image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 10 2017

Добыча нефти и газа

01.10.2017 10:00 Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти
В статье рассмотрено влияние пластовых температуры и давления на прогнозируемые показатели выпадения сульфата кальция и сульфата бария в диапазонах 60–150 °C и 0,1–70,0 МПа при заводнении. Использованы 4 различных промышленных ингибитора солеотложений и один новый разработанный композиционный состав ингибитора солеотложений для предотвращения отложений солей в статических и динамических условиях. Исследовано изменение эффективности ингибиторов солеотложений при увеличении концентрации катионов кальция и бария в растворе при пластовой температуре 80 °С. Определена минимальная рабочая концентрация разработанного состава ингибитора солеотложений путем проведения тестов с закупоркой трубы. Проведены фильтрационные исследования в целях изучения снижения проницаемости в карбонатных образцах керна из-за выпадения солей без ингибитора и с ингибитором солеотложений. Также определены адсорбционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений в зависимости от количества поровых объемов прокачки рабочего раствора.
Ключевые слова: ингибитор солеотложений, заводнение, прогнозируемые показатели, адсорбционно-десорбционные свойства, повреждение пласта.
Ссылка для цитирования: Хормали А., Петраков Д.Г. Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 50–55.
Открыть PDF


Закачка воды в пласт для поддержания пластового давления используется в течение многих лет. Несовместимость пластовых и закачиваемых вод при их смешивании вызывает выпадение неорганических солей. Отложение солей в призабойной зоне пласта и в скважинном оборудовании является одной из основных эксплуатационных проблем при добыче нефти, способствующих повреждению пласта [1, 2]. Кроме того, выпадение солей способствует износу оборудования и ограничению потока, что приводит к снижению добычи нефти [3].

Первым этапом борьбы с отложениями неорганических солей является прогнозирование выпадения твердых минеральных осадков [4, 5]. Прогноз отложения солей обеспечивает определение статистической вероятности образования нерастворимых солей и склонности вод к образованию солевых отложений. Таким образом, необходимо проведение прогнозной оценки солеотложений и определение влияния термобарических условий на вероятную возможность солеотложений.

Многочисленные компьютерные программы позволяют получить представление о химическом равновесии, характеризующем водные системы. Это программное обеспечение используется для выявления тенденции к образованию солей (ST) и их осадконакоплений, которая определяется как отношение произведения активности ионов к произведению растворимости при равновесном состоянии:

1.png,                                              (1)

 

где ST – тенденция к образованию солей; [Ka] и [An] – концентрация катионов и анионов, моль/л; Ksp – произведение растворимости при равновесном состоянии, моль22.

Также прогнозирование образования солей в статических условиях рассчитывается индексом насыщения (SI). Однако тенденция к образованию солей (ST) и индекс насыщения (SI) вод сильно связаны друг с другом:

SI = lg(ST).                                           (2) 

Если SI > 0, происходит отложение солей. Если же SI < 0, риск солеотложений отсутствует.

Авторы статьи провели исследование в целях определения тенденции к образованию сульфата кальция и сульфата бария и индекса насыщенности вод этими солями в моделях пластовых и закачиваемой вод, характеристики которых представлены в табл. 1. В работе использовалась программа OLI Studio. Исследование проводилось в диапазоне пластовых температур 60–150 °C
и давления 0,1–70 МПа.

На рис. 1 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию CaSO4 и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 1). На рисунке видно, что давление и температура оказывают большое влияние на тенденцию к образованию CaSO4 и индекс насыщенности этой солью вод: с увеличением температуры и снижением давления склонность вод к образованию солевых отложений сульфата кальция увеличивается. Как показано на рис. 1, при пластовых условиях количество осадков CaSO4 зависит от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

1_1.png

На рис. 2 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию BaSO4 и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 2). Пластовая температура также оказывает влияние на тенденцию образования BaSO4 и индекс насыщенности этой солью вод, однако в данном случае с увеличением температуры склонность вод к образованию солевых отложений сульфата бария снижается, тогда как с повышением давления до 40 МПа тенденция к образованию сульфата бария усиливается. Дальнейшее увеличение давления не влияет на изменение данного показателя. Кроме того, изменение давления не оказывает влияния на индекс насыщенности вод сульфатом бария. В целом при пластовых условиях прогнозируемые параметры выпадения сульфата бария не сильно зависят от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

1_1_1.png

Все технологии контроля отложения неорганических солей делятся на предотвращение и удаление солеотложений [6]. Удаление осадков солей в призабойной зоне пласта и скважинах является дорогим и порой неэффективным процессом. Поэтому предотвращение образования солей предпочтительнее, чем их удаление. Из числа технологий борьбы с отложениями солей эффективными и популярными являются химические методы с применением ингибиторов солеотложений [7, 8]. В данной работе для изучения эффективности ингибирования отложения сульфатов кальция и бария в статических условиях использовались пять ингибиторов солеотложений (табл. 2). Состав № 5 является новым композиционным ингибитором солеотложений, состоит в основном из фосфоновых кислот и в рамках исследования показал синергетический ингибирующий эффект.

Лабораторные исследования для определения эффективности ингибирования отложения солей проводились в соответствии со стандартом Международной ассоциации инженеров-коррозионистов (National Association of Corrosion Engineers – NACE) и представляли собой экспериментальное определение способности ингибиторов предотвратить выпадение из растворов сульфатов кальция и бария [9, 10]. При этом концентрация Ca2+ и Ba2+ в растворах измеряется до и после осаждения солей при смешивании пластовой и закачиваемой вод с ингибитором и без ингибитора солеотложений. Эффективность ингибирования солеотложений определяется по формуле:

1_1_2.png,                              (3)

 

где Э – эффективность ингибирования в статических условиях; 1_1_3.png – концентрация Ca2+ или Ba2+ в растворе с ингибитором после выпадения солей;
1_1_3.png– концентрация Ca2+ или Ba2+ в растворе без ингибитора после выпадения солей; – начальная концентрация Ca2+ или Ba2+ в растворе до выпадения солей.

На рис. 3 представлена зависимость эффективности ингибиторов солеотложений от концентрации ионов кальция и бария. При этом были использованы ингибиторы в концентрации 30 мг/л. Исследования были проведены при температуре 80 °C. Как показано на рис. 3, наиболее эффективным ингибитором является новый композиционный состав ингибитора солеотложений. Из рис. 3а видно, что увеличение концентрации кальция в растворе снижает эффективность ингибирования всех ингибиторов, однако даже при концентрации кальция 15 г/л эффективность разработанного состава ингибитора и НТФ снижается незначительно. На рис. 3б представлено также изменение эффективности ингибиторов при увеличении концентрации катионов бария в растворе с 200 до 3000 мг/л. Видно, что рост концентрации бария уменьшает эффективность ингибирования, причем эффективность ингибиторов ОЭДФК, НТФ и PPCA снижается существенно.

1_1_4.png

Тесты с закупоркой трубы используются для оценки эффективности ингибиторов солеотложений для предотвращения выпадения неорганических солей и дают возможность определить минимальную рабочую концентрацию ингибитора солеотложений. Исследования проводились путем добавления рабочего раствора в трубку смешивания закачиваемой и пластовой вод (№ 1) в объемном соотношении 1:1 при постоянной температуре 80 °С. В начале эксперимента производилась закачка раствора без добавления нового композиционного состава ингибитора солеотложений и измерялся перепад давления в трубке, обусловленный выпадением солей. Далее к рабочему раствору был добавлен новый состав ингибитора солеотложений, и его концентрация увеличивалась от 5 до 25 мг/л. Результаты исследования представлены на рис. 4. Видно, что при концентрации 25 мг/л новый состав ингибитора солеотложений предотвращает выпадение солей в динамических условиях. При этом перепад давления не меняется в течение 150 мин. Таким образом, при концентрации 25 мг/л и более новый композиционный состав ингибитора имеет достаточно высокую эффективность ингибирования в статических и динамических условиях.

1_1_5.png

В целях изучения повреждения пласта (уменьшения проницаемости породы) из-за выпадения BaSO4 при заводнении были проведены фильтрационные исследования. При этом была использована установка, состоящая из кернодержателя, двух емкостей с насосами (одна – для закачиваемой воды, другая – для пластовой воды № 2), датчиков и термошкафа. Перед исследованием экспериментальная система была оставлена на 3 ч на термостатирование. Давление обжима – 20 МПа. Вода из обеих емкостей закачивалась при одинаковом давлении. Таким образом, две воды (закачиваемая и пластовая № 2) закачивались в образцы керна в объемном соотношении 1:1. Были использованы карбонатные образцы керна со средней начальной проницаемостью и пористостью 0,03 мкм2 и 17,3 %, соответственно. Закачка рабочего раствора в образцы керна производилась в режиме постоянного расхода (6 мл/мин) при температуре 80 °С. Проницаемость породы была рассчитана с помощью уравнения по линейному закону Дарси до (К0) и после (К1) осаждения солей. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле:

1_1_6.png,                                             (4) 

где К – проницаемость породы, мкм2; q – скорость закачки раствора, мл/мин; μ – вязкость раствора, Па.с; L – длина керна, см; A – площадь поперечного сечения керна, см2; ∆P – перепад давления, Па.

Затем эксперименты были повторены с использованием ингибиторов при концентрации 30 мг/л. При этом была получена зависимость отношения поврежденной проницаемости к начальной проницаемости (К10). Результаты исследования представлены на рис. 5, на котором видно, что без применения ингибитора солеотложений проницаемость породы из-за выпадения сульфата бария снижается до уровня менее 60 % начальной проницаемости. Следовательно, добавление ингибитора солеотложений снижает риск повреждения пласта. Из числа исследованных в данной работе ингибиторов новый композиционный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую эффективность в течение 100 мин прокачки раствора в образцы керна. При этом проницаемость сохраняется на уровне более 92 % начальной проницаемости. В случае применения промышленных ингибиторов проницаемость остается на уровне 80 % начальной проницаемости пород.

1_1_7.png

Были проведены фильтрационные исследования для определения адсорбционно-десорбционных свойств применяемых ингибиторов солеотложений. При этом была измерена концентрация ингибитора солеотложений на входе и выходе из кернодержателя. Была определена относительная концентрация каждого ингибитора в зависимости от количества поровых объемов (PVinj).
PVinj было рассчитано по формуле:

1_1_9.png,                              (5) 

где PVinj – количество поровых объемов прокачки при фильтрации; q – скорость закачки раствора, мл/мин; t – время закачки, мин; d – диаметр образцов керна, см; L – длина образцов керна, см; φ – пористость образцов керна, %.

На рис. 6 представлен график зависимости относительной концентрации от количества поровых объемов прокачки, демонстрирующий адсорбционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений. В первой части графика, где относительная концентрация увеличивается с ростом количества поровых объемов, представлен процесс адсорбции ингибитора на поверхности горных пород, в ходе которого прокачка раствора продолжалась до 16 поровых объемов. Видно, что относительная концентрация равняется единице через 10; 11; 14 и 15 поровых объемов при применении нового состава, PPCA, НФТ и DTPMP, соответственно. Поэтому разработанный состав адсорбируется на поверхности карбонатных образцов быстрее, чем промышленные ингибиторы. Во второй части графика представлено изменение процесса десорбции выносимого ингибитора с поверхности породы. Длительный срок защиты скважин и призабойной зоны пласта от солеотложений происходит на фоне медленного процесса десорбции [11], причем, как показано на рисунке, в начале процесса относительная концентрация резко снижается до почти 4 поровых объемов прокачки рабочего раствора с ингибитором.

1_1_8.png

ВЫВОДЫ

1. Подтверждено, что термобарические условия оказывают существенное влияние на прогнозируемые показатели выпадения сульфата кальция, такие как тенденция к образованию солей и индекс насыщенности вод. Увеличение температуры и снижение давления увеличивают статистическую вероятность образования сульфата кальция, однако не оказывают существенного влияния на вероятность выпадения сульфата бария.

2. Увеличение концентрации катионов кальция и бария снижает эффективность ингибиторов в статических условиях. Однако эффективность нового композиционного состава ингибитора солеотложений с ростом концентрации катионов в растворе снижается незначительно. На основе результатов тестов с закупоркой трубы установлено, что минимальная рабочая концентрация нового ингибитора солеотложений составляет 25 мг/л.

3. При выпадении неорганических солей в образцах керна проницаемость снижается до 58 % начальной проницаемости. Добавление ингибиторов солеотложений к рабочему раствору предотвращает снижение проницаемости. При применении нового состава проницаемость породы сохраняется на уровне более 92 % значения начальной проницаемости пород.

4. Определены адсорбционно-десорбционные свойства применяемых ингибиторов солеотложений. Разработанный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую скорость адсорбции на поверхности карбонатных образцов керна.

 

Таблица 1. Характеристики моделей пластовых и закачиваемой вод

Table 1. Characteristics of models of reservoir and injected waters

Модель воды 

Model of water

pH

Ионный состав, мг/л 

Ionic composition, mg/l         

Общая минерализация, мг/л    

Total mineralization, mg/l

Na+

K+

Ca2+

Mg2+

Ba2+

Cl-

SO42–

HCO3

Пластовая вода (№ 1) для CaSO4 

Reservoir water (No. 1) for CaSO4

6,49

38 542

1649

16 813

619

91 990

627

53

150 293

Пластовая вода (№ 2) для BaSO4 

Reservoir water (No. 2) for BaSO4

7,02

42 066

1836

469

703

208

69 315

233

62

114 892

Закачиваемая вода 

Injected water

7,10

11 002

348

323

1425

20 138

2479

74

35 789


Таблица 2. Используемые ингибиторы солеотложений

Table 2. Used scaling inhibitors

Ингибитор 

Inhibitor

Название 

Name

Состав 

Chemical composition

1

ОЭДФК 

OEDP

1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновая кислота 

1-Hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid

2

НТФ 

NTP

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 

Nitrilotrimethylphosphonic acid

3

DTPMP 

DTPMP

Диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновая кислота) 

Diethylenetriamine-penta (methylenephosphonic acid)

4

PPCA 

PPCA

Полифосфинокарбоновая кислота 

Polyphosphinocarboxylic acid

Новый состав 

New chemical composition

1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновая кислота, хлорид аммония, изопропиловый спирт, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота и соляная кислота 

1-Hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid, ammonium chloride, isopropyl alcohol, polyethylenepolyamine-N-methylphosphonic acid, and hydrochloric acid

 



← Назад к списку


im - научные статьи.