СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИН
COMPOSITION FOR PREVENTING INORGANIC SALT DEPOSITS WHEN EXTRACTING OIL AND GAS FROM WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.
Процессы добычи нефти и газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Образующиеся отложения резко снижают производительность технологических процессов при добыче. Для предотвращения отложений солей широко применяют химическую обработку скважин ингибиторами солеотложения, содержащими различные фосфор-, азотсодержащие органические и неорганические соединения. Наиболее привлекательными с точки зрения эффективности ингибирования являются ингибиторы солеотложений на основе комплексонов.
Известен кислотосодержащий состав для предотвращения солеотложений, включающий нитрилотриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), соляную кислоту и воду [Патент 2087677, E21B 37/06, опубл. 20.08.97].
Однако данный состав используется в основном при обработке продуктивных пластов с карбонатной породой.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных продуктивных пластов. Состав содержит НТФ, соляную кислоту, кремнефтористоводородную (КФВК) кислоту и воду [Патент 2070910, С09К 3/00, опубл. 27.12.96].
Вышеприведенные составы готовятся с использованием дорогостоящих фосфор,- азотсодержащих комплексонов и товарной кремнефтористоводородной кислоты.
Недостатком данных композиций является то, что эффективность их действия достигается при сравнительно высоком содержании дефицитных, дорогостоящих реагентов.
Техническим результатом настоящего изобретения является исключение применения дефицитных, дорогостоящих реагентов, увеличение продуктивности пласта за счет предотвращения образования неорганических отложений при обработке карбонатных и терригенных продуктивных пластов, исключающее загрязнение пласта и внутрискважинного оборудования нерастворимыми солями и гелеобразными соединениями железа, снижающими его продуктивность, а также утилизация маточного раствора - отхода производства монохлоруксусной кислоты (МХУК).
Технический результат достигается применением состава для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов, содержащего соляную кислоту и воду, при этом состав дополнительно содержит маточный раствор - отход производства монохлоруксусной кислоты, аминированный аммиачной водой, представляющий собой смесь, содержащую, мас.%: хлорид аммония 4-9, хлорид натрия 10-15, нитрилотриуксусной кислоты натриевую соль 6-14, ацетат натрия 5-12, гликолят натрия 4-6, оксалат натрия 5,5-8 и воду - остальное, а соляная кислота - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.% хлористого водорода и до 4-6 мас.% фтористого водорода при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - отход фторорганических производств
12-15
Указанный аминированный маточный раствор
производства МХУК
14-16
Вода
Остальное
Содержащаяся в составе нитрилотриуксусная кислота является эффективными комплексоном, способным связывать ионы кальция и препятствовать тем самым образованию осадков сульфатов или карбонатов. Уксусная, гликолевая и щавелевая кислоты предназначены для контроля уровня содержания железа и препятствуют формированию гелеобразной массы осадка соединений железа.
, где
2
3
R-OHCHC или CHC
При обработках сульфатосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты в кислотные составы вводят присадку поваренной соли. Эта присадка снижает скорость растворения коллектора и предупреждает выпадение гипса или безводного сернокислого кальция [Справочное руководство по проектированию разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: «Недра», 1983, с. 345].
Известно также, что использование смеси соляной кислоты и хлористого аммония эффективно для разрушения плотных пробок гипса. Кроме этого, хлорид аммония препятствует образованию внутри пласта нерастворимых соединений продуктов реакции соляной кислоты с породой, поскольку механизм действия хлористого аммония основан не на подавлении центров кристаллизации, а на химическом разложении бикарбонат-ионов с выведением их из раствора в виде углекислого газа.
Известняк
Бикарбонат кальция
(Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986 г., с.150, 168) Действие вышеперечисленных ингредиентов обеспечивает высокую эффективность данного состава по предотвращению образования отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта и на стенках подземного оборудования скважин.
Соляная кислота является отходом фторорганических производств (хладонов 21 и 22), полученным при очистке синтез-газа. Содержание хлористого водорода в данной соляной кислоте составляет до 15-30 мас.%, а фтористого водорода до 4-6 мас.%. Как известно, при обработке скважины фтористый водород способен взаимодействовать с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного пласта, при этом поверхность контакта интенсивно разъедается
Образовавшийся в результате реакций фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, прочно запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты используется смесь плавиковой и соляной кислот. При этом соляная кислота обеспечивает кислотность среды и предотвращает образование геля [Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983, с.351]. Поскольку продуктами реакции являются силикатные золи, то такое взаимодействие ведет к увеличению шероховатости пород, образованию прочных силикатных пленок и, следовательно, увеличению площади поверхности адсорбента, за счет чего увеличивается и величина адсорбции комплексонов. Таким образом, увеличение адсорбции ингибитора будет протекать за счет воздействия соляной кислоты на карбонатные породы и пленочную нефть. Дополнительно увеличение степени адсорбции ингибитора будет обеспечиваться за счет увеличения площади поверхности силикатных пород вследствие их разъедания фтористым водородом, с возможностью адсорбции комплексонов на твердой поверхности и проникновения ингибитора в состав силикатных золей, покрывающих поверхность контакта ингибирующего раствора с силикатными минералами. За счет того, что ингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя, десорбция ингибитора будет протекать медленнее, поскольку силикатные пленки золя с ингибитором устойчивее к вымыванию. Это приводит к тому, что период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора солеотложения. Поскольку образование геля из силикатного золя предотвращается соляной кислотой, то предлагаемый ингибирующий состав солеотложения можно применять даже в малопроницаемых коллекторах.
Аминированный аммиачной водой маточный раствор является отходом производства МХУК и представляет собой однородную, прозрачную жидкость, содержащую, мас.%: хлорид аммония 4-9, хлорид натрия 10-15, нитрилотриуксусной кислоты натриевую соль 6-14, ацетат натрия 5-12, гликолят натрия 4-6, оксалат натрия 5,5-8 и остальное - воду. Предлагаемые интервалы содержания компонентов являются оптимальными и обеспечивают высокую эффективность данного состава по предотвращению образования отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта и на стенках подземного оборудования скважин.
Пример получения аминированного маточного раствора.
3
В четырехгорлый стеклянный реактор, снабженный мешалкой, термометром, капельной воронкой и обратным холодильником, загружают маточник производства МХУК, содержащий, мас.%: 25-50 МХУК, 32-45 ДХУК, 12-25 уксусной кислоты и 5-15 воды. Содержимое реактора нейтрализуют 30-44%-ным водным раствором гидроокиси натрия до достижения pH 7-7,5. Процесс нейтрализации проводят при температуре не более 40-45°C. Далее в реакционную смесь из капельной воронки дозируют аммиачную воду (25% водный раствор аммиака) в мольном соотношении МХУК:NH, равном 1:1,39-1,46. Реакционную смесь нагревают до 50-70°C и выдерживают при указанных условиях в течение 2-3 часов, постоянно поддерживая рН смеси 8,5÷9 добавлением раствора гидроокиси натрия. Затем реакционную массу нагревают до 80-105°C и выдерживают при этой температуре в течение 2 часов. По окончании процесса реакционную смесь охлаждают и получают необходимый реагент, из которого готовят предлагаемый состав.
Состав готовят следующим образом.
Пример 1.
В емкость для приготовления состава загружают 15 г соляной кислоты фторорганических производств, затем добавляют 14 г предварительно аминированного аммиачной водой маточного раствора МХУК и 71 г воды. Смесь перемешивают в течение 30 минут до получения однородного по объему раствора. Таким образом, варьируя соотношение компонентов, готовят составы 2-8 из таблицы по аналогии с примером 1.
Предлагаемый состав для обработки скважины стабилен при перевозке и хранении. Данный состав хорошо смешивается с пластовой водой в любых соотношениях, обеспечивает эффективное предотвращение солеобразования за счет комплексного воздействия нескольких действующих веществ, входящих в состав. Кроме этого, обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования как наземного, так и подземного от коррозии.
Определение ингибирующей способности состава.
3
Метод определения эффективности ингибирования основан на приготовлении пересыщенных растворов по сульфату кальция и сравнении данных титрования двух опытов: без ингибирующей добавки и с добавлением испытуемого состава. Раствор сульфата кальция с массовой концентрацией 10 г/дм готовили путем смешивания двух растворов, содержащих:
3
№1. 250 см раствора содержит 4,08 г хлорида кальция обезвоженного.
3
№2. 250 см раствора содержит 5,22 г сульфата натрия.
В термостатируемый кристаллизатор загружали раствор №1, добавляли расчетное количество испытуемого ингибирующего состава и добавляли раствор №2. Смесь выдерживали при перемешивании и температуре 38-42°C в течение двух часов. Затем содержимое кристаллизатора фильтровали и титровали фильтрат раствором трилона Б в присутствии раствора кальциона. Для расчета эффективности ингибирования солеотложения проводили холостой опыт без ингибирующей добавки.
Эффективность ингибирования солеотложения (Э) в процентах вычисляли по формуле:
,
o
3
где V - объем трилона Б, израсходованного на титрование смеси растворов солей в начальный момент, см;
k
3
V - объем трилона Б, израсходованного на титрование раствора без ингибирующей добавки по окончании испытания, см;
i
3
V - объем трилона Б, израсходованного на титрование раствора с добавкой ингибитора по окончании испытания, см.
Результаты проведенных исследований приведены в таблице.
Результаты испытаний эффективности ингибирования солеотложений предлагаемых составов
№
Содержание компонентов, мас.%
Эффективность ингибирования солеотложений, %
Соляная кислота фторорганических производств
Аминированный маточный раствор производства МХУК
Вода
1
2
3
4
5
Предлагаемый состав
1
15
14
остальное
100
2
15
15
остальное
100
3
15
16
остальное
100
4
13
16
остальное
100
5
13
14
остальное
100
6
12
14
остальное
100
7
12
16
остальное
100
8
12
15
остальное
100
Составы без ингибирующей добавки
9
15
0
остальное
22
10
12
0
остальное
22,3
Составы прототипа, патент 2070910
Соляная кислота
НТФ
КФВК
Вода
1
2
3
4
5
6
11
8,00
0,2
1,0
остальное
100
12
13,00
0,2
3,0
остальное
100
13
13,00
0,5
3,0
остальное
100
Как видно из данных таблицы, предлагаемый состав (оп 1-8), также как и составы прототипа (оп 11-13) обладает высоким защитным эффектом по сравнению с растворами, не содержащими ингибирующую добавку (оп 9-10). Предлагаемый состав по сравнению с известными обладает следующими преимуществами:
- осуществляется эффективная защита от солеотложений при обработке карбонатно-терригенных пластов за счет комплексного воздействия нескольких действующих веществ;
- снижается экологическая нагрузка на окружающую среду за счет эффективного использования отхода действующего производства, содержащего ценные компоненты, функционально действующие на породу пласта и защищающие нефтепромысловое оборудование от солеотложений и коррозии;
- снижается себестоимость производства состава для предотвращения солеотложений за счет замены дорогих и дефицитных компонентов отходом действующего производства.