Состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для комплексного воздействия на добываемые флюиды. Состав содержит, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота 5-75; битум нефтяной строительный - остальное. Технический результат: повышение эффективности защиты нефтепромыслового оборудования от воздействия выносимого песка и солеотложений. 4 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для комплексного воздействия на добываемые флюиды, и предназначено для одновременного предотвращения отложения малорастворимых солей типа гипса и кальцита и выноса песка при добыче обводненной нефти из скважин как с низким, так и высоким пластовым давлением, с температурой пласта до 90^oC.

В настоящее время большинство известных составов является ингибиторами однофункционального действия: либо это ингибитор солеотложения, либо это какое-то устройство для предотвращения выноса песка.

Известен состав для предотвращения выпадения неорганических солей в призабойной зоне пласта при добыче нефти со следующим содержанием ингредиентов, вес.%: Нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,06-0,50 Соляная кислота - 1,05-7,65 Бифторид аммония - 0,03-13,00 Вода - Остальное (см. , например, а.с. СССР 1224277, М.кл. 3 E 21 B 37/06). Данный известный состав имеет жидкую консистенцию и в добывающую скважину он подается либо путем закачки в призабойную зону пласта с последующей продавкой, либо с помощью глубинного дозирующего устройства. Способ приготовления такого известного состава прост и сводится к обычному перемешиванию указанных ингредиентов.

Основным недостатком указанного состава является то, что при добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью или при высоком горном давлении для его дозировки приходится использовать глубинный дозатор. При использовании глубинного дозатора с ограниченным объемом и большом дебите добывающей скважины, т.е. при большом расходе ингибирующего состава, заполнение контейнера приходится производить 1-3 раза в квартал. Это связано с подъемом и спуском глубинного оборудования, т.е. одалживанием бригад ПРС, что достаточно дорого и экономически нецелесообразно. Кроме того, указанный известный состав не предотвращает вынос песка из пласта. Для предотвращения выноса песка из пласта применяются фильтры из металлической сетки, заполненные ракушечником. (см. , например, обзорную информацию ВНИИОЭНГ "Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин", М., 1980).

Наиболее близким по технической сущности к заявленному составу является состав, содержащий, мас. %: ингибитор солеотложения 55,00-60,00, латекс 3,00-5,50, нефть 13,32-27,12, поверхностно-активные вещества (ПАВ) 0,40-1,35, вода - остальное (см. авт. свид. СССР N 916523, МПК 6 E 21 B 37/00, 30.03.82). В известном составе смесь латекса, нефти, ПАВ и воды выполняет роль вещества-носителя. Он имеет густую консистенцию и доставляется в скважину с помощью перфорированного контейнера.

Основным недостатком указанного состава является то, что он теряет свою эффективность при обводненности пластовых флюидов более 20%, т.к. латекс, входящий в композицию, при контакте с высокоминерализованной попутно добываемой водой коагулирует и превращается в резиноподобную массу, которая блокирует выход ингибитора солеотложения в водонефтяной поток. Кроме того, он не обладает бифункциональстью и не предотвращает процесс выноса песка.

Задачей изобретения является повышение эффективности предотвращения отложения солей типа гипса и кальцита и выноса песка при добыче нефти с любой степенью обводненности и минерализации попутной добываемых вод, а также в условиях добычи нефти из пластов с любым пластовым давлением и имеющих повышенную температуру (до 90^oC).

Поставленная задача решается тем, что состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти, содержащий фосфорсодержащий реагент, в качестве фосфорсодержащего реагента используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту или оксиэтилидендифосфоновую кислоту и дополнительно вещество-носитель и поглотитель песка - битум нефтяной строительный при следующем соотношения компонентов, вес.%: Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5-75 Битум нефтяной строительный - Остальное Достижение указанного технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному взаимодействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. В предлагаемом составе битум нефтяной играет роль вещества-носителя и одновременно роль вещества-поглотителя выносимого из пласта песка. За счет ограниченного растворения битума в добываемых флюидах (нефти и воде) происходит высвобождение (самодозировка) фосфорсодержащего реагента. Одновременно битум за счет клеющего свойства своей поверхности играет роль поглотителя песка, выносимого из пласта. Фосфорсодержащий реагент нитрилотриметилфосфоновая кислота (ИСБ) или оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) работает как ингибитор солеотложения, а битум - как вещество-носитель ИСБ или ОЭДФ и одновременно как вещество, задерживающее песок на своей поверхности. Состав готовят следующим образом: смесь ИСБ или ОЭДФ и битума нагревают, перемешивают, разливают в формы цилиндров (или любые другие) и остужают. Состав помещают в контейнер, представляющий собой систему перфорированный труб различного диаметра. Затем трубчатый контейнер с помещенным в него составом опускают в зону перфорации добывающих скважин, как по ближайшему аналогу.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и торце контейнера, омывают цилиндры (или другую форму) полученного состава, за счет постепенного растворения вещества-носителя - битума нефтяного в добываемой нефти и воде, обнажается внесенный фосфорсодержащий реагент - ИСБ или ОЭДФ, благодаря чему достигается постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация фосфорсодержащего реагента в добываемых флюидах.

Для получения заявленного состава для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: вещество-носитель - битум нефтяной строительный, ГОСТ 6617-76, твердое вещество от темно-коричневого до черного цвета; фосфорсодержащий реагент: ИСБ-1 (НТФ), выпускается Чебоксарским АО "Химпром" по ТУ 6-09-5283-86, белое кристаллическое вещество, растворимое в воде, ОЭДФ, белый кристаллический порошок, растворимый в воде, ТУ 6-09-20-54-79, выпускаемый Чебоксарским АО "Химпром".

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 3,95 г вещества-носителя - битума нефтяного строительного, затем вводили 3,0 г фосфорсодержащего реагента (ИСБ-1), смесь подогревали на электроплитке с закрытой спиралью. После тщательного перемешивания формовали полученный состав в виде шариков или цилиндров, так получали заявляемый состав, твердый, напоминающий чистый битум со следующим соотношением ингредиентов, вес.%: Фосфорсодержащий реагент - 43
Вещество-носитель - битум нефтяной строительный - 57
Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Нами были проведены все необходимые лабораторные испытания.

Испытания ставили целью определить: возможность самодозировки фосфорсодержащего реагента, являющегося по характеру своего действия ингибитором солеотложений; защитный эффект заявляемого состава по предотвращению выноса песка из скважин.

Испытания также ставили целью установить граничные и оптимальные значения ингредиентов в заявляемом составе, получаемом предлагаемым способом.

Вначале в ходе лабораторных испытаний определяли предельные оптимальные соотношения ингредиентов в предлагаемом составе. Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе был обусловлен той минимальной концентрацией, при которой обеспечивается максимальный защитный эффект. При проведении указанных опытов использовали составы, данные о содержании ингредиентов в которых приведены в табл. 1 (см. табл. 1 в конце описания).

Степень вымывания фосфорсодержащих реагентов из заявляемого состава определялась следующим образом. Заявляемый состав нарезали на куски размером 1-3 см³, помещали их в стеклянные цилиндры диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, содержащая примесь песка, которая далее через верхний кран собиралась в приемник. Таким образом имитировался процесс прохождения пластовых флюидов с выносимым песком через погруженный в цилиндр (скважину) заявляемый состав.

Вещество-носитель - битум нефтяной строительный, ограниченно растворяясь в попутно добываемой воде и нефти, обеспечивает доступ фосфорсодержащего реагента в проходящую через них жидкость. При этом фосфорсодержащий реагент проявляет свои ингибирующие функции по всему пути движения, а песок, частично налипая на поверхность битумных кусочков, удерживается на них, заполняя пространство между кусочками. Через цилиндр с заявляемым составом совместно пропускали в первый раз 400 мл нефти и 600 мл воды, эта смесь содержала 1 г песка. Таким образом имитировалась 60% обводненность продукции скважин с выносом 1 кг песка на 1 т добываемой жидкости. Пропускаемая жидкость находилась в постоянном движении. Периодически через каждый час отбирались пробы вытекаемой из цилиндра жидкости в объеме 100 мл. При этом нефть из пробы отделялась в делительной воронке, а в воде определяли наличие фосфорсодержащего реагента (ИСБ или ОЭДФ) по фосфат-иону. Эффективная концентрация фосфорсодержащего реагента - ингибитора солеотложения (НТФ (ИСБ-1)) равна 2-5 мг/л. (см. РД 39-1-218-79 "Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением фосфорсодержащих соединений отечественного производства типа ИСБ". - Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г. с. 2). Определение содержания ингибиторов солеотложения в воде проводилось согласно РД 39-1-237-79 "Определение содержания ингибиторов отложения солей и фосфорсодержащих химреагентов в пластовых и пресных водах". - Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г. Данная методика предназначена для определения содержания НТФ (ИСБ-1), ОЭДФ и др. фосфорсодержащих соединений (эфиры, фосфонаты и т.п.), содержащихся в пластовых и пресных водах.

Для определения количественного содержания ингибиторов отложения солей в пластовой воде анализируемая вода вначале фильтруется (для удаления механических примесей и нефти), затем кипятится (для удаления сероводорода), отбирается навеска (V = 20 мл). Далее объем доводится до 100 мл дистиллированной водой, количественно переносится в коническую колбу, подкисляется 1,5 мл концентрированной соляной кислоты (ГОСТ 14261-69), колбы с растворами помещаются на предварительно сильно разогретую плитку и доводятся до интенсивного кипения, в кипящий раствор добавляется 7 мл 10% раствора хлорамина "Б" (ОСТ 6-01-76-79) и исследуемые пробы кипятятся в течение 20 мин (объем проб должен уменьшаться при кипячении до 45-65 мл). Пробы охлаждаются до комнатной температуры и количественно переносятся в мерные колбы емкостью 100 мл. Объем в колбах доводится до 80-85 мл, к ним добавляется 2 мл 5% раствора аскорбиновой кислоты, все перемешивается, добавляется 5 мл специально приготовленного раствора молибдата аммония, объем в колбах доводится до меток дистиллированной водой, тщательно перемешивается. При этом наблюдается окрашивание растворов от голубого до синего цвета. Через 5-10 мин определяется величина оптической плотности на ФЭК-56 (фильтр N 9; λ = 680 мм, кювета с толщиной слоя 10 мм). Зная величину оптической плотности, по калибровочный кривой определяется содержание фосфорорганического соединения. Расчет содержания ингибитора в воде производится по формуле
p мг/л = A · V₁/V₂,
где A - содержание ингибитора (мг/л), найденное по калибровочной кривой;
V₁ - объем, до которого была разбавлена проба (100 мл);
V₃ - объем взятой на анализ пробы воды, мл.

Приготовление раствора молибдата аммония ведется следующим образом.

К 300 мл дистиллированной воды при перемешивании приливается 144 мл концентрированной серной кислоты. Раствор охлаждается до 20^oC; 12,5 г молибдата аммония растворяется в 200 мл дистиллированной воды, нагретой до 80^oC. 0,235 г хлорида сурьмы растворяется в небольшом количестве 20%-ной соляной кислоты и объем доводится до 100 мл дистиллированной водой. В мерную колбу емкостью 1 л сливаются растворы молибдата аммония и хлорида сурьмы, до метки объем доводится дистиллированной водой. Приготовленный таким образом раствор молибдата аммония хранится в склянке из темного стекла.

Определение количества выносимого песка проводилось по следующей методике. После прохождения жидкости (нефти и воды) через заявляемый состав и верхний кран отбиралось определенное ее количество (100 мл) и фильтровалось через предварительно высушенный и доведенный до постоянного веса при t = 105^oC фильтр "синяя лента". Для этого фильтр накладывается на фильтровальный столик ровно по кругу, затем создается необходимый вакуум для присасывания фильтра к поверхности столика. Затем вакуум выключается, на поверхность прибора одевается стеклянная воронка и поворотом металлического кольца создается необходимая герметизация системы. В воронку наливается исследуемая жидкость в нужном объеме. Открывают краник фильтровального прибора, включают вакуум. По окончании фильтрации поворотом кольца воронка снимается с прибора для фильтрования и фильтр пинцетом переносится в сушильный шкаф, где и осуществляется сушка в течение 1 часа при t = 105^oC. После сушки фильтр 30 минут охлаждается в эксикаторе и взвешивается. Процесс сушки повторяется несколько раз до достижения постоянного веса. Расхождение допускается на единицу в четвертом знаке после запятой. По разнице в весе судят о количестве выносимого песка. Результат выражается в г/л.

Данные о концентрации фосфорсодержащего реагента и количестве выносимого песка (КВП) в пробах обводненной нефти, пропущенной через заявляемый состав, приведены в табл. 2 (см. табл. 2 в конце описания).

Данные, приведенные в табл. 2, показывают, что заявляемый состав для предотвращения солей и песка при добыче нефти, содержащий следующие ингредиенты, вес.%:
Фосфорсодержащий реагент (нитрилотриметилфосфоновая или оксиэтилендиаминфосфоновая кислота) - 5-75
Битум нефтяной строительный - Остальное
обеспечивает стабильное поступление фосфорсодержащего реагента в поток пластовых флюидов в пределах его эффективной концентрации и практически полностью задерживает вынос песка из скважины.

Указанные значения ингредиентов являются граничными, т.к. их изменения в большую или меньшую стороны не позволяют достичь поставленной цели. Так, например, состав, содержащий 4% фосфорсодержащего реагента и вещества-носителя - остальное (опыты 1, 7 табл. 2), обладает низким защитным эффектом, т.к. выход фосфорсодержащего реагента, являющегося ингибитором процесса солеотложения, в поток нефти не всегда постоянен и мал (ниже 2-5 мг/л), т.е. значительно ниже значения его эффективной концентрации. А увеличение количественных значений ингредиентов от верхнего предела (11, 5 табл. 2) экономически нецелесообразно, т. к. выход фосфорсодержащего реагента из состава в поток нефти будет большим и это приведет к его перерасходу. Наименьший вынос песка наблюдается при тех же соотношениях фосфорсодержащего реагента и битума (см. табл. 2).

Оптимальный состав будет следующим, вес.%:
Фосфорсодержащий реагент - 43
Битум нефтяной строительный - Остальное
Такие же исследования были проведены для нефтей с обводненностью 95%. Состав используемых при исследованиях нефтей и вод приведен в табл. 3 и 4 (см. табл. 3 и 4 в конце описания).

Предложенный авторами состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти по сравнению с известным по прототипу составом обладает новыми свойствами, а именно обеспечивается более длительная и стабильная подача ингибитора солеотложения в условиях добычи нефти из скважин с любым горным давлением, любой проницаемостью пласта, любой степенью обводненности и попутно добываемой водой любой минерализации. При этом температура пласта может меняться также в широких пределах от 10 до 90^oC; заявляемый состав, ограниченно растворяясь в добываемых флюидах, работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от солеотложений и выноса песка в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважин.

Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют:
путем загрузки заявляемого состава в перфорированный контейнер, который опускается один раз в год в добывающую скважину на уровень интервала перфорации или выше, под насос, обеспечить без дополнительных обработок стабильную, эффективную подачу фосфорсодержащего реагента-ингибитора солеотложений в добываемую жидкость в течение года или более, т.е. на весь срок работы насоса, предусмотренный его техническими параметрами. Таким образом, предотвращается процесс солеотложения, начиная с головы процесса добычи нефти, и продолжается по всему пути движения продукции скважины;
дозировать ингибитор солеотложения в минимальных эффективных концентрациях в условиях добычи нефти из пластов с различной температурой от 10 до 90^oC, что позволяет обеспечить их совместимость с попутно добываемыми водами различного состава, любой степени минерализации и не образовывать побочных вторичных осадков, которые могли бы закупоривать продуктивные пласты;
предотвращать процесс солеотложения при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любым пластовым давлением;
предотвращать процесс солеотложения с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти;
обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от солеотложений по всему движению водонефтяного потока;
эффективно предотвращать вынос песка и, таким образом, повысить длительность эксплуатации глубинного оборудования скважины, особенно насосов типа ЭЦН;
избегать формирования стойких водонефтяных эмульсий, в которых выносимые из пласта мехпримеси (в том числе песок) являются стабилизаторами.

Экономический эффект от применения предлагаемого состава для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти будет складываться за счет:
сокращения затрат, связанных с отбраковкой и утилизацией оборудования, забитого солеотложениями и установкой специальных фильтров или других приспособлений для улавливния песка, выносимого из пласта;
сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению солеотложений, вызванных выносом песка из пласта;
повышения текущей нефтедобычи, т.к. время действия ингибирующих свойств состава и межремонтного периода работы скважины увеличивается за счет комплексного предотвращения двух видов отложений солей и песка в одной операции;
исключение дополнительных обработок скважин ингибиторами солеотложения.

Предполагаемый экономический эффект по указанным статьям, рассчитанный по РД 39-014014-343-86 "Методические указания по определению экономической эффективности средств борьбы с коррозией и отложениями и средств неразрушающего контроля нефтепромыслового оборудования" и РД 39-0147035-202-86 "Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности" составит около 60 млн. руб в год на 1 добывающую скважину.

Возможный годовой объем использования предлагаемого изобретения по месторождениям России составит не менее 500 скважин.

Формула изобретения

Состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти, содержащий фосфорсодержащий реагент, отличающийся тем, что в качестве фосфорсодержащего реагента используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту или оксиэтилидендифосфоновую кислоту и дополнительно вещество-носитель и поглотитель песка - битум нефтяной строительный при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5 - 75
Битум нефтяной строительный - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3