой жидкость цвета от желтого до
темно-коричиевого. Предназначен преимущественно для защиты обо-
рудования и труб, контактирующих с сероводородсодержащими
сточными водами.
Физико-химическая характеристика ИКБ-2-2
Содержание воды в товарном реагенте, % . <5
Вязкость при 20 °C, мПа-с............... <40
Растворимость:
в нефти............................... Растворим
в воде.................................Диспергируется при ак-
тивном перемешивании
Температура, °C:
застывания.......................... . —20
вспышки..........................• . . 28—40
самовоспламенения..................... 206—212
Пожароопасность............................. Горючее вещество
Пределы взрываемости в воздухе по компо-
нентам, входящим в товарный реагент, %,
по дизельному топливу ................... ' 2—12
по’авиационному керосину . ........... 1,2—7,8
ПДК паров в воздухе, мг/м3............... 300
Условия транспортировки ................. По правилам перевозки
нефтепродуктов
Условия хранения.........................Стальные бочки или ем-
кости с заземлением, ды-
хательным клапаном, со
средствами для переме-
шивания и подогрева
Форма подачи............................. Дозировка
Применение при температуре, °C:
>—10........................................ В форме поставки
<—10...................................10—15%-ный раствор в
дизельном топливе или
товарной нефти
Защитный эффект при дозировке 25—150
г/м3, %.................................. >85
Реагент ТАЛ-2 — продукт синтеза на основе жирных кислот
талового масла. Реагент по всем показателям сходен с ингибитором
ИКБ-2-2. Предназначен преимущественно для защиты оборудования
и труб, контактирующих со сточными водами, содержащими О2 и
H2S.
Реагент И-2-А («Север-1»), Используют в качестве ингибирующей
добавки к кислотным растворам, в основном предназначен для защи-
ты нефтепромыслового оборудования от коррозии, вызываемой аг-
рессивными сероводородсодержащими нефтями, пластовыми и сточ-
ными водами.
Реагент ИК.НС — АзНИПИнефть (ТУ6-03-458—78) — жидкость,
получаемая из жирных кислот, тяжелых масел и этиловой фрак-
ции — отходов производства одного из объединений «Азот». Выпу-
скается марок А и Б. Жидкость темио-коричневого цвета со слабым
специфическим запахом.
Предназначен для защиты оборудования нефтяных и газовых
скважин, системы сбора нефти и газа. Использовать для защиты
трубопроводов, подающих сточные воды на объекты с низкой про-
ницаемостью (до 0,15 мкм2), не допускается.
Марка А Марка Б
Содержание влаги, % .......... <10 <12
Плотность, г/см3.......................• . 0,94—0,97 0,92—0,95
Вязкость при 20 °C условная по ВЗ-4, с . . 40—100 30—100
Температура, °C:
застывания..............................
вспышки...............................
воспламенения ........................
—8 —20
107 105
220 215
Растворимость:
в воде..............•.................. Нерастворим
в нефти................................ Ограниченная
Пожароопасность..........................Слабогорючее вещество
Токсичность..............................Малотоксичнее вещество
(IV класс опасности по
ГОСТ 12.1. 005—76)
ПДК паров в воздухе (по бутилацетату)
мг/м3.................................... 200
Коррозионная среда.......................Нефтегазоводяные смеси с
высокоминерализован-
ной водой
Общая минерализация, вод, г/л............ <180
Содержание О2 и СОа в среде.............. Не лимитируется
Содержание H2S, мг/л.............................. <100
Температура, °C:
в скважине .............................. 35—130 20—130
в наземном оборудовании >15 >10
Форма подачи Разовая (периодическая); непрерывная (системати- ческая), дозировка
Применение • Оптимальная дозировка при непрерывной подаче, г/м3, при скорости коррозии, г/(чх Хм2): В форме поставки ;
<0,5 50—70 50—70
0,5—1,0 80—100 80—100
>1.0 при разовой обработке, г/м2 защищаемой 120—150 125—150
поверхности Защитный эффект при оптимальной дозиров- 200 200
ке, % Периодичность подачи, мес, при разовых об- работках обводненности 70—80% и скорос- ти потока, м/с: 95—98 95—98
<0,2 3 —
0,2—0,5 2
0,5—1,0 1 —•
Бактерициды
I. При работе с бактерицидами следует руководствоваться: Прави-
1ами безопасности в нефтедобывающей промышленности; Типовым
юложением по организации контроля за состоянием воздушной
:реды во взрыво- и пожароопасных химических производствах и
>пытно-промышленных цехах, утвержденных Госгортехнадзором
ICCP; СН 245—71; Временной инструкцией по технике безопасности
। производственной санитарии при разбуривании и эксплуатации
ефтяиых месторождений, содержащих H2S, утвержденной Миннеф-
тепромом; руководящими документами (инструкциями) по примене-
нию конкретных бактерицидов.
2. Большинство бактерицидов —высокотоксичные вещества и
требуют повышенных мер осторожности при транспортировке, хра-
нении, приготовлении рабочих растворов, дозировании и вводе в об-
рабатываемые системы.
3. Несмотря на то что многие бактерициды не относятся к клас-
су пожароопасных и взрывоопасных веществ, уровень мер противо-
пожарной безопасности должен быть высоким и учитывть специфи-
ческие свойства конкретных реагентов.
4. Особого внимания требуют меры по охране окружающей сре-
ды, в частности по охране недр и подземных вод.
5. Каждая партия бактерицида, поступающего на промысел, как
правило, подвергается контрольным испытаниям. При этом пробы
отбирают по правилам, а бактерицидное (ингибирующее) дей-
ствие определяется по методике.
Реагент СНПХ—1002 — раствор продукта взаимодействия феноль-
ной смолы со щелочью — получают на основе нейтрализованного от-
хода производства. Товарный реагент темно-коричневая жидкость,
выпускается двух марок (А и Б).
Предназначен для подавления биоценоза, в частности, сульфат-
восстанавливающих бактерий в заводняемых пресными водами неф-
тяных пластах и нефтепромысловом оборудовании.
Марка А
Марка Б
Плотность при 20 °C, г/см3............... <1,3 <1,2
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20 ...................................... — ' 200
50......................................... <70 - —
Содержание активного вещества (расчетное),
%....................................... - 40 40
Содержание свободной и связанной щелочи,
%............................................ >13 >5
Доля фенольной смолы, % ............ >32 >32
Температура застывания, °C . • . . . . • . —18 —20
Устойчивость 4—5%-ной водной эмульсии
бактерицида ............................Устойчива Устойчива
Пожароопасность..........................Реагент не горючий не
взрывоопасен
Токсичность ............................... * Слаботоксичен
Меры предосторожности
Форма подачи при обработке ПЗП нагнета-
тельных скважин ...........................
Меры, предусмотренные
при работах со щелочами
и их растворами
Разовая обработка (удар-
ная доза)
Применение реагента при температуре
>—18 °C........................
В состоянии поставки
Используемое оборудование для подачи реа-
гента:
на устье нагнетательной скважины .... Агрегат типа ЦА-320
на кустовой насосной станции............Дозировочные установки
Бр-2,5 и Бр-10
По данным лабораторных исследований, оптимальная концентра-
ция СНПХ-1002 для полного подавления СВБ (102—104 клеток/мл)
составляет 200 мг/л из расчета на активное вещество реагента. Обес-
печивает подавление сульфатредукции в ПЗП нагнетательных сква-
жин на 95—100 % при концентрации закачиваемого рабочего ра-
створа 700—1500 мг/л. При этом может наблюдаться эффект увели-
чения приемистости скважин до 20—50 %.
Реагент в концентрированном виде не интенсифицирует процессы
коррозии, а при концентрациях 100—300 г/л снижает коррозионную
активность воды на 60—80 %. Он устойчив при рабочих темпера-
турах и давлениях обрабатываемой среды.
Реагент СНПХ—1003 — сложное вещество, содержащее замещен-
ные фенолы, ПАВ и растворяющий компонент. Представляет собой
жидкость темно-коричневого цвета со слабым запахом. Предназна-
чен для подавления биоценоза, главным образом СВБ, в призабой-
ной зоне пласта нагнетательных скважин, имеет следующие пара-
метры.
Плотность при 20—25 °C, г/см3.............................<0,95
Вязкость, мПа-с.........................................15—25
Температура замерзания, °C..............................<—45
Реагент следует подавать на водозабор, кустовую насосную
станцию, устье нагнетательной скважины, в систему утилизации
сточных вод непосредственно в состоянии поставки, для чего ис-
пользуют дозировочные насосы или агрегат типа ЦА-320.
Реагент 2,4-динитрофенол (ТУ 6-14-344—75 для опытной партии
реагента) —порошковидное вещество из желтых ромбических пла-
стинок. Предназначен для обработки призабойной зоны пласта у
нагнетательных скважин с целью подавления сульфатредукции. По-
казатели, связанные с условиями применения, относятся к Самот-
лорскому месторождению (РД 39-3-869—83) Химическая формула
C6H4N2O6.
Характеристика реагента 2,4-дииитрофенола
Молекулярная масса....................... . “ , 184,5
Влажность в заводской упаковке, % . . . . ' 7—12
Плотность при 24 °C, г/см3...................... 1,683
Растворимость в воде, % при температуре,
°C:
18............................................. 0,1
20............................................ 0,1
100............................................. 4,3
Растворимость в органических растворите-
лях: этаноле, эфире, бензоле, хлороформе,
ксилоле............................. ,
Температура, °C:
плавления .............................
кипения ...............................
Хорошая
113,1
Возгоняется
воспламенения . 380
Предельно допустимая концентрация: в воде, мг/л в воздухе, мг/м3 Температура застывания водных растворов при коцентрации 500—1500 мг/л, °C . . . Вязкость водных растворов при концентра- ции 800—1500 мг/л Близка 0,03 0,06 Около 0 к вязкости воды
Концентрация, не влияющая на санитарный режим водоемов, мг/л Токсичность 4 Вредное вещество по I
Последствия при тяжелых формах отравле- ния классу опасности (СН 245—71) Общее недомогание, ела-
бость, затрудненность ды-
хания, учащение пульса,
сильная жажда, повыше-
ние температуры тела до
. ( 40 °C, чувство страха.
Возможны летальные ис-
' 1 ходы от отека легких и
мозга
Пожароопасность реагента в заводской упа-
ковке и водных растворов................Пожаробезопасны и взры-
воопасны
Форма поставки.............•.............Двойные битумированные
мешки с полиэтиленовым
Форма хранения
мешком—вкладышем и
другая подобная надежная
тара
........................В закрытой таре постав-
щика; не допускается хра-
нение вблизи отопитель-
ных элементов
Предельная масса хранения на товарном
складе, т ...............................- 35
Срок хранения.................................. Не лимитируется
Условия транспортировки . . . ............В условиях, гарантирую-
щих сохранность тары и
продукта
Форма подачи . . Разовая обработка в удар-
ных дозах
Применение реагента.......................В виде 2%-ного водного
раствора
Дозировка, мг реагента на 1 литр закачивае-
мой воды................................. 2000 мг
Оптимальный расход на 1 скважино-обработ-
ку, т товарного реагента................. 0,3—0,5
Рис. 6. Схема приготовления в
дозирования раствора 2, 4'—
диннтрофенола
--j!
i
Режим закачки:
объем единичной порции, м3:
раствора реагента.....................
продавочной воды...............• . . .
суммарный объем закачки раствора реа-
гента, м3...............................
продолжительность, ч:
продавки закачанного объема раствора .
контактирования бактерицида с СВБ
(время выстаивания) . . . •...........
Используемая для закачки техника .........
Характеристика системы приготовления рас-
6—8 1
20 1
30—40
15—20
24
Агрегаты типа ЦА—320
либо дозировочные насо-
сы типа РПН и НД
твора:
растворитель..............................
температура перемешивания, °C...........
16%-ный водный раствор
едкого натра (NaOH)
50—60
Схема приготовления и дозирования реагента приведена на рис. 6.
По результатам лабораторных испытаний бактерицидное дейст-
вие 2,4 — динитрофенола при дозировке 50—100 мг/л в водную
среду, содержащую СВБ (10s клеток в мл) составляет 96—100 °/о.
По предварительным лабораторным данным, водные растворы реа-
гента не обладают коррозионными свойствами по отношению к ме-
таллам, а водный раствор 2,4-Динитрофеиола, включающий в свой
состав гидроксид натрия, уменьшает коррозию стали марки Ст. 08 КП
в 20—40 раз.
Реагент Л ПЭ-6 (ОСТ-7-08-2—75) — аммоний кремнефтористый.
Применяется ЛПЭ-6 первого или второго сорта.
Требования к применению '
Минимальная дозировка при полном подав-
лении СВБ в лабораторных условиях, % . . . i 0,05
Периодичность лабораторных испытаний бак-
герицидной активности................... Каждая поступающая
партия
Основа накопительной культуры
Масса, выделяемая из
вод месторождения, на
котором предусматривает-
ся применение бактери-
цида
1
Разовая (периодическая)
обработка
В виде 10—15%-ного
Концентрация реагента в обрабатываемой
воде, обеспечивающая степень образования
биогенного H2S на 50—90%, кг/м3 . . . .
Способ ввода ...........................
Применение.............'................
Место ввода раствора.....................
Средства ввода ..........................
Токсичность и пожароопасность . . • ...
ПДК в воздухе (по фтористому водороду),
мг/м3..............................". . .
ПДК в воде (по фтор-иону), мл/л ....
водного раствора
Резервуары, водоводы,
кустовые насосные стан-
ции
Отдельные дозировочные
иасосы либо установки
Бр-2,5 и Бр-10
Токсичен, пожароопасен
и взрывоопасен
1
0,05, но ие более 0,75 с
учетом фонового содер-
жания фторидов
Корексит 7670 — аминофеиолы, смесь карбоновых солей алкил-
амидов и замещенного фенола с растворителями из класса кислород-
содержащих соединений. Представляет собой темио-коричневую жид-
кость с фенольным запахом (карболка).
Предназначен для обработки призабойной зоны нагнетательных
скважин добавлением к воде, нагнетаемой в продуктивные пласты.
Применение в системе подъема нефти из скважин и в системе сбо-
ра не рекомендуется ввиду наличия хлорфенолов в составе реагента.
Действие реагента
Плотность, г/см3 .. •.....................
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
4.....................................
38.......................•.............
Температура, °C:
застывания ...............................
вспышки............•...................
Растворимость в пресной и минерализован-
ной воде..................................
Летучесть.................................
ПДК паров в воздухе рабочей зоны по фе-
нолу, мг/м3...............................
ПДК в воде санитарно-бытового использова-
ния по фенолу, мг/л.......................
Пожаро- и взрывоопасность.................
Сильнодействующий бакте-
рицид, ингибитор
1,044
42
9
—18
- г 40
Растворим
Летуч
0,3
0,001
Пожаро- и взрывоопасное
вещество
Токсичность...............................Высокоопасное вредное
вещество —2-ой класс
опасности по СН 245—71
Категория установок по закачке бактерици-
дов ................................. . Категория Б по СНиП—
П—М. 2—72
Классификация установок по закачке бакте- Класс В-1 г (ПУЭ для
рицидов по взрыво- и пожароопасности . открытых площадок); ка-
тегория и группа взрыво-
опасной смеси ЗТ 1 (1в)
(ПУЭ и ПИВРЭ)
Требования по перевозке, хранению и при-
менению реагента........................По 2-му классу высоко-
опасных вредных веществ
(СН 245—71)
Условия транспортировки.................В герметичной таре с не-
обходимым комплектом
противопожарных средств
и противоударных мер
Условия хранения ....................... Не допускается хранение
иа одной площадке с
сильными окисляющими
реагентами и минеральны-
ми кислотами
Применение ................ В форме поставки
Форма подачи.............................Постоянная или периоди-
ческая дозировка в каче-
стве добавки в надпакер-
ную жидкость
Условия подачи в обрабатываемую систему . Полное устранение непо-
средственного контакта
работающих с реагентом
Показатели эффективности по лабораторным
данным при концентрации 50—100 мг/л, %:
степень подавления клеток (бактерицидное '
действие).................................... ' 99—100
защитный эффект (ингибирующее действие) 50—70
Оптимальная дозировка..............• . . . Устанавливается на осно-
вании конкретных лабора-
торных и промысловых
испытаний в соответствии
с принятыми рекоменда-
циями
Применение реагента осуществляется по специально составляемым
для каждого конкретного месторождения (группы однотипных ме-
сторождений и залежей) в соответствии с действующими на данный
момент инструкциями по применению реагента.
Корексит 7671 — натриевая соль трихлорфенола в водно-спирто-
вом растворе. Представляет собой темно-коричневую жидкость с
фенольным запахом. Предназначен для обработки ПЗП нагнетатель-
ных скважин при добавлении к нагнетаемой воде. Применение в си-
стеме скважина — промысловые сборные сети не рекомендуется.
Характеристика корексита 7671
Действие реагента............
Сильнодействующий
бактерицид
Плотность, г/см3........................ 1,212
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
4....................................... 20
38................................... 4
Температура, °C:
застывания.............................. —62
вспышки .............................. 49
Растворимость в пресной и минерализован-
ной воде................................. Растворим
Летучесть........................................ Летуч
Токсичность................................Высокоопасное вредное
вещество по 2-му классу
опасности (СН 245—71)
ПДК паров в воздухе рабочей зоны по три-
хлорфенолу, мг/м3........................ 0,003
ПДК в зоне санитарно-бытового назначения
по трихлорфенолу, мг/л................... 0,004
Пожаро- и взрывоопасность..................Пожаро- и взрывоопасное
вещество
Требования к установкам для закачки реа-
гента:
категория по СНиП П—М 2—72 . . . .
категория по пожароопасности (ПУЭ) . .
категория и группа взрывоопасности (ПУЭ
и ПИВРЭ)...............................
Требования по перевозке, хранению и при-
менению химических реагентов.............
Условия транспортировки, хранения, при-
менения; форма и условия подачи в обраба-
тываемую систему .........................
Б
Класс В—1г (ПУЭ дчя
открытых площадок
3т1 (1в)
По 2-му классу высоко-
опасных вредных веществ
(СН 245—71)
Такие же, как для реа-
гента корексит 7670
Определяется на основе
лабораторных и промыс-
ловых испытаний на кон-
Оптимальная дозировка ..................
кретном месторождении
в соответствии с приня-
тыми согласованными ре-
комендациями
Применение реагента осуществляют по специальным проектам для
каждого конкретного объекта (месторождения, залежи или группы
однотипных месторождений и залежей) в соответствии с действую-
щими на данный момент инструкциями по применению реагента.
Реагент СК-492 — органическое азотсодержащее соединение, пред-
ставляет собой малотоксичную светлую жидкость. Предназначен для
подавелния жизнедеятельности СВБ в ПЗП нагнетательных скважин.
Действие.............. •.................1. Бактерицид, 2. Инги-,
битор сероводородной и
углекислотной коррозии
Плотность, г/см3......................... 0,9
Вязкость, мПа-с, при 20 °C .............. 150
Температура, °C:
вспышки.......................................... 15
застывания............................. —25
Растворимость в пресной и минерализован-
ной воде........................................ Растворим
Условия хранения.........................Огражденная территория
под навесом
Минимальная дозировка по лабораторным
данным, мг/л............................. 50—100
Реагент СК—601 — органическое азотсодержащее соединение,
представляет собой вязкую токсичную жидкость с сильным раздра- , (
жающим действием. Предназначен для подавления жизнедеятельно- I
сти СВБ в ПЗП нагнетательных скважин. i ?
Действие..............................................Бактерицид
Плотность, ^г/см3.......• •......................... 1,14
Вязкость при 20 °C, мПа-с........................... 550
Температура, °C:
вспышки . . . . •................................... 15
застывания........................................ —25
Растворимость в воде, изопропиловом спирте, ксилоле . Растворим
Минимальная дозировка, мг/л......................... 50—100
Бактирам С-85 — диалкилдиметилбензиламмоний хлорид, пред-
ставляет собой жидкость, оказывающую вредное воздействие на
кожный покров. Предназначен для подавления жизнедеятельности
СВБ в ПЗП нагнетательных скважин.
Действие................................
Плотность, г/см3.........................
Вязкость при 20 °C, мПа-с................
Температура, °C:
застывания ..............................
разложения ............................
Растворимость в воде, углеводородах, спир-
те ......................................
Условия хранения ........................
Минимальная дозировка, обеспечивающая
полное уничтожение СВБ в лабораторных
условиях, мг/л...........................
Защитный (ингибирующий) эффект в среде
H2S, %...................................
Поведение в среде с СО2 и О2.............
Бактерицид, ингибитор
Н23-коррозии
Около 1,0
71,0
—1
150
Растворим
В плотной емкости
50—100
70—85
Взаимодействует
Бактирсм-607 — жирные амины — жидкость, оказывающая вред-
ное воздействие на кожный покров. Предназначен для подавления
жизнедеятельности СВБ в ПЗП нагнетательных скважин.
Действие . . . ,............................... Бактерицид.
Ингибитор в H2S-
среде
Плотность, г/см3..............•................ 1,0
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
20.............................................. 60
50........................................... 25
Температура, °C:
вспышки.............................................. 15
застывания................................... —10
Растворимость:
в воде, спиртах..................................... Растворим
в углеводородах.............................. Частичная
Условия хранения............................... В герметичной
емкости
Минимальная дозировка при полном уничтожении
СВБ в лабораторных условиях, мг/л.............. 50—100
Защитный эффект в среде с H2S, %............... 70—85
Поведение в среде с СО2 и О2...................Взаимодействует
Результаты опытно-промышленных испытаний (при удельном рас-
ходе 2 кг/м3) бактерицидов СК-492, СК-601, бактирама С-85, бакти-
рама-607, фенакрила, формалина, WF-86, ХР-1293 приведены в
табл. 37 (эффект, полученный в обработанных реагентами нагнета-
тельных скважинах), в табл. 38 (режим подачи реагентов, осуще-
ствляемой на кустовых насосных станциях и эффект, полученный в
конкретных нагнетательных скважинах при давлениях на приеме
КНС 1,0—1,2 МПС, на выходе КНС—14,2 МПа и в коллекторе —
12,5 МПа).
Результаты испытаний показали, что применительно к месторож-
дениям ПО «Мангышлакнефть» из испытанных реагентов эффектив-
ными в промысловых условиях оказались СК-601, бактирам-607, бак-
гирам С-85 и формалин.
Таблица 37
Реагент Объем реагента на сква- жине-опе- рацию, кг Содержание H2S в воде при самоизливе скважины, мг/л Степень снижения H2S, %
До обработки После обработки
СК-492 500 150 120 0—20
СК-601 500 700 300 57—72
Бактирам-С-85 500 717 ПО 82—84
Бактирам-607 500 714 65 88—91
Фенакрил 600 180 130 28—50
Формалин 1000 500 78 80—98
WF-86 500 150 120 0—20
ХР-1293 А 500 125 125 0
Реагент Количество закачан- ного реагента, м* Степень снижения H2S в контрольных нагнетательных скважинах, %
Бактирам-607 8,64 41—86
Бактирам-С-85 7,68 40—80
СК-601 22,0 48—70
С-85 • 15,8 -—
СК-607 14,4 —
С-85 15,0 4
Реагент АНП-2 (ТУ 6-02-1067—76) в товарном виде представляет
жидкость темно-коричневого цвета. Предназначен для подавления
жизнедеятельности СВБ в нефтяном пласте и в нагнетаемых водах.
Может быть использован как ингибитор коррозии в сероводородсо-
жащих средах.
Химическая формула.............
Плотность, г/см3, при 20 °C . .
Содержание воды, %.............
Температура, ‘’С.-
застывания ....................
вспышки......................
Аминное число..................
Растворимость в воде, г/л . . .
Пожароопасность................
ПДК паров в воздухе, мг/м3 . .
Токсичность................ .
. C15H3,NH2HC1
0,9—1,0
20
4
>100
Условия хранения
Условия транспортировки
Форма подачи в систему
Горючее вещество
1
Длительное воздействие на ор-
ганизм человека вызывает fост-
рый дерматит, признаки гипото-
нии
В стальных бочках или емкос-
тях, оснащенных заземлением,
указателем уровня и подогрева-
телем; иа открытом воздухе под
навесом или в помещении с при-
нудительной вентиляцией
В железнодорожных цистернах
и бочках с соблюдением правил
перевозки нефтепродуктов; сов-
местный перевоз с сильными
окислителями не допускается
Разовая обработка ударной до-
зой при бактерицидном воздей-
ствии, постоянная дозировка
при использовании в качестве
ингибитора коррозии
Применение реагента при температуре,
°C:
>4...............................В состоянии поставки без подо-
грева
•<4........................... . В состоянии поставки с подо-
гревом
Удельный расход, мг/л:
при разовой обработке ударной до-
зой ............................. 500
при постоянной дозировке в инги-
бируемую среду................... 30—75
Используемая для подачи реагента
техника............................Дозировочные установки Бр-2,5
и Бр-10
Рекомендуемое место подачи реагента
при бактерицидном воздействии . . . Приемный коллектор центро-
бежных насосов откачки с уста-
новок подготовки сточной воды
Во избежание адаптации сульфатвосстанавливающих бактерий в
призабойной зоне пласта к бактерициду рекомендуется ударные дозы
АНП-2 чередовать с закачкой других реагентов типа формалина.
Реагент ДОН-2 (ТУ 3840718—81) в товарном виде представляет
собой жидкость темно-коричневого цвета. Предназначен для бакте-
рицидного воздействия на воды, закачиваемые в нефтяной пласт, и
для ингибирующего воздействия на среды, содержащие сероводород
я СВБ.
Плотность при 20 °C, г/см3 . . . . • 0,9 „ „
Вязкость при 20 °C, мПа-с.......... 10
•Содержание активного вещества'по ион-
пому хлору, %...................... -. > 4
Температура застывания, °C......... 6
Пожароопасность.................... Горючее вещество
Токсичность........................Средняя степень токсичности
Условия хранения...................В стальных бочках и емкостях,
оснащенных заземлением, указа-
телем уровня, дыхательным кла-
паном и теплообменником для
подогрева
Место хранения ....................На открытом воздухе под наве-
сом или на складах с приточно-
вытяжной вентиляцией отдельно
от самовозгорающихся веществ
и от сильных окислителей и
кислот
Условия транспортировки............В железнодорожных цистернах
и бочках с соблюдением правил
перевозки нефтепродуктов, от-
дельно от сильных окислителей
Форма подачи в систему.............Периодическая (разовая) обра-
ботка ударной дозой при бакте-
. рицидном воздействии; постоян-
ная дозировка при ингибирую-
щем воздействии среды
Удельный расход, мг/л:
при разовой обработке . '...................... 200
при постоянной дозировке (при ин-
30—50
Применение реагента при температуре,
°C
>6...............................
<6............................
Оптимальное место подачи при бакте-
рицидном воздействии ...........
В состоянии поставки без подо-
грева
В состоянии поставки с подо-
гревом
Приемный коллектор насосов
откачки сточной воды со стан-
ции очистки на кустовые насос-
ные станции
Используемая для подачи реагента
техника (рекомендуется) ..........Дозировочные установки Бр-2,5
и Бр-10
По данным испытаний на промысловой сточной воде минималь-
ная концентрация реагента, достаточная для подавления СВБ со-
ставляет 200 мг/л. Защитный (ингибирующий) эффект при концен- ,
трации 50 мг/л равен 90—95 %. 1
Физико-химические свойства других ингибиторов коррозии и бак- i
терицидов даны в табл. 39, а эксплуатационная характеристика — 1
в табл. 40. I
ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ .
Технологические расчеты при ингибировании или бактеризации систе-
мы связаны с определением количества реагента, объема раствора
реагента, количества продавочной жидкости, периодичности обра-
ботки, а также необходимого оборудования.
Расчет процесса разовой обработки
ингибирующим составом
При равномерном распределении защитной пленки по всей поверх-
ности металлического оборудования, контактирующего с агрессивной
средой, количество ингибитора определяют по формулам
^инг ==
где /Иинг, /Ир — требуемые для разовой обработки масса ингибитора
и масса раствора ингибитора, кг; т — норма расхода ингибитора,
т. е. количество ингибитора, необходимое для создания 1 м2 защит-
иой пленки, кг/м2; Ср — концентрация ингибитора в растворе, вводи-
мом в агрессивную среду, °/о; 5 — суммарная поверхность металли-
ческого оборудования, подвергающаяся коррозионному воздействию
агрессивной среды, м2.
Величина т зависит от метода ввода ингибитора, и определяют
ее экспериментально.
Величина S таких элементов нефтепромысловой системы, как
штанги насосных установок, насосно-компрессорные трубы, промыс-
ловые трубопроводные коммуникации, обсадные трубы определяют
по формуле
S=SL,
где L — длина трубы или штанги, м; S — площадь 1 м контакти-
рующей с агрессивной средой поверхности (трубы, штанги), м2
Значения 5 приведены в табл. 41.
При разовой (периодической) обработке полостей с предвари-
тельным освобождением от перекачиваемой среды величину т опре-
деляют по формуле
АУЭИ Рэи
——-—
зтаэьэ
AVaB Рэр Сэр
т =-------------,
где А Кт, АУэр — объемы ингибитора и раствора ингибитора, из-
расходованные в результате эксперимента на участке трубопровода;
/-эр — длина; da— диаметр; Сэр — концентрация ингибитора в
растворе при эксперименте.
Для проведения эксперимента рекомендуется использовать раз-
делительные устройства. Объем израсходованного ингибитора или
раствора ингибитора в этом случае определяют как разность объе-
мов на входе в испытуемый участок (VBX и на выходе УВЫх).
При разовой (периодической обработке без прекращения про-
цесса перекачки т определяют по формуле
СвхСУэ
т = ’
где Свх — удельный расход (концентрация) реагента в граммах на
1 т перекачиваемой (добавляемой) жидкости; G — производитель-
ность (дебит) системы, т/ч; 5Э — площадь защищаемой от коррозии
поверхности на экспериментальном участке, м2; Т9 — время, в тече-
ние которого концентрация реагента в перекачиваемой жидкости на
Реагент Плотность, г/см3 о я Е S о а т к £0 Температура, °C
определения вязкости вспышки застывания
ИКБ-4В 0,985—0,99 — — — —
ИКАР-1 0,994—1,025 — — —
Корексит 7755 0,912 55 14 4 44 25 —6
Корексит 7798 0,927 S 28 5 4 44 37 —6
Состав и способ
получения
Растворимость
и диспергируемость
>5
2
Смесь оксиэтилалкилими-
дозолииов на основе ку-
бовых остатков синтети-
ческих жирных кислот
фракций Сг и выше
Синтетическая смесь ще-
лочных отходов сернокис-
лотной очистки масел
парфюмерного и меди-
цинского производства и
моноэтаноламина. Содер-
жание аминов 14—16 %,
воды до 30 %
Оксиалкилированные
эфир и смола, соли ами-
на в смеси с углеводо-
родными кислородсодер-
жащими растворителями
Илидазин, оксиалкилиро-
ванные смолы и эфиры в
углеводородных и кисло-
родсодержащих раство-
рителях
Полностью диспергирует-
ся в технической воде
при 70—80 °C
Растворяется в кероси-
не, полностью дисперги-
руется в технической во-
де при 30—40 °C
Диспергируется в прес-
ной воде, рассолах; ра-
створим в смесях спир-
тов и в ароматических
углеводородах
Растворим в углеводоро-
дах и спиртах; диспер-
гируется в пресной воде
и рассолах
Реагент СК-830 0,912
Норуст 9М 0,898
Норуст РА-23Д 0,852
И КН-7 0,95
у •
ИКН-4 1,0
ИКБ-2-1
ИКБ-2-3
ИКБ-4-1
ИКБ-4-2
Аммиачная вода
135
Реагент СК-378
0,93
36 20 37
24 20 49
10 50
90 20 50
17 50
27 20 33
11,4 50 —
— — —
50—100
— — 28—40
— — 28—40
— — 23
40 20 14
— Растворим в yi леводоро- дах
Амииы различной молеку- лярной массы Жирные амины То же Растворим в углеводо- родах, спиртах; диспер- гируется в воде
Смесь сульфатов и ди- сульфатов, арилполиэфи- ров н арилгидроксилпо- лиэфиров, высокомолеку- лярных углеводородов с примесью сульфата нат- рия и воды Растворим в органиче- ских растворителях и эмульгируется в воде
Смесь водорастворимых и нерастворимых ПАВ, Растворим в воде
получаемая сульфирова- нием «тощего» абсорбен- та 98 %-ной серной кис- лоты с последующей ней- трализацией 10 %-ным едким натром •
*— Растворим в топливе ТС-1 и осветительном ке-
росине
—- Растворим в ТС-1
Содержит аммиак высше- го сорта (25 %) и вто- рого сорта (20 %) —
Органическое азотсодер- жащее соединение Диспергируется в воде
Реагент Форма поставки Токсичность
ИКБ 4В 50 %-ная маслообраз- ная водная паста от светло- до темно-ко- ричневого Малотоксичное вещество, не обладающее кумуля- тивным свойством ' ; , 1
ИКАР-1 70 %-ный водный ра- створ в виде вязкой малоподвижной жид- кости от желтого до темно-коричневого Раздражающее и аллер- гическое действие иа ко- жу, дыхательные пути, многократное воздейст- вие на кожу приводит к дерматиту
Корексит 7755 Темно - коричневая жидкость с запахом углеводородов Токсичен, на коже вы- зывает химические ожо- ги; особенно опасно по- падание в глаза; дли- тельное вдыхание паров вызывает головную боль, рвоту
||г _ Г|1 . . . *- ** Jriirrf- -Л—
Тип предотвращаемой коррозии Ингибирующее действие
ингибируемая среда удельный расход, г/т защитный эффект, %
Защита от коррозии оборудования в агрес- сивных водных средах системы оборотного водоснабжения НПЗ и УПН, а также в си- стеме сточных вод — — —
—' — 50 80
Сероводородная и уг- лекислотная коррозия 1 Модель сточной во- ды, содержащей кислород. Сточная вода, со- держащая серово- дород 50 50 78 80
Корексит 7798
Жидкость желто-зеле-
ного цвета с запахом
аминов
Подобен реагенту корек-
сит 7755
Реагент СК-83С Темно - коричневая Малотоксичеи. Попада-
жидкость со слабым ние на кожу вызывает
- запахом аминов незначительное раздра- жение. При продолжи- тельном контакте возни- кает сильное раздраже- ние
Норуст 9М Жидкость Мало токсичен
Нор уст PA-23D Жидкое вещество Оказывает вредное воз- действие на кожный по- кров
ИКН-7 Маслянистая эмульсия от песочного до тем- но-коричневого Малотоксичен
И КН-4 50 %-ный водный ра- створ от песочного до тем но-коричиевого —*
ИКБ-2-1 Жидкость коричнево- —
го цвета
Сероводородная и уг-
лекислотная коррозия
Сточная вода, со-
держащая кисло-,
род
25
80
Сероводородная и уг-
лекислотная коррэз.тя
25—50
90—97
— — 25 85—90
Углекислотная и серо- водородная коррозия 25 90
Кислотная коррозия при pH=5—9 и тем- пературе до 65 °C Среда С pH=7—9 300 80
Коррозия в минерали зованной воде и сре- дах, содержащих НС1, H2S, СО2 — — 85
00
Продолжение табл. 40
Реагент Форма поставки Токсичность Тип предотвращаемой коррозии Ингибирующее действие
ингибирующая среда 1 удельный расход, г/т защитный эффект, %
ИКБ-2-3 Жидкость желтого цвета — — Минерализованная вода при темпера- туре до 80 °C — 70
ИКБ-4-2 Жидкость темно-ко- ричневого цвета Малотоксичен. ПДК па- ров в воздухе до 10 мг/м3 — — 70
Аммиачная нода Водный раствор 25%-ная аммиачная вода относится к классу СДЯВ Пары аммиака раздра- жают нерхние дыхатель- ные пути; при высоких концентрациях возбужда- ет центральную нервную систему, вызывает судо- роги; при длительном воздействии на кожу воз- можны ожоги до появ- ления пузырей
Реагент СК-378 Темно - коричневая жидкость со слабым аминовым запахом Малотоксичен; попада- ние на кожу вызывает незначительное раздра- жение; при продолжи- тельном контакте возни- кает сильное раздраже- ние Сероводородная и уг- лекислотная коррозия Сточная вода, со- держащая кисло- род Сточная вода, со- держащая водород 25—50 25-50 72—85 91—97
Все реагенты за исключением ИЦБ-4В, [ИКАР-1, ИКН-7, ИКН-4, ИКБ-2-1, ИКБ-2-3, ИКБ-4-1, ИКБ-4-2 и аммиака используют в
неразбавленном виде; реагенты, кроме ИКБ-4В, ИКАР-1, ИКБ-2-1, ИКВ-2-3, ИКБ-4-1, ИКБ-4-2, относятся к категории легковоспламе-
няющихся пожароопасных веществ, хранение и перемешивание которых вблизи открытых источников огня ие допускается.
Штаиги сква- жинных на- сосных установок На сосно-компрессорные трубы Трубы
Диа- метр, мм S, м* Наруж- ный диа- метр, мм Внутрен- ний диа- метр, мм •S, м* Диаметр внутрен- ний, мм S, м2/м
наружная внутрен- няя
16 0,05 48,3 40,3 0,151 0,126 103 0,323
19 0,06 60,3 50,3 0,188 0,157 126 0,396
22 0,069 73,0 67,0 0,229 0,195 148 0,460
25 0,078 88,9 75,9 0,279 0,239 175 0,549
101,6 88,6 0,320 0,279 200 0,628
114,3 100,3 0,358 0,314 252 0,791
303 0,951
402 0,260
выходе из экспериментального участка становится равной (0,8—
0,95) Свх.
Пример расчета обработки ингибитором подземного оборудования
насосной скважины.
Исходные данные: ингибитор плотностью 1,08 г/см3 по-
дают в состоянии поставки, глубина скважины 1500 м, расстояние
до динамического уровня 850 м, глубина спуска насоса 1150 м, де-
бит нефти 4 т/сут, дебит воды 30 т/сут, диаметр обсадной колонны
148 мм, диаметр иасосно-компрессорных труб —73 мм, штанг —
22 мм, выкидной линии 103 мм, длина выкидной линии 250 м.
Расчет. 1. Обработку проводят без прекращения процесса до-
бычи. По данным предварительных экспериментов, норма расхода
ингибитора равна т=0,18 кг/м2.
2. Защищаемая поверхность: внутренняя поверхность обсадной
; колонны Хок, внутренняя и наружная поверхности насосно-компрес-
сорных труб Хикт, поверхность штанг ХШт, внутренняя поверхность
манифольдной лниии Хмл-
j; 3. Величину защищаемой поверхности рассчитывают по формуле
I X=Xок +Хнкт +Хшт+SMл или через значения удельной поверхности:
Г X = SOKLOK -J- S Ьлдт + Хшт^-шт ~Ь $МЛЬМЛ.
К. Значения ХОи, XHJiT, SmT, Хмл принимают в соответствии с
Н табл. 41.
| X = 0,46-1500 + (0,229 + 0,195)-1150 -)- 0,069-1150 + 0,323-250 =
В = 1338 м2.
4. Потребное количество реагента:
/
Л4ИНГ = mS = 0,18-1338 = 241 кг.
5. Для ускорения поступления ингибитора к приему насоса в
затрубное пространство закачивают продавочную жидкость (сепари-
рованная нефть) в объеме:
Упрод — 0,785 (7>оК — ^нкт) (^-нкт ^дин),
где £>Ок —внутренний диаметр обсадной колонны, м; da кт —наруж-
ный диаметр насосио-компрессорных труб, м; Ьнкт —глубина спуска
насоса, м; URUB — расстояние до динамического уровня, м,
Упрод = 0,785 (0,1482 — 0.0732) -(1150 — 850) = 5,1 м3.
Расчет процесса обработки бактерицидом
призабойной зоны пласта нагнетательных скважин
Объем раствора для обработки ПЗП одной скважины определяют
по формуле
Vp = а^аДЕизд, . - ’’
-де сц — коэффициент, учитывающий отставание фронта предельной
адсорбции реагента на поровой поверхности; для реагентов типа
М1П-2 «] = 3—6; а2 — коэффициент, учитывающий утечку реагента;
фииимается равным 1,2; ДКИзл— экспериментально определенный
>бъем излившейся воды с высоким содержанием сероводорода.
При обработке группы скважин через КНС общая потребность в
астворе бактерицида определяется по формуле
р.о ~
те a3=Qmax/Qmin — коэффициент, учитывающий различия в при-
лпстостн скважин, подключенных к КНС; п — число одновременно
срабатываемых скважин; Qmax, Qmin—соответственно максималь,
се и минимальное значения приемистости нагнетательных скважин.
Потребность в реагенте определяют по формуле
5ак=^р.ос>
е с—удельный расход бактерицида (ударная ДОЗЯ) НД 1 М3 об*
батываемой воды, кг/м3. - .
Время, необходимое для закачки реагента: ,
= Vp.o/Qb,
)
где QB •— пропускная способность водовода, в который подают реа-
гент.
Расход реагента в единицу времени
где С — концентрация бактерицида в закачиваемой в ПЗП воде
(ударная доза), %; Ср — концентрация подаваемого в водовод ра-
створа бактерицида, %. При подаче в состоянии поставки Ср при-
нимают равной концентрации активного вещества в товарном реаген-
те, например, для реагентов АНП-2 и СНПХ-1002 величина Ср соот-
ветственно равна 100 и 40 %.
Подбор дозировочного насоса для подачи ингибитора
Рассчитывают требуемую подачу дозировочного насоса (л/ч) по
формуле
п ___Q^anr' 1000
Срр '
где Q — производительность обрабатываемой системы (скважины,
трубопровода), м3/ч; Сянг — удельный расход реагента на 1 т пере-
качиваемой (добываемой) жидкости, г/м3; Ср — концентрация реа-
гента во вводимом в систему растворе, г/м3.
По характеристике дозировочных насосов и установок подбирают
необходимый типоразмер из условия
Сном ~ 1.05— l,2QTp,
где Сном—номинальная подача дозировочного насоса. ... .
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПОДАЧИ РЕАГЕНТОВ
Ингибиторы коррозии подают в призабойную зону пласта нефтяных
скважин, в нефтяную скважину, в систему нефтегазосбора, в систему
закачки воды, например, КНС. Бактерициды подают, как правило, в
систему закачки воды (водовод или устье скважины).
Технология закачки ингибитора в ПЗП
нефтяной скважины
При данном методе ингибитор подают в призабойную зону пласта,
которая затем при эксплуатации скважины служит дозатором инги-
битора. Метод базируется на использовании разницы в скоростях
адсорбции реагента при закачке и десорбции его с поверхности по-
рового пространства при отборе пластовой продукции.
Для реализации технологии ингибирования методом закачки в
ПЗП нефтяной скважины применительно к закачке ингибитора «Се-
вер-1» необходимо следующее оборудование:
автоцистерна для приготовления рабочего раствора ингибитора и
доставки его к обрабатываемой скважине;
автоцистерна для подвоза к скважине продавочной жидкости;
агрегат ЦА-320М для закачки раствора ингибитора и продавоч-
ной жидкости в ПЗП и скважину.
В емкости автоцистерны, оснащенной насосом, готовят рабочий
раствор ингибитора «Север-1». Для этого в иее перекачивают не-
обходимое количество ингибитора, затем подают нефть или другой
растворитель. Жидкость перемешивают с помощью насоса в течение
0,5 ч для получения однородного раствора.
Обрабатываемые скважины должны иметь хорошую приемистость,
чтобы исключить возможность гидравлического разрыва пласта. На-
пример, на месторождениях Татарии приемистость должна быть не
менее 16 м3/ч при давлении закачки 7 МПа.
Скважину оборудуют лубрикатором для установки контрольных
металлических образцов.
Перед закачкой ингибитора газ из затрубного пространства
стравливают; ликвидируют течи в планшайбах, сальниках и задвиж-
ках. Проверяют приемистость скважины с помощью агрегата
ЦА-32ОМ. Линию НКТ закрывают, а линию межтрубного простран-
ства открывают. Закачивают расчетный объем раствора ингибитора
по затрубному пространству; при этом расчетный объем должен
включать объем безвозвратных потерь. Продавливают раствор ин-
гибитора продавочной жидкостью. Объем ее должен быть рассчитан
по формуле
Гпрод > 41/нкт,
где Ун кт—объем полости насосно-компрессорных труб.
В качестве продавочной жидкости может быть использована ми-
нерализованная вода плотностью около 1,12 г/см3.
Через 2 сут после закачки раствора ингибитора скважину ос-
ваивают под эксплуатацию.
Глава VII
ИНГИБИТОРЫ ОТЛОЖЕНИИ СОЛЕИ ? ,
3 процессе добычи нефти в различных элементах нефтепромысловой
:истемы из пластовой продукции могут отлагаться неорганические
оли. Эти отложения, возникающие при определенных термодинами-
еских и физико-технических условиях, вызывают снижение надеж-
гости оборудования и уменьшение производительности. В табл. 42
Место отложения солей Характер воздействия на систему Последствия отложений (наиболее вероятные)
Призабойная зона нефтяной скважи- ны Поверхность по- гружной электро- центробежной ус- тановки Снижение проницаемо- сти ПЗП Нарушение теплообмена погружного двигателя с окружающей средой и его перегрев Падение дебита сква- жины Отказ погружной ус- тановки
Газлифтные клапа- ны Теплообменники на установках подго- товки нефти Насосы откачки промысловой про- дукции Манифольдная ли- ния нефтяной сква- жины Промысловый сбор- ный трубопровод Нарушение режима рабо- ты клапанов и их заку- порка Нарушение режима теп- лообмена между нагре- ваемой промысловой про- дукцией и теплоносите- лем (паром) Ухудшение основной (H=fQ (Q—Н) характе- ристики насоса; сниже- ние к. п. д. насоса Снижение «живого» се- чения потока, в преде- ле — закупорка Снижение живого сечения потока, в пределе — за- купорка трубопровода Снижение дебита газ- лифтной скважины, а в предельном случае — отказ Снижение производи- тельности установки; ухудшение качества выходной продукции установки; отказ от- дельных элементов установки Снижение подачи от- качивающих насосных станций Снижение дебита сква- жины; отказ скважи- ны Снижение пропускной способности; повыше- ние давления на участ- ке до места отложе- ния; порыв трубопро- вода
приведены некоторые типичные случаи промысловых осложнений,
вызванных солеотложением.
Твердые отложения имеют сложный состав, они содержат не
только минеральные соли, но и органические компоненты. Как видно
из табл. 43, в которой приведен состав отложений солей, характер-
ный для насосных скважин большой группы месторождений Запад-
ной Сибири, доля органических компонентов может достигать 25 %.
Свойства некоторых неорганических соединений приведены в
табл. 44.
В каждом конкретном случае определяющими минеральными
компонентами являются одно или два таких соединения: например,
для солеотложеннй насосных скважнн западносибирских месторож-
Содержание компонентов, %
Место отбора проб
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Поверхность по-
гружного электро-
двигателя (ПЭД)
Поверхность ПЭД
Нижняя часть иа-
сосно - компрессор-
ных труб
Погружной насос
Наружная поверх-
ность НКТ
Погружной насос
Поверхности ПЭД
Погружной насос
71,78
4,0 1,8
54,0 5,0
21,9
6,5
1,96 6,1 2,06
0,35
67,9
1,5
9,7
33,64
79,2
85,8
94,2
85,0
87,09
71,5
83,4
83,3
81,9
5,0
3,0
6,1
10,0
2,5
3,3
12,5
3,3
11,32
6,68
2,32
6,37
0,20
1,90
0,40
24,9
8,3
7,64
0,13
0,28
1,62
2,8
1,3
1,3
2,2
0,4
0,36
3,9
3,01
2,66
0,82
1,78
1,23
0,58
0,70
4,64
1.0
2,15
деиий — это карбонат кальция и в некоторых случаях плюс карбо-
нат магния. Темп и условия выпадения твердых солевых отложений
зависят не только от наличия и свойств, определяющих неорганиче-
ские соединения, но и от органических соединений, от их молекуляр-
но-поверхностных свойств и химической активности.
МЕХАНИЗМ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ
Образование отложений — процесс выпадения в осадок и скопление
осадков малорастворимых неорганических соединений (в основном —
солей Са, Ba, Sr), вызываемый пересыщением раствора по отноше-
нию к данному соединению. Пересыщение: концентрация соединения
в растворе выше равновесной концентрации. В табл. 45 приведены
основные факторы, влияющие на процесс выпадения солей в про-
мысловых условиях.
Действие указанных факторов проявляется комплексно и одно-
феменно. Некоторые факторы действуют неоднозначно. Например,
ъеличение температуры повышает растворимость гнпса, что способ-
твует снижению отложений солей, но выпаривание растворителя с
Показатели Неорганические соединения /
Гипс Кальцит Барит Карбонат бария Гидрооксид магния
Химическая формула CaSO4x2H2O СаСО3 BaSO4 ВаСО3 Mg (ОН)2
Молекулярная масса 172,17 100,09 233,4 197,35 58,32
Цвет •аь- Бесцветный — Белый Бесцветный
Структура кристалла Моноклинная Тригональная / Ромбическая Ромбическая Тригональная
Плотность при комнатной температуре, г/см8 2,31—2,33 2,71 / 4,5 4,43 2,35—2,46
Показатели преломления 1 ,521 1 ,486 / 1,637 -— •—
1 ,523 1 ,550 1,638 — —•
1 ,530 1 ,658 1,649 .— —
Стандартная молярная тепло- емкость при постоянном дав- лении, Дж/(моль-К) 186,2 81 ,88 101,8 85,35 77,03
Стандартная энтропия модели при температуре 25° С, Дж/ (моль -К) Растворимость в воде, г/1 00 Г воды, при температуре» °C: 193,97 О' 92,9 j 132 112 63,14
0 0,176 Малорастворим — Ма лора створим •—•
20 0,206 —. — •— ——
30 0,212 — — -—- —
100 —- — 0,00041 —- 0,004
Растворители соединений Кислоты NH солн глиц 4С1, Na2S2O, NH4, ерин — Водный NH4C1 Соли NH4
Условия разложения Кислотными средами. Кислотными средами. Барит плавится Кислотными Кислотными средами.
При 128 ° С гипс Прн нагревании при температуре средами Прн нагревании
теряет 1 ,5 молекулы Н4О, при 163° С — 2 молекулы разлагается 1580° С разлагается
05
Фактор
Характер н особенности воздействия фактора
Примечание
Смешивание вод: нагнетаемых и пла-
стовых (в продуктивном пласте)
Контактирование движущейся в пла-
сте воды (пластовой и нагнетаемой)
с породой пласта
Диффузия из нефти в воду активных
водорастворимых компонентов
Смешение вод различного состава (не-
совместимых) приводит к образованию
смеси с концентрацией какого-либо со-
единения выше равновесной
Вода меняет свой состав в результате
выщелачивания растворимых компонен-
тов пласта. В дальнейшем с изменением
условий вновь образовавшиеся в резуль-
тате выщелачивания соединения могут
выпадать в осадок (в ПЗП, в скважи-
не и т. д.)
Природные ПАВ, содержащиеся в неф-
ти, диффундируя в водную фазу, адсор-
бируются на поверхности зарождающих-
ся кристаллов соли. Это стимулирует
в некоторых средах рост кристаллов и
их прилипание к поверхностям оборудо-
вания, труб и горной породы
Пример: смешение воды с высоким
содержанием сульфатных ионов с во-
дой, содержащей ионы кальция, при-
водит к образованию смеси вод с кон-
центрацией гипса выше равновесной
Необходимым условием выщелачива-
ния является предварительный срыв
пленки нефти с поверхности породы
Активными компонентами нефти яв-
ляются водорастворимые нефтяные
кислоты и их соли
Попадание в промысловую воду ис-
кусственно синтезированных химиче-
ских соединений .
Некоторые химические реагенты, приме-
няемые в процессе добычи нефти, могут
способствовать отложению солей
Переход двуокиси углерода из воды
в газовую фазу ( -
Уменьшение концентрации СО2 в воде
снижает растворимость кальцита (СаСО3)
Испарение воды
i
Изменение термодинамических усло-
вий (давление, температура)
Уменьшение массы растворителя (воды)
приводит к прямому повышению кон-
центрации солей и степени пересыщения
ими раствора
Повышение температуры снижает раство-
римость многих минеральных соединений
в кислой, нейтральной и слабощелочной
среде (pH с 10). Снижение давления мо-
жет приводить к падению растворимо-
сти минеральных соединений и образо-
ванию отложений солей
Пример: несовместимым химическим
реагентом в некоторых случаях вы-
ступал ранее широко используемый
деэмульгатор НЧК, который часто
способствовал образованию гипса
(100 %-ный НЧК содержит около
48 % ионов СО42'”)
Разгазирование воды с выделением
СО2 может быть следствием падения
давления, роста температуры и тур-
булизации потока
Данный фактор в наибольшей степе-
ни проявляется на высокотемпера-
турных промысловых объектах. «Хо-
лодное» выпаривание происходит в
газлифтных скважинах, когда пода-
ваемый с поверхности высоконапор-
ный газ по мере подъема в газлифт-
ных трубах становится недонасыщен-
ным влагой
Давление и температура в промысло-
вых условиях меняются в достаточно
широких пределах, что порождает
многообразие условий для отложения
солей
повышением температуры увеличивает концентрацию гипса, что в
принципе стимулирует солеотложений.
Могут быть и другие причины формирования солеотложений. Так,
по данным Ш. Н. Алиева и Б. П. Султанова, турбулизация потока в
фонтанных и в особенности в газлифтных скважинах способствует
образованию солеотложений на стенках подъемных труб, что объяс-
няется разрушением пристенного гидродинамического слоя жидко-
сти. После срыва его прилипшие к стенке микрочастицы солей слу-
жат центрами осадконакопления. Этому же, по мнению авторов,
способствует электрическое поле, формирующееся в результате дви-
жения газоводонефтяной смеси в НКТ.
Для выявления наиболее существенных причин выпадения и
скопления солей на соответствующих нефтепромысловых объектах
необходимо проводить специальные физико-химические исследования
на каждом конкретном месторождении (залежи).
МЕХАНИЗМ ИНГИБИРОВАНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ
Для предотвращения солеотложений существуют следующие методы.
Метод
Характеристика метода
Технологические методы
Оптимизация источников водоснаб-
жения системы ППД
Селективная изоляция обводнявших-
ся пластов (пропластков) в нефтя-
ной скважине
Турбулизация потока водонефтяной
смеси в скважине
Увеличение скорости водонефтяного
потока в трубах и аппаратах
Метод позволяет предот-
вратить смешение несов-
местимых с точки зрения
выпадения осадков вод в
продуктивном пласте
Метод исключает смеше-
ние несовместимых вод в
полости нефтяной скважи-
ны
Метод эффективен в эмуль-
сиях типа «вода в нефти»,
так как гомогенизация по-
тока вследствие принуди-
тельной турбулизации ис-
ключает непосредственный
контакт водной фазы со
стенками подъемных труб
и снижает отложение со-
лей.
Метод неприменим при
возможности выделения
углекислого газа, так как
это приводит к падению
карбонатной устойчивости
воды
Происходит сокращение
сроков пребывания пере-
насыщенных растворов в
Использование защитных покрытий
Увеличение глубины спуска погруж-
ного электроцентробежного насоса
технологических объектах
и снижение интенсивности
прилипания кристаллов со-
лей к поверхности труб и
оборудования.
Метод предотвращает ло-
кальное выпадение солей,
что не исключает (а часто
усиливает) интенсивность
солеотложений на после-
дующих участках
Использование покрытий с
низкой адгезионной способ-
ностью также является ло-
кальной мерой, которая
лишь переносит место от-
ложения солей.
Метод эффективен при
использовании на ответ-
ственных узлах оборудо-
вания (погружной насос)
Повышение давления са-
мо по себе может приво-
дить к повышению раст-
воримости. Исключаются
процессы выпаривания во-
ды н выделения СОг з зо-
не погружного электродви-
гателя даже при высоко-
температурных условиях
Физические методы
Магнитная обработка Имеет локальный эффект
Обработка электрическим полем Рекомендуется для уст-
ранения из воды катионов
кальция
Воздействие акустическими метода- Ультразвуковые частоты
ми способствуют интенсивному
образованию в объеме раст-
1 вора микрокристаллов, вы-
' - нос которых обеспечивается
потоком жидкости. Имеет
; локальный эффект
I - «
Химические методы
Применение ингибиторов солеотложе-
иий
Методы удаления образовавшихся отложений приведены ниже.
я
Метод Характеристика метода / "31
Механические методы
Разбуривание Для разрушения твердых осадков | в полости скважины j
Использование гидромони- торов Применение сменных гип- сосборников 4 Резкое снижение скорости потока в - гипсосборнике приводит к осаждению солей, которые затем удаляются. Устанавливают в непосредственной близости от скважины. Оптималь- ный диаметр 0,3 м, длина до 10 м j
Химические методы
Использование растворов соляной кислоты и хлори- да натрия Образующийся в результате реак- j ЦИН : 1 CaSO4-2H2O+2HCl=CaC12+H2SO4+ 1 +2Н2О хлористый кальций хорошо раство- рим в воде
Использование раствора едкого натра Образующийся в результате реак- ции CaSO4-2H2O+2NaOH-Ca(OH)2+ + N a2SO4 -р 2Н2О сульфат натрия хорошо растворим в воде, а гидроокись кальция — не-
плотная рыхлая масса — легко пере- ходит в форму суспензии
Использование смеси ти-
па: 15%-ный раствор НС1 и 4%-ный раствор NH4C1 Реагента Т-66 и «зеленое масло» Подобные растворы при температу- ре до 70 °C эффективны для разру- шения плотных пробок гипса Используют как добавку в основ- ной растворитель. Действуют на уг- леводородную составляющую отло- жений, способствуют повышению эффективности растворения неорга- нических солей
Карбонатные и бикарбо- натные 10—15%-ные растворы щелочных ме- таллов Используют для разрушения рых- лых осадков гипса
Метод использования ингибиторов занимает особое место вслед-
ствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых
условиях. Для проектирования этого метода, т. е. выбора типа ин-
гибитора, его оптимальной концентрации в обрабатываемой среде,,
способа ввода и т. д. необходимо знать механизм действия ингиби-
торов солеотложений, замедляющих процесс осадкообразования.
Молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора в
адсорбируются на поверхности микрочастиц солей. Образуются до-
Рис. 7. Зависимость количества
выпадающего из раствора осад,
ка от концентрации ингибитора
вольно устойчивые ассоциации,
дальнейший рост которых прекра-
щается. Адсорбционный слой инги-
битора на поверхности кристал-
ла не только подавляет его рост,
но и препятствует соединению кри-
сталлов между собой и прилипа-
нию их к поверхности оборудова-
ния и труб. Образовавшиеся ассо-
циации вследствие их малых раз-
меров легко переносятся раство-
ром.
Действие ингибитора связано
с его концентрацией в растворе
(рис. 7). Минимальная пороговая
концентрация (зона 1) соответ-
ствует молярной пропорции ингибитора и осадкообразующего катио-
на от 1 : 104 до 1 : 2,5. Это соотношение соответствует минимальному
расходу реагента при максимальном ингибирующем эффекте, и при
промышленном использовании реагента следует поддерживать имен-
но это соотношение.
Зона 2 связана с появлением вторичных осадков, представляю-
щих собой труднорастворимые соединения ингибитора и катиона.
При максимальной концентрации (зона 3) вновь формируются
растворимые в воде комплексы. Это наблюдается при соотношении
ингибитора и осадкообразующего катиона 10 : 1 и более. Такие кон-
центрации в промысловой практике недостижимы.
МЕТОДИКА ПОДБОРА ИНГИБИТОРА
При подборе ингибитора учитываются его эффективность примени-
тельно к данному технологическому процессу; возможность его ис-
пользования при заданных эксплуатационных условиях и технологии,
включая совместимость с другими химическими реагентами в систе-
ме; отсутствие отрицательных последствий, влияющих на эффектив-
ность и надежность основного процесса; возможность использования
на смежных участках промысловой технологической цепи; доступ-
ность реагента и возможность регулярных поставок.
Из различных химических веществ, которые могут служить инги-
биторами солеотложений, отбирают в первую очередь реагенты, про-
шедшие успешные испытания. Потенциальными ингибиторами соле-
отложений могут быть:
низкомолекулярные поликарбоновые кислоты;
полимеры и сополимеры карбонатных кислот типа акриловой или
малеиновой;
производные сульфокислот;
органические производные фосфорной и фосфоновой кислот;
композиции перечисленных соединений и т. д.
Перечень лабораторных испытаний, по результатам которых де-
лается вывод о пригодности ингибитора для защиты технологиче-
ского оборудования подготовки нефти (РД 39-1-641—81, Миннефте-
пром, 1982 г.), приведен ниже.
Испытания Необходимые условия для положительного заключения
Оценка агрегатного со- стояния Допускаются порошкообразные и жидкие вещества. Пастообразные и расслаивающиеся жидкости не ре- комендуются
Температура застывания жидких реагентов, °C Содержание примесей в жидких реагентах <—40 Не допускается содержание круп- ! ных взвешенных и оседающих при- ; месей
Содержание нераствори- мых в воде примесей, % Содержание водораство- римых примесей Принадлежность реагента к классу ингибиторов от- ложений солей >1,0 i Допускается Величина индукционного периода появления твердой фазы в стандарт- ном пересыщенном растворе осадко- образующей соли >10 мин
Совместимость ингибитора с пластовой водой Полная совместимость с пластовой водой разрабатываемого месторож- дения без расслаивания и образо- вания осадка
Ингибирующая активность Уменьшение скорости образования осадка на поверхности нагрева на >80 % при удельном расходе реа- гента <10 мг/л
Коррозионная активность Скорость коррозии сталей марок Х18Н9Т и Ст. 3 в рабочем растворе ингибитора <0,05 мм/год
Влияние на качество под- готовки нефти Ингибитор не должен увеличивать содержание воды и солей при под- готовке нефти данного месторожде- ния (залежи). Ингибитор совместим с деэмульга-
Термическая стабильность Тором Сохранение эффективности действия ингибитора в растворе при повыше- нии температуры до 130 °C
Большинство испытаний проводят стандартными методами. Опре-
деляющий показатель — это принадлежность реагента к классу ин-
гибиторов солеотложений, которую устанавливают по величине ин-
дукционного периода образования твердой фазы из стандартного пе-
ресыщенного ингибитора. Анализ проводят в определенной последо-
вательности:
Номер операции Заливка Концентрация раствора, г-экв/л Соли
Кальцит Гипс Барит
1 Дистиллированной воды — 5—55 25—75 31—81
2 Раствора ингибитора концентрации — 0—50 0—50 0—50
0,1 г/л
3 Углекислого натрия 0,05 20 — —
Сернокислого натрия 1,00 — 20 —
4 Хлористого натрия 4,00 5 ,—_ 15
5 Хлористого кальция 4,00 — 5 —-
Хлористого бария 0,05 — — 2
подбирают необходимое оборудование, среди которого основ-
ное—лабораторный фотоэлектрический калориметр (например, типа
ЛМФ-69);
готовят необходимые реактивы (хлористый кальций по
хлористый барий по ГОСТ 4109—79, хлористый натрий по
ГОСТ 4233—76, сернокислый натрий по ГОСТ 6053—77, дистилли-
рованная вода);
готовят водный раствор исследуемого реагента с его содержа-
нием 0,1 г/л;
в химический стакан, помещенный в кюветный отсек прибора
ЛМФ-69, заливают определенные объемы (см3) (табл. 46).
Полный объем смеси растворов в стакане должен составлять
100 см3 (указанный в табл. 46 объем (см3) исследуемого реагента
соответствует удельному расходу ингибитора в реальных условиях,
мг/л);
после заливки хлористого кальция или бария (операция 5) фик-
сируют значения коэффициента светопропускания; строят зависи-
мость этого коэффициента от времени (рис. 8);
Рис. 8. Кривые измене-
ния коэффициента свето-
пропускания пересыщен-
ных растворов солей:
ti — индукционный период
кристаллизации соли в
растворе без ингибитора; is,
is, i« — идукциоиный пери-
од в растворе с ингиби-
торами
определяют индукционный период как время, соответствующее
излому кривой падения Коп (см. рис. 8);
устанавливают минимальную дозу реагента из условия, что ин-
дукционный период IgslO мин;
делают заключение об ингибирующем действии реагента по от-
ношению к тому или иному виду осадкообразующей соли (кальци-
ту, гипсу, бариту), об универсальности ингибитора, т. е. способности
подавлять осадкообразование всех трех солей.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРА
Эффективность ингибитора оценивают действием на пластовую воду
или на ее модель. Использование моделей обеспечивает высокую
точность измерений. Модели растворов солей бывают простые и
сложные, их готовят смешиванием исходных растворов. Составы не-
которых простых растворов, используемых при проверке эффектив-
ности ингибиторов, приведены ниже.
Компоненты . . . Карбонат Поваренная Гипс Сернистый
кальция соль натрий <
Отложения, ,
мг-экв/л
кальцита .... 2 2 — —
гипса......... — —/40 —/40 80/— ’
Примечание. В числителе — исходный раствор, в знаменателе—исследуемый.
Более точно отражают реальные процессы сложные модели, их:
разработано большое число. Для испытания ингибиторов гипсоотло*,
жений рекомендуется использовать сложный раствор, получаемый
из NaCl (1550 мг-экв/л), MgCl-6H2O (91 мг-экв/л), Na2SO$
(227 мг-экв/л) и СаС12-2Н2О (271 мг-экв/л). Такую модель полу-
чают следующим образом: предварительно готовят 50 мл раствора,
содержащего NaCl. СаС12 и MgCl2, к которому добавляют расчетное
количество ингибитора. После этого раствор смешивают с 50 мл
2,5 и раствора Na2SO«.
Для испытания ингибиторов отложений карбонатного типа ис-
пользуют сложную модель на базе исходных растворов, содержащих
NaCl (1370 мг-экв/л), MgCl2-6H2O (4,4 мг-экв/л), NaHCos
(12 мг-экв/л) и СаС12 (13,6 мг-экв/л).
Расчет защитного эффекта (%) ингибитора ведут по формуле
*з.э= —°-"- ЮО,
т0
где т, то — масса осадка, выпавшего из ингибированного и конт-
рольного осадков.
Массу осадка замеряют прямыми и косвенными методами. Из
прямых можно рекомендовать метод, основанный на определении
массы осадка, выпадающего иа вращающейся в пересыщенном раст-
воре гипса (пропеллер из нержавеющей стали). Опыт длится 24 ч
при температуре 40 °C.
Косвенные методы основаны на измерении: 1) проницаемости
пористых фильтров до и после фильтрации через них пересыщенного
раствора; 2) оптической плотности раствора; 3) остаточной жестко-
сти; 4) электропроводности и т. д.
Использование реальных пластовых вод для испытаний ингибито-
ров связано с трудностями организации экспериментов. Действие ин-
гибитора на реальную пластовую воду исследуют методом выпари-
вания с последующим сравнением масс отложений, получающихся в
опытах без добавки и с добавкой ингибитора.
Защитный эффект (%) ингибитора определяют сопоставлением
концентраций растворов, обработанных и не обработанных реаген-
том:
к3.3=^~С"-юо, ;
снач —Go
где Си и Со — концентрация соли в растворе с ингибитором и без
него; Снач — начальная концентрация гипса. .
СВОЙСТВА ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ
В настоящее время для ингибирования солеотложений в той или
иной мере используют около 30 химических реагентов и композиций
на их основе.
Гексаметафосфат натрия (МРТУ 6-09-745—63) — порошкообраз-
ное вещество — предназначен для предотвращения отложений солей
в аппаратах подготовки нефти, в скважине и наземных коммуника-
циях.
Химическая формула основного вещества . . (NaPO3)e
Молекулярная масса.................................. 612
Содержание основного вещества, % . . . . 100
Вязкость 1%-ного раствора, мПа-с .... X 3—5
Растворимость в воде......................< Хорошая
Удельный расход реагента при обработке ап-
паратов подготовки нефти, г/м3............ 2—10
Условия применения:
содержание ионов Са и Mg в воде, мг-
экв/л, при ингибировании:
карбоната кальция ............................. 1000
гипса.......................................... 1000
Концентрация рабочего раствора реаген-
та, г/л............................... 10—50
Условия приготовления раствора реагента:
форма растворения........................В камере с перфориро-
ванными стенками и дном
под напором струи
объем перфорированной камеры, л . . . . 50—200
температура воды, °C............................ 20—40
Пожароопасность ..........................Непожароопасное вещест-
во
Токсичность................................... Нетоксичен
Условия транспортировки.................Соблюдение мер предосто-
рожности во избежание
порчи тары
Условия хранения:
товарного реагента....................... Под навесом
раствора реагента при температуре <0° С В емкости с подогревом
Дополнительные требования при использова-
нии на установках подготовки нефти .... Совместимость с деэмуль-
гатором
Реагент обладает высокой эффективностью. В табл. 47 приведено'
изменение содержания гипса (г/л) в водном растворе при различном
удельном расходе ГМФН. Данные таблицы свидетельствуют об уве-
личении индукционного периода кристаллизации и- резком замедле-
нии процесса выделения гипса из пересыщенного водного раствора
при добавлении гексаметафосфата натрия. 1
Реагент ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54—79) — оксиэтилидендифосфоновая
кислота — представляет собой белый кристаллический продукт, пред-1
назначен для предупреждения отложения неорганических солей ft!
Таблица 47 1
Удельный расход реагента, г/м3 3
Бремя, мин 0 5 5 10 1
Температура 17° С Температура 60° С
0 7 7 7 7 7
10 7 7 7 7 7
20 7 7 4,7 6,9 7
30 6,86 7 4,2 6,6 6,9
40 6,73 7 3,85 6,3 6,6
50 6,6 7 3,65 6,1 6,4
75 6,3 6,7 3,2 5,6 6,0
100 5,7 6,5 3,0 5,2 5,7
150 5,3 6,15 2,8 4,5 5,3
200 4,9 5,95 2,8 4,2 5,2
250 4,8 5,9 2,8 3,9 5,15
300 4,75 5,88 2,8 3,85 5,10
призабойной зоне пласта, подземном и наземном оборудовании сква-
жин, в системе подготовки нефти и воды.
Молекулярная масса......................
Температура, °C:
плавления ..............................
. 206,02
198—199
самовоспламенения:
аэровзвеси........................• . .
аэрогеля..............................
Растворимость:
в воде, кислотах, спиртах ........... .
в неполярных органических растворителях
(бензол, хлороформ, дихлорэтан) и нефти
Свойства 50%-ного водного раствора:
температура застывания, °C..............
вязкость при 20 °C, мПа-с...............
Свойства 2%-кого раствора:
температура замерзания, °C ...... ..
вязкость при 20 °C, мПа-с...............
pH 5%-ного раствора ......................
Категория токсичности ....................
Предельно допустимая концентрация, мг/л:
в воде рыбохозяйственных водоемов . . .
в воде водоемов санитарно-бытового наз-
начения ................................
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 ....
Пожаро- н взрывобезопасность..............
Состав композиции на базе ОЭДФ для обра-
ботки газлифтных скважин в зимнее время,
%:
ОЭДФ....................................
этиленгликоль или диэтиленгликоль . . .
вода....................................
катапин КИ-1 (ингибитор коррозии) . . .
тиомочевина ............................
Совместимость 2,2%-ного раствора реагента
в пресной воде с водами, содержащими ио-
ны кальция до 2000 мг/л при рН>6 . . . .
Формы подачи ингибитора в нефтяную сква-
жину .....................................
340
221
? Хорошая
„ Нераствовим
—16,5
15,6
—0,5
1,0
1,6
Малотоксичен
0,9
2,0
2,0
Горючее, но невзрыво-
опасное вещество
15,0
52,0
32,3
0,5
0,1
Периодичность задавки в ПЗП..............
Форма применения для задавки в ПЗП . .
Совместимы
Непрерывное дозирование
в затрубное пространство,
периодическая задавка в
ПЗП
1 раз в три месяца
2—3%-ный раствор в
пластовой или пресной
Продавочная жидкость....................
Предварительная обработка скважины перед
ингибированием..........................
воде
Пресные или пластовые
воды
Удаление и очистка от
Агрегаты для закачки раствора ингибитора
и продавочной жидкости...................
ранее отложившихся со-
лей (СКО)
ЦА-320М
Ниже приведены данные по защитному эффекту (%) ингибитора
ОЭДФ для модели пластовой воды месторождений ТАССР, приго-
товленной смешением водного раствора СаС12 (13,6 г/л) с раствором
Na2SO4 (13,6 г/л), MgCl2-6H2O (1,24 г/л), NaCl (18,8 г/л).
Удельный расход реагента, г/м3 ................. 10 20 50 150
Защитный эффект %, при pH:
3 ............................................ 88 89 90 92
1,85 .......................................... 92 93 93 96
Реагент ПАФ-1 (амииофосфат) — водный раствор темно-коричне-
вого цвета. Предназначен для предупреждения отложений солей
(сульфата Са и карбоната Са) в ПЗП, нефтяной скважине, системе
подготовки нефти и воды.
Товарный реагент хорошо растворим в воде и нерастворим в
нефти и органических растворителях; нетоксичен. Ингибитор горюч,
но невзрывоопасеи, по токсичности относится к умеренно опасным
соединениям с невыраженным коэффициентом видовой чувствитель-
ности (1,76) и ориентировочно безопасным уровнем воздействия
(ОБУВ) 2 мг/м3.
Совместимость с минерализованными водами определяют в ос-
новном содержанием ионов Са — слабоконцентрированный раствор
реагента (0,1—1 %), приготовленный на пресной воде, совместим с
пластовой водой при содержании ионов Са2+ до 16 000 мг/л.
Эксплуатационные показатели
Дозировка, мг/л........................ 10—15
Форма применения:
в летнее время .....................0,1—1%-ный раствор в
пресной воде
в зимнее время....................... раствор в антифризе
(этиленгликоль или три-
этиленгликоль)
Обычные*способы ввода реагента в систему . Постоянное дозирование
Разовая закачка в ПЗП
Периодическое дозирова-
ние в затрубное простран-
ство скважины Комбини-
рованный способ
Комбинированные способы ввода реагента
в систему...............................Закачка в ПЗП — посто-
янное дозирование Закач-
ка в ПЗП—периодичес-
кое дозирование
В табл. 48 приведены значения защитного эффекта Кз.в, достигае-
мого в модели пластовой воды (месторождения Оренбургской обла-
сти) с избыточным содержанием гипса при добавлении ингибитора
ПАФ-1.
Реагент ПАФ-13 (ТУ 6-05-05—78)—ингибитор на основе поли-
Удельный расход реагента, г/м8 Защитный эффект реагентов ПАФ-1, %, во времени, ч
24 48 96 120 192 240
5 95,1 93,4 99,6 95,7 85,2 80,3
10 100 100 96,1 93,8 90,1 87,6
20 100 100 100 100 93,6 90,1
этиленполиамин — метилфосфоновых кислот и их солей обладает
высокой эффективностью при обработке газлифтных скважин. Подо-
бен реагенту ПАФ-1.
Состав композиции иа базе ПАФ-13, %
ПАФ-13............................................... 40
Этиленгликоль...................................... 42
Вода................................................. 18
Эта композиция рекомендуется (РД 39-23-715—82, Миннефте-
пром, 1982) для постоянного дозирования в зимнее время в газ-
лифтных скважинах. При задавке ингибитора в ПЗП используют 2—
10°/о-ные растворы в воде. Реагент ПАФ-13 в количестве 0,1—2 мг/л
увеличивает индукционный период более чем в 4 раза.
Реагент ИСБ-1 (ТУ 6-02-1171—79)—нитротриметилфосфоновая
кислота (НТФ) —предназначен для предотвращения отложения со-
лей при добыче, сборе и подготовке нефти. Химическая формула.
C3H12NO9P3
Свойства НТФ (основного вещества)
Молекулярная масса............................... 299,06
Температура плавления, °C................ 210
Растворимость:
' в воде, кислотах, щелочах . . • . . . . Хорошая
в органических растворителях и нефти . . Нерастворим
Кислотность ... ...................Свойства сильной кислоты
Пожаро- и взрывоопасность................ Негорюч, невзрывоопасен,
Категория токсичности . . ................
Температура самовоспламенения, °C:
аэровзвеси ...............................
аэрогеля..............•.................
Способ применения:
в летнее время ...........................
но пожароопасен
Малотоксичное соединение
370
320
В виде разбавленного
0,1—1%-ного водного
раствора
в зимнее время...........................В виде раствора в анти-
фризе
Вязкость 50%-ного раствора реагента при
20 °C, мПа-с.............................. 155
Плотность ИСБ-1 в пресной воде, г/см3,
при концентрации, %:
40.............................................. 1,19
50.............................................. 1,27
Условия хранения товарного реагента ... В недоступном для пос-
, торонних лиц месте
Условия транспортировки......................Существующими транс-
портными средствами
Категория сооружений и оборудования для
реагента по СНиП П-М, 2-62.......................... В
Данные по температуре застывания, удельному расходу и соста-
ву композиций реагента, рекомендуемых для зимних условий, при-
ведены в табл. 49.
Способы ввода реагента в систему: постоянное дозирование, разо-
вая закачка в скважину и призабойную зону пласта, периодическое
дозирование через затрубное пространство скважины.
Удельный расход реагента при постоянном и периодическом до-
зировании в скважину составляет 2—3, при разовой закачке в
ПЗП — 5—10 г/м3.
Ингибитор обладает определенной совместимостью с минерализо-
ванными водами, что зависит от содержания ионов кальция. 0,1—
5 %-ные растворы ингибитора в пресной воде совместимы с пласто-
вой водой с содержанием ионов кальция до 16 г/л.
Удовлетворительная адсорбционно-десорбционная характеристика
реагента ИСБ позволяет с достаточной эффективностью осуществ-
лять ингибирование закачкой раствора в ПЗП.
Для повышения эффективности обработок ПермНИПИнефть
рекомендует использовать состав, позволяющий снять ограничение
по минерализации пластовой воды.
Таблица 49
Номер композиций Содержание ИСБ-1 в исходном растворе на базе пресной воды, % Соотношение исход- 1 ного водного раство- ра и этиленгликоля (по массе) Содержание компонентов в композиции, % Температура застывания, °C К с ► Ct с =Й 2 ; А t > композиции для обес- печения 100%-ного I защитного эффекта, i 1 мг/л |
ИСБ-1 1 Антифриз (этиленгли- коль) । Вода
1 40 1:1 20 50 30 —40 15— го
2 40 2:1 27 33 40 —25 10—15
3 50 1:1 25 50 25 —40 15— го
4 50 2:1 33,3 33,3 33,3 —25 5— ю
5 50 3:1 37 26 37 —25 5— ю
6 50 5:1 42 16 42 —10 3—
Показатели SP-181 летний SP-181 зимний
Плотность при 15,5° С, г/см3 1,13 1,08
рн 6,55 —
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
—20' 38 -—-
21,1 17 12 -
37,8 13 9
54,4 8 2
Температура, °C:
ВСПЫШКИ >60 38
застывания * , , < 9 —40
Растворимость в воде Высокая Высокая
7.
Содержание компонентов в композиции, %
Нитротриметилфосфоновая кислота....................4,97—13,57
Соляная кислота.................................. 11,24—23,74
Вода..............................................62,69—83,79
Реагент SP-181—раствор органических фосфатов — предназначен
для предупреждения отложений сульфата и карбоната кальция.
Физико-химическая характеристика летнего и зимнего сортов
реагента приведена в табл. 50.
Реагент обладает устойчивостью в пластовых условиях до темпе-
ратуры 80 °C. Совместимость ингибитора с пластовой водой зависит
от содержания ингибитора в растворе.
Реагент SP-181 квалифицируется как горючее вещество с кате-
горией пожароопасности «Б».
Эксплуатационная характеристика
Способы подачи ингибитора в среду .... Непрерывное дозирование
Периодическое дозирова-
ние в затрубное простран-
ство
Разовая закачка в ПЗП
Удельный расход реагента, г/м3:
при первичной закачке в ПЗП............ 30—40
при постоянном дозировании............. 5—10
Форма применения.........................2,5%-ный водный раствор
Растворитель................................... Пресная вода
Данные по закачке в ПЗП:
общий расход ингибитора....................Определяется расчетом,
ио не менее 400 кг
Ориентировочное время защиты, сут .... 75—100
Продавочная (дополнительная) жидкость . . Вода, нефть, раствори-
тель
Время выдерживания реагента в ПЗП для
адсорбции, ............................. 8—24
Показатели SP-191 летний SP-191 ЗИ мний
Плотность при 15,5°С, г/см3 1,20 1,05
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
21,1 20 18
37,8 15 12
54,4 ’ 1 10 5 ’
Температура, °C:
ВСПЫШКИ 60 32 -
застывания - —9 —43
Растворимость в воде Высокая Высокая
Реагент SP-191 — раствор органических фосфатов — предназна-
чен для предотвращения отложений карбоната кальция.
Свойства зимнего и летнего сортов реагента SP-191 приведены в
табл. 51.
Устойчив до температуры 80 ®С.
Данные о совместимости растворов реагента в пресной воде с
минерализованной водой приведены в табл. 52.
Таблица 52
Массовое содержание ингибитора, % Совместимость при содержании Са*+, мг/л
6000 •6000—10 000 > 10 000
2 + + .—
4 + + .—
6 + + —
8 + + —
10 + — —
По пожароопасности и условиям применения SP-191 подобен ин-
гибитору SP-181.
Реагент SP-203 — раствор органических фосфатов — предназначен
для предотвращения отложений сульфатов кальция и бария. Его
характеристика следующая.
Плотность при 15,5 °C, г/см3................................1,13
Вязкость, мПа-с, при температуре, °C:
21,1..................................................... . 15
37,8....................................................... 10
54,4...................................................... 8
Температура, °C:
вспышки................................................... 43
застывания...............................................—40
Устойчивость до температуры, °C............................ 80
Данные о совместимости растворов ингибитора в пресной воде
с минерализованной пластовой водой приведены в табл. 53.
Таблица 53
Массовое содержание ингибитора, % Совместимость при содержании Са2+, мг/л
1000 2000 4000
, 2 Совместим, Несовместим-, Несовместим,
4 6 8 раствор прозрачный раствор мутный осадок
10 . Несовместим, осадок ’
По пожароопасности и показателям применения SP-203 подобен
ингибитору SP-181.
Реагент СНПХ-53 — 70 % -ный водный раствор 1 -оксиэтилидеиди-
фосфоновой кислоты и фенольных оснований Манниха — предназна-
чен для предупреждения отложений барита. Физико-химическая ха-
рактеристика реагента приведена ниже.
Форма поставки........................... Жидкость желтого
цвета со слабым запахом
Плотность, г/см3................................ 1,256
Вязкость при 20° С, мПа-с............... 935
pH...................................... '• 7—8
Растворимость:
в воде........................................ Высокая
в нефти.................................... Нерастворим
Удельный расход реагента на тонну попутно
добываемой воды, г/т................... 10—30
Побочный положительный эффект........... Ингибитор коррозии
в холодной и горячей
морской воде и в среде
с HaS
Реагент СНПХ-531 — модификация реагента СНПХ-53 — предназ-
начен для предотвращения баритовых отложений в условиях высо-
кой минерализации.
Форма поставки.........................Жидкость светло-желтого' 1
цвета со слабым |
запахом 3
pH............................................... 4 1
Растворимость: 1
в воде любой минерализации.................. Высокая 1
в нефти.................................. Нерастворим 1
Удельный расход, г/т............................. 30 <
Реагент СНПХ-5301 —композиционный состав на основе азот- |
фосфорсодержащих соединений — предиазиачеи для предотвращения 1
отложений солей сложного состава, включающих сульфат бария.,
Форма поставки............................ Бесцветная жидкость
со слабым запахом
аммиака
Плотность, г/см3.........................' 1,11—1,222
Вязкость при —30° С, мПа-с............... 49
pH....................................... 6,0
Растворимость:
в высокоминерализованной воде с содер-
жанием пионов Са8* до 25000 мг/л . . . Хорошая
в спиртах.....................• . . . Ограниченная
в нефти, углеводородах.................... Нерастворим
Удельный расход, г/т..................... 10—20
Токсичность реагента.......................... Малотоксичен
Реагент применяют для обработки скважин, трубопроводов, в ус-
тановках подготовки нефти. Может быть использован при неболь-
шой минерализации, а также в системах водоподготовки, водоснаб-
жения для предотвращения процессов образования накипи.
Имеется несколько модификаций реагента, которые в лаборатор-
ных условиях показали высокую совместимость с высокоминерализо-
ванными водами и эффективность в различных условиях ингибиро-
вания солеотложений.
Реагент СНПХ-5100 — водный раствор акрилового типа в кислот-
ной и нейтрализованной среде. Предназначен для предупреждения от-
ложений солей сложного состава в любых водных и водонефтяных
системах.
Форма поставки........................... Прозрачная жидкость
без цвета и запаха
pH................................................ 3—4
Растворимость:
в воде........................................ Хорошая
в нефти и углеводородах.................... Нерастворим
Применимость, °C................................. До 200
Удельный расход, г/т.................... 5—10
Реагент СНПХ-5306 — композиционный состав на основе азот-
фосфорорганических соединений — предиазиачеи для предупрежде-
ния отложений минеральных солей, включая сульфаты и карбонаты
кальции, магния и бария.
Форма поставки ..',". ............Прозрачная светло-жел-
;• - тая жидкость
Плотность, г/см3. . . .'•-L................ 1,1731
Показатель pH........................... 5
Растворимость:
в минерализованных пластовых водах с
содержанием нонов Са2+ до 25 г/л . . . ' Хорошая
в углеводородах и нефти............• . Нерастворим
Удельный расход, г/т.................... 10—20
Побочный положительный эффект........... Ингибитор коррозии
На базе отходов химической промышленности разработано не-
сколько модификаций реагента СНПХ-5306.
Корексит 7647—полимер — предназначен для предупреждения
отложений карбоната кальция и сульфатов бария, кальция и строн-
ция.
Плотность при 15,5° С, г/см3...................... 1,16
Вязкость, мПа-с, при температуре, ®С:
4,5 . .......................................... 40
37,8............................................... 9
Температура, °C:
вспышки......................................... 80
застывания .......................... —23,3
Устойчивость и эффективность реагента до '
температуры, °C.................................. 260
Категория пожароопасности........................... «Б»
Реагент совместим с пластовой водой, имеющей минерализацию
до 5000 мг/л.
Корексит 7647 — горючее вещество. По условиям применения ко-
рексит 7647 подобен ингибитору SP-181.
Окисленный лигнин (ОСТ 59-16—76) представляет собой (в со-
стоянии поставки) порошок темно-коричневого цвета, предназначен
для предотвращения отложений минеральных солей, эффективен в
системах и аппаратах теплообмена, распределительных устройствах
отстойных -аппаратов установок промысловой подготовки нефти.
Содержание основного (активного) вещества
в товарном реагенте, % ................ 40—60
Вязкость 1 %-ного раствора, мПа-с .... 2—6
Условия хранения:
товарного реагента............................... Под навесом
рабочих растворов при /<Х1°С.............В емкостях с подогревом
Токсичность ..................................... Нетоксичен
Пожароопасность................................ Непожароопасен
Удельный расход реагента, г/т........... 10—20
Концентрация рабочего .раствора при исполь-
зовании в аппаратах установок подготовки
нефти, г/л.................................... 10—30
Реагент применяют для предотвращения отложений кальцита и
гипса при содержании иоиов Са2+ и Mg2+ в воде до 1000 мг-экв./л.
При более высоких концентрациях указанных ионов наблюдается
несовместимость ингибитора с промысловой водой. При ингибиро-
вании отложений гипса в систему следует добавлять соду.
Окисленный лигнин применяют в форме водных рабочих раство-
ров в пресной воде. Подготовку рабочих растворов реагента ведут
в такой последовательности:
специальную мешалку пропеллерного или турбинного типа на
2/з объема заполняют нагретой до 80—90 °C пресной водой (воду
можно нагревать с помощью пара в самой мешалке);
включают мешалку и засыпают окисленный лигнин из расчета
50—100 кг на 1 м’ воды;
после 30-минутного перемешивания смесь с помощью иасоса пе-
рекачивают в обогреваемую паровым подогревателем емкость объе-
мом 30—100 м3, которая оснащена приспособлением для подачи и
равномерного распределения сжатого воздуха, а также устройст-
вом для отбора раствора высотой около 1 м с сеткой (1—1,5 мм);
смесь перемешивают в емкости барботированием воздуха в тече-
ние 5—10 мин;
циклы растворения повторяют для получения раствора требуе-
мой концентрации (1—3°/о) в необходимом количестве;
прн отсутствии механической мешалки окисленный лигнин раство-
ряют непосредственно в емкости с помощью длительного (3—4 ч)
барботирования воздухом и подогрева смеси до 80—90 °C;
периодически емкость освобождают от иакоплениого иа дне
осадка (нерастворимой части реагента) заполнением емкости по-
догретой водой и добавлением в нее 1,5 % соды; при этом объем
промывочной воды рассчитывают по формуле
где А — количество соды, необходимое для растворения 1 т окислен-
ного лигнина (0,21 т); С — содержание соды в 1 м’ воды (15 кг);
Р — количество окисленного лигнина, израсходоваииого для приго-
товления рабочего раствора в данной емкости.
Полученный содовый раствор перемешивают в течение 5—6 ч,
затем емкость доливают водой и вновь перемешивают 0,5 ч, а после
этого используют в качестве ингибирующего раствора с дозировкой,
меньшей в 2—3 раза, чем дозировка раствора без соды.
Триполифосфат натрия (ТПФН) (ГОСТ 13493—77) представ-
ляет собой (в состоянии поставки) белый порошок. Реагент приме-
няют для предупреждения отложений солей в аппаратах промыс-
ловой подготовки нефти.
Содержание основного вещества, % . . . .
Вязкость 1%-ного водного раствора, мПа-с
Условия хранения:
товарного реагента......................
рабочих растворов при минусовых темпе-
ратурах ..............................В
Токсичность.............................
Пожароопасность.........................
Форма применения........................
100
3,5
Начальный удельный расход реагента, г/т .
Область применения при ингибировании гип-
са и кальцита по содержанию иоиов Са2+ и
Mg2+, мг-экв/л............................
Под навесом
емкостях с подогревом
Нетоксичен
Непожароопасеи
1—5%-иый водный
раствор
2—10
До 1000
Гипан (ТУ 6-01-166—74)—гндролизованиый полиакрилонитрил —
применяют в качестве ингибитора отложений минеральных солей в
аппаратах подготовки нефти. Используют гелеобразный реагент с
содержанием основного вещества 10—16 %, температурой замерзания
—5 °C, кипения 100 °C и вязкостью 1 %-иого раствора в воде 10—
40 мПа-с. Рекомендуемое значение начального удельного расхода
реагента 10—15 г иа 1 т воды.
Готовят 0,05—0,1 %-ные рабочие растворы гипана с помощью
оборудования реагентных блоков установок подготовки нефти в та-
кой последовательности:
реагент подогревают (<90°С) и перемешивают в таре поставки;
откачивают реагент с помощью насоса в емкость смешения, на-
половину заполненную пресной водой, при этом на прием насоса
одновременно подается пресная вода;
содержимое емкости перемешивается иасосом и подачей сжатого
воздуха для обеспечения однородности раствора реагента;
рабочий раствор готовится в количестве, достаточном для дози-
рования в течение 7—10 сут;
для снижения общих затрат приготовление растворов ингибитора
рекомендуют совмещать с подготовкой раствора деэмульгатора, если
последний относится к типу водорастворимых.
Применение гипаиа ограничивается ингибированием отложений
кальцита при содержании ионов кальция и магния в пластовой воде
до 15 мг-экв./л.
П АА-полиакриламид — предназначен для предотвращения отло-
жений минеральных солей в аппаратах подготовки нефти, исполь-
зуют по ТУ 6-16-15-3—73 и ТУ 6-16-1180—67 с содержанием основ-
ного вещества в порошке ^48 %, в вязкой жидкости — 6—8%.
Температура замерзания жидкой модификации реагента —5 °C. Вяз-
кость 1 %-ного раствора реагента в воде около 500 мПа-с. Началь-
ный удельный расход реагента 10—20 г/т. Применяют в форме
0,5—1 %-ного водного раствора, который готовится следующим об-
разом:
специальную мешалку заполняют на 2/3 объема пресной водой с
температурой 30—70 °C и расчетным количеством ПАА;
смесь перемешивают до получения однородного раствора, кото-
рый контролируют отбором проб и осмотром в стеклянной пробирке
диаметром 13 мм;
цикл растворения повторяют для получения раствора 2 %-ной,
концентрации в требуемом количестве;
полученный 2 %-ный раствор реагента из мешалки перекачивают
в специальную емкость (мерник), где раствор разбавляют пресной
водой до концентрации 0,5—1,0 % (5—10 г/л); при этом перемеши-
вают сжатым воздухом или циркуляцией с помощью насоса.
Применение полиакриламида ограничивается ингибированием от-
ложения гнпса при содержании ионов кальция и магния до
200 мг-экв./л.
Хлористый аммоний (NH4C1) — химический реагент, используемый
на установках подготовки нефти — предназначен, главным образом,
для предотвращения отложений карбонатных солей.
Механизм действия реагента основан не на подавлении центров
кристаллизации, а иа химическом разложении бикарбонат-ионов с
выведением их из раствора в виде углекислого газа:
Са (НСО3)а 4- 2NH4C1 = 2NH4 (НСО3) + СаС1а;
NH4 (НСО3) -> 2NH3 + 2СОа + 2НаО
Эта реакция протекает при температуре 36 °C. Введенный в об-
рабатываемую среду NH<C1 предотвращает процесс превращения
СаНСОз в труднорастворимый кальцит, который обычно протекает .
при повышении температуры до 45—50 °C в установках подготовки
нефти.
Хлористый аммоний можно использовать также для растворения
и удаления уже образовавшихся отложений кальцита:
СаСО8 + 2NH4C1 = СаС12 + (NH4)a СО3
(NH4)a СО3 -> 2NHS + СОа 4 НаО
Реагент обычно вводят порциями по 10 кг насыпью в градирню
иа прием циркуляционного насоса с перерывами через 15 мин.
Количество реагента для первичного ввода в систему рассчиты-
вается по формуле
тг = 0,018 (Ci—СБо)кК,
где mi — масса первично вводимого в систему водяного охлаждения
реагента, кг; к=2,97— коэффициент перевода NH4 иа массу всего
аммонийсодержащего реагента, т. е. на NH4C1; Ct — содержание
ионов кальция в отобранной из системы охлаждения воде, мг-экв/л;
С2 — содержание ионов кальция в той же воде при температуре 50 °C;
V—объем циркулирующей в системе воды, м3; 0,018 — коэффициент
перевода из мг-экв/л в г/л для NH4.
Количество периодически вводимого (еженедельно) реагента для
растворения в подпитываемой воде рассчитывают аналогично:
^под — 0>018 (6?! С50) kV,
гдё Ci, С50— относятся к подпитываемой воде.
Азотнокислый аммоний (NH4NO3) — реагент, по механизму дей-
ствия и области применения идентичный хлористому аммонию. Ко-
эффициент перевода NH4 на массу всего аммонийсодержащего реа-
гента л=4,44.
Реагент ДПФ-1 — фосфорилированное производное 1,3-диамино-
пропанол-2 представляет собой прозрачную жидкость желто-зелеио-
го цвета. Реагент используется для ингибирования отложений мине-
ральных солей в аппаратах установок подготовки нефти.
Плотность, г/см3..........................- 1,28
Вязкость при 20° С, мПа-с................, 3,47
Температура замерзания, °C............... —60
Растворимость:
в дистиллированной и пластовой воде . . Высокая
в нефти, нефтепродуктах, ацетоне .... Нерастворим
Содержание активного вещества, % . . . . 20
Структурная формула активного вещества
(НО)2РН2С\ ^CH2J(OH)2
^.N— сн2 — CH— CH2N
<ИО)2РН2С ^СН2Р(ОН)2
О “• — о
Помимо описанных реагентов следует отметить следующие фос-
форорганические соединения, которые могут быть использованы в
качестве ингибиторов отложений солей:
ТЭА АФ ОП-Ю и ТЭА АФ ОП-4 — триэтаноламинные соли на
базе растворов ОП-Ю и ОП-4;
ТЭА АЭ7Ф — триэтаноламиниые соли с семью этоксильными
группами;
КАА Э7Ф — кислые алкиларилэтоксифосфаты.
Эти реагенты обладают низкими значениями критической концент-
рации мицеллообразования (ККМ) в растворах неорганических кис-
лот и солей. Например, для КАА Э7Ф значение ККМ около 100 мг/л.
ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ
Технологические расчеты при ингибировании связаны с определением
показателей процессов: 1) разовых закачек в ПЗП нефтяной скважи-
ны; 2) непрерывного дозирования в затрубное пространство скважи-
ны или в трубопровод системы сбора и подготовки нефти и воды;'
3) периодического дозирования в скважину или другие объекты.
f" • ;
Расчет процесса разовой закачки в ПЗП
Необходимое количество ингибитора для первичной закачки рассчи-
тывают по формуле
GH — 10
где G„—расчетное количество ингибитора, кг; а=1,5—2 — коэффи-
циент, учитывающий неравномерность выноса ингибитора в процессе
последующей за ингибированием эксплуатации скважины; QB — де-
бит скважины по воде, м3/сут; т — проектируемое время предохра-
нения скважины, оборудования и труб от отложения минеральных
солей, сут (около 75—180 сут); /пу.р— рекомендуемый удельный
расход ингибитора на 1 м3 попутно добываемой из скважины воды,
г/м3. В табл. 54 приведены значения тур для ингибиторов солеот-
ложений, рекомендуемые для первичной обработки.
1. Если при расчете получаем GH<[GH]min, то для первой обра-
ботки принимают GH=[GH]min.
В табл. 55 даны значения [GH]min для некоторых ингибиторов
солеотложений.
Таблица 54
Реагент Оптимальная дозировка, г/м3 Источник информации
Нитротриметилфосфоновая кислота (ИСБ-1) Оксиэтилидендифосфоновая кис- лота (ОЭДФ) Полиэтилен полиамин — метилфос- фоновые кислоты (ПАФ) SP-181 — SP-191 SP-203 Корексит 7647 ПАФ-1 ПАФ-13 5—10 5 20 15—20 15—30 15—40 10—20 20 РД 39-1-218—79 РД 39-23-702—82 РД 39-23-702—82 РД 39-1-219—79 РД 39-1-219—79 РД 39-1-219—79 РД 39-1-217—79 РД 39-23-715—82
Реагент Минимально допустимый расход реагента для первичной закачки в ПЗП, кг Состояние ингибитора
ИСБ-1 50 Сухой порошок
Реагенты SP-181, SP-191, SP-203, 400 Жидкости
Корексит 7647 ... ПАФ-1 60 . Жидкость
2. Необходимое количество раствора для закачки в ПЗП опреде-
ляют по формуле
Т'р = би- 102/СиРр,
где GH — расчетное количество ингибитора, кг; Ся — рекомендуемое
содержание ингибитора в рабочем растворе, %; Рр—плотность раст-
вора ингибитора, кг/м3 4, которая при содержании ингибитора до 6—
1О°/о может приниматься равной плотности растворителя (пресной
или пластовой воды); — количество раствора, м3.
Значения Си для некоторых ингибиторов солеотложений, %, да-
ны ниже.
ИСБ-1.............................. -____ 0,2—1,0 —
ОЭДФ ........................... 2—3
ПАФ-13 .................................... 2—10
SP-181, SP-191, SP-203, корексит 7647 . . 2—5
3. Объем продавочной, (дополнительной) жидкости при закачке
через затрубное пространство рассчитывают по формуле
Кд он — 3,14mnopft/?2 Рзатр>
где Рдоп — объем продавочной жидкости, м3; тПор — средний ко-
эффициент пористости в ПЗП, доли единиц: h — эффективная '(ра-
ботающая) толщина пласта, м; R — предполагаемый радиус проник-
новения ингибитора в пласт, м; Рзатр — объем полости кольцевого
(затрубного) пространства скважины, м3.
4. Расчет процесса повторной закачки ингибитора отложений со-
лей ведут по тем же формулам.
Повторную обработку проводят при снижении содержания ин-
гибитора в попутно добываемой воде до установленного минималь-
ного уровня, г/м3:
ИСБ-1........................................ 1
ПАФ-13 и ПАФ-1............................... 5
ОЭДФ......................................... 1
SP-181, SP-191, SP-203 ....................... 5
Корексит 7647 5
Расчет процесса постоянного дозирования
1. Необходимый расход в единицу времени дозируемого в скважину
(трубопровод) ингибитора отложений солей определяют по формуле
Си — 10 3^у.рСв>
где Q„ — расход ингибитора, кг/сут; ту.р — удельный расход инги-
битора на 1 м3 ингибируемой воды, г/м3 (табл. 56); QB — дебит во-
ды, м3/сут.
2. Объем раствора реагента, приготавливаемый для заправки си-
стемы дозирования, рассчитывают по выражению
СиП0*
Гр — „ » -
СиРр
где Т — время между заправками' системы дозирования, сут; Си — ре-
комендуемое содержание ингибитора в рабочем растворе, % (см.
табл. 64); рр — плотность раствора ингибитора, кг/м3; Vp — количе-
ство реагента, приготавливаемого в течение цикла растворения, м3.
Таблица 56
Реагент Удельный расход . реагента, г/м8 Содержание ингибитора в рабочем растворе, %
ИСБ-1 От 2—3 до 5 0,1—1,0
ОЭДФ 5 —
ПАФ-1 20 0,1—1,0 (трубопровод).
до 10 (скважина)
SP-181, SP-191, SP-203, 5—10 2—5 (трубопровод),
корексит 7647 до 10 (скважина)
ПАФ-13 20 —
Ингибирование на установках подготовки нефти
1. Расход в единицу времени ингибитора для предотвращения отло-
жения солей из попутно добываемой воды на установках подготов-
ки нефти рассчитывают по формуле
Си = Ю 3Щу .рСуст^»
где Qh — расход ингибитора отложений солей на установке подго-
товки нефти, кг/сут; ту.р — удельный расход ингибитора на 1 м3
попутно добываемой воды, г/м3 (по основному веществу); QycT —
производительность установки по жидкости, м3/сут; b — объемная
доля воды в обрабатываемой водонефтяной смеси, доли единицы^
Реагент "Удельный расход ингибитора на 1 м8 воды ^У. Р’ г/м8 Содержание ингибитора в рабочем растворе Си, %
Полиакриламид ’ - 10—20 0,5—1,0
ДПФ-1 л. . • 15 —
Гипан 10—15 0,05—0,1
Окисленные лигнины 10—20 1—3
Гексаметафосфат натрия 2—10 1—5
Триполифосфат натрия 2—10 1—5
Значения ffiy.p для некоторых ингибиторов представлены в
табл. 57.
2. Расход (в единицу времени) рабочего раствора ингибитора оп-
ределяют по формуле
(Л,ю2
'Vp ~ п »
СнРр X * ., Л ,
ИЛИ * - t. s it ...... -
; ’ /” */- *1' •* — ~~ *
= 10Сирр ' - . •
где Си — содержание ингибитора в рабочем растворе (см. табл. 57),
“/о; рр — плотность раствора ингибитора, кг/м3; принимается равной
плотности растворителя (воды) при концентрации ингибитора до
6—10 %; Qp — расход рабочего раствора, м3/сут.
3. Периодичность заправки емкости дозировочного устройства
7=Vp/Qp,
ИЛИ . ' ' - ,
10VpC„pp • . • ~,
7* =------------>
H^y.pQyCT^
где Т — длительность периода между заправками емкости дозиро-
вочного устройства, сут; ГР — количество расходуемого в процессе
одной заправки раствора реагента (объем емкости устройства), м3.
4. Количество реагента, необходимого для одной заправки:
<?И = <2И7’ ’
ИЛИ ',, ;
ГрСрРр
= Гбб ’
где GK — количество реагента, кг.
Глава VIII
ХИМИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ,
Повышение нефтеотдачи — наиболее крупномасштабная сфера при- :
менения химических реагентов, так как объект воздействия — весь
пласт, а не отдельные его зоны, как, например, при интенсификации ;
притока нефти или при подавлении жизнедеятельности СВБ. ’
Коэффициент нефтеотдачи определяют по формуле ' :
®нач 8кон 1
П =----------»
®нач s
где Хнач, Хкои — соответственно начальная и конечная иефтенасыщен-
ность пласта, зависит от геолого-физических условий разработки за-
лежи (месторождения). Влияние этих условий оценивается через j
коэффициенты охвата (1]Охв), вытеснения (Цвыт) и контактирования '
(iIkobt), которые являются сомножителями в формуле для коэффи- |
циента нефтеотдачи: |
11 = 'Похв'Пвыт'Пконт» *
где iIoxb — отношение охваченной воздействием нагнетаемого рабо-
чего агента части пласта ко всему объему пласта, зависящее в ос-
новном (хотя не исключительно) от относительной подвижности вы-
тесняющей и вытесняемой сред (рис. 9):
ка кв
п =----:-----,
Ра Ин
где ка/ра — подвижность вытесняющей среды (раствор химических
реагентов, пар, СОг и т. д.); кн/р,н— подвижность пластовой нефти;
«а, кв — фазовая проницаемость пласта для рабочего агента и нефти;
Ра, ра — вязкость рабочего агента и нефти в пластовых условиях-
Коэффициент 1]выт—отношение вытесненного объема нефти ко все-
му количеству нефти в зоне воздействия рабочего агента.
Заметим, что эта величина может быть определена в лаборатор-
ных условиях на достаточно малых образцах пласта, когда справед-
ливо равенство т]выт='П. Величина 1]ВЫт зависит от физико-хими-
ческих свойств горной породы, насыщающих его флюидов (нефть,
нефтяной газ и пластовая вода) и вытесняющей среды.
Величина 1]коат зависит от наличия или отсутствия физической
или гидродинамической связи между отдельными участками (бло-
ками) продуктивного горизонта.
С помощью химических реагентов можно повысить значения
т)выт, г]охв- Коэффициент Т]аоат может быть увеличен уплотнением
сетки скважин.
Рис. 9. Зависимость коэффициента охвата пласта от относительной
подвижности вытесняющей и вытесняемой сред при различных зна-
чениях объемной доли вытесняющей среды (воды) в продукции
нефтяных скважин
УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ
УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Все нашедшие достаточно широкое применение способы крупномас-
штабного воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи пласта
могут быть разделены на четыре группы:
рациональное размещение нефтяных и нагнетательных скважин;
«силовое» воздействие закачкой больших объемов рабочего
агента (воды, сжатого газа) для поддержания (увеличения) пласто-
вого давления;
тепловое воздействие иа систему пласт — насыщающие флюиды;
группа химических и физико-химических методов, основанных иа
применении химических реагентов.
Часть методов, входящих в ту или иную группу, традиционна;
они хорошо освоены практикой, а их потенциальные возможности
детально изучены и зачастую целиком реализуются в промысловых
условиях. Это рациональные сетки скважин, различные методы за-
воднения (поддержание пластового давления) и ряд других.
Другая часть методов, включая почти все методы теплового, хи-
мического и физико-химического воздействия на пластовую систему,
обычно причисляется к новым (нетрадиционным) методам. Под но-
выми иногда понимают также методы, которые обеспечивают допол-
нительное по сравнению с традиционными увеличение нефтеотдачи
пласта. <
ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАВ
Горная порода с насыщающими ее флюидами имеет развитую пло-
щадь поверхности раздела фаз. Действие поверхностно- активных
веществ, подаваемых в пласт в виде водных растворов, основано на
адсорбции ПАВ на указанных поверхностях, что приводит к сущест-
венному изменению молекулярно-поверхностных свойств породы,
пластовой воды и нефти. Требования, предъявляемые к ПАВ, сле-
дующие: стимулирование смачивающей способности вытесняющей
воды; снижение межфазного натяжения на границе нефть — вода:
вытеснение нефти с поверхности породы; диспергирование нефти в
водной фазе.
В целом в соответствии с известными объяснениями механизма
вытеснения нефти водой ПАВ в закачиваемой воде должны снижать
капиллярное сопротивление движению водонефтяных смесей и транс-
формировать связанную (с породой) нефть в свободную, распреде-
ленную в движущемся по пласту потоке.
Технико-экономические показатели метода определяются интен-
сивностью адсорбции ПАВ на поверхности пористой среды. Высокое
значение адсорбции сводит к нулю эффективность метода, так как
приводит к концентрации реагента в ПЗП нагнетательных скважин.
При этом подавляющая часть объема пласта остается не охваченной
воздействием реагента. Ниже приведены значения адсорбции (мг/г
породы), определенной в лабораторных условиях, для некоторых
реагентов (модель пласта — кварцевый песок с удельной поверхно-
стью 1 м2/г).
ОП-4................. 0,8
ОП-7................. 1,6
ОП-Ю..............0,4—0,6
Превоцел FO .... 2,3
Превоцел WOFP-ЮО . 0,25
Неонол 2В 1315-9 . . 0,7
Неонол В 1416-12 . . 0,6
Неонол В 1020-30 ... 0,3
Неонол В 1020-40 . . . 0,4
Аркополь...........1,7
Саополь............1,4
Дисолван 1738 ........ 0,34
Катапин.............6,0
Проксанол 18........1,5
Прогалит ОП-Ю40 . . . 0,26
Свойства основных ПАВ и условия их применения
Для повышения нефтеотдачи используют в основном ПАВ неионо-
генного и частично анионного класса. Иногда закачивают нх смеси
либо для получения синергетического эффекта, либо для экономии
дефицитных высокоэффективных реагентов, добавляя более доступ-
ные вещества при сохранении постоянным показатель вытеснения.
Синтезированные ПАВ
Реагент ОП-Ю — моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля иа
основе полнмердистиллята предназначен для закачки в пласт для
повышения нефтеотдачи
Относится к классу неионогенных ПАВ, группе окилэтилирован-
ных алкилфенолов (моноалкилфеноловых эфиров полиэтиленглико-
ля). Эту группу веществ получают конденсацией окиси этилена с
алкифенолами в присутствии катализаторов, например щелочи:
CnH2,i+1CcH4OH + тС2Н4О —> CnH2n+1C(iH4O (С2Н4О)тН.
Химическая формула C„H2n+iCeH4O (С2Н4О)ТОН
п=8—10,
т= 10—12.
Содержание основного вещества в промышленном ПАВ около
9 %, наличие влаги — О,5°/о.
В табл. 58 приведены значения вязкости (мПа-с) водных раство-
ров реагента ОП-Ю в зависимости от температуры и концентрации.
Из таблицы видно, что при концентрации 40—60 % вязкость рез-
ко возрастает, что обусловливает необходимость подогрева концен-
трированных растворов на промысле.
Реагент ОП-7 — неноногенный ПАВ той же группы, что и ОП-Ю.
Этим обусловлено качественное сходство их физических свойств. Ко-
личественные различия вызваны разницей в числе групп окиси эти-
Таблнца 58
Содержание ОП-Ю, % Температура, °C
15 20 30 50
20 5,0 5,1 4,0 4,0
40 127 128 124 121
60 6500 3700 1320 216
80 1940 1070 505 133
100 паста 3100 242 86,5
Реагент
Показатели ОП-7 ОП-Ю
Число групп окиси этилена Критическая концентрация мицеллообра- зования (ККМ), г/л Поверхностное натяжение при ККМ в системе газ — жидкость, мДж/м2 Температура помутнения 1 % -ного водного раствора ПАВ, °C 6—7 29 55—65 10—12 ' 0,15 31 ; 80—90 1
лена. В табл. 59 приведены сравнительные показатели этих реаген-
тов.
Реагент ОП-4— неионогенный ПАВ той же группы, что и ОП-10
Число групп окисей этилена т=3—4. Представляет собой коричне-
вую маслообразную жидкость плотностью 1,03 г/см3. Хорошо раство-
рим в минеральных маслах, этаноле, бензоле; почти нерастворим в
диэтиловом эфире, уайт-спирте, четыреххлористом углероде; раство-
римость в воде при 20 °C составляет 0,01 °/о.
По данным Уфимского нефтяного института, реагенты ОП-4 и
ОП-Ю при их растворении в нефти существенно влияют на реологи-
ческие свойства нефти: снижают предельное динамическое напряже-
ние сдвига; повышают параметр подвижности нефти при фильтрации
в песчаниках.
Изменение свойств нефти при контакте с водным раствором
ОП-4 и ОП-Ю объясняется диффузией этих ПАВ из раствора в фазу
нефти.
Реагенты превоцел W=0N, превоцел W=OF, конокс 1=109, тер-
житол — ПАВ иеионогенного класса — испытаны на возможность за-
качки в виде водных растворов в пласт для повышения нефтеотдачи.
В табл. 60 приведены значения межфазного натяжения (мДж/м2)
на границе растворов этих реагентов с керосином.
Таблиц а 60
Реагент Содержание реагента, %
0 0,025 .0,05 0,07 0.1 0,25 0,5
Превоцел W-ON 48 7,2 4,7 4,5 3,5 2,0 1,2
Превоцел W-OF 48 9,5 8,6 8,0 7,5 6,3 —.
Конокс z-109 48 7,4 4,6 4,3 3,4 2,1 —
Тержитол 48 5,7 3,8 3,8 3,2 2,9 1,3
Реагенты
Показатели
Поверхностная активность растворов ПАВ
в системе жидкость-газ при 20 °C и изме-
нении концентраций от 0 до 0,02%,
мДж/(м2-%)
Адсорбция на кварцевом песке, мг/м2
Пенообразующая способность 0,25%-ного
водного раствора при 20 °C, мл
1500 2075
225 235 265
2050
2,3
310
Наибольшей поверхностной активностью в области небольших
концентраций обладают реагенты тержитол и превоцел W-ON.
В табл. 61 приведены физико-химические показатели этих реаген-
тов.
Рассматриваемые реагенты обладают значительно более высоким
показателем адсорбции чем реагент ОП-Ю. В табл. 62 приведены
значения вязкости (мПа-с) растворов этих ПАВ.
Реагент ДС-РАС — детергент рафинированный алкиларилсульфо-
нат — ПАВ анионного класса, группы солей алкан и алкиларомати-
ческих сульфокислот (сульфонаты) вида солей алкилароматических
сульфокислот и представляет собой раствор натриевых солей алкил-
ароматических сульфокислот.
Таблица 62
Реагент Темпера- тура, °C Содержание ПАВ в воде, %
20 40 60 80 100
Превоцел 15 1440 1820 — 561
W-ON 20 221 857 1100 26000 405
30 158 318 430 262 154
50 325 58 79 71,5 64
Превоцел 15 7,1 153 — 553 —
W-OF 20 5,9 101 —- 342 250
30 4,8 94 169 78,4
50 4,2 85 132 58,2 32
Конокс 15 14 — — 3700 562
i-109 20 16 —- 21200 670 377
30 20,2 5100 657 288 186
50 21 91 131 76,5 64,7
Сульфонал НП-1 — натрий алкилбензолсульфонат на основе тет-
рамеров пропилена — представляет собой ПАВ анионного класса
и относится к тому же виду, что и реагент ДС-РАС.
Химическая формула...................... CnH2n+1-CeH4SO3Na
п................................................ 12
Содержание, %:
основного вещества................................. 50 -•
суммы Na2SO4 и NajSOj .......................... 40
несульфированных соединений..................... 3
Состояние товарного реагента.................... Порошок
Цвет........................................ Кремовый или свет-
ло-желтый
Растворимость в воде и этаноле..........Хорошая
Сульфанол НП-3 — натрий алкилбензолсульфонат на оснок^Л
а-олефинов термического крекинга парафинов •— ПАВ анионногод
класса и относится к тому же виду, что и реагент ДС-РАС. «
Имеет сходную химическую формулу с НП-1. . Д
Содержание, %:
основного вещества............................. 30
сульфата натрия.................................. 5 -
несульфированных соединений...................... 5 у
Состояние товарного реагента............Пастообразное вещество, Г
хорошо растворимое
в воде
Г
В табл. 63 приведены значения молекулярно-поверхностных ха- j
рактеристик этих реагентов. |
На рис. 10 приведены изотермы смачивания реагента ДС-РАС и
сульфонолов в сравнении с неионогенным ПАВ ОП-7.
Реагенты ДС-РАС и сульфонолы обычно комбинируют с ПАВ не-
ионогенного класса. Ниже приведены значения адсорбции ПАВ и их
смесей на кварцевом песке.
Таблица 63
Показатели ? \' Реагенты
ДС-РАС Сульфоиол НП-1 Сульфонол НП-3
Поверхностная активность растворов ПАВ в системе жидкость—газ при 20 °C и изменении концентрации от 0 до 0,02%, мДж/(м2-%) 75 — 1025
Адсорбция на кварцевом песке, мг/м2 2,5 2,2
Пенообразующая способность водного раствора ПАВ при 20 °C и концентра- ции 0,25%, мл 225 280
Рис. 10. Изотермы сма-
чивания в системе пара-
фин — воздух — водный
раствор ПАВ:
1 — ДС-РАС: 2 — сульфо-
нол; 3 — ОП-7
Наименование ПАВ или сме-
сей .....................
Адсорбция, мг/м2 по данным:
БашНИПИнефть.............
других исследователей . .
ОП-Ю Превоцел ДС-РАС НП-1
W-0N
0,4 0,9 — —
0,6 2,7 2,5 2,5
Наименование ПАВ или сме-
сей .....................50% ДС-РАС
50% ОП-Ю
Адсорбция, мг/м2 по данным:
БашНИПИнефть........... 0,3
других исследователей . . —
50% W-ON 50% W-ON
50% ДС-РАС 50% НП-1
0,26 0,25
Представленные данные показывают, что определенные сочетания
реагентов анионного и неионогенного классов обладают синергети-
ческим эффектом, приводящим как к снижению интенсивности ад-
сорбции, так и к повышению поверхностной активности. Использова-
ние этого эффекта дает возможность снижать потери ПАВ в пласте
с сохранением или даже с увеличением степени вытеснения нефти.
Реагенты на базе побочных продуктов или отходов
производства
Использование таких реагентов стимулируется их доступностью, воз-
можностью организации крупномасштабного воздействия на пласт и
решением проблемы утилизации отходов производства. Современные
химические, нефтехимические и ряд других отраслей предлагают ши-
рокий набор продуктов указанного типа, в составе которых содер-
жится значительное количество ПАВ в виде активной части. Про-
блема состоит в подборе их для конкретных условий извлечения
нефти. Ниже рассмотрены четыре продукта, которые прошли опре-
деленные лабораторные и промысловые испытания.
Рис. 11. Изотермы по-
верхностного натяжения
в системе водный раст-
вор химического реаген-
та —- нефть:
1 — НОК — нефть Кудннов-
ского месторождения (t=>
=60 °C); 2 — НОК — нефть
Мелекесского месторож-
дения (/=20 °C); 3—
ОП-Ю — нефть Кудинов-
ского месторождения (/=
=60 °C); 4 — КС — нефть
Кудиновского месторожде-
ния; 5 — КС — нефть Меле-
кесского месторождения
(/=20 °C)
Продукт НОК (низкомолекулярные органические кислоты) со-
держит в качестве основного вещества смесь водорастворимых кар-
бонатных кислот. Это кислый сток цеха синтетических жирных кис-
лот одного из нефтеперерабатывающих заводов.
Содержание основного вещества 25 %; плотность продукта около
1 г/см3.
Продукт КС (кислые стоки) содержит в качестве основного ве-
щества около 15 % смеси высокомолекулярных органических кислот,
спиртов, альдегидов и кетонов.
На рис. 11 приведены изотермы адсорбции систем, содержащих
продукты НОК и КС. Сравнение с реагентом ОП-Ю показывает, что
для обеспечения равного эффекта по снижению межфазного натяже-
ния концентрация продуктов НОК и КС в водном растворе должна
быть значительно выше (в 5—15 раз). Из этого следует, что закачка
НОК и КС требует организации крупномасштабной технологии
транспорта, хранения и подачи в пластовую систему.
В пласт их закачивают в виде высококонцентрированных оторо-
чек в количестве 5—10°/с от объема порового пространства.
Продукт ОКМ — полиоксиэтиленовое производное легких таловых
масел с содержанием полиоксиэтилена от 55 до 65 %. Активная часть
продукта представляет собой ПАВ неионогенного класса, по свойст-
вам близкий к реагенту ОП-10.
Исходное сырье для получения ОКМ — малодефицитный побоч-
ный продукт производства и окись этилена.
ОКМ — сравнительно маловязкая жидкость с низкой температу-
рой замерзания. Показатель предельной адсорбции ОКМ на кварце-
вом песке несколько ниже, чем у ОП-Ю, и составляет 0,48—
0,51 мг/м2.
Продукт АСС — алкилсульфатиая смесь — продукт взаимодейст-
вия отхода производства дивинила (пенореагента) и алкилированной
серной кислоты, которая является отходом производства алкилиро-
вания углеводородов бутан-бутиленовой фракции.
Исходные вещества недефицитны и дешевы. Примерный состав
АСС, %:
Алкилсульфаты......................... 7—9
Сульфокислоты .... •.................. 4—6,2
Вытесняющий эффект связывается со способностью сульфокис-
лот, содержащихся в продукте АСС, снижать межфазное натяжение
на границе вода — нефть. Лабораторные испытания показали, что
максимальный эффект достигается при закачке 100 %-ного продукта
в виде оторочки в объеме 80—100 % от объема порового пространст-
ва модели пласта. Это адекватно действию обычной воды при ее
закачке в объеме 200 % от объема порового пространства.
Промысловый эксперимент по закачке продукта АСС на Минниба-
евской площади Ромашкинского месторождения показал, что АСС
может синтезировать непосредственно в полости нагнетательной
скважины одновременной параллельной подачей 50 м3 пенореагента
и 90 м3 алкилированной серной кислоты. Эксперимент охватывал
одну нагнетательную и семь нефтяных скважин. В результате закач-
ки оторочки объемом 140 м3 возросли приемистость нагнетательной
и дебит нефтяных скважин, снизилась обводненность. Оценка нефте-
вытесняющей способности АСС не проведена, так как для реальных
пластов требуются более длительные и широкие испытания.
Реагент СНПХ-91 — продукт взаимодействия серной кислоты с
высшими жирными спиртами. Предназначен для повышения нефтеот-
дачи на ранних и поздних стадиях разработки месторождений.
Внешний вид продукта...........
Плотность, г/см3...............
Вязкость при 20° С, мПа-с . . .
Межфазное натяжение на границе
ном, мДж/м2....................
Растворимость:
в воде ........................
в нефти . . .................
Способ получения ..............
.... Темная вязкая жидкость
.... 1,4
.... 115
с л-окта-
.... 1,4—1,8
.... Неограниченная
.... Нерастворим
.... Смешение в полости
нагнетательной скважины
исходных продуктов
Способ подачи в пласт................... В виде оторочки
Степень увеличения коэффициента вытеснения
нефти (по лабораторным данным), % ... 15—20
Сырьевая база............................Недорогие и недефицит-
ные продукты
Реагент СНПХ-92 — продукт взаимодействия серной кислоты с
органическими растворителями, с высоким содержанием ароматиче-
ских углеводородов («тощий» абсорбент). Предназначен для совер-
шенствования методов заводнения для повышения нефтеотдачи.
Внешний вид.............................Темная вязкая жидкость
Плотность, г/см3....................... 1,4
Вязкость при 20° С, мПа-с.............. 150
Межфазное натяжение на границе с «-окта-
ном, мДж/м2............................ 4—4,8
Способ получения.......................... Смешение в пласте
последовательной
чередующейся закачкой
порций исходных
продуктов
Способ подачи в пласт ................. В виде оторочки
Технология заводнения с ПАВ
Выделяют следующие технологические этапы; 1) доставка химиче-
ского реагента или исходных продуктов на центральную базу;
2) хранение; 3) доставка к дозировочным установкам или к скважи-
нам; 4) подготовка скважин, водоводов и оборудования к закачке
растворов ПАВ; 5) исследование скважии и пластов; 6) смешение и
подогрев реагентов на дозировочной установке, на скважине либо
на другом объекте; 7) дозирование ПАВ в нагнетаемую воду (или
закачка оторочек концентрированных ПАВ); 8) контроль и управле-
ние ходом процесса заводнения с ПАВ.
Этапы 1, 2, 3, 5 и 8 осуществляются обычными методами и не
требуют особого пояснения.
Подготовительные работы на объектах сводятся к следующему:
при использовании реагента ОП-Ю на начальной стадии разра-
ботки систему (водовод, скважина) промывают по схеме от КНС
0,05-ным раствором реагента с темпом промывки до 1000—
1200 м3/сут; промывку ведут до стабилизации концентрации загряз-
нений (взвешенных частиц) в выходящем из промываемой скважины
потоке;
при заводнении с ПАВ на поздннх стадиях разработки, когда
внутренняя поверхность системы покрыта отложениями солей и про-
дуктов коррозии, промывку проводят в два этапа: вначале слабо-
концентрированным раствором НС1, затем 0,1 °/о-ным раствором
ПАВ; промывка исключает последующее загрязнение ПЗП нагнета-
тельной скважины;
проводят все необходимые ремонтные работы.
Подготовку и закачку рабочего агента проводят по двум вариан-
там: долговременное дозирование слабоконцентрированного раствора
ПАВ и разовая подача растворов ПАВ высокой концентрации
(создание оторочек).
Рис. 12. Схема подготовки и закачки растворов ПАВ при долговре-
менном дозировании:
1 — рабочая емкость для реагента; 2 — разгрузочный люк; 3, 4 — электро-
нагреватели емкости; 5 — дозировочные насосы; 6 — арматура; 7— водовод;
8 — основание блочной дозирующей установки с санями; 9 — станция управ-
ления: 10 — запасная емкость; 11 — эстакада для слива реагента
На рис. 12 представлена технологическая схема по первому ва-
рианту. Раствор ПАВ по этой схеме закачивают длительное время
в количестве I—1,5 объема порового пространства нефтенасыщенной
части пласта. При использовании высокоактивных реагентов типа
ОП-Ю первая порция водного раствора (20 % порового объема)
имеет концентрацию 0,1 %; в дальнейшем концентрацию поддержи-
вают на уровне 0,05 °/о. Разработчик метода рекомендует после за-
качки раствора ОП-Ю в количестве 50 % порового объема использо-
вать раствор смеси ПАВ неионогенного и анионного классов.
За рубежом заводнение с ПАВ для повышения нефтеотдачи при-
меняют главным образом в комбинации с полимерным заводнением.
ПАВ используют также в качестве компонента для приготовления
микроэмульсий при мицеллярном заводнении.
ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Для повышения нефтеотдачи полимеры применяют в виде слабокон-
центрнрованных растворов. Растворение полимера в закачиваемой
воде увеличивает ее вязкость и снижает фазовую проницаемость для
водного раствора за счет сорбции полимера. Таким образом, снижая
подвижность вытесняющей среды ка/Ца и вследствие этого — показа-
тель относительной подвижности Л=ка/р.а : Чн/Цн, добавка полиме-
ра к воде способствует повышению коэффициента охвата пласта
7]охв-
Снижение показателя относительной подвижности с 10 до 1 для
пятиточечной модели расположения скважин обеспечивает рост без-
водного площадного коэффициента охвата пласта с 35 до 65 %. Зна-
чительно (на 15 °/о) возрастает коэффициент охвата, соответствую-
щий 95 °/о-ной обводненности продукции нефтяной скважины. Объем
попутно добываемой и закачиваемой воды сокращается на 25 %.
Коэффициент вытеснения при полимерном загущении воды прак-
тически не меняется.
Свойства полимеров
Полимеры — это вещества со специфическими свойствами, обуслов-
ленными их строением. Они состоят из больших молекул цепного
строения. Указанные цепи образуются последовательно чередующи-
мися химически связанными звеньями-мономерами. Например, поли-
этилен состоит из п молекул этилена:
п [СН2=СН2] -> [-СН2-СН2- ]п
Число звеньев в цепи п (степень полимеризации) достигает зна-
чений 1000 и более, а молекулярная масса 104—106.
Полимеры, которые бывают линейного, разветвленного и прост-
ранственного (сетчатого) строения, формируются из одинаковых мо-
номеров (гомополимеры) или нз мономеров различного строения
(сополимеры — смешанные полимеры). Линейные сополимеры, по-
строенные из крупных химически однородных блоков, называются
блоксополнмерами, а разветвленные сополимеры с различными моно-
мерами в главной и боковых цепях — привитыми сополимерами.
Полимеры делятся на три крупных класса: органические, элемен-
тоорганические и неорганические. В добыче нефти в основном исполь-
зуют органические и элементоорганические полимеры.
Для повышения нефтеотдачи использовали в разных условиях
иного различных полимеров, но определенной эффективностью обла-
хают реагенты типа полиэтиленоксидов, полисахаридов и реагенты
за основе акриламида.
Наибольшее распространение получили полиакриламидные реа-
енты; гранулированные, порошкообразные и гелеобразные.
В настоящее время в соответствии с РД-39-9-254—79 (Миниефте-
зром, 1979 г.) при проектировании процессов заводнения предусмот-
ено использование порошкообразных полиакриламидов ПАА.
Важная эксплуатационная характеристика полимера — его раст-
оримость в воде, поскольку от полноты и скорости растворения в
акой-то степени зависит эффективность процесса полимерного за-
однения, а в некоторых случаях и применимость метода в целом.
В табл. 64 приведены основные факторы, влияющие на скорость
астворения полимера в воде.
Фактор Характер действия Оптимальное значение
Молекулярная масса, (М) Дисперсность реаген- та (диаметр частиц d) Интенсивность переме- шивания Температура раство- рителя Т Добавление каустиче- ской соды (NaOH) Водородный показа- тель среды pH С увеличением М ско- рость растворения па- дает С ростом размеров ча- стиц увеличивается время набухания, а при чрезмерной дис- персности происходит слипание пылевидных частиц в гелеобразные слаборастворимые аг- регаты С повышением интен- сивности перемешива- ния (частоты враще- ния мешалки, числа Рейнольдса потока) скорость растворения увеличивается, но вяз- кость раствора умень- шается С ростом Т скорость растворения увеличи- вается При повышенных тем- пературах добавление NaOH способствует росту скорости раст- ворения ПАА С увеличением pH скорость растворения растет d=0,25—I мм Частота вращения ме- шалки пропеллерного типа п= 800—1000 мин-1; число Рейнольдса Re= (20—25) 103 1) 7=5—20 °C (без подогрева) при d= = 0,25—1 мм 2) 7= 50—70 °C при d>l мм Концентрация NaOH 0,05—0,1 % при 7= =50—70 °C рН=4—10
В табл. 65 даны значения продолжительности приготовления
0,05 %-ного раствора ПАА (поставщик № 2) и вязкости этого ра-
створа в зависимости от интенсивности перемешивания. Критерий
Рейнольдса в табл. 65 определяют по формуле
Re = ncP/v,
где п — частота вращения мешалки, с-1; d—диаметр лопастей ме-
шалки, м; v — кинематическая вязкость, м2/с.
Данные продолжительности приготовления 0,05 %-ного раствора
ПАА в зависимости от температуры растворителя, дисперсности реа-
Частота вращения мешалки, МИН”1 Число Рейнольдса, Re Средняя линейная скорость, м/с Продолжи- тельность растворения, ч Вязкость 0,05%-ного раст- вора ПАА, мПа «с
320 8650 0,67 8,3 1,53
795 21200 1,66 7,3 1,50
1415 37728 2,96 4,0 1,46
4000 166650 8,37 0,83 1,35
8000 332500 16,70 0,67 1,29
нта и концентрации NaOH при оптимальной интенсивности пере-
живания (п=800 мин~') приведены в табл. 66.
Таблица 66
цержанне NaOH, % Диаметр частиц, мм Продолжительность растворения, ч, при температуре растворителя, °C
18—22 50 70
0 3,6—7,0 >24 —. 8,0
0 1,0—3,6 >8 6,0 4,0
0 0,4—1,0 1,5 1,25 —
0 0,25—0,4 1,75 0,35 —-
0 <0,25 3,5 2,5 —.
0,05 3,6—7,0 .— — 5,0
1,0—3,6 — — 2,0
0,10 3,6—7,0 — 4,0
1,0—3,6 —. — 1,5
Продолжительность (ч) приготовления 0,05 %-ного раствора раз-
ных типов реагентов при температуре 20—22 °C приведена ниже.
A (d=3,6—7,0 мм) 24 Сьюпэ-Чейке .... 1—1,5
A (d=l,0—3,6) . 8 Прэстл.............. 1,0
A (d=0,25—0,4) . 1,5 Сеперн.............. 1,0
A (d<0,25) ... 3,5 Полидиэ.............1,0—1,5
.нкер-500 ....... 1—1,5 Реагент OWP .... 1—1,5
пкер-700 ........ 1—1,5
Приготовление реагентов с оптимальным диаметром частиц может
ществляться без подогрева, так как время растворения ие пре-
дает 1—1,5 ч.
ойства полимерных растворов
жость полимерного раствора зависит от концентрации полимера,
пературы и скорости потока (скорости фильтрации). Влияние
Температура, °C Содержание ПАА, % | Температура, °C Содержание ПАА, %
0,05 0,5 1 ,0 0,05 0,5 1 ,0
10 3,80 47,5 115 40 1,50 20,0 73
20 3,00 37,5 99 50 1,2 15,0 65
30 2,00 29,5 81
первых двух факторов сказывается однозначно: с ростом концентра-
ции реагента и падения температуры вязкость раствора увеличива-
ется. В табл. 67 приведены значения вязкости (мПа-с) растворов
ПАА (поставщик № 1) в зависимости от температуры и концентра-
ции.
Влияние скорости на вязкость неоднозначно и определяется ха-
рактером течения раствора в пористой среде. Выделяются четыре ти-
па течения: ньютоновское (идеальное), псевдопластичное, дилатант-
ное и комбинированное. При идеальном течении скорость не влияет
на вязкость раствора; при псевдопластическом типе течения с воз-
растанием скорости вязкость раствора падает; при дилатантном —
увеличивается; при комбинированном — падает в области малых ско-
ростей и возрастает в области больших скоростей. На рис. 13 пред-
ставлены кривые изменения вязко-
сти растворов полимеров для раз-
личных типов течения.
Водные растворы ПАА хими-
чески не взаимодействуют с
нефтью и пористой средой, но по-
лимер из раствора частично адсор-
бируется на поверхности породы и
затем может десорбироваться при
фильтрации через пористую среду
обычной воды. Например, пре-
дельная адсорбция полимера из
0,17 %-ного раствора реагента со
степенью гидролиза 12 % состав-
ляет 0,14 мг/л.
Слабоконцентрированные вод-
ные растворы ПАА (<0,1 %) от-
носятся к слабокоррозионным сре-
дам. Водные растворы порошко-
образного ПАА нетоксичны. Но
исходный продукт полимериза-
ции — кристаллический акриламид
Л(и1
Скорость, м/сцт
Рис. 13. Отношение вязкости
движущегося раствора к вязко-
сти покоящейся жидкости при
течениях:
1 — псевдопластическом; 2 — ком-
бинированном; 3, 4 — дилатантном
о
Вид деструкции Основной источник деструкции Чувствительность раствора Факторы, ускоряющие деструкцию
полиакриламида полисахарида
Механическая вая) (сдвиго- Высокие касательные и нормальные напряжения при течении через мест- ные сопротивления (кла- паны, задвижки и др.) и призабойную зону пласта Высокая Высокая Наличие в растворителе катионов высокой актив- ности
Тепловая Химическая Высокая температура (Т) Наличие ионов Саа+ и Mg2+ Наличие в растворе кис- лорода Гидролиз кислотными или щелочными химическими реагентами При Т>93°С Высокая То же » > При Т>71 °C Высокая Умеренная Высокая То же Аэробные условия; по- вышенные значения. pH Повышенная температура Аэробные условия; высо- кая температура
Микробиологическая Дрожжи, бактерии, гриб- ки Умеренная » Повышенная температу- ра; аэробные условия
и его водные растворы — токсичные, и это следует учитывать, если
получение ПАА из акриламида предусмотрено в промысловых усло-
виях. ПДК пыли акриламида в воздухе <0,01 мг/л.
Стабильность полимерных растворов
Процессы вытеснения нефти из пласта характеризуются большой
продолжительностью, и проектируемый эффект от полимерного за-
воднения может быть достигнут лишь при длительном сохранении
основных свойств полимерного раствора: вязкости и способности
снижать фазовую проницаемость пласта для воды или подвижность.
Вместе с тем свойства полимерных растворов меняются во вре-
мени под действием различных факторов, т. е. раствор подвергается
деструкции. Степень деструкции обычно оценивается снижением вяз-
кости нли повышением фазовой проницаемости (подвижности) ра-
створа.
В табл. 68 приведены основные факторы, вызывающие деструк-
цию полимерных растворов. Растворы некоторых полимеров, напри-
мер полиэтиленоксидов, меняют свои свойства во времени в стати-
ческих условиях при отсутствии очевидных причин (рис. 14). Раст-
воры ПАА достаточно стабильны. Присутствие в растворителе ролей
существенно влияет на относительную вязкость раствора (рис. 15).
Стабильность раствора ПАА зависит от времени контакта с виут-
Рис. 14. Зависимость относи-
тельной вязкости растворов по-
лиэтиленоксидов от времени:
Z — концентрация С=0,05 %: мо-
лекулярная масса реагента
=3,6 • 10е; 2 — С=0,05 %, М=4,2Х
Х106; 3 — С=0,5 %, Л4=2,3 - 10е;
ц0 — вязкость раствора в началь-
ный момент
Рис. 15. Зависимость вязкости
раствора ПАА от содержания
хлористого натрия:
1 — без NaCl; растворы NaCl: 2—
0,005 н.; 3 — 0,05 н.; 4 — 0,1 к.; 5 —
0,2 н.; 6— 0,3 н.; 7— 0,4 н. До — вяз-
кость растворителя
Реагент Растворитель Вязкость 0,05%-него ра- створа ПАА, мПа-с, для вре- мени контакта, ч
0 2 4 7
CS-6 Пресная вода 2,66 1,46 1,36 1,20
(М-10-10е) Минерализованная вода 1,79 1,62 1,43 1,38
РДА-1020 Пресная вода 2,85 2,06 1,70 1,60
(М-12-10е) Минерализованная вода 1,97 1,69 1,64 1,46
ПААС Пресная вода 1,41 1,29 1,28 1,21
(М-4,6-10в) Минерализованная вода 1,40 1,35 1,37 1,26
ренней поверхностью стальных труб и другого оборудования.
В табл. 69 представлена динамика изменения вязкости 0,05 %-ного
раствора различных реагентов полиакриламидного типа в пресной и
минерализованной воде при контакте со стальной поверхностью.
Из табл. 69 следует, что растворы высокомолекулярных реагентов
менее устойчивы к действию стальной поверхности и что растворы,
приготовленные на пресной воде, быстро теряют вязкость, хотя на-
чальное значение вязкости растворов на пресной воде выше.
Для сохранения проектируемых свойств закачиваемых в пласт
растворов высокомолекулярных полимеров следует сокращать до ми-
нимума время и площадь контактирования раствора ПАА со сталь-
ными поверхностями в процессе закачки; использовать инертные ма-
териалы; стабилизировать растворы полимеров высокой молекуляр-
ной массы, используя минерализованную воду в качестве раствори-
теля; ио при этом надо иметь в виду, что растворы ПАА, приготов-
ленные на пресной воде, при незначительном времени их контакта
го стальными поверхностями сохраняют более высокое значение вяз-
кости.
Влияние минерализации пластовой воды (непосредственно в пла-
:те) на стабильность свойств раствора ПАА, а в итоге на нефте-
)тдачу более сложно и неоднозначно. Увеличение минерализации
(ластовой воды снижает вязкость раствора (ухудшает полимерный
>аствор); фазовая проницаемость для раствора при этом, как пра-
вило, уменьшается, что способствует повышению коэффициента иеф-
еотдачи. Результирующий эффект может быть различным в зависи-
юсти от свойств пластовой воды, пористой среды, типа полимера,
войств растворителя и концентрации раствора.
Для правильного выбора способа воздействия на пласт полимер-
ыми растворами надо проводить предварительные эксперименталь-
ые исследования на совместимость пластовой системы с предназ-
ачениым для закачки полимерным раствором.
Способы подачи полимерных растворов в пласт
При традиционной технологии полимерного заводнения в пласт за-
качивают оторочку раствора полимера с постоянной концентрацией.
Оторочка в пласте перемещается водой системы ППД. Содержание
полимера в растворе и объем оторочки могут меняться в широких
пределах. В табл. 70 приведены значения указанных параметров,
которые поддерживались при реализации полимерного заводнения
на месторождениях США и Канады.
По способу института ТатНИПИнефть в пласте создается ото-
рочка переменной концентрации: вязкость раствора во фронтальной
части оторочки близка к вязкости вытесняемой нефти, а в тыльной
части — вязкости нагнетаемой воды. Для предотвращения снижения
вязкости раствора от контакта с высокоминерализованной пластовой
водой перед оторочкой из полимерного раствора в пласт закачивают
пресную воду в количестве 5—10 % порового объема пласта. Метод
обеспечивает снижение расхода реагента иа процесс.
Способ института БашНИПИнефть заключается в создании в
пласте пятислойной оторочки (или пяти оторочек), при которой в
нагнетательную скважину раствор ПАА закачивается вместе с ще-
Таблица 70
Наименование объекта, округ, штат Тип реагента Минерализация закачиваемой воды. % Содержание полимера в воде, % Размер оторочки % порового объема
Тейбер Саут Пушер-500; Пушер-700 — 0,023 20
Брелум, Дьювел Пушер-700 — 0,0389— —0,0075 25
Норт Бербанк Пушер-1000 0,12 0,025— —0,0025 18
Тейбер Менвилл Альберта, Канада Пушер-700 Пресная вода 0,025 20
Пембина, Альберта, Канада Пушер-700 0,025—0,03 0,1— —0,01 4
Уэст Семлек, Крук, Вайоминг Реагент Betz 0,775 0,02 15
Оваско Юнит, Кимвел Не- браска Реагент Calgon-454 0,0315 0,05— —0,025 14
Норд Стенли, Осадж, Окла- хома Пушкер-700 ПАА Пресная вода 0,05 0,0285 17 14
Ист—Коалинг, Калифорния Реагент Kelzan 0,071 0,05 26
лочью, силикатом натрия, сточной и пресной водой. Осадкообразую-
щие реагенты подают в пласт для снижения проницаемости водопро-
водящих каналов. Для повышения эффективности авторы работы [25]
предлагают:
проводить закачку раствора ПАА и осадкообразующих реагентов ;
попеременно с закачкой воды; <
подавать полимер в водоводы в виде суспензии ие растворивше-
гося в воде порошка;
удалять воздух (кислород) из закачиваемой воды;
наносить покрытия из инертных материалов на внутреннюю по-
верхность стальных водоводов; ,
использовать сточные минерализованные воды в качестве раство- Л
рителя ПАА.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕРНОЙ КИСЛОТЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ I
НЕФТЕОТДАЧИ Я
Метод закачки серной кислоты в пласт для повышения нефтеотдачи Я
разработай ТатНИПИиефтью.
Механизм действия H2SO4 на пластовую систему основан на ин-
тенсивном химическом и термодинамическом влиянии, которое при-
водит к:
образованию ПАВ вследствие химической реакции кислоты с не-
которыми углеводородными компонентами нефти (виутрипластовое
сульфирование нефти);
зарождению кристаллов соли, снижающих проводимость промы-
тых водой пор, каналов и трещин, что приводит к росту коэффициен-
та нефтеотдачи (рис. 16);
нагреванию пластовых флюидов в результате выделения теплоты
смешения концентрированной H2SO4 с водой;
выщелачиванию кислотой отдельных составляющих горной по-
роды.
Кислоту в пласт подают в виде оторочки неразбавленного реа-
гента, объем которой выбирают из условия создания в пласте необ-
ходимого содержания ПАВ (сульфокислот) в объеме жидкости, рав-
ном полному объему порового пространства. Создание 0,05 %-ной ,
концентрации ПАВ требует закачки H2SO4 в количестве 0,14—0,16 °/о |
от порового объема пласта. Верхний предел объема оторочки, уста- I
навливаемый из условия полной нейтрализации H2SO4 в пласте (к 1
моменту ее подхода к забою нефтяных скважин), определяется по т
рис. 17. *
Для предотвращения гипсообразования в ПЗП нефтяной скважи- ;
ны в самой скважине и в системе сбора в период подхода вала за-
качиваемой воды с повышенной сульфатностью следует предусмот-
реть ингибирование солеотложений или поддержание значений дав-
Рис. 16. Зависимость нефтеотдачи
лей в пластовой жидкости
УкрГИПРОНИИиефть)
Рис. 17. Зависимость допусти-
мых объемов оторочек H2SO4
от карбоиатиости пласта при
различных значениях пори-
стости пласта т:
7-0,16; 2 — 0.2: 3 — 0.24
от содержания кристаллов со-
(по лабораторным данным
леиия и температуры в пределах, исключающих выпадение гипса.
Интенсивное выпадение гипса (подход сульфатизироваииого вала
воды) начинается через несколько месяцев после создания отороч-
ки. Точное время подхода прогнозируют с учетом конкретных усло-
вий. Период возможного гипсообразования в системе добычи при-
менительно к условиям залежей ТАССР длится около 6 мес.
Применение метода требует специальных мер по предотвращению
коррозии в системе закачки, а также комплекса мероприятий по сох-
ранению прочности и плотности цементного кольца нагнетательной
скважины.
Свойства реагентов и продуктов пластового
сульфирования нефти
Техническая серная кислота (ГОСТ 2184—77) представляет собой
бесцветную жидкость с содержанием 93 % H2SO4.
Характеристика H2SO4
Молекулярная масса............................. 98,07
Плотность при 20° С, г/см3...................... 1,83
Максимальное значение плотности раствора
H2SO4, г/см3................................... 1,84
Содержание в растворе H2SO4, соответст-
вующее максимальной плотности, % . . . . 98,3
Показатель преломления......................... 1,429
Температура, °C:
кипения........................................ 279,6
застывания
технической (93%)....................... —35
реактивной (95%).................• . . —25
Химическая характеристика безводной H2SO4 Соединения одной
молекулы SO3 и одной
молекулы Н2О
Содержание в H2SO4, %
серного ангидрида........................ 81,63
воды .................................. 18,37
Химическая активность....................Активно взаимодействует
с большинством метал-
лов, их окислами и
органическими соеди-
нениями
Действие на стальные предметы:
концентрированной H2SO4 (>70%) . . . Слабое
разбавленной H2SO4......................Интенсивно разрушается с
выделением водорода
Смешиваемость с водой.................... В любых соотношениях
Значения плотности водных растворов H2SO« в зависимости от ее
содержания при 20 °C приведены в табл. 71; значения вязкости раст-
воров H2SO4, мПа-с, в зависимости от содержания ее и температу-
ры — в табл. 72, величины упругости паров водных растворов H2SO4,
кПа, в зависимости от температуры и содержания — в табл. 73; зиа-
Таблица 71
Содержание HaSO4 в водном растворе Плотность, кг/ма Содержание H2SO4 в водном растворе Плотность, кг/м3
% кг/м* % кг/м8
0 0 998 79,81 1377 1725
0,986 9,906 1005 81,16 1412 1740
11,96 129,2 1080 82,09 1437 1750
20,08 228,9 1140 83,57 1469 1765
30,18 368,2 1220 85,16 1516 1780
39,68 515,8 1300 87,69 1578 1800
48,45 668,6 1380 90,12 1636 1815
54,49 784,6 1440 91,56 1668 1822
60,17 902,5 1500 92,00 1678 1824
62,91 962,5 1530 92,77 1695 1827
65,59 1023 1560 93,94 1720 1831
67,35 1064 1580 94,32 1728 1832
69,96 1126 1610 94,72 1736 1833
72,52 1190 1640 95,12 1745 1834
75,07 1250 1670 95,72 1757 1835
77,63 1320 1700
Содержание H2SO4 в вод- ном растворе, % Температура, °C
15 20 30 40 50
0 1.14 1,004 0,803 0,655 0,551
10 1,47 1,12 0,99 0,76 0,58
20 1,83 1,38 1,19 0,95 0,76
30 2,44 1,82 1,52 1,21 0,99
40 3,24 2,48 2,10 1,62 1,39
50 4,65 3,58 2,72 2,30 1,90
55 5,76 4,48 3,38 2,88 2,28
60 7,15 5,52 4,08 3,42 2,77
65 9,32 7,10 5,78 4,55 3,5
- 70 12,8 9,65 7,90 6,10 4,2
75 18,6 13,9 10,6 8,10 5,0
~ " 80 31,3 23,2 15,2 10,7 4,72
- 85 32,3 23,7 16,1 12,4 8,98
90 31,7 23,3 15,55 11,8 8,45
95 32,1 23,4 15,75 12,33 8,71
100 37,2 27,8 18,5 14,2 9,8
чения температуры кипения водных растворов H2SO« при 101,3 кПа
в зависимости от содержания — в табл. 74.
В табл. 75 даны значения теплопроводности водного раствора
H2SO4, кДж/(м-ч- °C) в зависимости от концентрации и температуры.
Значения температуры кипения олеума при 101,3 кПа в зависимо-
сти от содержания свободного SO3 даны в табл. 76.
Таблица 73
Содержа- ние HaSO4 в водных растворах, % Температура, °C
10 20 30 40 60 80 100
0 1,25 2,38 4,43 7,52 20,3 48,3 101,3
10 1,17 2,21 4,02 7,03 18,8 44,9 96,3
20 1,09 2,03 3,7 6,45 17,3 41,5 89,1
30 0,9 1,69 3,08 5,42 14,85 36,4 79,05
40 0,66 1,27 2,29 4,1 11,48 29,0 65,1
50 0,393 0,793 1,49 2,65 7,87 19,6 45,1
60 0,184 0,283 0,706 1,29 3,88 10,15 23,32
70 0,053 0,110 0,22 0,417 1,28 3,47 8,52
80 0,0076 0,0155 0,0292 0,0528 0,186 0,666 1,94
85 0,0024 0,0056 0,025 0,035 0,0847 0,260 0,82
Содержание H8SO4 в вод- ном растворе, % Температура кипения, °C Содержание H2SO4 в вод- ном растворе, % Темпера- тура кипения, °C Содержа- ние H2SO4 в водном растворе, % Темпера- тура кипения, °C
0 100 50 124,4 85 237,1
4 100,8 60 141,8 90 268,9
12 102,4 65 154,1 95 306,3
20 104,4 70 169,2 98 332,4
30 107,9 75 187,8 98,3 338,8
40 113,9 80 210,2 99 318,0
Таблица 75
Содержание HsSO4 в водном раство- ре, % Температура, °C
0 20 40 60 80 100
0 1,98 2,16 2,28 2,375 2,43 2,46
25 1,765 1,915 2,025 2,115 2,195 2,35
50 1,57 1,69 1,77 1,85 1,91 1,94
75 1,37 1,44 1,51 1,58 1,63 1,66
96 1,14 1,17 1,195 1,22 1,25 1,27
Таблица 76
Содержа- ние so,, % Температура кипения, °C Содержа- ние SOs, % Температура кипения, °C Содержа- ние SO3, 7о Температура кипения, °C
5 255,1 40 100,6 70 61,3
10 270,9 45 90,5 75 58,0
15 191,6 50 82,2 80 55,0
20 166,6 55 75,4 85 52,3
25 145,5 60 69,8 90 49,7
30 127,7 60 65,2 95 47,2
35 112,9 65 65,2 100 44,7
Алкилированная серная кислота (АСК) — отработанная серная
кислота с высоким содержанием H2SO< (>80 %) и ПАВ типа суль-
фокислот (10—13 %>) и другие. Нефтевытесияющую способность ре-
агента определяют не только наличием в нем серной кислоты, ио и
ПАВ. АСК — малодефицитиый продукт крупнотоннажного химиче-
Рис. 18. Кривые изменения вяз-
кости серной кислоты (1) и АСК
(2)
.Рис. 19. Изотермы межфаз-
ного натяжения систем
нефть — водный раствор
H2SO4 (/) и нефть — вод-
ный раствор АСК (2)
ского и нефтехимического производства, что позволяет организовать
широкомасштабную закачку в промысловых условиях.
Плотность АСК при 20 °C составляет 1,66 г/см3. Качественно
свойства АСК идентичны свойствам технической серной кислоты: ко-
личественные значения показателей этих реагентов существенно от-
личаются (рис. 18,19).
АСК имеет более высокую вязкостную характеристику, большую
поверхностную и меньшую коррозионную активность по сравнению с
обычной серной кислотой.
Продукты сульфирования пластовой нефти можно рассматривать
как синтезированные непосредственно в пласте химические реагенты.
Эти продукты представляют собой смесь, состоящую из трех слож-
ных по составу веществ, условно называемых: масла, кислый гудрон,
кислотный остаток. Наибольшую активность имеет кислый гудрон с
высоким содержанием сульфокислот. В определенной степени акти-
вен и кислотный остаток. При оптимальных условиях реакции нефти
H2SO4 из 1 т кислоты может быть получена до 300 кг водораство-
римых сульфокислот. Указанные условия обеспечиваются при ис-
пользовании реагента с содержанием H2SO4 80—85 %.
Свойства генерированных в пласте сульфокислот (ПАВ) зависят
от состава нефти. Например, ПАВ, выделенные из полученного из де-
вонской нефти Ромашкинского месторождения кислого гудрона, об-
ладают высокой поверхностной активностью.
Значения адсорбции сформировавшихся в пластовых условиях
ПАВ невелики.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТРИНАТРИЙФОСФАТА
Транатрийфосфат (ТНФ) подат в пласт в виде водных растворов, ~
нефтевытесияющее действие которых основано на их высоких ома- !
чивающих свойствах и на способности снижать межфазное натяже- I
ние на границе водный раствор — нефть и образовывать при коитак-
те с пластовой водой кристаллы ортофосфата кальция и магния, ко- j
торые закупоривают обводненные каналы в пласте.
Водные растворы закачивают в пласт либо в форме оторочек
большого объема, ио малой концентрации (0,1—1,0%), либо в виде
высококонцентрированных (5—15%) оторочек небольшого размера.
Свойства реагента и его водных растворов
Тринатрийфосфат NaaPO4 — трехзамещенная соль фосфорной кисло-
ты — представляет собой кристаллическое вещество белого цвета.
Молекулярная масса...................... 380,12
Плотность, г/см3................................. 1,64
Температура, °C:
плавления...................................... 73,4
полного обезвоживания........................... 100
Кислотность водного раствора ТНФ при кон-
центрации 2—20%, %.......................... 11,5
Угол смачивания 1%-иого водного раствора ' ,
ТНФ, градус....................................... 0
Межфазное натяжение системы нефть —
1%-иый водный раствор, мДж/м2........... -• 3—5
В табл. 77 приведены значения плотности водных растворов
ТНФ, кг/м3, а в табл. 78 — значения вязкости, мПа-с.
Таблица 77
Содержание ТНФ в водном растворе, % Температура, °C
10 20 30 40 50
0 999 998 996 992 988
5 1030 1028 1025 1021 1018
10 1058 1055 1053 1049 1043
15 1087 1084 1080 1075 1071
20 1099 1096 1092 1087 1082
25 -— 1123 1120 1116 1113
30 — 1161 1155 1151 1146
Температура, °C Содержание ТНФ в водном растворе, %
0 5 10 15 20 25 30
5 1,518 1,761 2,072 2,391
10 1,307 1,492 1,673 1,904 — —. —
20 1,004 1,113 1,239 1,410 1,563i —. —
30 0,803 0,873 0,985 0,094 1,215 1,385 -—
40 0,655 0,741 0,906 0,903 1,024 1,175 1,441
50 0,551 0,674 0,736 0,811 0,930 1,076 1,275
Значения показателя растворимости и равновесной концентрации
кристаллообразования ТНФ в пресной воде приведены ниже.
Температура, °C 20 30 40 50 60 70
Растворимость ТНФ, г/100 г . 30,2 38,1 49,7 67,4 90,74 124,6
Равновесная концентрация кри-
сталлообразования, % .... 23 28 33 40 47 55
Растворимость ТНФ в пластовой минерализованной воде ограни-
чена.
Подготовка и закачка растворов ТНФ
Технология приготовления и закачки растворов ТНФ может быть
спроектирована обычным способом, приемлемым для порошкообраз-
ных реагентов.
Высокой эффективностью в промысловых условиях обладает пе-
редвижная установка конструкции ТПУ Татнефтепромхим (рис. 20).
Смесительную камеру установки диаметром 900—1200 мм и длиной
3500—4000 м заполняют через верхнюю крышку и заливают водой
до уровня верхней сеточной перегородки. Загруженную массу про-
гревают паром до температуры 20—40 °C и подвергают интенсивному
диспергированию и перемешиванию нагнетанием воды или пароводя-
ной смеси под высоким напором через специально сфокусированные
гидродинамические насадки. Концентрированная водореагентная
смесь через фильтры-отстойники направляется в буферную емкость,
в которой контролируется концентрация раствора. После достижения
заданной концентрации раствор ТНФ через расходомер подают в
линию нагнетания воды.
Фокусировка насадок обеспечивает взаимопогашение остаточного
напора потоков и позволяет эксплуатировать установку как сосуд
низкого давления. Загрузку химического реагента и другие операции
Рис. 20. Установка подготовки водных растворов ТНФ:
1 — смесительная камера; 3— крышка; 3 — фильтр-отстойник; 4 — гибкий
шланг; 5 — верхняя рабочая площадка; 6 — буферная емкость; 7 — выход-
ной расходомер; в —основание; 9 — водовод; 10— насос высокого Давления;
// — грязевая линии; 13— линии к нагнетательной скважине: 13, 14 — верх-
няя и нижняя сеточные перегородки; 1S — шарнир для смены положений ка-
меры; 16 — переходник; 17 — тройник; 18 — линия подачи воды; 19 — линия
подачи пара; 30 — основание эжекторного Узла: 31 — эжекторы с гидроди-
намическими насадками
проводят без остановки процесса подачи растворителей в камеру и
отбора раствора из буферной емкости.
Смесительная камера, располагаемая при транспортировке в на-
клонном положении, буферная емкость и другое оборудование уста-
новки монтируют на общей транспортной раме.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕРНОКИСЛОГО АЛЮМИНИЯ
Нефтевытесняющая способность водных растворов глинозема в об-
водненных пластах, по данным института ТатНИПИнефть, обуслов-
ливается выпадением кристаллов гидрооксида алюминия А1(0Н)з
при контакте раствора с пластовой водой. При этом образуется вяз-
кая масса, блокирующая промытые каналы фильтрации, что способ-
ствует подключению к разработке не охваченных воздействием иеф-
тенасыщеиных зон. Реагент в пласт подают в виде высококонцентри-
рованных либо слабых водных растворов.
Сульфат алюминия получают обработкой промышленного глино-
зема серной кислотой.
Характеристика обработанного H2SO4 одной из партий промыш-
ленного глинозема дана ниже.
Содержание, %:
сульфата алюминия (активная часть) ... 25
серной кислоты..................................... 2
окиси железа...................................... 0,8
нерастворимых примесей ........................... 23
Плотность насыпная, г/см3'............... 1,05—1,1
Предельная растворимость, г/100 г воды,
при температуре, °C:
0........................................ 48
10................•.................... 51
20................................................ 55
Характеристика сернокислого алюминия A12(SO4)3
Тип кристаллической решетки.................. Гексагональный
Молекулярная масса....................... 342,14
Плотность, г/см3................................... 2,71
Температура разложения, °C............ . , 770
Молярная теплоемкость при 101,3 кПа и
298°С, Дж/(моль-К)....................... 259
Растворимость A12(SO4)3 в воде
Температура, °C . 0 10 25 30 40 60 70 100
Растворимость,
г/100 г.......... 37,9 38,1 38,5 38,9 40,4 44,9 48,8 89
Плотность водных растворов A12(SO4)3 при 20 °C и кислотности
1,6<рН<4, г/см3 следующая
Содержание Al2 (SO4)3,
г/100 г воды .... 0 10 20 30 40 50 60
Плотность, г/с№ . . 0,998 1,053 1,102 1,151 1,202 1,249 1,299
Значения pH среды, характеристика интенсивности выпадения
осадка гидрооксида алюминия А1(ОН)з даны в табл. 79.
Таблица 79
Содержание реагента, г/100 г воды pH среды Интенсив- ность вы- падения осадка А1 <ОН)3 Содержание реагента, г/100 г воды pH среды Интенсивность выпадения осадка А1(ОН),
0,025 5,0 + 10 3,6
0,05 4,9 Ч—h 15 3,5 •—
0,1 4,8 ++ 20 3,4 —•
0,5 4,4 + 25 3,2 —
1 4,2 + 30 2,9 -—
2 4,0 + 40 2,6
3 3,9 50 2,2 —
9 3,8 — 60 1.7 —
Примечание. + слабое осадкообразование; 4-4- интенсивное осадкообразова-
ния .
Содержание Л12х X(SO4)3 в водном растворе, г/100 г воды Температура, °C Содержание А12х X(SO4)5 вводном растворе, г/100 г воды Температура, °C
20 30 40 20 30 40
0 1,00 0,80 0,66 20 2,02 1,52 1,21
4 1,09 0,91 0,73 30 3,42 2,55 1,99
6 1,15 0,96 0,79 40 6,24 4,52 2,05
8 1,25 1,04 0,85 50 13,39 9,25 6,6
10 1,35 1,05 0,88
Значения вязкости водных растворов Al2(SO4)s, мПа-c, при 1,6<
<рН<4 приведены в табл. 80.
При рНс1,6 и рН>4 раствор A12(SO3) гидролизуется с выде-
лением осадка А1(ОН)3, интенсивность выпадения которого в зависи-
мости от pH среды и времени старения осадка при 20 °C показана в
табл. 81.
В табл. 82 приведены значения вязкости осадка А1(ОН)з, мПа-с,
для 0,5 %-ного исходного раствора А12(5О4)з при 4,9<рН<5,7, т. е.
в области максимального осадкообразования разбавленных раство-
ров А12(5О4)з.
Из табл. 82 видно, что вязкость осадка растет во времени, дости-
гая значений, близких к максимуму, через 6—8 ч.
Перед использованием промышленный глинозем обогащают для
Таблица 81
Время старения, ч
pH среды 0,33 0,67 0,83 0,5 1 .5 3 24
Содержание AlaSO* 0,5% Содержание A12SO4 12,0%
4,2 5,8 5,2 — 85,5 76 70,5 67,5
4,5 88,2 66 — 91,5 83 76,3 70,2
4,9 95 90 83 — — .—. —
5,7 94 90 85 .— — —
6,3 92 86 77 -— .— — —
6,5 — — 97,7 95,8 92,5 .—_
7,0 —- — — 98 97 97,5 85,2
7,2 88 87 77 -— — —
7,5 — — —• 99 98 96 87
Время старения осадка, ч Температура, °C
20 25 30 35
0,5 1,367 1,207 1,047
1 1,612 — 1,386 1,183
2 1,48 1,452 1,152 1,09
3 1,678 "1,461 1,250 1,169
4 ' 2,025 . 1,696 1,559 1,441
24 . 3,168 3,036 2,423 —
повышения содержания в нем активного вещества, т. е. (A12(SO4)3,
включения которого по внешнему виду резко отличаются.
Для повышения эффективности метода на каждом конкретном
объекте устанавливают оптимальные значения pH среды и содержа-
ния A12(SO4)3 в водном растворе, обеспечивающие требуемую интен-
сивность осадкообразования.
При закачке растворов малой концентрации их подкисляют до-
бавлением серной кислоты во избежание преждевременного выпаде-
ния осадка А1(ОН)3.
УГЛЕКИСЛОТНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ
Перспективность метода определяется тремя факторами:
принципиальной возможностью организации крупнотоннажного
обеспечения объекта разработки углекислотой;
достаточно высокой эффективностью метода по данным лабора-
торных и теоретических исследований;
возможностью регенерации СО2 и повторной закачки в пласт.
Реагент обладает нефтевытесняющими свойствами благодаря его
способности:
1) уменьшать вязкость нефти и повышать вязкость воды при ра-
створении в них и тем самым, снижая подвижность воды относитель-
но нефти (рост коэффициента охвата);
2) увеличивать объем нефти при растворении в ней углекислоты
и, следовательно, повышать эффективность вытеснения и доотмыва
нефти (рост коэффициента вытеснения);
3) растворять нефть и растворяться в ней и таким образом «от-
мывать» пласт (рост коэффициента вытеснения);
4) снижать межфазное натяжение на границе нефть — вода, улуч-
шать смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде
и обеспечивать, таким образом, переход нефти из пленочного состоя-
ния в капельное (рост коэффициента вытеснения).
ю
о
05
Схема воздейст- вия 1 Механизм вытеснения, дей- ствующий при данной схеме Термодинамические ограни- чения по Характеристика фильтрующихся сред (компоненты, фазы)
температуре давлению
Вытеснение га- Вытеснения со смешива- < ^кр Р < Риас Газовая фаза: углекислый газ
зообразным СО, нием. Изменения вязкос- ти > ^кр Р ^Ратм Жидкая фаза или газожидкостная смесь: углеводо- роды (нефть)
Вытеснение сжиженным СО, Вытеснения со смешива- вшем i < Аср Р > Рнас Углекислый газ, нефть Зоны
Вытеснение со ’Вытеснения со смешива- < < <кр Р >Рсм 1. Жидкая углеводородная фаза
смешиванием нием. Объемный эффект > ^кр Р > Рем Р ~ Рем Рпл < Рем 2. Промежуточная газожидкостная зона: смесь уг- леводородов и углекислого газа 3. Зона полной взаимной растворимости: газообраз- ная смесь углеводородов и СО, (без границы раз- дела фаз) 4. Зона вытесняющего агента: газообразный (пре- имущественно) либо жидкий (иногда) СО, 5. Зона полной взаимной растворимости отсутству- ет
' Вытеснение Изменения вязкости ^кр Р > Рраст Нефтяная фаза: углеводороды и углекислый газ
карбонизирован- ной водой межфазного натяжения > ^кр (незначительно); водная фаза: вода и СО, (значи- тельное содержание); газовая фаза: углеводороды и СО,
Примечание. ZRp—критическая температура СО2 (31,04 °C); Риас—давление насыщения (упругость паров) углекислоты; Ратм—атмосфер-
ное давление (101,3 кПа); рсм—давление смешиааемости. т. е. давление, выше которого происходит полное взаимное растворение фаз
(нефти и СО£); РраСт^Давление растворимости СО2 в виде (зависит от температуры н концентрации СО2).
Механизм воздействия по первому пункту проявляется в основ-
ном в залежах с высоковязкой нефтью, по второму — с маловязкой,
по третьему и четвертому — в залежах обоего типа. Механизм сме-
шивающегося вытеснения (пункт 3) является основным, и метод в
целом может быть отнесен ко второй группе химических и физико-
химических методов повышения нефтеотдачи.
В табл. 83 дана характеристика схем воздействия СОг на пласто-
вую систему.
Существуют различные способы подачи СОг в пласт: непрерывная
закачка; закачка оторочки СО2 продвигаемой в пласте водой; про-
талкиваемой углеводородным газом; с последующей чередующейся
закачкой воды и СО2; с последующей чередующейся закачкой воды
и углеводородов.
Наиболее приемлемый способ — четвертый (по данным ВНИИнеф-
ти). При этом оптимальный размер оторочки—10 % от объема по-
рового пространства, а суммарный объем накопленной подачи СО2 в
пласт с учетом последующей чередующейся закачки Н2О и СО2 —
25—30 «/о.
Метод в целом приемлем на различных стадиях разработки за-
лежи, включая поздние этапы.
Свойства СОг
В зависимости от термодинамических условий (давление и темпера-
тура) СО2 может находиться в жидком, твердом и газообразном со-
стояниях, а при наличии в системе воды и в так называемом кри-
сталлогидратном состоянии.
Диаграмма состояния реагента представлена иа рис. 21.
Некоторые физико-химические постоянные
Свойства при нормальных условиях (0 °C,
101,3 кПа):
удельный объем, дм3/кг . •............ 506
относительная (по воздуху) плотность . . 1,529
Критические свойства:
давление, МПа............................. 7,528
температура, °C (7кр)........................... 31,04
удельный объем, дм3/кг.................. 2,14
Свойства в тройной точке:
давление, МПа............................• 0,528
температура, °C (7кр)................... —56,6
удельный объем твердой фазы, дм3/кг . . 0,661
Физико-химические и нефтевытесняющие свойства СО2 достаточно
подробно изучены.
Крупномасштабная технология СО2
Метод повышения нефтеотдачи закачкой углекислоты наиболее эф-
фективен при реализации крупномасштабного воздействия на пласт.
В некотором смысле углекислота может рассматриваться как такой
же рабочий агент, как вода системы ППД, но, разумеется, с более
высокими нефтевытесняющими свойствами. Поэтому технология за-
качки СОг при ее проектном промышленном развитии в корне отли-
чается от технологии подачи любого другого химического реагента.
Это связано с масштабами.
Ориентировочная оценка показывает, что при закачке карбонизи-
рованной воды темп подачи реагента (а не рабочего раствора) при-
мерно в 50—100 раз выше, чем при полимерном заводнении или при
заводнении с ПАВ. При создании оторочек или при непрерывной за-
качке СОг темп подачи реагента в пласт в 1000—2000 раз выше, чем
при закачке ПАВ или ПАА. Эти соображения, конечно, справедливы
при одинаковых темпах закачки рабочего раствора в целом.
Крупномасштабная технология базируется на наличии мощного
источника углекислоты и трубопроводной доставки реагента к регио-
ну использования. В общем виде технологический комплекс включает
10—12 элементов: 1) источник реагента; 2) установка по обогаще-
нию реагента; 3) установка по подготовке СОг к магистральному
транспорту; 4) хранилище углекислого газа у головных сооружений
трубопровода; 5) магистральный транспорт, состоящий из головной
перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежу-
Примеси.
Рис. 22. Схема подачи СО2 в пласт для повышения нефтеотдачи:
1— источник реагента; 2 — установка по обогащению реагента; 3 — уста-
новка подготовки СО2 к транспорту; 4 — головная перекачивающая стан-
ция; 5 — узлы приема — запуска разделителей; 6 — линейная часть
магистрального трубопровода; 7 — хранилище СО2 у потребителя;
8 — станция закачкн СО2 высокого давления; 9 — распределитель-
ные пункты; 10 — СО2 с I ступени сепарации; И — водонефтяная
смесь; 13 — сборный пункт; 13 — нефтяные скважины; 14 — нагнетательные
скважины; 15 — нефтяной газ со II ступени сепарации
точных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части,
узлов приема — запуска разделителей; 6) хранилище углекислого га-
за в регионе использования СО2; 7) агрегаты высокого давления для
закачки СО2 в пласт; 8) распределительные пункты; 9) нагнетатель-
ные скважины СО2, входящие в систему нагнетания воды либо спе-
циально пробуренные; 10) система регенерации попутно добываемого
СО2; 11) система подачи регенерированного СО2 в нагнетательную
линию (трубопроводы, насосы или компрессоры и т. д.); 12) другие
системы: защиты от коррозии и гидратов; загущения СО2; контро-
ля и управления; техники безопасности; охраны природы.
На рис. 22 представлена схема одного из вариантов подачи СО2
в пласт.
Зарубежный опыт реализации крупномасштабной технологии СО2
свидетельствует о наличии четырех основных проблем: магистраль-
ного транспорта углекислоты; преждевременного прорыва закачанной
в пласт углекислоты к забоям нефтяных скважин; коррозии оборудо-
вания в технологической цепи начиная с устья нагнетательных сква-
жин; регенерации СО2 на промысле.
Наиболее приемлемый способ магистрального транспорта — тру-
бопроводный.
В табл. 84 дана характеристика основных схем трубопроводного
транспорта углекислоты от источника к району потребления.
о Схема Характеристика схемы Фазовое сос- тояние СОв на выходе источ- ника Термодинами- ческие усло- вия в трубо- проводе (р; 1) Фазовое сос- тояние CO, в трубопроводе Технологические со- оружения на трубо- проводе Условия применения схема
Бескомпрессорная перекачка угле- кислоты Компрессорная перекачка Компрессорная пе- рекачка с пред- варительным ох- _ лаждением Безнасосная пе- рекачка жидкой углекислоты Насосная пере- качка Насосная перекач- ка с предвари- тельным охлаж- дением Перекачка под давлением поступающей от источника углекислоты Давление в системе под- нимается с помощью од- ной или нескольких ком- прессорных станций Предварительно охлаж- дается для предотвраще- ния конденсации СО2 в трубе, так как перекач- ка двухфазной газовой жидкостной смеси в маги- стральном трубопроводе связана с аномально вы- сокими потерями давления Перекачка под давлением поступающей от источ- ника углекислот» Давление в системе повы- шается с помощью одной или нескольких насосных станций Охлаждение н последую- щее дросселирование про- изводится для снижения давления на приеме насо- сов и повышения надеж- ности их работы Газообразная углекислота То же » Жидкая уг- лекислота Жидкая уг- лекислота То же p<pmln p<pmln р>риас p>pmax p<^max p>pmax f<~*max p->pmax Газообразная углекислота То же Жидкая угле- кислота То же Жидкая угле- кислота То же Головная компрессор- ная станция. Проме- жуточные компрессор- ные станции (прн не- обходимости) Головная компрессор- ная станция. Система охлаждения: либо ап- параты воздушного охлаждения, либо хо- лодильная установка. Промежуточная насо- сная станция (при не- обходимости) Головная насосная станция. Промежуточ- ные насосные станции (при необходимости) Головная насоерая станция. Система ох- лаждения. Система дросселирования. Промежуточная насо- сная станция (^Незначительная про- тяженность перекач- ки: <50—100 км Давление на выходе источника незначи- тельно. Протяжен- ность трубопровода значительна Протяженность тру- бопровода значитель- на. Прн схеме без охлаждения в трубо проводе возможна кон- денсации СОа Протяженность трубо провода незначитель- на: <50—100 км Протяженность трубо- провода значительна. Температура поступа- ющего от источника реагента достаточно низкая Протяженность трубо- провода значительна; Температура поступа- ющего реагента близ- ка к 'щах
Примечание, ^mln—минимальное значение среднемесячной температуры грунта на глубине залегания трубопровода в годовом разрезе;
Pmjn—давление насыщения транспортируемой среды, соответствующее температуре imln; /тах — максимальное значение среднемесячной
температуры грунта ид глубине залегания трубопровода в годовом разрезе; давление надыщеидя СО,, соответствующее температур?
*тад-
вОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ МИЦЕЛЛЯРНЫМИ РАСТВОРАМИ
Использование мицеллярных растворов (МР) теоретически может
•обеспечить коэффициент вытеснения в 100 %, достаточно высокий
коэффициент охвата и рассматривается в основном как метод, поз-
воляющий «доотмывать» пласт после исчерпания возможностей дру-
гих методов, хотя метод может внедряться при первичном воздейст-
вии на пласт.
Мицеллярные растворы в пласт подают обычно в виде оторочек,
торые обладают минимальным межфазным натяжением (около
0,01 мДж/м2) на границе и с водой и с нефтью. Высокая вязкость
МР способствует выравниванию фронта нагнетания (увеличению
Дохв), а низкое межфазное натяжение на границе с нефтью — от-
мыву пласта в зоне воздействия (увеличение Т]выт).
Мицеллярные растворы в пласт подают обычно в виде оторочек,
которые проталкиваются оторочкой водного раствора полимера (бу-
ферным раствором), а затем водой.
Полимерный раствор, в особенности с понижающейся вязкостью,
предотвращает прорыв воды через оторочку МР и способствует рав-
номерности вытеснения нефти (росту т]охв).
Для устранения отрицательного влияния минерализованной пла-
стовой воды на устойчивость (микроэмульсии) перед оторочкой МР
закачивают некоторое количество пресной воды. В табл. 85 дана
наиболее общая схема очередности движения в пласте отдельных
слоев жидкостей при воздействии мицеллярными растворами.
В табл. 86 приведены запланированные (ВНИИ и ТатНИПИнеф-
тью) и фактические характеристики оторочек при испытании техно-
логии воздействия на пласт мицеллярными растворами на опытном
участке (Южно-Ромашкинская площадь Ромашкинского месторож-
дения) — обращенном пятиточечном элементе со средним расстояни-
ем от нагнетательной до нефтяных скважин в 200 м.
Состав порций оторочки ПАА
. . . NaCl ПАА Сульфо- Вода
нат во- техни-
дораст- воримый ческая
Содержание, % . . .
порции 1 . . . 1 0,21 0,25 98,5
порции 2 . . . 1 0,1 0,25 98,5
порции 3 0,05 —• 99,9
порции 4 0,03 — 99,1
Состав мицеллярных растворов
Мицеллярные растворы для повышения нефтеотдачи содержат воду,
углеводороды (нефть), ПАВ, электролит и содетергент. Основное
Номера слоев по направлению фильтрации Наименование слоя (зоны) Характеристика слоя (зоны)
I Остаточная зона (зо- на, временно не ох- ваченная воздействием оторочки МР) Поток водонефтяной смеси или воды (если нефтяные скважины были пол- ностью обводнены перед внедрением метода МР)
11 Водонефтяной вал Формируемый непосредственно под воз- действием оторочки МР поток водонеф- тяной смеси, состоящей из пластовой воды и остаточной (отмытой) нефти
111 Оторочка пресной или слабоминерализоваи- иой воды (предвари- тельная оторочка) Размер предварительной оторочки около 20% порового объема пласта. Созда- ется при несовместимости МР с плас- товой минерализованной водой
IV Оторочка мицелляр- ного раствора Размер оторочки 5—10% порового объема пласта. Нижний предел лими- тируется условием обеспечения сплош- ности оторочки, верхний — стоимостью реагентов, используемых для приго- товления МР
V Оторочка полимерного раствора Размер оторочки 20—50% порового объема пласта. Концентрацию полиме- ра в растворе поддерживают перемен- ной от максимального значения в го- ловных порциях оторочки до минима- льного (близкого к0%) в конце ото-
рочки ПАА. Для повышения устойчи- вости раствора ПАА добавляют кар- бонат натрия (около 0,5%) или дру- гие компоненты
VI Базовый рабочий агент После закачки оторочки МР и ПАА в пласт нагнетают воду, используемую при обычном заводнении, в количестве 150—200% объема порового про- странства
активное вещество — ПАВ, концентрация которых на несколько по-
рядков выше, чем, например, в рабочих растворах при заводнении
с ПАВ. Увеличенная концентрация ПАВ в растворителе (воде или
нефти) обеспечивает состояние, близкое к истинной (молекулярной)
растворимости другой фазы. Но в отличие от истинных растворов в
этом случае образуются мицеллы, которые достаточно стабильны.
В качестве компонентов МР чаще всего используют ПАВ типа неф-
г
Оторочка Состав оторочки, % Объем нагнетания, % от объема порового пространства
проектный фактичес- кий
Предваритель- ная оторочка 1%-ный раствор NaCl в техни- ческой пресной воде 20 20
Оторочка МР Мицеллярвый раствор 10 9,4
Оторочка ПАА Раствор поликриламида (4 пор- ции): 50 49,3
порция 1 12,5 18,7
порция 2 12,5 5,9
порция 3 12,5 12,6
порция 4 12,5 12,1
тяных сульфонатов, а при высокой минерализации воды — типа ал-
килфенолов.
Содетергент, в качестве которого используют спирт, добавляют
для регулирования свойств МР (вязкости, стабильности) и процессов
солюбилизации диспергированной фазы в растворителе. Солюбилиза-
ция — это процесс самопроизвольного растворения вещества, обычно
нерастворимого в данном растворителе.
Электролит, в качестве которого используют NaCl или какую-либо
другую соль, добавляют для изменения вязкости МР и снижения
критической концентрации мицеллообразования.
Значения пределов изменения концентраций компонентов МР, %,
даны ниже.
Компонент Концентрация, %: , . Вода Углево- дороды ПАВ Содетер- гент Электро- литы
минимальная . . . . . 10 2 4 0,01 0,001
максимальная . . . . . 95 80 15 20 6,4
Выделяют три класса МР, значения возможного диапазона из-
менения концентраций компонентов, % (табл. 87).
Устойчивые МР получаются при более узких диапазонах измене-
ния концентраций, чем те, что приведены выше.
В табл. 88 и 89 даны концентрации (%) компонентов МР с
внешней углеводородной фазой, которые использовали в конкретных
испытаниях.
Состав МР (%), использованный при внедрении технологии ВНИИ
Компонент Раствор с внешней углево- дородной фазой Раствор с внешней вод - ной фазой
низкое содер- жание воды высокое со- держание воды
Водная фаза 10—55 55—90 50—95
Углеводороды 35—80 4—40 2—50
ПАВ >5 >4 >4
Содегергент <4 0.01—20 0,01—20
Электролиты 0,001—5 0,001—4 0,001—4
Таблица 88
Компонент Номер мицеллярного раствора
1 2 3 4 5 6
Вода 25 40 11,7 20 27,3 34,2
Стабилизированная легкая — — — — — 52,9
часть углеводородной фазы Сырая нефть —. .— 73,4 68 61,8 —.
Пентан | 57,0 45,6 — —- -— —
ПАВ (нефтяной сульфонат) 14,3 11,4 12,9 11,3 10,3 8,6
Спирт изопропиловый 3,7 3,0 2,0 0,7 0,6 4,3
Таблица 89
Компонент Номер мицеллярного раст- вора
1 2 3 4
Вода 4,3 7,3 7,2 4,0
Сырая нефть вязкостью 6 мПа-с и плот- ностью 0,83 г/см3 69,3 71,4 76,0 69,2
Дизельное топливо Сульфонат натрия с молекулярной массой: 6,9 4,8 5,7 7,6
500 13,1 7,4 7,0 12,8
340 — 2,7 2,2 —
98%-ный изопропиловый спирт — — — 6,4
Этиленгликоль 6,4 6,4 1.9 —
и ТатНИПИнефти на опытном участке на Ромашкииском месторож-
дении, приведен ниже.
Вода ........................................... 58,4
Битумный дистиллат............................. 29,8
ПАВ:
нефтяные сульфонаты.......................... 8,1
водорастворимый сульфонат............ _ 0,75
Изопропанол....................................... 1,9
NaCl...................................• 1,0
Мицеллярные растворы готовят либо растворением ПАВ в воде
с последующим добавлением углеводородной жидкости, либо раство-
рением ПАВ в углеводородной жидкости с последующим добавле-
нием воды.
Свойства мицеллярных растворов
Наиболее важные свойства МР — размер мицелл, критическая кон-
центрация мицеллообразования ККМ, устойчивость, вязкость и плот-
. »ость.
Размеры, мицелл колеблются в широких пределах — от 10~2 до
10 мкм, что объясняется способностью мицелл разбухать, в особен-
ности в МР с внешней углеводородной фазой.
Величина ККМ в строгом смысле — это показатель, характери-
зующий ПАВ, но ККМ зависит от присутствия в растворе электро-
литов и других веществ. Снижение ККМ — концентрации ПАВ, при
которой в растворе появляются мицеллы, важная практическая за-
дача, так как при ее решении обеспечивается экономия дорогостоя-
щих химических реагентов (ПАВ).
Устойчивость МР зависит от минерализации водной фазы, кото-
рая может меняться в результате ее контактирования с пластовой
водой при фильтрации в пласте.
Значения допустимой концентрации соли в водной фазе в зависи-
мости от содержания воды в МР даны ниже.
Концентрация воды в мицеллярном раство-
ре, % ................................. 20 50 >60
Максимально-допустимая концентрация соли
в водной фазе МР, г/л ................. 12—15 8—10 2—5
На устойчивость МР влияют также температура и свойства ПАВ.
В табл. 90 приведены значения концентраций NaCl (г/л) в водной
, фазе, при которых МР сохраняет (или не сохраняет) устойчивость
, для различных ПАВ.
В целом при высокой минерализации водной фазы и повышенных
Т температурах устойчивость МР падает. Для обеспечения устойчиво-
»; сти МР в таких условиях вместо обычно используемых ПАВ (неф-
ПАВ, используемый для при- готовления МР Устойчивый МР прн =20—65 °C Неустойчивый МР Устойчивый МР при /=2 0° С и неустойчивый при t=65° С
Нефтяной сульфонат с мо- лекулярной массой: 465 5—6 <5 Ь—7
340 5,5—11 >7 <5 >11
Смесь сульфонатов 465 и 340: (1:1) 8—9 <8 9—10,5 .
(5:1) 7—8 >10,5 <7 8—10 ’
>ю
тяных сульфонатов) мицеллярный раствор готовят с помощью дру-
гого типа, например алкилфенолов.
При температурах выше 65 °C МР обычно неустойчивы или пере-
ходят в двухфазное состояние. Плотность МР определяется плот-
ностью и содержанием составляющих его компонентов. С ростом
водосодержаиия плотность увеличивается по линейному закону.
Вязкость МР зависит от температуры, концентрации компонен-
тов и минерализации водной фазы. В табл. 91 приведены значения
вязкости (мПа-с) мицеллярного раствора — концентрата уеллайд-220
в зависимости от водосодержаиия и температуры.
Состав концентрата уеллайд-220, %
Керосин..................................... ' 65
Нефтяной сульфонат.......................... ; 28
Спирт................................... 7
Ниже приведена характеристика конкретного мицеллярного раст-
вора, разработанного НПО «Союзнефтепромхимж.
Таблица 91
Содержание воды в МР, % Температура, °C Содержание воды в МР, % Температура, °C
23,9 43,3 65,6 23,9 43,3 65,6
50 4,2 9,8 22,2 80 5,4 10,3 14,0
60 5,2 10,2 21,0 85 0,9 2,2 5,4
70 5,9 13,0 23,1 90 0,8 1,3 3,9
Микроэмульсия СНПХ-93 — раствор, рекомендуемый для первич-
ного вытеснения и доотмыва нефти.
Содержание компонентов, %
Вода разной минерализации.............. 50—70
Углеводородная фаза.................... 30—50
ПАВ:
ОП-4..................................... 5
ОП-Ю ............................ 0,1
Внешний вид..........................Жидкость молочного
Вязкость, мПа-с..........................
Плотность, г/см3.........................
Межфазное натяжение, мДж/м2, на границе:
с минерализованной водой .................
с нефтью..........................
Рекомендуемое сырье для приготовления МР
цвета
5—15
0,9—1,0
0,5—1,0
[Полная смешиваемость
Широкая фракция нефти
с НСУ; газовый кон-
денсат; нестабильный
бензин
Степень отмыва остаточной нефти при ото-
рочке объемом 7% от объема пор, % . . 50
Способ приготовления..................Непосредственно перед
закачкой в высоко-
скоростных смесителях
любого типа
Смешиваемые в смесителе фазы..........10%-ный раствор ОП-4
..... в углеводородной фазе и
- . ' , . . 0,1—0,2%-ный раствор
........ ОП-Ю в воде
Подготовка и закачка МР
МР готовят либо непосредственно на месте закачки, либо Централи-
зованно. Но в любом случае технологию закачки необходимо проек-
тировать максимально приспособленной к существующей системе за-
воднения, так как метод чаще всего используют для «доотмыва»
нефти, не извлеченной при обычном ППД. Кроме того, технология
воздействия МР предусматривает длительный (завершающий) этап
нагнетания обычной воды (около 200% объема порового простран-
ства пласта).
При централизованной подготовке концентрата МР его достав-
ляют непосредственно к объекту, разбавляют с подготовленным вод-
ным раствором хлористого натрия и закачивают в пласт. Перед раз-
бавлением проводят лабораторную проверку смешиваемости концент-
рата МР с водой (раствором NaCl). Компоненты считаются совме-
стимыми, если полученная проба МР прозрачна, янтарного цвета и
сохраняет стабильность при нагревании до 80—90 °C.
Концентрат МР в промысловых условиях следует хранить отдель-
но от веществ и материалов, способных взаимодействовать сМР или
с его компонентами. Используемые емкости, аппаратура и трубы
должны быть очищены от продуктов коррозии, накипи и механиче-
ских примесей, а перед использованием их следует пропаривать.
При длительном хранении концентрат и сам МР должны быть
защищены от контакта с атмосферой. Условия хранения концентрата
в целом не отличаются особыми требованиями, и он может хра-
ниться даже при отрицательных температурах.
ЩЕЛОЧНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
’Щелочное заводнение основано на взаимодействии щелочи с пласто-
зыми флюидами и породой, в результате которого в пласте образу-
ется стойкие водонефтяные эмульсии и малорастворимые осадки,
гго способствует изменению параметра подвижности и выравнива-
1ию фронта вытеснения.
По мнению специалистов, метод эффективен на объктах с высоко-
>язкой нефтью (около 50 мПа-с) и предпочтителен по сравнению с
(.ругими методами для неоднородных по проницаемости пластов.
Основной реагент при щелочном заводнении — это гидрооксид на-
рия (каустическая сода).
Характеристика гидрооксида натрия
Химическая формула.........................
(олекулярная масса..........................
внешний ...................................
[лотность, г/см3...........................
'емцература плавления, °C..................
NaOH
40
Бесцветное кристал-
лическое вещество
ромбической структуры
2,13
320
тандартная молярная теплоемкость цри
□стоянием давлении, Дж/(моль-К) .... 59,66
астворимосгь в воде, г/100 г, при темпера-
уре, ®С:
0.............................................. 41,8
20 ............................................ 108,7
25.................................... 113
30.................................... 118
40.................................... 129
50.................................... 146
Реагент хорошо растворим в этаноле, метаноле и глицерине, но
фастворим в эфире и ацетоне.
Промысловый эксперимент по щелочному заводнению проведен на
зехозерном месторождении в Западной Сибири в соответствии с
хнологической схемой ВНИИ и СибНИИНП. Была изготовлена спе-
гальная установка для приготовления и закачки раствора щелочи в
1аст. Движение кислотной оторочки контролировали с помощью ин-
1катора — роданистого аммония. Для снижения проводимости про-
мытых зон и каналов и выравнивания фронта вытеснения проводили
попеременную закачку оторочек раствора щелочи и сточной минера-
лизованной воды. Это интенсифицировало выпадение в пласте мало-
растворимых осадков. Для предотвращения преждевременного сме-
шения щелочи и сточной воды в скважине и ПЗП между оторочками
создавали зону пресной воды. Оторочку раствора щелочи закачивали
в течение 5 сут, пресную воду — 4 ч и минерализованную воду —
5 сут. Эксперимент длился около 2,5 лет. В пласт подано 6149 т кау-
стической соды. Средняя концентрация реагента в закачиваемом вод-
ном растворе составила 0,619 °/о.
Метод щелочного заводнения имеет модификацию: щелочно-сили-
катное заводнение, при котором в качестве базового реагента ис-
пользуют силикат натрия. При смешении с солями жесткости ©н об-
разует гелеобразный осадок, который снижает проводимость пори-
стой среды и способствует повышению коэффициента охвата пласта
заводнением.
Г л а в а IX i
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕЙТОВ
В ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
При подземном ремонте скважин химические реагенты используют
в основном на стадии глушения (задавки) скважин. В качестве жид-
кости глушения (задавочной жидкости) используют несколько клас-
сов веществ (табл. 92).
Химические реагенты применяют при подготовке искусственных
растворов солей утяжеленных рабочих жидкостей и гидрофобных
эмульсионных растворов, а также при подготовке буферных жид-
костей и вязкоупругих составов (ВУС), закачиваемых иногда в сква-
жину перед заполнением ее жидкостью глушения. Буферные жидко-
сти и ВУС используют, если продуктивный пласт обладает высокой
поглощающей способностью.
При подборе реагентов для приготовления задавочных жидкостей
исходят из следующих требований к этим жидкостям. Плотность
должна быть достаточной для создания необходимого противодавле-
ния на пласт. Жидкость не должна снижать проницаемость (или
снижать минимально) ПЗП при поглощении ее пластом или не долж-
на поглощаться. Имеются также ограничения к реагенту по корро-
зионной агрессивности, токсичности, стоимости и т. д.
Жадность Источник или способ получения Плотность, г/см* Физико-химическая характеристика
Техническая пресная во- да Промысловый водовод (источник) технической воды 0,99—1,04 Гомогенная жидкость
Сточная вода Промысловая установка подготовки нефти и воды 1,05—1,12 Г омогенная жидкость с остаточным содержанием растворенных химиче- ских реагентов (деэмуль- гаторов, ингибиторов)
Высокоминерализованная пластовая вода Водоизливающие скважины 1,12—1,22 Гомогенная жидкость с высоким содержанием растворенных солей
Искусственный раствор различных солей Промысловая установка подготовки жидкости глушения. Установки бывают различной степени централизации и индустриализации в зависимости от требуемой производительности, необходимых свойств задавочной жидкости и других факторов 1,05—1,23 1,23—1,45 * То же
Гидрофобный эмульсион-
ный раствор ГЭР (ин-
вертно-эмульсионный ра-
створ)
Углеводородная тяжелая
жидкость (УТЖ)
Промысловая установка подготовки ГЭР
Продукт, получаемый при производстве трихлор-
этана на стадии реактификации
Утяжеленная жидкость рабочая Установка по подготовке буровых растворов
Морская вода
го
го
0,95—1,7
1,55—1,65
1,1—1,2
Эмульсия типа вода' в
нефти с добавлением
ПАВ для стабилизации
и при необходимости с
утяжелителем
Гомогенная многокомпо-
нентная жидкость. Хлор-
органический состав УТЖ
отрицательно сказывает-
ся на процессах подго-
товки и переработки неф-
ти. Это накладывает
жесткие требования на
технологию освоения
скважин после ремонта.
Применим в ограничен-
ных пределах
Суспензия с глинистыми
частицами и частицами
утяжелителя в качестве
диспергированной фазы
Гомогенная жидкость с
содержанием растворен-
ных солей
ИСКУССТВЕННЫЕ РАСТВОРЫ СОЛЕЙ /
В различных нефтедобывающих регионах испытано большое юблн-
1ество водорастворимых солей в качестве базовых реагентов для соз-
1ания задавочных жидкостей: хлористый натрий (NaCl), хлористый
сальция (СаС12), хлористый цинк (ZnCl2), двухзамещенный фосфор-
юкислый натрий (Na2HPC>4), однозамещенный фосфорнокислый нат-
'Ий (NaHjPOi), двухзамещенный фосфорнокислый калий
КгНРО4-ЗН2О), трехзамещенный фосфорнокислый калий
КзРО4-7Н2О). Кроме указанных за рубежом используют бромид
атрия (NaBr), карбонат калия (К2СОз), нитрит натрия (NaNO3),
лорид олова (SnCl2) и др. Все эти реагенты служат для регулиро-
ання основного параметра жидкости глушения — плотности.
В рабочие жидкости могут добавляться вспомогательные реаген-
я — загустители для регулирования таких свойств, как вязкость и
юсобность проникать в ПЗП ремонтируемой скважины. В качестве
(густителей используют сульфит-спиртовую барду (ССБ), сульфит-
южжевую бражку (СДБ), полиакриламид (ПАА) и др.
Для предотвращения выпадения осадков нерастворимых солей
»и контакте пластовой воды с задавочной жидкостью в нее добав-
ит нгнбнторы солеотложений. Чаще всего используют гексамета-
>сфат натрия (ГМФН).
В качестве базовых реагентов для приготовления растворов наи-
льшее распространение получили СаС12, NaCl и К3РО4.
Хлористый кальций — бесцветное кристаллическое вещество е
мбической (СаС12) либо тригональной (СаС12-6Н2О) структурой
исталлов.
мическая формула............... СаС12 СаС12-6Н2О
лекулярная масса...................... 110,99 219,08
отность, г/см3, при 25°С.............. 2,512 1,65
тература, °C:
(давления................................. 772 29,2—250
......................................... 1600 —
лярная теплоемковть при 25° С и
,3 кПа, ДжДмоль-К).................. 72,63 —
Растворимость СаС12 в воде приведена ниже.
(пература, °C 0 10 20 25 40 60 80 100
творимость.
Юг............ 59,5 65 74,5 100 116 137 147 158
Растворимость СаС12 в других растворителях следующая:
гворитель.........................Метаиол Этанол
гворимость, г/100 г, при темпера-
!, °C:
)................................. 21,8 28,3
)................................. 29,2 25,8
I.......................• . . . . 38,5 35,3
Ацетон
0,01
\ Хлорид кальция СаС12-6Н2О очень хорошо растворим в воде.
^Хлористый натрий (поваренная соль) — бесцветное кристалличе-..
<ское\вещество с кубической структурой кристаллов.
Химичёркая формула............................... NaCl
Молекулярная масса................................ 58,44
Плотность, г/см3......................... 2,165
Температура, °C:
плавления......................................... 601
кипения......................................... 1465
Молярная теплоемкость при 25° С и
101,3 кПа, Дж/(моль'К).......................... 49,71
Значения растворимости NaCl в воде даны ниже.
Температура, °C................. 0 20 40 60 80Т5 100
Растворимость, г/100 г . . . . 35,7 35,9 36,4 37,2 38,1 39.4 •
Растворимость NaCl в других растворителях при температуре
25 °C следующая:
Растворитель.........................Этанол Метаиол Глицерин
Растворимость, г/100 г............... 0,065 1,31 8,2
Трикалийфосфат — стекловидная твердая масса светлобурого
цвета.
Химическая формула............................... К3РО4
Молекулярная масса............................. 212,27
Плотность при 20° С, г/см3...................... 2,564
Температура плавления, °C . . «.................. 1340
Характер растворения в воде...............С поглощением тепла
Реакция водных растворов..................... Щелочная
Растворимость трикалийфосфата в воде следующая.
Температура, °C .... 0 10 20 25 30 40 60
Растворимость, г/100 г . 79,4 88,1 98,5 105,9 113,1 135,3 178,5
Несмотря на широкий ассортимент солей, на базе которых воз-
можно приготовление задавочных жидкостей, в практических усло-
виях используют всего лишь 5—6 типов солевых растворов, при
этом чаще всего скважины залавливаются водным раствором СаС12.
В табл. 93 приведены значения плотности устойчивых растворов
СаС12 в зависимости от типа используемой воды применительно к ус-
ловиям месторождений Татарии.
Широкое использование хлоридов кальция вызвано свойствами
его растворов: низкой температурой замерзания; незначительными
затратами тепловой энергии на подготовку раствора; удовлетвори-
Тип воды Плотность растворите- ля, г/см8 Плотность устой- чивого задавочного раствора, г/см8 7
ресная техническая 1,04 1,22—/{,24
точная с установок подготовки ‘фти и воды 1,08 1,26-Al,28
ластовая 1,18 1,3^—1,35 /
I
льной совместимостью с большинством типов Пластовых вод; иевы-
кой стоимостью и малой дефицитностью.
Значения плотности водного раствора кристаллогидратной моди-
1кации хлорида кальция СаС12-6Н2О в зависимости от концентра-
и в условиях насыщения приведены ниже.
мпература, °C . . .
держание реагента,
ютность, г/см3 . .
—55 —25 0 10 20
20 - 26 30 35 40
1,177 1,338 1,281 1,337 1,345
Для получения растворов более высокой плотности используют
еси растворов СаС12 и ZnCl2. В табл. 94 приведены значения плот-
сти такой смеси при различных соотношениях СаС12, ZnCl2 и
гтворителя при температуре —40 °C.
Жидкости глушения, приготовленные на базе смеси хлоридов цин-
и кальция, состав которых приведен в табл. 94, имеют темпера-
>у замерзания не выше —40 °C. Они обладают удовлетворительной
шестнмостью с пластовыми водами.
Для высокотемпературных условий смесь реагентов СаС12 и
С12 позволяет получать растворы плотностью до 2,03 г/см3.
Таблица 94
одержание компонен- тов, % Плотность, г/см8 Содержание компонен- тов, % Плотность, г/см8
С12 ZnCI, Раство- ритель (вода) СаС12 ZllCl 2 Раство- ритель (вода)
,3 11,1 61,6 1,395 21,6 28,8 51,6 1,520
,2 22,2 59,6 1,425 10,7 39,5 49,8 1,560
,6 19,6 48,4 1,460
Содержание, % \ Расход на приготовление 1 м® раство- ра, кг раствора, Содержание, Расход на приготовление 1 м® раство- 1 1 1 Q X
\ ра, кг
пресной воды А Си £ пресной воды О CU £ Плотность г/см’ пресной ВОДЫ О пресной воды О с« X а э h
: 75 25 876 293 1,169 50 50 684 684 1,368
70 30 846 360 1,206 45 60 557 890 1 ,447
' 65 35 805 437 1,242 35 65 500 1000 1 ,500
z 60 40 760 524 1,284 30 70 430 1120 1 ,550
55 50 684 684 1,368 25 75 347 1250 1 ,597
В табл. 95 приведены значения плотности жидкостей глушения,
приготовленных на базе трикалийфосфата К3РО4 в зависимости от
содержания реагента. Недостаток реагента — значительные затраты
теплоной энергии и времени для растворения его в воде приведены
ниже.
Температура, °C 11 11 16 100
Время растворения К3РО4, ч . . Плотность раствора, г/см3 . . 18 4 3 0,6
1,45 1,44 1,5 1,58
УТЯЖЕЛЕННЫЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ
Для приготовления жидкостей глушения с плотностью более 1,7 г/см3
используют утяжелители: барит и в меньшей степени железистые
утяжелители. При этом жидкость глушения представляет собой су-
спензию. . .....
Характеристика минерала барита (сульфата бария) BaSO4
Молекулярная масса............................... 233,4
Плотность, г/см3.......................... 4,48
Внешний вид............................г Бесцветное кристалли-
ческое вещество
Твердость по шкале Мосса.................. 3—3,5
Тип кристаллической решетки................... Ромбический
Температура плавления, °C.......................... 1580
Абразивность..................................... Невысокая
Молярная теплоемкость при 25° С и
101,3 кПа, Дж/(моль-К)...............- . . 101,8
Растворимость в воде, г/100 г, при темпера-
туре, °C:
18 ................................... 0,00022
100 ................................... 0,00041
Т а б л и ц а
Показатели Сорт реагента - / / _
I II /"
Содержание сульфата бария, >92 >87 />80
% Плотность, г/см® >4,25 >4,15 1 >4,05
Содержание, %: влаги <1.5 <1,5 /' <1,5
водорастворимых солей <0,3 0,35 / <0,35
Показатели промышленного реагента по ТУ 39-126—76, регламен-
тирующего качество флотационного баритового концентрата, приве-
дены в табл. 96.
В качестве несущей жидкости (дисперсионной среды) используют
глинистый раствор либо обычную воду. В табл. 97 даны значения
требуемого количества сухого утяжелителя (кг) разных сортов для
приготовления 1 м>3 жидкости глушения заданной плотности в зави-
симости от плотности несущей жидкости.
Гематит — железная руда — может быть также использован в ка-
честве реагента-утяжелителя, хотя в промысловой практике это де-
лается редко.
Химическая формула....................... Fe2O3
.Молекулярная масса...................... 159,69
Плотность (без примесей), г/см®................... До 5,25
Состояние.................................. Кристаллическое
вещество
Тип кристаллической решетки]............. Тригональный
Таблица 97
i 1 ipeuycMeiM uviuinutio утяжеленной жид- кости, г/см’ Сорт баритового концентрата (реагент сухой) при
I II 1П£ I И III I II III
плотности несущей жидкости, г/см*
1.0 1,1 1,2
1.5 768 777 790 614 619 630 460 466 473
1.6 955 977 984 796 807 820 637 646 656
1.7 1158 1172 1195 992 1008 1025 827 840 854
1.8 1376 1400 1426 1204 1225 1243 1032 1050 1069
1.9 1612 1643 1677 1433 1460 1490 1254 1278 1304
2,0 1870 1909 1950 1682 1718 1757 1495 1527 1561
Твердость по шкале Мооса.................
Абразивность.............................
Температура разложения, °C...............
Молярная теплоемкость при 25° С и
101,3 кПа, Дж/(моль-К)...................
Растворимость в воде.....................
5,5—6,0
Высокая
1565
103,8
Нерастворим
Сидерит\— белое
тонального типа.
кристаллическое вещество
с кристаллами три-
Химическая формула . ...................
Молекулярная масса......................
Плотность, г/см3........................
Температура разложения, °C..............
Молярная теплоемкость при 25 °C и
101,3 кПа, Дж/(моль-К) • ...............
Растворимость в воде....................
FeCO,
115,86
3,8—3,9
490
83,3
Малорастворим
Применение утяжеленных жидкостей глушения, как правило,
связано с инфильтрацией нх в пласт и снижением проницаемости.
Это следует учитывать при проведении подземного ремонта скважин.
ГИДРОФОБНЫЕ ЭМУЛЬСИОННЫЕ РАСТВОРЫ
Для предотвращения загрязнения ПЗП (снижения продуктивности
скважины) в процессе подземного ремонта в качестве задавочной
жидкости используют гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР).
ГЭР — это обратные эмульсии (типа вода в масле). Состав исполь-
зуемых для глушения скважин ГЭР приведен в табл. 98.
Таблица 98
Компонент (фаза) Характеристика Объемное содержание компонента, %
Дисперсионная (внешняя) среда Товарная нефть или нефтепродукт (дизельное топливо, битумный дис- тиллят и т. п.) 36,5—57,5
Дисперсная (внут- ренняя) фаза Пластовая вода или (водные раст- воры солей и т. п. 60,0—36,0
Эмульгатор-стаби- лизатор ПАВ типа дегидратированных по- лиамидов 0,5—2,5 1
Утяжелитель (прн необходимости) Барит или железные соединения (сидерит, гематит) д0,0—25,0
Характеристика эмульгатора-стабилизатора
Марка...................................
Наименование реагента...................
Источник получения......................
Способ получения.......................
Состояние товарного реагента...........
Цвет....................................
Поставка................................
Срок хранения........................ .
Регламентирующий документ...............
ЭС-2
Дегидратированные
полиамиды
Отход производства
левомицетина
Конденсация высших
жирных кислот и
декстрамина
Вязкая жидкость
Темно-коричневый
В железнодорожных
цистернах или бочках
Не ограничен
ТУ—Зв УССР 202351—80
Свойства ГЭР при концентрации дисперсной
фазы 40—60 %. .
(углеводородной)
Плотность, г/см3........................ 0,95—1,7
Условная вязкость по прибору ВП-5, с . . 90—800
Показатель фильтрации, см3/30 мин .... 0,5—2,0
Предел применимости по температуре, °C:
с утяжелителем........................ До 55
без утяжелителя....................... До 90
Температура застывания водной фазы, °C,
состоящей из водного раствора СаС12 с
плотностью, г/см3:
1,20.................................. —21
1,28.................................. —50
Температура вспышки, °C, ГЭР с углеводо-
родной фазой на базе;
нефти ........................................... >55
дизельного топлива............................... >70
Срок хранения в промысловых условиях,
сут............................................. >60
Устойчивость ГЭР контролируется показателем электростабиль
ности, которая для обычных
ГЭР должна
быть иа
уровне
80—120 В
а для ГЭР с утяжелителем — 120—250 В.
Способность ГЭР удерживать утяжелитель характеризуется по
казателем статического напряжения
изменением концентрации ЭС-2.
сдвига, который
регулируется
ТИПОВОЙ РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ
РАСТВОРА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
И ЗАКАЧКИ
Цель расчета — определение плотности раствора, расхода реагента
количества раствора. Порядок расчета следующий:
устанавливают расчетное значение пластового давления в ремон
тируемой скважине (по карте изобар или в результате исследова
ния);
вычисляют требуемую плотность Жидкости глушения:
Рпл
Рж.г — ® .
Lg
где рж.г — плотность задавочиого раствора, кг/м1 * 3 *; рПл—пластовое
давление, Па; L — расстояние от устья до продуктивного горизон-
та, м; g — ускорение свободного падения, м/с2; а — коэффициент
запаса (>1,0), который учитывает возможность повышения пласто-
вого давления в зоне ремонтируемой скважины в период ремонта;
для условий месторождений ТатССР величина а=1,05—1,15;
определяют влажность реагента, плотность сухого реагента и
плотность влаги насыщающей реагент;
вычисляют необходимый объем задавочной жидкости:
Уж.г — 0,785£>2£сквф,
ч
где V>K.r —объем задавочиого раствора, м3; D — внутренний диа-
метр обсадной колонны, м; LCKa — глубина скважины (расстояние
от устья до забоя), м; ф— коэффициент потерь, зависит от приеми-
стости скважины, ф>1;
Л рассчитывают массу реагента, требуемую для приготовления за-
данного объема жидкости глушения Рж.г требуемой плотности рж.г:
..___________(Рж.г — Рв) Рж.г___
^иреаг •— >
1-----------------------
Рреаг — (Рреаг Рвл) Ь
где Afpear—масса реагента, необходимая для затворения раствора,
; кг; рв — плотность растворителя (воды), кг/м3; рреаг— плотность ре-
. агента в сухом состоянии, кг/м3; Ь=Рвл/Рреаг — влажность реагента;
\ Рвл — объем влаги в исходном реагенте, м3; Рреаг — объем влажно-
p. го реагента, м3; остальные обозначения прежние;
рассчитывают требуемый объем растворителя (воды), м3:
' VB = (Рж.гРж.г Л4реаг)/Рв-
Примеррасчета. Рассчитать необходимое количество реаген-
; та с влажностью 6=0,15 и плотностью рреаг=2100 кг/м3 и раствори-
. теля — сточной воды плотностью рв=1100 кг/м3 для приготовления
жидкости глушения для задавливания скважины с внутренним диа-
метром обсадной колонны £>=0,148 м, глубиной £Скв=1950 м и
' расстоянием до продуктивного горизонта £=1930 м. Коэффициент
j запасов а=1,08, утечек ф=1,09, рвл = 1040 кг/м3;
по карте изобар устанавливают расчетное пластовое давление в
скважине рПл=226-105 Па/м;
плотность жидкости глушения
Рж.г —
арпл 1,08-226-IO8 t<wv4
—— = - - - = 1290 кг/см3;
Lg 1930-9,81
объем жидкости глушения
Vm,г = 0,785£>2£сквф = 0,785 (0,1482)-1950-1,09 = 36,6 м8;
масса реагента с влажностью 6=0,15:
.. _______(Рж.Г Рв)Уж.Г______
*”реаг —
1-----------------------
Рреаг — (Рреаг — Рвл) Ь
(1290—1100)36,6
_________ПОР__________
2100 — (2100— 1040)0,15
= 16200 кг;
объем растворителя
Гж.гРж.г— Мреаг 36,6-1290—16200 ,
у --------------------= = zo,z м ,
в рв 1100
сравнительный расчет показал, что расход сухого реагента (Ь=
-=0) на 11 % ниже.
Глава X
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ИСПОЛЬЗОВАНИИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ
Многие из химических веществ, которые применяют в добыче нефти,
обладают огнеопасными, взрывоопасными, токсическими и другими,
требующими особых мер предосторожности, свойствами.
техника безопасности при хранении,
ТРАНСПОРТИРОВКЕ и ЗАКАЧКЕ АЛКИЛИРОВАННОЙ
СЕРНОЙ КИСЛОТЫ (АСК) в ПЛАСТ
Широко применяемая в условиях нефтяных месторождений Татарии
АСК является отходом процесса алкилирования парафиновых углево-
дородов олефиновыми фракциями в присутствии серной кислоты как
катализатора на нефтеперерабатывающих заводах страны. По ток-
сичности относится к III классу (СН 245—71) с ПДК до 1 мг/м3.
При попадании на кожу и органы АСК вызывает разрушение и
омертвление тканей, жжение в горле, боли в груди. В связи с бур-
ной реакцией серной кислоты с водой наливать воду в АСК категори-
чески запрещается. АСК широко применяют для увеличения нефтеот-
дачи пластов, обработки призабойных зон и изоляционных работ на
скважинах.
АСК, получаемую на нефтеперерабатывающих заводах, хранят в
стальных вертикальных либо горизонтальных резервуарах. На кис-
лотные базы территориально-производственного управления (ТПУ)
ее доставляют в железнодорожных цистернах, специально предназ-
наченных для перевозки кислот. АСК принимают через герметизи-
рованные слнвные эстакады при помощи кислотостойких насосов нли
самотеком. Транспортируют АСК на скважины специально оборудо-
ванными машинами-кнслотовозами. В настоящее время широко ис-
пользуют кислотовозы «Азинмаш-ЗОА» на базе машин марки
«КрАЗ-257» и «КрАЗ-255Б». Кислотовозы должны обслуживаться
опытными водителями, хорошо знающими правила перевозки ядо-
витых, огнеопасных и взрывоопасных веществ. Маршрут дороги раз-
рабатывают заранее, и изменение его водителями кислотовозов не
допускается. Скорость движения кислотовоза по шоссейным дорогам
должна быть не более 30. а по грунтовым не более 25 км/ч. В путе-
вых листах водителей указываются объем кислоты, номер рейса и
маршрут, отметка которых проводится цехом приема и отпуска хи-
мических реагентов. Емкости кислотовозов перед налнвом АСК
должны быть очищены от воды и механических примесей. Хорошо
зарекомендовал себя в промысловых условиях метод очистки ем-
костей при помощи перегретого пара. Перед наливом АСК конденсат
и остатки воды полностью удаляют.
На скважине, предназначенной для закачки АСК, проводят спе-
циальные геолого-технические мероприятия по подготовке забоя сква-
жины и оснащению соответствующей запорно-регулирующей армату-
рой и приборами. Эти работы проводятся по специальному плану на
подготовку скважины к закачке АСК, который включает: геофизи-
ческие исследования по определению состояния призабойной зоны
скважины, определение приемистости, установку пакера и испытание
на герметичность колонны и оборудования. Как показывает опыт
работы подразделений УПНП и КРС. 'цготовку скважины к закач-
ке АСК и сам процесс закачки целесообразно проводить разными
специализированными бригадами, но под руководством мастера по
закачке АСК. На закачку АСК в данную скважину составляют план
работ, который согласовывают с главным инженером или с главным
геологом НГДУ, план утверждается главным инженером и главным
геологом ТПУ. Этот план включает в себя ревизию и проверку ка-
чества подготовки скважины к закачке АСК предыдущей бригадой и
все виды работ, которые необходимо выполнить специализированной
оз согласовано Утверждаю Гл. геолог ТПУ Гл. инженер ТПУ < » < > План предотвращения аварии при закачке химического реагента в пласт
Место аварии и его характер Действия ответственных по ликвидации аварии Ответственные за исполнение Руководитель работ
1. Порыв приемной линии агрегата высо- кого давления 2. Порыв линии от гребенки до агрегата 3. Прорыв нагнета- тельной линии от аг- регата до устья сква- жины 4. Утечки химическо- го реагента через Закрыть задвижку приемной линии у транспорт- ного средства, откачать химреагент, остановить агрегат. Убрать разлитый химреагент, а прн не- возможности — нейтрализовать соответствующим защитным веществом Перекрыть задвижкой на гребенке приемную ли- нию, откачать агрегатом химреагент, остановить агрегат. Убрать разлитый химреагент, устранить течь и продолжить работу по закачке химреаген- та в пласт Остановить агрегат. Перекрыть задвижкой устье скважины и «снизить» давление в нагнетательной линии на трап-гребенку. Закрыть задвижку на трап-гребенке, убрать разлитый химреагент. Уст- ранить течь в нагнетательной линии (заменить), опрессовать ее нейтральной для данного химиче- ского реагента жидкостью (дизельное топливо, вода, раствор щелочи) и, убедившись в герме- тичности, продолжить работы Остановить агрегат, закрыть задвижку на устье скважины, стравить газ в нагнетательной линии Оператор, помощник опера- тора по химической обра- ботке скважин, машинист агрегата, водитель транс- портного средства То же Мастер по за- качке химиче- ского реагента в пласт То же >
фланцевые соедине-
ния устьевой армату-
ры
5. Порыв эксплуатаци-
онной колонны
6. Самовозгорание
или загорание химре-
агента или других
средств
7. Повышение концен-
трации паров химиче-
ского реагента, попа-
дание его на тело,
органы зрения или
дыхания людей
через кран высокого давления в трап-гребенку.
Ликвидировать замазученность; устранить про-
пуск. Одеть на фланцевые соединения устьевой
арматуры защитные кожухи и опрессовать на-
гнетательную линию нейтральной для данного хи-
мического реагента жидкостью. Открыть задвиж-
ку в устьевой арматуре и продолжить работы
Остановить агрегаты. Закрыть задвижку на устье
скважины. Снизить давление в нагнетательной ли-
нии. Обваловать территорию скважины, если на-
блюдается самоизлнв химического реагента, вы?
ставить указательные и оградительные знаки и
сообщить в цех или ПТО по рации о характере
и виде аварии. Дальнейшие работы проводят по
специальному плану
Остановить агрегаты, закрыть устье скважины, от-
ключить участок загорания и убрать технику.
Принять меры к тушению и немедленно сообщить
в военизированную пожарную часть, цех и про-
изводственно-технический отдел ТПУ
Остановить агрегаты. Закрыть устье скважины,
снизить давление в линиях. Вывести людей из
опасной зоны. Выявить причину повышения кон-
центрации химреагента. Устранить причину. За-
мерить и определить концентрацию паров хим-
реагента и в случае соответствия допустимым
нормам продолжить работы. При попадании хи-
мического реагента на тело, органы зрения или
дыхания работника немедленно вывести из зоны
поражения и оказать доврачебную помощь, руко-
водствуясь при этом правилами оказания первой
помощи при острых отравлениях, и затем постра-
давшего доставить в больницу
Специальная бригада по
ликвидации порыва эксплу-
атационной скважины
Старший мастер
Оператор, помощник опера- Мастер по за-
тора по химобработке сква- качке химиче-
жин, машинист агрегата, во- ского реагента
дитель в пласт
То же То же
Рис. 23. Схема размеще.
ния оборудования при
закачке АСК с установ-
кой трап-гребенки на са-
нях:
1 — пакер; 2 — скважина;
3 — центральная задвиж-
ка; 4 — нагнетательная ли-
ния; 5 — тройник; б — об-
ратный клапан; 7—агре-
гат 4АН-700; 8 — кран вы-
сокого давления; 9 — при-
емная линия; 10 — конт-
рольная линия; 11— трап-
гребенка; 12 — уровнемер;
13 — воронка; 14 — сливная
задвижка; 15 — слнвная
лниия; 16 — кислотовоз
бригаде. Одновременно составляют и план предотвращения аварии
на данной скважине. Этот документ с точки зрения ответственности
выполнения работ и знания работниками правил техники безопасно-
сти является неотъемлемой частью общего плана. Пример составле-
ния плана предотвращения аварии показан в табл. 99. В приведен-
ном примере плана предотвращения аварии обобщен опыт закачки j
таких химических реагентов, как АСК, ОП-Ю, пушер-500, CS-6, ще- |
лочи, соляной кислоты в ТПУ «Татнефтепромхим». j
После окончания подготовительных мероприятий на самой сква- '
жине проводят подготовительные работы по расстановке техники и i
оборудования для закачки АСК. Оборудование и механизмы соби- I
раются и расстанавливаются по схеме, приведенной на рис. 23. От- !
личие их состоит в обвязке трапа-гребенки. По первому варианту ]
трап-гребенка размещена на- шасси автомашины, а по второму — на 1
санях. Размещение агрегатов и оборудования должно быть в радиусе ’
не менее 30 м от устья скважины. Спецтехнику (агрегат АН-700, .j
кислотовозы «Азинмаш-ЗОА») устанавливают с наветренной стороны
с противоположным расположением переднего буфера от устья сква- ;
жины на расстоянии не менее 15 м. При этом необходимо учитывать
и то обстоятельство, чтобы технологическое оборудование и спецтех-
ника не находились под действующей линией электропередач. В ра-
диусе 50 м от устья скважины территория должна быть ограждена
специальными красными флажками. Запас пресной воды и дизель-
ное топливо располагаются в местах, необходимых для быстрого
соединения в технологическую схему закачки. Культбудка с радио-
станцией и запасной спецодеждой располагается на расстоянии не
менее 30 м от устья скважины с наветренной стороны. Опрессовку
нагнетательной линии, ревизию и осмотр агрегатов АН-700 и кнсло-
товозов проводят одновременно с подготовительными работами. На
нагнетательную линию и в затрубное пространство скважины уста-
навливают манометры. Проверяют обеспеченность и состояние
средств индивидуальной защиты работающих и средств связи. На
территории скважины находиться постороним лицам запрещено.
Закачку АСК осуществляют под руководством мастера (старшего
мастера) по закачке химических реагентов. Опрессовывают нагнета-
тельную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление и
выдерживают в течение 5 мин. В качестве опрессовочной жидкости
могут быть использованы дизельное топливо, керосин или дистиллят.
При обнаружении утечек давление в нагнетательной линии снижают
до атмосферного, утечку устраняют и линию опрессовывают вновь.
Затем затрубное пространство скважины заполняют нейтральной
жидкостью (пресная вода, дизельное топливо, керосин, дистиллят)
до устья скважины. Использование нефти в качестве нейтральной
жидкости для затрубного пространства запрещается. По команде
мастера по мегафону ЭМ-2 продавливают опрессовочную жидкость
на забой скважины и начинают закачку АСК. В процессе закачки
тщательно наблюдают показания манометров в нагнетательной линии
и затрубном пространстве устья скважины. Повышение давления в
затрубном пространстве при неизменном давлении в нагнетательной
линии указывает на пропуск пакера в стволе скважины. По степе-
ни изменения давления в затрубном пространстве и нагнетательной
линии мастер принимает решение о возможности продолжения про-
цесса. Закачку АСК завершают промывкой силовых насосов и на-
гнетательной линии дизельным топливом или дистиллятом с после-
дующей закачкой этих веществ в скважину. После окончания работ
демонтируют оборудование и технику. В случае разлива АСК на
территории скважины остатки ее собирают и нейтрализуют мелом
или известью. Ревизия насосных агрегатов проводится на базе с
применением индивидуальных средств защиты.
СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ
Средства индивидуальной защиты обеспечивают безопасность орга-
нов дыхания, зрения, слуха, головы и кожного покрова тела.
Поражение органов дыхания имеет наиболее тяжелые последст-
вия для человека. Средства индивидуальной защиты органов дыха-
ния по принципу действия и конструкции делятся на два типа:
фильтрующие и изолирующие. Работающий носит их на себе при вы-
полнении работ в среде, вредной для здоровья. Вредные вещества
могут быть в виде аэрозолей, паров н газов, которые выделяются из
кислот (серная, соляная, фтористоводородная), растворителей (дие-
тиллят, бутилбензольная, альфа-метилстирольная фракции) и другие
соединения и из других веществ.
Фильтрующие средства применяют при объемном содержании кис-
лорода в воздухе не менее 18 % и при ограниченных концентра-
циях вредных веществ. Вдыхаемый воздух очищают при помощи
фильтров или специальных поглотителей. Фильтр или специальный
поглотитель очищает вдыхаемую среду от аэрозолей (пыль, туман,
дым), паров и газов, когда их объемное содержание не превышает
0,5 °/о. Фильтрующие средства делятся иа три группы: противоаэро-
зольные (противопылевые) маски и респираторы, противогазовые и
универсальные респираторы и противогазы, защищающие от аэрозо-
лей, паров и газов, когда указанные компоненты в воздухе при-
сутствуют одновременно. Марку универсального респиратора (проти-
вогаза) выбирают в зависимости от природы вредных газов или па-
ров. Для респираторов концентрации паров и газов не должна пре-
вышать 10—15 ПДК. Допускается превышение ПДК вредных аэро-
золей при использовании фильтрующих средств в 200 раз. В проти-
воаэрозольных и универсальных фильтрующих респираторах в каче-
стве фильтрующего элемента широко применяют фильтры конструк-
ции И. В. Петрянова (ФПП-15, ФПП-70). Они обладают высокой
защитной эффективностью по отношению к наиболее высокодис-
персным проникающим аэрозолям (до 0,3—0,4 мкм). Для улавлива-
ния более грубодисперсных аэрозолей применяют пористый пенопо-
лиуретан (У-2к, РП-к). В промышленных стационарных коробках
используют противоаэрозольные асбестоцеллюлозные фильтры. В ка-
честве фильтрующих элементов в коробках противогазов и респира-
торов широко применяют активированный уголь, химические погло-
тители различной природы и свойств, катализаторы. В настоящее
время промышленностью выпускаются респираторы нескольких ма-
рок.
1. Респиратор-маска ШБ-1, широко известный под названием «Ле-
песток». Его изготовляют из материала ФПП-15, он предназначен
для защиты от мелкодисперсных аэрозолей при концентрациях до
200 ПДК. Выпускают «Лепесток — 5, 40, 200». Числа означают, во
сколько раз превышается предельно допустимая концентрация высо-
содисперсных аэрозолей с радиусом частиц менее 1 мкм в рабочей
среде. По своему конструктивному исполнению респираторы пред-
ставляют собой легкую полумаску из фильтрующего материала типа
ФПП, плотно прилегающую к лицу, укрепленную при помощи те-
семки. Респиратор бесклапанного типа, представляющий собой пла-
стинку из алюминия или пластмассы с укрепленным на ней фильт-
ром типа ФПП. Респиратор одноразового пользования может быть
применен при работе с полиакриламидом порошкового типа, солями
1 другими сыпучими химическими реагентами, используемыми в ка-
1естве компонентных добавок к растворам. Применение респиратора
в сырую и холодную погоду (дождь, снег, мороз) не рекомендуется,
так как резко увеличивается сопротивление дыханию и фильтрующий
материал может замерзнуть.
2. Противопылевой респиратор РП-к, как и ШБ-1, также фильтр-
маска многократного пользования, но отличается тем, что оснащен
клапаном вдоха. Он состоит из полумаски из эластичной резины с
надежным обтюратором и имеет два сменных фильтра. Внутренний
фильтр состоит из материала ФПП-1,5, а наружный — из поролона.
Наружный фильтр может быть регенерирован водой. Корпус полу-
маски выпускается двух размеров: 1 и 2. Есть модификации респи-
раторов с трикотажным обтюратором, тогда он имеет индекс РП-КМ.
Респиратор может надежно защитить органы дыхания от крупной
и мелкодисперсной пыли при ее концентрации в рабочей среде до
100 мг/м3.
3. Универсальный респиратор РУ-60М. Этот тип респиратора^ по-
лучил в промышленности большее распространение. Он предназначен
для защиты органов дыхания от паров, газов, пыли, тумана неболь-
шой токсичности до 10—15 ПДК- Респиратор состоит из резиновой
полумаски типа ПР-70, по бокам которой вставлены два фильтрую-
щих патрона, и выдыхательного клапана. Фильтрующие патроны со
специальными поглотителями и аэрозольными фильтрами изготовле-
ны из материала ФПП-15-1,5. Патроны имеют различное назначение,
поэтому они начинены соответствующими поглотителями, предназна-
ченными только для защиты от определенных веществ. Назначение
сменных патронов для защиты от различных вредных примесей при-
ведено ниже.
Марка патрона
А
В
КД
Г
Вредные вещества, от которых
защищает сменный элемент
: , Органические вещества: углеводо-
роды (бензол, бензин, уайтспирит и
др.), спирты, эфиры, альдегиды и
- кетоны, элементорганические и дру-
. гие соединения, аэрозоли
, - - , Кислые газы (сернистый газ, серово-
дород, галогеноводороды и др.) и
аэрозоли
Аммиак, сероводород, их смеси и
-- . аэрозоли
Пары ртути, ртутьорганические сое-
динения и аэрозоли
Респираторы всех видов должны быть закреплены распоряжением
по цеху за каждым рабочим, включая рабочих цехов приема, подго-
товки и реализации химических реагентов, водителей транспортных
средств, связанных с перевозкой химических реагентов. В настоящее
время созданы универсальные респираторы, в которых в качестве
сорбента используют ионообменные волокнистые материалы (ИВМ).
По своим гигиеническим и эксплуатационным свойствам они прибли-
жаются к протнвопылевым респираторам типа ШБ-1 «Лепесток», а
по защитным свойствам не уступают респираторам РУ-60М. Преиму-
щество их, при достаточно высокой надежности очистки воздуха,
заключается в том, что фильтры можно использовать многократно.
Это достигается благодаря простой форме регенерации и восста-
навливаемости первоначальных фильтрующих параметров.
Промышленные противогазы предназначены для органов дыхания,
лица и глаз от вредного воздействия паров, пыли, тумана и газов.
Применяют противогазы в промышленности двух типов: фильтрую-
щие и изолирующие.
Фильтрующие противогазы применяют в тех случаях, когда объ-
емное содержание кислорода в воздухе не менее 16 %, а содержа-
ние вредных газов не более 0,5 %. Противогазы с марками коробок
СО и М используют при содержании кислорода в воздухе не менее
18 %.
Промышленный фйльтрующий противогаз состоит из лицевой час-
ти — резиновой шлем-маски, гофрированной трубки и фильтрующей
коробки, заполненной специальной шихтой, состав которой зависит
от назначения противогаза. Для применения в различных средах ко-
робки противогазов имеют различные маркировки и наполнители.
Каждый вид коробки рассчитан на определенный промежуток вре-
мени защитного действия, по истечении которого коробка должна
быть заменена. Срок службы коробки противогаза определяется по
отработанному времени, привесу коробки, появлению под маской
запаха вещества.
Изолирующие противогазы делятся на две группы: шланговые и
кислородные дыхательные аппараты. Они обеспечивают защиту ор-
ганов дыхания за счет подачи извне атмосферного и компрессорного
воздуха, предварительно очищенного перед употреблением.
Принцип действия шлангового противогаза состоит в том, что
незагрязненный свежий воздух для дыхания забирается из зоны чис-
того воздуха и по шлангу подается в шлем-маску. В зависимости от
способа подачи воздуха к шлему-маске шланговые противогазы под-
разделяются на самовсасывающие (ПШ-1) и принудительные (ПШ-2,
ДПА-5). Применяются для работы в помещениях, емкостях, колод-
цах и на других объектах с любой степенью загрязненности воз-
духа. Кислородные изолирующие дыхательные аппараты используют
обычно для проведения аварийных и спасательных работ. Работаю-
щие в кислородных противогазах люди более маневренны, и процесс
не зависит от степени загрязнения воздуха любой концентрации.
Кислородные изолирующие противогазы не связаны шлангом, и ды-
хание обеспечивается за счет запаса сжатого воздуха или кислорода.
Промышленностью выпускаются кислородные дыхательные аппараты,
которые действуют по принципу регенерационных схем. Пример та-
кого изолирующего протииогаза — КИП-8.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава I. Общая картина химизации добычи нефти ... 3
Основные сферы применения химических реагентов на про-
мысле ..................................................... 3
Глава II. Использование химических реагентов для увеличения
дебита скважины ................................13
Механизм химического воздействия на призабойную зону
пласта......................................................13
Свойства химических реагентов ......... 23
Технология химического воздействии на ПЗП...................40
Глава III. Ограничение водопритока в нефтяные скважины
Механизм водоизоляции химическими реагентами и их клас-
сификация .................................................. 43
Свойства химических реагентов для ограничения водопритока 53
Технологические особенности применения химических реаген-
тов для ограничения водопритока ............................ 69
Глава IV. Борьба с асфальто-смоло-парафиновыми отложения-
ми .........................................................76
Компонентный состав АСПО ...................................76
Механизм химического воздействия на АСПО .... 78
Свойства реагентов.....................................79
Глава V. Деэмульгаторы для промысловой подготовки нефти 92
Механизм разделения водонефтяной эмульсии .... 93
Краткие сведения о проектировании химического деэмульги-
рования ................................................... 96
Регламентирование применения деэмульгаторов .... 98
Свойства основных деэмульгаторов.................... ’ . 99
Глава VI. Химические методы борьбы с коррозией . . ПО
Особенности процессов коррозии в системе добычи нефти . ПО
Механизм действия ингибиторов и бактерицидов и их эф-
фективность ...............................................113
Свойства и условия применения основных ингибиторов и
бактерицидов.................................... . .. 115
Типовые расчеты............................................132
Технологические схемы подачи реагентов....................141
Глава VII. Ингибиторы отложений солей ...... 142
. Механизм образования солеотложений......................144
Механизм ингибирования солеотложений....................., 148
Методика подбора ингибитора...............................151
Оценка эффективности ингибитора ..........................154
Свойства ингибиторов солеотложений ....... 155
Типовые расчеты......................................... 170
Глава VIII. Химические и физико-химические методы повыше-
ния нефтеотдачи...................' . ................174
Условии применения различных методов увеличения нефте-
отдачи ................... . . . ..................175
Заводнение пластов с использованием ПАВ...................176
Полимерное заводнение.....................................185
Использование серной кислоты для повышения нефтеотдачи 194
Использование тринатрийфосфата ...........................200
Использование сернокислого алюминия.......................202
Углекислотное воздействие на пласт . 205
Воздействие на пласт мицеллярными растворами . . . . 211
Щелочное заводнение.......................................218
Глава IX. Использование химических реагентов в подземном
ремонте скважин...........................................219
Искусственные растворы солей- ............ . . 222
Утяжеленные жидкости глушения.............................225
Гидрофобные эмульсионные растворы.........................227
Типовой расчет процесса подготовки и закачки раствора для
глушения скважины ...................................... 228
Глава X. Техника безопасности при использовании химических
реагентов.................................................230
Техника безопасности при хранении, транспортировке и закач-
ке алкилированной серной кислоты (АСК) в пласт . . 230
Средства индивидуальной защиты ........ 235