Состав попутно добываемых вод, который содержит различные солеобразующие ионы, является осложняющим фактором при эксплуатации нефтяных месторождений, поскольку их наличие обуславливает образование отложений, которые негативно сказываются на добыче нефти, приводит к износу дорогого технологического оборудования, повышению эксплуатационных затрат и в итоге к значительному недобору и урону при добыче нефти. От условий и особенностей разработки месторождений, наличия технических средств и других факторов зависит способ защиты от солевых отложений скважин и оборудования. На сегодняшний день в нефтепромысловой практике проблема предупреждения солеотложения в основном, а также в ввиду экономической целесообразности, решается за счет ингибиторов солеотложения.
Неотъемлемой частью процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является водный фактор, в наибольшей степени проявляющийся при заводнении залежей, ставшем базовой технологией. В настоящее время и в перспективе, ввиду увеличения открытий малопродуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, для разработки новых и доразработки старых месторождений требуются нестандартные технические решения, при этом роль водного фактора усиливается, с чем необходимо считаться.
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений наряду с добычей нефти на поверхность извлекаются огромные дебиты попутных вод. В результате этого извлекаемая нефть способна к образованию солевых осадков – неорганических веществ, которые оседают на стенках скважин и систем сбора и подготовки нефти, на всех стадиях разработки месторождения. Образование солей усложняет процесс добычи нефти, что является следствием вывода из строя дорогостоящего оборудования, и в последствии затрудняет ремонтные работы . К тому же солевые отложения приводят к значительным потерям нефти при добыче [1].
Предотвратить нежелательный процесс удается с помощью знания причин и физико-химических процессов, приводящих к образованию солей, с учетом геолого-физических условий залегания нефти, особенностей разработки месторождений и их эксплуатации, а также техногенных факторов.
Выбор метода при борьбе с солеотложениями во многом определяется условиями и особенностями разработки нефтяного пласта, наличием сырьевой базы, доступности технических средств и прочих факторов [5]. Одним из повсеместно применяющихся в нефтепромысловой практике методов борьбы с отложением солей является химический метод ингибирующей защиты скважин и технологического оборудования [2, 3].
Существует большое количество различных ингибиторов, реагентов и их композиций по борьбе с солеотложениями. Ключевое преимущество повсеместного их использования заключается в простоте их применения. Ведь для введения ингибиторов в агрессивную среду и технологические жидкости необходимо их небольшое количество, при этом не нарушаются процессы бурения.
Учитывая вышеизложенное, борьба с солеотложением при добыче нефти является одной из важнейших проблем в нефтедобывающей промышленности и остается в центре внимания широкого круга ученых и промысловых работников как в России, так и за рубежом.
В настоящий момент химический метод является наиболее эффективным и универсальным способом предупреждения солевых отложений при добыче нефти, который заключается в использовании реагентов-ингибиторов. На практике при добыче нефти в основном используют именно этот метод. Исходя из опыта не только российской, но и мировой нефтедобывающей промышленности, использование ингибиторов способствует качественной и длительной защите технологического оборудования от солевых отложений при относительно невысоких затратах.
Цель работы заключалась в оценке эффективности ингибиторов солеотложения и выборе наиболее универсального ингибитора солеотложения для группы месторождений Западной Сибири.
Экспериментальная часть
Объектом исследования являлись закачиваемые попутно добываемые воды группы месторождений Западной Сибири. Исследуемые образцы были охарактеризованы в соответствии с классификацией [4]. М1, М2 и М3 – группа месторождений, содержащих соответствующие ионы, имеют следующую классификацию:
· тип – хлоркальциевые,
· группа – хлоридные,
· подгруппа – кальциевые воды.
М4 – месторождение, содержащее соответствующие ионы, имеет следующую классификацию:
· тип – гидрокарбонатно-натриевый,
· подгруппа – кальциевые воды.
Далее был определен состав ионов попутно добываемых вод, на основании которого усреднением показателей была составлена модель вод для дальнейшей оценки ингибиторов против солевых отложений (таблица 1).
Методики исследования
Исследования проводили в два этапа.
На первом этапе была исследована коррозионная активность реагентов на модели попутно добываемых вод исследуемых месторождений. Испытания проводили гравиметрическим методом в соответствии с ГОСТ 9.506-87 «Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности». Образцами исследования являлись плоские прямоугольные пластинки 5х1х0,1 см (сталь Ст.20). Просверлив предварительно в пластинках отверстия диаметром 2 мм, подвешивали их над конической колбой, в которой находился ингибитор солеотложения. Герметично закрыв колбу, выдерживали образец в коррозионной среде в течение 24 часов. По окончании эксперимента образец, предварительно подготовив, помещали в эксикатор на один час. После чего его взвешивали на аналитических весах и определяли потерю массы образца.
На втором этапе проводили испытание регентов на их эффективность в соответствии с РД 39-0148070-026 ВНИИ «Определение эффективности действия ингибиторов солеотложения». При проведении эксперимента использовали два модельных раствора: в одном были ионы кальция хлорида, во втором ионы натрия гидрокарбоната. Раствор ингибитора соложения приготовили с концентрацией 1 мг/мл в объеме 100 мл. Для анализа проводили серию экспериментов. В колбы вносили раствор с ионами кальция хлорида, добавив требуемое количество ингибитора, и раствор с ионами натрия гидрокарбоната. Пробы с ингибитором и без него («холостая» проба) термостатировались при температуре 90 ºС в течение 4 часов. По окончании пробы охлаждали, и отфильтровывали полученный осадок. Непрореагировавшее количество катионов кальция в растворе определяли трилонометрическим титрованием.
Эффективность ингибирующей способности реагентов была рассчитана по следующей формуле:
Методы исследования
В качестве действующих веществ ингибирования взяли 25 реагентов, каждому из которых был присвоен номер шифра (таблица 2).
Результаты обсуждения
Коррозионная активность ингибиторов солеотложения
По окончании эксперимента было установлено, что способностью к коррозионной активности обладают реагенты под следующими шифрами: 4, 5, 9, 17 и 18. Поскольку их норма была превышена, данные ингибиторы не подлежали дальнейшему исследованию.
Так, после первого этапа круг испытуемых образцов сократился.
Ингибирующая способность ингибиторов солеотложения
Пороговыми значениями защитного эффекта приняли эффективность ингибирования осадкообразования свыше 80 %. Исключением стало М1: эффективность ингибирования осадкообразования составила свыше 60 %.
На рисунке 1 представлена эффективность действия ингибирующей способности ингибиторов солеотложения в попутно добываемой воде М1.
Согласно полученным зависимостям, видно, что наиболее эффективным является реагент № 1, затем идут реагенты № 23, 2, 15 и 24. Рекомендуемая концентрация ингибиторов составила 100 мг/л.
При данной концентрации эффективность ингибирования для № 1 составила 66 % (I место в рейтинге), для № 23 – 64 % (II место в рейтинге), для № 2 – 63 % (III место в рейтинге), для № 15 – 63 % (IV место в рейтинге), для № 24 – 60 % (V место в рейтинге).
Ни один из испытуемых образцов не обеспечил эффективность ингибирования выше 80 % при исследованных дозировках. Повышенная концентрация ингибиторов солеотложения и сравнительно низкая эффективность действия для данного месторождения обуславливается наличием в модели попутно добываемых вод ионов следующих металлов – Ba2+, Ca2+, Fe, а также Mg2+, которые способствуют снижению эффективности действия ингибирующей способности.
На рисунке 2 представлена эффективность действия ингибирующей способности ингибиторов солеотложения в попутно добываемой воде М2.
Согласно полученным зависимостям, видно, что наиболее эффективным является реагент № 1, затем идут реагенты № 23, № 15, № 13 и № 2. Рекомендуемая концентрация ингибиторов составила 80 мг/л.
При данной концентрации эффективность ингибирования для № 1 составила 89 % (I место в рейтинге), для № 23 – 87 % (II место в рейтинге), для № 15 – 85 % (III место в рейтинге), для № 13 – 84 % (IV место в рейтинге), для № 2 – 76 % (V место в рейтинге).
Повышенная концентрация ингибиторов солеотложения для данного месторождения обуславливается наличием в модели попутно добываемых вод ионов следующих металлов – Ca2+ и Fe, а также Mg2+, которые способствуют снижению эффективности действия ингибирующей способности.
На рисунке 3 представлена эффективность действия ингибирующей способности ингибиторов солеотложения в попутно добываемой воде М3.
Согласно полученным зависимостям, видно, что наиболее эффективным является реагент № 23, затем идут реагенты № 1, № 20, № 15 и № 13. Рекомендуемая концентрация ингибиторов составила 80 мг/л.
При данной концентрации эффективность ингибирования для № 23 составила 92 % (I место в рейтинге), для № 1 – 89 % (II место в рейтинге), для № 20 – 87 % (III место в рейтинге), для № 15 – 86 % (IV место в рейтинге), для № 13 – 84 % (V место в рейтинге).
Повышенная концентрация ингибиторов солеотложения для данного месторождения также обуславливается наличием в модели попутно добываемых вод высокого содержания ионов следующих металлов – Ba2+ и Fe, а также Mg2+, которые способствуют снижению эффективности действия ингибирующей способности.
На рисунке 4 представлена эффективность действия ингибирующей способности ингибиторов солеотложения в попутно добываемой воде М4.
Согласно полученным зависимостям, видно, что наиболее эффективным является реагент № 1, затем идут реагенты № 23, № 2, № 8 и № 24. Рекомендуемая концентрация ингибиторов составила 40 мг/л, кроме ингибитора № 8 и № 24, для которых она составила 50 мг/л.
При концентрации 40 мг/л эффективность ингибирования для № 1 составила 82 % (I место в рейтинге), для № 23 – 80 % (II место в рейтинге), для № 2 – 80 % (III место в рейтинге),
При концентрации 50 мг/л эффективность ингибирования для № 8 – 84 % (IV место в рейтинге), для № 24 – 80 % (V место в рейтинге).
Относительно невысокие концентрации ингибиторов солеотложения связаны с моделью попутно добываемой воды М4, концентрации ионов которой имеют меньшие значения относительно других месторождений.
На основании проведенных исследований была проведена оценка ингибиторов солеотложения для группы месторождений Западной Сибири (таблица 3) и составлена сравнительная линейка эффективности ингибирующей способности ингибиторов солеотложения (рисунок 5), с помощью которой можно выбрать ингибиторы для предотвращения солевых отложений на исследованных месторождениях.
Заключение
На основании полученных результатов эксперимента по выявлению наиболее универсального ингибитора солеотложений для модели попутно добываемых вод различного ионного состава произведен выбор реагентов и их оптимальной концентрации.
Разработан рейтинг реагентов по эффективности ингибирующей способности солеотложения для месторождений Западной Сибири. По полученным результатам исследования предложена сравнительная линейка их эффективности, с помощью которой можно обосновано выбирать ингибиторы солеотложения на исследованных месторождениях.
Установлено, что наиболее универсальным ингибитором солеотложений для данной группы месторождений Западной Сибири является образец под № 1 в концентрации 80 мг/л. Он обеспечивает наибольший защитный эффект для модели попутно добываемых вод, содержащих солеобразующие ионы. Данный ингибитор солеотложения может быть рекомендован к использованию для близких по составу попутно добываемых вод.
Литература
1. Антониади Д.Г., Савенок О.В. Проблема солеотложения – общие принципы и особенности конкретных решений // Научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. 2013. № 87. С. 260–275.
2. Валекжанин И.В., Волошин А.И., Рагулин В.В., Резвова К.К. Оценка рисков солевыпадения в скважинах Ванкорского месторождения и выбор оптимальной технологии предупреждения // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 1 (54). С. 30–33.
3. Елашева, О.М. Ингибиторы солеотложения / О.М. Елашева, Л.Н. Смирнова // Деловой журнал Nefteaz.RU. – 2017. – № 2. – С. 33–37.
4. Смоляков Б.С. Экологическая гидрохимия: Учебное пособие. – Российская Федерация, М-во образования и науки, Федеральное агентство по образованию, ГОУ ВПО Новосибирский государственный университет. – Новосибирск: Изд-во Новосибирского государственного университета, 2013. – 87 с.
5. Шангараева Л.А., Максютин А.В., Султанова Д.А. Способы предотвращения солеотложения при разработке и эксплуатации залежей нефти // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1 – 1. С. 336.
