СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИН Российский патент 2011 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений неорганических 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, Е21В 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, C09K 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 фосфонометилглицина.

Технический результат достигается применением состава для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов, содержащий соляную кислоту и воду, при этом состав дополнительно содержит маточный раствор - отход производства фосфонометилглицина следующего состава, мас.%: хлорид аммония 4-5, хлорид натрия 4-5, фосфонометилглицин 2-2,5, бисфосфонометилглицин 1-1,5, фосфонометилиминодиуксусная кислота 1-1,5, бета-хлорпропионовая кислота до 5%, вода - остальное, а соляная кислота представляет собой отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.% хлористого водорода и до 4-6 мас.% фтористого водорода при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота фторорганических производств 12-15 Отход производства фосфонометилглицина   указанного состава 10-14 Вода Остальное

Содержащиеся в составе фосфонометилглицин, бисфосфонометилглицин и фосфонометилиминодиуксусная кислота являются высокоэффективными комплексонами с фосфоновыми группами, обладающие «пороговым» эффектом и действующие как хеланты, способные в субстехиометрическом соотношении препятствовать росту кристаллов осадкообразующих солей. Кроме этого, эти комплексоны обладают и кристаллоразрушающим эффектом - в случае образования зародышей кристалла они способны видоизменять форму зародыша и замедлять его дальнейший рост.

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 разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. / Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра1983, стр.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

СаСО₃+2NH₄Cl=CaCl₂+(NH₄)₂CO₃

(NH₄)₂СО₃=2NH₃+H₂O+СО₂.

Бикарбонат кальция

Са(НСО₃)₂+2NH₄Cl=2NH₄(НСО₃)+CaCl₂

2NH₄(HCO₃)=2NH₃+2H₂O+2CO₂

(Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986 г., р.150, 168.)

Действие вышеперечисленных инградиентов 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 22 и 21, полученным при очистке синтез-газа. Содержание хлористого водорода в данной соляной кислоте составляет до 25-30 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

SiO₂+4HF=SiF₄+2H₂O

H₄Al₂Si₂O₃+14HF=2AlF₃+2SiF₄+9H₂O

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, стр.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.

Маточный раствор является отходом производства фосфонометилглицина и представляет собой однородную, прозрачную жидкость, содержащую, мас.%: 4-5 хлорида аммония, 3,5-5 хлорида натрия, 2-2,5 фосфонометилглицина, 1-1,5 бисфосфонометилглицина, 1-1,5% фосфонометилиминодиуксусной кислоты, до 5 бета-хлорпропионовой кислоты и воду.

Приведенный состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов является оптимальным, снижение содержания компонентов менее указанных нижних пределов их концентраций приводит к снижению его эффективности, а увеличение выше верхних пределов их концентраций не приводит к значимому увеличению эффективности предлагаемого состава.

Состав готовят следующим образом.

Пример 1

В емкость для приготовления состава загружают 15 г соляной кислоты фторорганических производств (концентрация 27,5%), затем добавляют 10 г маточного раствора производства фосфонометилглицина и 75 г воды. Смесь перемешивают в течение 30 минут до получения однородного по объему раствора. Таким образом, варьируя соотношение компонентов, готовят составы 2-8 (табл.) 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.

Определение ингибирующей способности состава.

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/дм³ готовили путем смешивания двух растворов, содержащих:

№1. 250 см³ раствора содержит 4,08 г хлорида кальция обезвоженного.

№2. 250 см³ 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°С 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:

Э=[(V_i-V_k)/(V_o-V_k)]×100,

где V_o - объем трилона Б, израсходованного на титрование смеси растворов солей в начальный момент, см³;

V_k - объем трилона Б, израсходованного на титрование раствора без ингибирующей добавки по окончании испытания, см³;

V_i - объем трилона Б, израсходованного на титрование раствора с добавкой ингибитора по окончании испытания, см³.

Результаты проведенных исследований приведены в таблице.

Результаты испытаний эффективности ингибирования солеотложений различных составов. № п\п Содержание компонентов, мас.% Эффективность ингибирования солеотложений, % Соляная кислота фторорганических производств Маточный раствор производства фосфонометилглицина Вода 1 2 3 4 5   Предлагаемый состав   1 15 14 остальное 100 2 15 12 остальное 100 3 15 10 остальное 100 4 13 10 остальное 100 5 13 14 остальное 100 6 12 14 остальное 100 7 12 12 остальное 100 8 12 10 остальное 100   Составы прототипа Патент 2070910     Соляная кислота НТФ КФВК Вода   9 8,00 0,2 1,0 остальное 100 10 13,00 0,2 3,0 остальное 100 11 13,00 0,5 3,0 остальное 100

Как видно из данных таблицы, предлагаемый состав (оп 1-8), так же, как и составы прототипа (оп 9-11), обладает высоким эффектом защиты от солеотложений.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин. Технический результат - исключение необходимости применения дефицитных, дорогостоящих реагентов, увеличение продуктивности пласта, увеличение срока работы оборудования за счет снижения коррозионной активности применяемого состава, утилизация отхода производства фосфонометилглицина. Состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов содержит воду, соляную кислоту фторорганических производств - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.%, хлористого водорода и до 4-6 мас.%, фтористого водорода, и отход производства фосфонометилглицина состава, мас.%: хлорид аммония 4-5, хлорид натрия 4-5, фосфонометилглицин 2-2,5, бисфосфонометилглицин 1-1,5, фосфонометилиминодиуксусная кислота 1-1,5, бета-хлорпропионовая кислота до 5, вода остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота фторорганических производств 12-15, отход производства фосфонометилглицина 10-14, вода - остальное. 1 табл.

Состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов, содержащий соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит маточный раствор - отход производства фосфонометилглицина следующего состава, мас.%: хлорид аммония 4-5, хлорид натрия 4-5, фосфонометилглицин 2-2,5, бисфосфонометилглицин 1-1,5, фосфонометилиминодиуксусная кислота 1-1,5, бета-хлорпропионовая кислота 3-5, вода остальное, а соляная кислота представляет собой соляную кислоту фторорганических производств - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.% хлористого водорода и до 4-6 мас.% фтористого водорода при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота фторорганических производств 12-15 Отход производства фосфонометилглицина указанного состава 10-14 Вода остальное