ИНГИБИРУЮЩИЙ СОСТАВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ ВОДООБОРОТНЫХ СИСТЕМ НЕФТЕДОБЫЧИ В МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРНЫЙ УРТАБУЛОК ПРИ УП «МУБОРЕКНЕФТЕГАЗ»

АННОТАЦИЯ

С целью определения высокого содержания ингибиторов накопления минеральных солей был изучен состав ОЭДФ : ПАК : нитрат натрия. В качестве объекта исследования было выбрано «Северный Уртабулок» -месторождение нефти с большим количеством полезных ископаемых. Основываясь на результаты масс-спектрометрического, химического и гранулометрического анализов установлено, что водорастворимая часть представлена солями натрия, кальция, магния, стронция, бария и калия. Исследования эффекта ингибирования накопления минеральных солей выбранного состава показывают, что композиция состоящая из ОЭДФ : ПАК : нитрат натрия в соотношениях 1 : 2 : 1 показывает максимальную эффективность - 97,0 % при концентрации 8,0 мг/л.

ABSTRACT

In order to determine the high content of inhibitors of the accumulation of mineral salts, the composition of HEDA: PAA: sodium nitrate was studied. Northern Urtabulok, an oil field with a large amount of minerals, was chosen as the object of research. Based on the results of mass spectrometric, chemical and particle size analysis, it was found that the water-soluble part is represented by salts of sodium, calcium, magnesium, strontium, barium and potassium. Studies of the effect of inhibiting the accumulation of mineral salts of the selected composition show that a composition consisting of HEDA: PAA: sodium nitrate in a ratio of 1: 2: 1 shows a maximum efficiency of 97.0% at a concentration of 8.0 mg / l.

Ключевые слова: ингибиторы отложения минеральных солей, оксиэтилидендифосфоновая кислота, нитрилотриметилфосфоновая кислота, эффективность ингибирования, механизм ингибирования  

Keywords: inhibitors of mineral salt deposition, oxyethylidene diphosphonic acid, nitrilotrimethylphosphonic acid, inhibition efficiency, inhibition mechanism

Добыча нефти и газа часто сопровождается нежелательными осложнениями типа отложений неорганических солей, которые в свою очередь плохо влияют на эксплуатацию нефтепромыслового оборудования.

Нынешний этап добычи нефти формулируется неoбходимocтью извлечения на поверхность больших объемов попутных вод, как пластовой, так и закачиваемой в залежь для поддержания пластового давления, ставшей базовой технологией. Именно в результате обводнения добываемой продукции в течение всего времени разработки залежей нефти происходит образование осадков солей. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах скважин, на поверхности погружного оборудования и в системах внутрипластового сбора и подготовки нефти, отложения солей приводят не только к большим материальным затратам в процессе их удаления, но и к значительным потерям в добыче нефти. Вопрос о поддержании эксплуатационного фонда в рабочем состоянии остается актуальным и на данный момент. Поэтому одной из главных задач является борьба и предотвращение отложений [1 - 4].

Целью данной работы является рассмотрение вышеуказанной проблемы  на примере нефтедобычи в месторождениях «Северный Уртабулок» и подбор ингибиторов солеотложений.

Практика нефтедобычи в месторождении «Северный Уртабулок» свидетельствует, что солеотложение является одним из наиболее существенных факторов, приводящих к снижению продуктивности добывающих скважин и наработки на отказ скважинных насосов. Скважина №12 месторождения «Северный Уртабулок» введена в разработку в 1999 году. С 2002 года в месторождении разрабатывалась только одна скважина №12, с ежесуточным дебитом нефти в пределах 2,0 - 8,0 т в сутки. Эмульсия скважины представляет собой сильно смолистую парафинистую массу, с большим содержанием воды и с очень высоким содержанием хлористых солей до 300 г/л, где температура кипения 80°С, температура застывания +29 °С, удельный вес нефти, при 20 °С. составляет, в среднем, 0,970 г/см³.

На основании проведенных исследований установлено, что анализируемая вода является высокоминерализованной с суммарной минерализацией (263147 mg/l) и плотностью (1,138g/cm³). По химическому составу пластовая вода относится к жесткой (394 mol/l). По ионно-солевому составу доминируют ионы хлора (156644,55 mg/l) и ионы щелочных металлов (96968,88 mg/l). Содержание ионов кальция (6012,03 mg/l) превалирует над магнием (1143,04 mg/l). Реакция воды слабокислая (рН - 6,11).

Важнейшим фактором, определяющим химический состав солеотложений, являются гидрогеохимические условия продуктивных пород-коллекторов: химический состав и физические свойства породы, пластовые давления и температура, химический состав и минерализация пластовых вод.

Для анализа отложений подобраны 4 образца, которые представляют собой твердую массу черного цвета с белыми вкраплениями с нефтепродуктами. 

Образец №2 «Северный Уртабулок» скв.№12,  проба на глубине 2700 м. Представляет собой твердую массу черного цвета с краплениями бело-голубых кристаллов и нефтепродуктов. 

Образец №3 «Северный Уртабулок» скв.№12, проба на глубине 2700 м. Представляет собой твердую массу белых кристаллов и с небольшим содержанием нефтепродуктов.

Образец №4 «Северный Уртабулок» скв.№12, проба на глубине 2350 м. Представляет собой твердую массу черного цвета, белых кристаллов и нефтепродуктов.

Таблица 1.

Результаты количественного анализа солевого состава пластовой воды

На рисунке 1 представлены образцы после удаления (сжиганием в муфельной печи при 600 °С).

Таблица 2.

Показатели качественного анализа солевого отложения пластовой воды

Таблица 3.

Результаты гранулометрического анализа солевого отложения

Рисунок 1. Гранулометрический анализ отложений

На основании масс-спектрометрического, химического и гранулометри-ческого анализов установлено, что предоставленные на анализ образцы:

№1 - представляет собой многокомпонентную устойчивую агрегативную физико-химическую систему, состоящую из органических и неорганических соединений, основная доля которых приходится на неорганические соединения и составляют 69,3 %. Неорганические соединения представлены в основном окислами железа, меди, мышьяка, свинца и марганца. Содержание органичес-ких соединений составляет 1,94 %. Водорастворимая часть находится в пределе -  29,2 % и представлена солями натрия, кальция, магния, стронция, бария.

№2 - представляет собой также многокомпонентную устойчивую физико-химическую систему, состоящую из органических и неорганических соединений, основная доля которых приходится на неорганические соединения и составляют 91,3 %. Доля неорганических соединений представлена окислами железа, с большим содержанием солей меди, сурьмы и свинца. Содержание органических соединений составляет 3,5 %. Водорастворимая часть находится в пре-деле -  3,5 % и содержит соли кальция, магния, стронция, бария, натрия и калия.

№3 - представляет собой устойчивую физико-химическую систему, состоящую из органических (0,015 %) и неорганических водорастворимых соединений 99,9 %, которая представлена солями хлористого натрия (галлит).

№4 - представляет собой также многокомпонентную устойчивую физико-химическую систему, состоящую из органических и неорганических соединений, основная доля которых приходится на неорганические соединения и составляют 91,26 %. Доля нерастворимых, неорганических соединений представлена окислами железа, меди и свинца. Содержание органических соединений составляет 4,7 %. Водорастворимая часть неорганических соединений находится в пределе - 36,5 % и содержит соли натрия, кальция, магния, стронция, бария и калия.

Таким образом, на основании проведенного исследования установлено, что образцы № 1; № 2 и № 4 представлены в основном окислами железа и других тяжелых металлов таких как меди, мышьяка, свинца и марганца, что свидетельствует об интенсивном коррозионном процессе. Вышеперечисленные металлы вероятно входят в состав стали из которого изготовлено оборудование. Водорастворимая часть представлена солями натрия, кальция, магния, стронция, бария и калия. Образец №3 представлен водорастворимыми кристаллами солей хлористого натрия.

Современные ингибиторы, получившие наиболее широкое распростране-ние, состоят из основы - растворов кислот или щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и комплексообразователей. Долгое время для ингибирования процессов осадкообразования использовали неорганические полифосфаты и подкисление соляной или серной кислотой [5 - 7].

Более эффективными ингибиторами являются фосфоросодержащие комплексоны - фосфонаты, которые способны ингибировать осадкообразование при больших значениях карбонатной жесткости и pH, что позволяет полностью отказаться от подкисления.

Из числа фосфонатов наибольшее распространение в качестве ингибиторов солеотложения получили производные нитрилотриметилфосфоно-вой (НТФ) и оксиэтилидендифосфоновой кислот (ОЭДФ). НТФ и ее производные более активны в плане ингибирования осадкообразования на поверхности мембраны, чем ОЭДФ; удельный расход НТФ существенно ниже за счет наличия в структуре аминогруппы.

Особый интерес представляют смеси фосфоновых кислот. Так же установлено, что эффективность смеси ОЭДФ и НТФ значительно выше, чем использование отдельных компонентов. Это может быть объяснено явлением синергизма, как взаимного усиления компонентов ингибитора, приводящего к превышению их ингибиторного аддитивного эффекта. При высоком содержании в воде соединений кремния эффективность применения кислотных ингибиторов значительно снижается. При низком значении pH растворимость кремния минимальна. Поэтому использование щелочного ингибитора позволяет повысить растворение кремнесоединений и предотвратить образования геля на поверхности мембраны.

В изучаемом объекте данные препараты не проявляли достаточную активность и основываясь на отсутствие производства вышеуказанных органо-фосонатов в Республике Узбекистан, были приготовлены композиции с добавлением полиакриловой кислоты (ПАК) и нитрата натрия. Приготовлены композиции ОЭДФ : ПАК : нитрат натрия (табл. №4).

Таблица 4.

Зависимость ингибирующей активности приготовленных композиций от соотношений компонентов. Температура 60 и 80 °С

Данные таблицы №4 показывают, что приготовленные композиции способны эффективно подавлять процессы накипообразования, при этом особую активность предъявляет композиция состоящая из ОЭДФ : ПАК : нитрат натрия в соотношениях 1 : 2 : 1 достигая максимум эффективности – 97,0 %.

Список литературы:

1. Nechitaylo N.P., Kosyuk Ye.N., Reshetnyak D.A. Ispol'zovaniye poliakrilovoy kisloty dlya predotvrashcheniya osadkoobrazovaniya v baromembrannykh protses-sakh // Stroitel'stvo, materialovedeniye, mashinostroyeniye. – 2016. – Vol. 92. – S. 93–98.
2. Orestov E.O., Mitchenko. T.E. Junction of two physical-hіmіchnі Basics of dії іngіbіtorіv membranes floumіng zvorotnogo osmosis is the optimal Roads Ahead їhnogo vikoristannya // Voda i vodoochysni tekhnolohii. Naukovo-tekhnichni visti. – 2013. – № 2 (12).
3. Ковалева Н.Е., Рудакова Г.Я. Теория и практика применения комплексонов для обработки воды // Новости теплоснабжения. – 2002. – № 8 (24). – С. 43–45.
4. Чаусов Ф.Ф. Сравнительные испытания фосфонатоцинкатных ингибиторов солеотложений и коррозии // Сантехника. Отопление. Конденсирование. – 2008. – № 5. – С. 16–25.
5. Способ получения водного раствора динатриевой или дикалиевой соли оксиэтилиденфосфоната цинка с концентрацией 15–23% // Патент РФ. 107048 / Степанова А.Г., Андрева И.Р., Тарасов С.Р., Филиппов В.М. [и др.].
6. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. – М., 2003. – С. 82–84.
7. Synergistic role of ascorbate in corrosion inhibition / Rao B.V. Appa, Rao S. Srinivasa // Bulletin of Electrochemistry. – 2005. – Vol. 21. – № 3. – P. 139–144.
8. Composite agents for stabiliz­ing the quality of recirculating water in blast-furnace cooling system // Pat. CN 1137492A КНР, МКИ C02F 005-12 / Zhou Yihong, Yao Guangren [et al.].
9. Corrosion inhibition by carboxymethyl cellulose-1-hydroxyethane-l,l-diphosphonic acid-Zn²⁺ system / S. Rajendran, R.M. Joany [et al.] // Bulle­tin of Electrochemistry. – 2002. – Vol. 18. – № 1. – P. 25–28.
10. Колотыркин Я.М. Современные методы противокоррозионной защиты // Защита металлов. – 1993. – Т. 29. № 2. – С. 119–131.
11. Юсупов Д., Керемецкая Л.В., Турсунов М. Новые ингибиторы коррозии для солянокислотной обработки скважин // Узб. журн. нефти и газа. – 2007. – № 2. – С. 43–44.