Ингибитор - Институт проблем транспорта энергоресурсов
advertisement
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «РН-УФАНИПИНЕФТЬ» (ООО «РН-УФАНИПИНЕФТЬ») И ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (ГУП «ИПТЭР») УДК 622.276.6 На правах рукописи СИТДИКОВ СУЛЕЙМАН САУБАНОВИЧ ВЛИЯНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ ХИМРЕАГЕНТОВ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ОСЛОЖНЕНИЙ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени кандидата технических наук Научный руководитель Телин Алексей Герольдович, кандидат химических наук Уфа 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………… 1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ……………………………………….. 1.1. Роль химреагентов в современных технологиях добычи, транспорта и подготовки нефти…………………………………………………….. 1.2. Проблема совместимости реагентов, применяемых при добыче, подготовке и транспорте нефти………………………………………. 1.3. Влияние техногенных факторов и взаимодействия химреагентов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти………………………………………………. 1.4. Взаимовлияние химреагентов в технологических процессах добычи, транспорта и подготовки нефти………………………….. Выводы по главе 1……………………………………..…………..………. 2. РЕАГЕНТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ, ИХ СОВМЕСТИМОСТЬ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ….. 2.1. Принципы построения матрицы совместимости химреагентов….... 2.2. Методология оценки совместимости реагентов, используемых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти……………… 2.3. Реагенты для проведения операций гидравлического разрыва пласта (гели, деструкторы гелей, сшиватели, стабилизаторы глин, температуры), проблемы их несовместимости с химреагентами нефтедобычи…………………………………………………………… 2.4. Интенсифицирующие добычу нефти составы, промывочные жидкости………………………………………………………………. 2.5. Ингибиторы солеотложения………………………………………….. 2.6. Влияние ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования АСПО……………………………………………………………………. 2.7. Соляно-кислотные композиции, органические растворители………. Выводы по главе 2………………………………...……………………… 3. ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И БИОЦИДОВ…………………………………………………………… 3.1. Совместимость жидкостей глушения на основе поташа и хлорида кальция………………………………………………………………….. 3.2. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии и биоцидов…………………………………………………… 3.3. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения………………………………………….……………….. 3.4. Влияние поверхностно-активных веществ на реагенты нефтедобычи.............................................................................................. Выводы по главе 3……………………………….….……………………. 4 11 11 12 19 24 28 29 29 30 31 44 48 61 67 70 76 76 78 87 91 92 3 4. ИССЛЕДОВАНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ РЕАГЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕСБОРА, ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ……………….. 4.1. Ингибиторы коррозии, биоциды……………………………….……… 4.2. Взаимовлияние ингибиторов коррозии и солеотложения…………… 4.3. Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий…………………………………………………………………. 4.4. Проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти…………………………….. 4.5. Исследование влияния реагентов на процесс предварительного сброса воды……………………………………………………………… Выводы по главе 4…….………………………………………………….. Основные выводы………………….……………………………………… Список сокращений………………………………………………………… Библиографический список использованной литературы ……………… Приложение. Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти»…………………………………………………. 97 97 104 105 115 118 120 123 125 127 147 4 ВВЕДЕНИЕ Сложное геологическое строение продуктивных полимиктовых нефтяных пластов, неоднородность их коллекторских свойств, рост обводнённости скважин осложняют обеспечение добычи планируемых объёмов нефти, вызывают необходимость постоянного совершенствования технологических процессов добычи и подготовки нефти, повышения эффективности эксплуатации систем нефтесбора и поддержания пластового давления. Важную роль в обеспечении повышения качества процессов нефтедобычи играет применение химических реагентов, применяемых для увеличения продуктивности скважин, ограничения водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями асфалььтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий, проведения операций гидравлического разрыва пласта (ГРП), операций по глушению скважин и т.д. В настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи используется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн [31, 43, 44, 106, 133]. Применяемые реагенты взаимодействуют с металлом нефтепромыслового оборудования, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями, между собой [18, 22, 54, 55, 73, 99, 114, 117, 118, 125, 132, 134]. Прогнозировать проблемы, которые могут при этом возникнуть в технологической системе добычи нефти вследствие циркуляции химических реагентов, достаточно сложно, что, в частности, обусловлено тем, что одновременно в системе могут находиться десятки химических продуктов. Закачиваемые в пласт химические реагенты, продукты их взаимодействия и коррозии выносятся из пласта и далее по технологической цепочке, претерпевая различные химические превращения, вызывают серьёзные осложнения, в частности, в процессе транспорта продукции скважин, нарушение режимов деэмульсации и т.д. Так, обводнённость добываемой продукции на большей части месторождений нефти Юганского региона в настоящее время превышает 60 - 80 %, 5 причём, согласно экспериментальным данным, водонефтяные эмульсии с таким содержанием воды являются наиболее устойчивыми. Кроме того, водонефтяные эмульсии Западной Сибири зачастую характеризуются высокой вязкостью, в связи с чем внутрипромысловый транспорт добываемой продукции сопряжён с серьёзными осложнениями, заключающимися в ухудшении реологических свойств нефтяных эмульсий, особенно при низких температурах, что создаёт аварийные ситуации при эксплуатации трубопроводов, значительном росте давления на дожимных насосных станциях (ДНС); с трудностями на стадии подготовки нефти, в связи с чем проблема разделения стойких водонефтяных эмульсий остаётся одной из наиболее актуальных в процессе сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции [65, 71, 100, 128, 141]. Эксплуатация не менее 800 добывающих скважин Юганского региона осложнена отложениями солей, более 200 отложениями АСПВ. Нефтяные пласты и поверхностное оборудование повсеместно заражены коррозионноагрессивной микрофлорой, провоцирующей коррозию оборудования и снижение темпов добычи нефти. Отложения солей и парафина наблюдаются преимущественно в нефтепромысловом оборудовании, системах сбора и транспорта нефти и влекут за собой повышенный износ оборудования, дополнительные энергетические и материальные затраты на стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти. Ухудшение эксплуатационных характеристик и остановка скважин вследствие указанных осложнений ведут к разбалансированию системы разработки, разрежению сетки скважин, снижению эффективности процесса управления разработкой объектов и, в конечном счёте, к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и потере потенциально извлекаемых запасов нефти. В этой связи актуальными остаются вопросы влияния техногенных факторов и взаимодействия химреагентов, в частности взаимовлияния применяемых ингибиторов коррозии (ИК) и солеотложения, композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) и деэмульгаторов, жидкостей глушения 6 (ЖГ), интенсифицирующих составов и промывочных жидкостей на физикогидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. Последствиями отсутствия контроля применяемых химреагентов являются вторичное микронасыщение пористой среды продуктивного пласта мехпримесями, окисленными и загущенными нефтепродуктами, содержащимися в нагнетательных и ремонтно-технологических жидкостях, изменение базовых свойств вытесняемой нефти, поверхности горной породы и структуры порового пространства, образование труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, не совместимых с пластовыми, формирование устойчивых групп скважин, участков трубопроводных систем, отдельных технологических процессов и аппаратов, отличающихся низкой производительностью вследствие отложения солей и АСПВ, образование трудноразделимых высоковязких эмульсий, микробиологическая коррозия металла и т.п. Ущерб от воздействия неконтролируемых химреагентов может достигать огромных величин, значительно увеличивая себестоимость добываемой продукции. Диссертационная работа направлена на исследование совместимости химических реагентов и вызываемых осложнений при их взаимодействии в системе нефтедобычи месторождений, что и определяет её актуальность. Цель работы – повышение эффективности технологий с применением химических реагентов в процессах добычи, сбора и транспорта продукции скважин. Основные задачи исследований: - выявление влияния жидкостей глушения, интенсифицирующих составов, ПАВ и промывочных жидкостей на эффективность ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложений, биоцидов; взаимовлияния ингибиторов коррозии и солеотложения, приводящего к росту интенсивности осложнений в процессах добычи нефти; - установление влияния гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения, биоцидов на процесс деэмульсации нефти; 7 - выявление влияния композиций ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО); - выявление влияния химреагентов на эксплуатацию установок предварительного сброса воды (УПСВ); - разработка рекомендаций по предотвращению негативного влияния несовместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти. Методы решения поставленных задач При решении поставленных задач использованы результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований с применением стандартных контрольно-измерительных приборов и современных методов математической статистики. Научная новизна результатов работы 1. Уточнён механизм образования осложнений в результате несовместимости химических реагентов при добыче нефти. Даны рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в зависимости от технологий обработок пластов, скважин и оборудования систем сбора добываемой продукции с применением химических реагентов. Разработаны матрицы совместимости химреагентов, применяемых в процессах добычи нефти, в которых приведены последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и результатов совместного применения, позволившие снизить риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 2. Представлена химическая основа рисков при взаимодействии реагентов для проведения операций ГРП гелей, их деструкторов, сшивателей, стабилизаторов глин и температуры. Установлено, что риск применения глинокислотных композиций (ГКК) сопряжён с образованием трудноудаляемого осадка фторида кальция. 3. Установлено, что риск глушения скважин раствором поташа связан с взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы кальция, с ионом СО32-, вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита, а 8 также подщелачиванием среды и последующим снижением растворимости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах. Защищаемые положения: - рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти вследствие несовместимости применяемых химреагентов; - результаты оценки интенсивности взаимодействия химических реагентов для технологий с их применением при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Практическая ценность результатов работы 1. Показано, что при применении ингибиторов солеотложения по технологии закачки в пласт через затрубное пространство скважин для предотвращения коррозии оборудования необходима добавка ингибиторов коррозии в повышенной дозировке не менее 100 г/т. Установлено, что в скважинах с попутно добываемой водой хлоркальциевого типа для ингибирования отложения СаСО3 наиболее эффективен реагент ПАФ-13А, в скважинах с избытком в попутно добываемой воде гидрокарбонат-ионов ингибитор СНПХ-5301 в дозировках 20...100 мг/л. Для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов, наиболее эффективны реагенты СНПХ-5311 и СНПХ-5312. 2. Установлено, что процесс взаимодействия соляно-кислотных композиций (СКК) с растворами полимеров может оказывать существенное влияние на добычу нефти, если при проведении гидроразрыва пласта для закрепления проппанта используется проппант с полимерным покрытием (RCP-проппант). При этом возможны разрушение его полимерного слоя, нарушение его закрепления, вынос в добывающие скважины, что приводит к пересыпанию забоя скважин, повреждению рабочих органов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), следствием чего является снижение эффективности разработки месторождений нефти. 9 3. Выявлено, что одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения хлорида кальция и поташа приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и в нефтепроводах. Для устранения последствий применения несовместимых жидкостей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков. 4. Установлено, что для снижения содержания в жидкостях глушения сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) наиболее эффективны биоциды Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента являются реагентами комплексного действия, так как кроме биоцидного обладают ингибирующим коррозию эффектом, и поэтому более предпочтительны для снижения риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 5. Показано, что для ингибирования жидкостей глушения на растворных узлах следует применять водорастворимые ингибиторы коррозии (Додикор V 4712, СНПХ-1004 р, Азол 5010, КорМастер 1035). Применение вододиспергируемых реагентов (Сонкор-9701, ХПК-002ВД, ИНК-2) рекомендуется для ингибирования в промысловых условиях либо на растворных узлах при наличии перемешивания жидкостей глушения перед закачкой в скважины. Для повышения биостойкости растворов рекомендуется добавлять в растворы глушения на растворных узлах ингибитор коррозии-биоцид СНПХ-1004 р в дозировке 200 г/т. 6. Установлено, что при смешивании ингибиторов солеотложения с кальцийсодержащими растворами глушения образуется малорастворимый в воде осадок продукта взаимодействия фосфоната с ионом кальция. Если процесс протекает в призабойной зоне скважин, то последствием будут кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) и последующее снижение притока жидкости, приводящие к снижению дебита скважин. Рекомендованы мероприятия по устранению риска, в частности не допускать смешивания растворов глушения с растворами ингибиторов солеотложения путём применения блокирующих, изо- 10 лирующих пачек, применение бескальциевых растворов глушения. Разработана Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти». Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях и выставках SPE-115556 «Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго- Уральского бассейна» (Москва, 28 30. 10. 2008 г.), SPE-119825 «Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia» (Техас, США, 19 21. 01. 2009 г.), SPE-130625 «New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field» (Техас, США, 23 24. 03. 2010 г.), SPE-130626 «Повышение эффективности работ с применением ГНКТ на Ванкорском месторождении» (Москва, 26 28. 10. 2010 г.), Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 25 27. 05. 2011 г.). 11 1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ 1.1. Роль химреагентов в современных технологиях добычи, транспорта и подготовки нефти Как отмечено во введении диссертационной работы, в настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи используется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн. Это органические и неорганические кислоты, ПАВ и полимеры, комплексоны, органические растворители, соли металлов и т.д. Химические реагенты применяются для увеличения продуктивности скважин, ограничения водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями АСПВ и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий и т.д. Следует отметить тенденцию увеличения применения в нефтедобыче макромолекулярных соединений, что обусловлено, в частности, их способностью эффективно регулировать вязкость водонефтяных систем. Полимеры применяют в качестве загустителей воды при полимерном заводнении, их вводят в состав тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод, используют для снижения гидравлических сопротивлений в процессе транспорта нефти и т.д. Перспективны соединения, обладающие полифункциональными свойствами, являющиеся, например, одновременно ингибиторами коррозии, солеотложения и деэмульгаторами [106]. В разные периоды разработки нефтяных месторождений использование химических реагентов имеет свою специфику. На определённом этапе разработки основное направление химизации совершенствование промысловой подготовки, на другом повышение нефтеотдачи, на третьем повышение надёжности работы нефтепромысловых коммуникаций и оборудования. Так, на начальной стадии разработки месторождений химические реагенты в основном необходимы для увеличения продуктивности скважин. По мере обводнения продукции на первый план выходят селективная водоизо- 12 ляция, загущение нагнетаемой воды и применение деэмульгаторов нефти, ингибиторов коррозии, солеотложения, различных химических реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов [31, 43]. Необходимо отметить, что как состав химреагента, так и его дозировка должны подбираться экспериментально для каждого конкретного месторождения, что связано с различием геолого-физических условий, составом и свойствами насыщающих пласты флюидов. Однако зачастую ввиду отсутствия количественных критериев оценки возможных областей применения и эффективности реагентов ассортимент используемых химических продуктов неоправданно расширен, а применяемые, в том числе в промышленном масштабе, реагенты не отвечают всему комплексу технологических и экономических требований [18]. 1.2. Проблема совместимости реагентов, применяемых при добыче, подготовке и транспорте нефти В настоящее время не вызывает сомнения тот факт, что закачка сточных вод, содержащих остаточное количество нефтепродуктов, мехпримесей и химреагентов, приводит к изменениям свойств воды, нефти, коллекторских характеристик призабойной зоны пластов [127, 132, 134]. Тотальное биозаражение системы «пласт скважина наземное оборудование» приводит к серьёзным осложнениям из-за развития биокоррозии, а также отрицательно влияет на темпы добычи нефти [119, 121]. Применение различных химреагентов в процессах добычи нефти полимеров, ПАВ, бактерицидов, деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений также оказывает влияние на всю систему добычи нефти [133]. Причём, однажды попав в эту систему, химреагент вступает в различные химические реакции, претерпевает многократные акты адсорбции и десорбции на нефтепромысловом оборудовании и горных породах, повышая риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 13 На поздней стадии разработки нефтяных месторождений десятки и тысячи тонн различных химреагентов взаимодействуют с нефтепромысловым оборудованием, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями. Окислы и сульфид железа, малорастворимые соединения кальция и бария, окисленные и загущенные нефтепродукты, метаболиты микробиологического происхождения, реагенты ингибиторы, полимеры, ПАВ, кислоты, щёлочи взаимодействуют друг с другом, оборудованием и нефтяным пластом, причём эти взаимодействия происходят на фоне постоянно вносимых новых порций химреагентов, мехпримесей и протекающего в системе биоценоза, повышая риск возникновения осложнений. Так, например, в АО «Лангепаснефтегаз» имели место серьёзные осложнения из-за интенсивного отложения барита, образовавшегося в результате закачки в пласт серной кислоты, приведшие к критическому уменьшению пропускной способности трубопроводов [135]. В некоторых случаях осложнения вызывает даже проведение обработки призабойной зоны (ОПЗ) углеводородными растворителями. Так, в 1990 г. в НГДУ «Уфанефть» закачка на нескольких скважинах толуола и толуольной фракции привела к осложнениям в работе установок подготовки нефти (УПН) в связи с резким увеличением объёма промежуточного слоя водонефтяных эмульсий. Ухудшение процесса разделения нефти и воды было связано с тем, что растворитель отмыл из призабойной зоны пласта и с поверхности трубопроводов значительное количество асфальтосмолистых веществ, являющихся стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Подобные явления наблюдаются в промысловой практике повсеместно. Кислотные обработки, закачка ингибиторов, использование несовместимых деэмульгаторов на ДНС и УПН часто приводят к ухудшению процесса деэмульсации добываемой продукции. Прогнозировать последствия от бесконтрольно циркулирующих в технологической системе добычи нефти химреагентов крайне сложно. Ущерб, наносимый воздействием неконтролируемых химреагентов, может достигать 14 огромных величин, значительно увеличивая себестоимость продукции и риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. В пластовой воде и системах сбора и подготовки нефти может одновременно присутствовать более 60 химических элементов в виде различных активных соединений. Изучение и прогнозирование поведения таких систем теоретическим путём затруднительно, поэтому более целесообразным и доступным является экспериментальное изучение [100]. Наиболее актуальным является изучение совместимости реагентов, применяемых на основных операциях процесса добычи нефти при вытеснении нефти из пласта и в системе подготовки нефти. Имеющиеся на сегодняшний день материалы свидетельствуют о том, что в технологической цепочке добычи нефти наиболее уязвимым к агрессии неконтролируемых химреагентов звеном являются установки подготовки нефти. Примером негативного влияния реагентов на процесс подготовки нефти, в частности, используемых для увеличения нефтеотдачи, является пример Первомайского нефтедобывающего района ОАО «Самаранефтегаз», относящегося к районам с падающей добычей нефти. Для увеличения нефтеотдачи в НГДУ «Первомайнефть» была реализована программа закачки в нагнетательные скважины больших объёмов гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА), при этом последний попадал в систему сбора и на установки подготовки нефти. Одни исследователи считают, что добавление ПАА в эмульсии пластовых вод приводит к их самопроизвольному разрушению, и количество применяемого при этом деэмульгатора снижается [100, 101], другое мнение стойкость эмульсии возрастает при избытке ПАА, особенно в кислой среде (при рН 4...6). Анализ процесса подготовки нефти, а также лабораторные исследования, проведённые авторами работы [44], показали, что в условиях Первомайского нефтедобывающего района попадание ПАА в эмульсии на установках подготовки нефти практически всегда осложняло процесс подготовки нефти. Так, крупное нарушение процесса подготовки девонской нефти произошло в 15 декабре 1997 г. на нефтесборном пункте (НСП) НГДУ «Первомайнефть». В результате полностью прекратилось отделение воды от нефти на ступени предварительного обезвоживания, что вызвало срыв технологического процесса подготовки нефти. Причиной явилось поступление аномальных эмульсий с Подгорненского месторождения. При этом резко ухудшилось отделение воды под действием деэмульгатора. Для разрушения эмульсий потребовался расход деэмульгатора, в 3 раза превышающий обычный расход. По внешнему виду (под микроскопом) эмульсия резко отличалась от обычных эмульсий тем, что имела «ячеистый», «структурированный» характер. При воздействии на неё деэмульгатором глобулы воды частично коалесцировали, однако полного разделения на составляющие эмульсию фазы не происходило. Для выяснения причин появления эмульсий с аномальными свойствами были проверены предположения о том, что изменение свойств эмульсий обусловлено: 1) нестабильностью пластовых вод; 2) поступлением в эмульсию вещества, не обладающего поверхностной активностью и представляющего собой высокомолекулярный ПАА. Второе предположение связано с тем, что на Подгорненском месторождении (ЦДНГ-2,4) в этот период для повышения нефтеотдачи в пласт закачивался полимер Ассоtrоl 622. Сшивающим агентом для полимера служили хромокалиевые квасцы. Кроме закачки ПАА на промысле проводились кислотные обработки скважин. Иных закачек или обработок призабойных зон скважин в системе сбора девонских нефтей ЦДНГ-2,4 в этот период не проводилось. Для проверки предположения о нестабильности пластовой воды был исследован химический состав сточной воды Подгорненской УПСВ. Было установлено, что вода была недонасыщена гипсом (422 мг/л), а пересыщенность карбонатом кальция не превышала 52 мг/л. Таким образом, нестабильность воды не являлась причиной изменения эмульсионных свойств, что подтверждалось практикой работы Отрадненского НСП, когда в системе заводнения Подгорненского месторождения не проводились какие-либо технологические мероприятия. 16 Дальнейшие исследования выполнялись для проверки предположения о том, что в систему сбора нефти попал закачиваемый на Подгорненском месторождении ПАА. Для этого было определено его наличие в эмульсионных системах (пластовых водах), а также исследовано влияние ПАА на устойчивость водонефтяных эмульсий. ПАА был обнаружен в пластовых водах добывающих скважин Подгорненского месторождения, находящихся в зоне действия нагнетательной скважины, в которую закачивали ПАА в количестве 5...240 г/т. Кроме того, ПАА был выявлен в пластовых водах сепарационной установки СУ-18 (190 г/т), на которую поступала продукция скважин, в водоэмульсионных девонских потоках (190 г/т), поступающих на НСП НГДУ «Первомайнефть», а также в пробах эмульсий из резервуара ступени предварительного обезвоживания эмульсионных девонских потоков на НСП (РВС-24). рН исследуемых пластовых вод изменялся в пределах 4,06...5,34. Низкие значения рН пластовой воды, а также высокое содержание механических примесей (850...1000 г/т нефти) в эмульсиях, поступающих в резервуар РВС-24, очевидно, связаны с проведением кислотных обработок скважин. Исследованиями, проведёнными в ОАО «Удмуртнефть», установлено, что наиболее стойкие эмульсии образуются при совпадении периодов соляно-кислотных обработок скважин с закачками ПАА. Вязкость эмульсий в этот период на порядок выше, чем в обычных условиях. Эксперименты по выводу и вводу скважин в эксплуатацию, в продукции которых имелся полимер, показали, что через трое суток (время прохождения эмульсии от СУ-18 до НСП) после вывода скважин из эксплуатации эмульсия объединённого потока ЦДНГ-2, 4, поступающего на НСП, имела естественный характер, причём содержания полимера не обнаружено. Через трое суток после введения указанных скважин в эксплуатацию в эмульсии потока ЦДНГ - 2,4 стал появляться полимер, причём его концентрация последовательно возрастала. При повторном выводе из эксплуатации указанных скважин через трое суток содержание полимера в эмульсии потока ЦДНГ- 2,4 вновь снизилось вплоть 17 до полного отсутствия. Это указывает на прямую связь между закачкой ПАА на Подгорненском месторождении, выносом ПАА в систему сбора нефти, поступлением устойчивых структурированных эмульсий на НСП и, как следствие, срывом технологического процесса подготовки девонской нефти на НСП. В связи с вероятностью выноса несшитого полимера из-за нарушений в технологии приготовления композиции ПАА на промысле (несоблюдение концентрации рабочих агентов), а также из-за окислительной и механической деструкции полимера при фильтрации в пористой среде была проведена лабораторная оценка влияния «несшитого» полимера Ассоtгоl 622 на деэмульгирующую способность реагентов. Было установлено, что аномальный характер эмульсий, поступающих с Подгорненского месторождения, вызван попаданием в продукцию добывающих скважин ПАА, а также выносом продуктов реакции, образующихся при кислотных обработках нагнетательных скважин, в которые закачивался гель ПАА. Дальнейшие исследования девонских промысловых эмульсий с ЦДНГ- 2,4, содержащих ПАА, показали резкое возрастание их вязкости и устойчивости. С целью изучения взаимовлияния химреагентов в работах [44, 45, 72, 123] было исследовано влияние на активность деэмульгаторов реагентов, применяемых не только для повышения нефтеотдачи пластов, но и для обработки ПЗП, а также ингибирования коррозии. Исследовались реагенты, применяемые в нефтепромысловой практике предприятий Тюменского региона, объединений «Татнефть», «Башнефть», в частности нефтерастворимые деэмульгаторы Дисолван 4411 (в концентрациях 100 % и 50 %), 4490 (50 %), Сепаролы СЕ-5084, WF-41, АГ-29, WF-34, СЕ-25, R-11, 70N14Д (доуфакс); водорастворимые деэмульгаторы НМ 20/40 (прогалит), Х-2647 (65 %); ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов ОП-10, Р-500, С-6, РДА-1012В, РДА-1020, ТНФ; ингибиторы коррозии ИКАП-1, Север-1, ИКБ-4; серная и соляная кислоты и их смеси [71]. Исследованием был охвачен широкий диапазон возможных сочетаний химреагентов, причём, учитывая, что для продук- 18 ции большинства нефтяных регионов кислая среда, как правило, снижает эффективность действия деэмульгаторов, рН среды изменяли в процессе исследований искусственным подкислением соляной либо серной кислотой. Было установлено, что введение нового компонента в систему с исходным деэмульгатором может как снижать эффективность разделения водонефтяных эмульсий, так и повышать её. В ряде случаев влияния добавок не отмечено, в других оценка неоднозначна. Так, например, неоднозначно влияние соляной кислоты на активность деэмульгаторов марки Дисолван 4411. С одной стороны, отмечается рост относительной активности деэмульгаторов, объёмов и темпов отделения воды. В частности, в промежутке времени 5...15 мин относительная активность деэмульгатора по сравнению с базовой увеличивается в 4 раза. Положительное влияние соляной кислоты на деэмульгаторы типа Дисолван можно объяснить тем, что в системе нефтедобычи образуется значительное количество сульфида железа, который вступает во взаимодействие с соляной кислотой. Однако, обратной стороной процесса является то, что при реакции с сульфидом железа образуется значительное количество взвешенных твёрдых частиц, которые затем, действуя как стабилизаторы эмульсий, отрицательно влияют на процесс подготовки нефти и воды. В тройных системах, состоящих из деэмульгатора в смеси с ингибиторами коррозии и кислотами, поведение бинарных систем также неоднозначно. Так, деэмульгаторы в смеси с ингибиторами коррозии типа ИКАП-1 особых различий в деэмульгирующей способности в сравнении с индивидуальным реагентом не проявляют. В то же время в смесях, например, деэмульсатора Дисолван 4411 (100 %) с ингибитором коррозии типа ИКАП-1 и соляной кислотой относительная активность деэмульгатора несколько повышается. Приведённые результаты экспериментов свидетельствуют о возможности управления эффективностью действия химреагентов при наличии в системе небольшого числа реагентов или их композиций, а также, с одной стороны, обосновывают избирательность действия химреагентов (деэмульги- 19 рование, разрушение АСПО, ингибирование), с другой определяют возможность совместного ведения процессов, в частности, деэмульгирования и ингибирования коррозии и солеотложения, деэмульгирования и применения растворителей. 1.3. Влияние техногенных факторов и химреагентов на физико-гидродинамические и технологические процессы добычи нефти взаимодействия характеристики Как отмечалось выше, применение разнообразных химреагентов в процессах добычи нефти полимеров, ПАВ, бактерицидов, деэмульгаторов, флокулянтов, ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложения, взаимодействующих между собой, с нефтепромысловым оборудованием, горными породами и закачиваемыми жидкостями, оказывает влияние на всю систему добычи, транспорта и подготовки нефти, существенно повышая риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти [133]. Нефти Западно-Сибирского нефтегазоносного региона, в том числе и добываемые в ООО «РН-Юганскнефтегаз», наряду с основными составляющими их элементами (углеродом, водородом, серой, азотом и кислородом) содержат более 60 микроэлементов. Наличие этих микроэлементов, продуктов коррозии и шлама вносит существенные изменения в технологические процессы добычи, транспорта и подготовки нефти. Кроме того, микроэлементы, содержащиеся в виде гетероатомных соединений и металлокомплексов, в дальнейшем отрицательно влияют на процессы переработки нефти, снижая эффективность работы катализаторов и эксплуатационные показатели нефтепродуктов, ускоряя износ оборудования. Установлено, что основная масса металлов в нефти находится в виде растворимых в углеводородах соединений, в минеральной же части содержатся лишь фоновые концентрации микроэлементов, причём многие металлы присутствуют в нефти в виде металлокомплексов порфиринового типа, образующихся при контакте металлов с породой или пластовой водой. Учитывая же наличие в нефти смол, парафинов, асфальтенов, играющих роль природ- 20 ных стабилизаторов комплексов подобного типа, характер физико-химического взаимодействия металлов с пластовой водой и породой может быть самым разнообразным. Существенное влияние на свойства нефти, воды, а также коллекторские характеристики ПЗП оказывает закачка в пласт неочищенных сточных вод, содержащих остаточное количество нефтепродуктов, мехпримеси и химреагенты [127, 134]. Биозаражение системы «пласт скважина наземное оборудование» коррозионно-агрессивной микрофлорой, закачиваемой в пласт с неочищенными водами, приводит к развитию биокоррозии, отрицательно сказывается на темпах добычи нефти [119, 121]. Интенсификация добычи нефти, осуществляемая главным образом за счёт снижения забойного давления, нередко приводит к образованию в продукции скважин ряда новых органических и неорганических соединений, оказывающих отрицательное влияние на процессы сбора, транспорта и подготовки нефти. Причём, если углеводородная часть обычно является типичным асфальтеносмолопарафиновым отложением, то основу неорганической части составляют железная окалина, накапливающаяся на забое скважин вследствие коррозии насосно-компрессорных труб (НКТ), и карбонаты щелочно-земельных элементов, образующиеся за счёт растворения карбонатной составляющей цемента горной породы. В результате крупномасштабного внедрения технологии увеличения нефтеотдачи путём закачки сульфатно-содовой смеси и хлорида кальция в ОАО «Юганскнефтегаз» в конце 1996 г. произошел серьёзный срыв в работе УПН Мамонтовского региона месторождений нефти и газа, причём на восстановление технологического процесса потребовалось несколько месяцев. Одной из причин осложнений оказалось ухудшение процесса разделения нефти и воды из-за выноса из пласта гипса, спровоцированного закачкой указанных химреагентов, что свидетельствует, на наш взгляд, о том, что внесение в пластовую систему соединений, содержащих сульфат-ионы, приводит к отрицательным последствиям, во-первых, из-за образования малораствори- 21 мых осадков гипса и барита, отложения которых на нефтепромысловом оборудовании приводят к серьезным осложнениям, во-вторых, в результате жизнедеятельности СВБ практически каждый сульфат-ион, когда-либо попавший в технологическую цепочку добычи нефти, превращается в коррозионноопасный сероводород. Из многообразия проявлений вторичного техногенного влияния химреагентов на процессы добычи нефти, на наш взгляд, к наиболее существенным относятся следующие: - вторичное микронасыщение пористой среды продуктивного пласта мехпримесями, окисленными и загущенными нефтепродуктами, содержащимися в нагнетательных и ремонтно-технологических жидкостях; - изменение базовых свойств вытесняемой нефти, поверхности горной породы и структуры порового пространства; - образование труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, не совместимых с пластовыми; - формирование устойчивых групп скважин, участков трубопроводных систем, отдельных технологических процессов и аппаратов, отличающихся низкой производительностью вследствие отложения солей и АСПВ, образование трудноразделимых высоковязких эмульсий, микробиологическая коррозия металла и т.п. Наиболее важной проблемой, трудно поддающейся контролю и управлению, является изменение свойств нефти, воды, поверхности горной породы и структуры порового пространства из-за вторичного микронасыщения пласта [32, 119, 127, 132, 134]. Учитывая, что разница между пластовой температурой и температурой закачиваемой воды для большинства месторождений нефти Западной Сибири составляет 40...70 °С, можно усомниться в правильности установленных требований к количеству взвешенных частиц (КВЧ) в нагнетаемых в пласт сточных водах. 22 Для низкопроницаемых объектов разработки, по нашему мнению, подготовка воды должна быть почти идеальной (содержание мехпримесей не более 5 мг/л). Экономически выгодно проводить глубокую очистку воды от мехпримесей, микрофлоры и нефтепродуктов, заключающуюся в строительстве установок фильтрации, вакуумного обескислороживания, электрофлотации и бактерицидной обработки сточных вод. Затраты, в зависимости от конкретных условий, окупаются за 3...5 лет, а с учётом предотвращённого ущерба за 2...3 года. Для оценки влияния мехпримесей и микрофлоры на нефтеотдачу были проведены лабораторные эксперименты на объёмной модели пористой среды из керна Мамонтовского месторождения, в которую проводилась закачка воды с разным содержанием взвешенных частиц. Объёмная модель представляла собой две параллельно соединенные линейные модели, имеющие общий ввод и раздельный отбор жидкостей. Постановка эксперимента позволяла моделировать условия вытеснения нефти из неоднородного пласта, состоящего из двух пропластков различных проницаемостей и разделённых непроницаемой глинистой перемычкой. В качестве объекта исследования был выбран пласт БС10 Мамонтовского месторождения, компоновка пористых сред и подготовка нефти были проведены в соответствии с ОСТ 39-195-86. Результаты экспериментов приведены в таблице 1.1. Кроме того, было проведено три следующих опыта. В первом вода не стерилизовалась и предварительно не фильтровалась (КВЧ составляло 79 мг/л). Во втором вода стерилизовалась ультрафиолетовым облучением, в третьем стерилизовалась и предварительно фильтровалась через биофильтр. Скорость фильтрации во всех опытах составляла 69,9 м/год. Как видно из результатов экспериментов, представленных в таблице 1.2, коэффициент нефтеотдачи (в данном случае суммарный результат является произведением коэффициента вытеснения на коэффициент охвата для данного соотношения проницаемостей) увеличивается при стерилизации и предварительной фильтрации воды на 8 пунктов. 23 Таблица 1.1 Влияние мехпримесей и микрофлоры на относительные фазовые проницаемости полимиктового песчаника пласта БС10 Мамонтовского месторождения по нефти и воде Водонасыщенность SB, д.ед. 0,5123 0,6041 0,6408 0,7021 0,5474 0,6440 0,7011 0,7580 Относительные фазовые проницаемости по нефти (Кн) по воде (Кв) Опыт 1 0,0225 0,0555 0,0336 0,0199 0,0389 0,0072 0,0413 0,0003 Опыт 2 0,0365 0,1289 0,0551 0,0586 0,0588 0,0209 0,0669 0,0019 Наибольшее влияние на коэффициент вытеснения для низкопроницаемого пропластка оказывают биоценоз и наличие взвешенных частиц. Так, в первом опыте коэффициент вытеснения низкопроницаемой модели составил лишь 0,4145. Во втором и третьем опытах, после стерилизации воды, коэффициент вытеснения достиг соответственно значений 0,5451 и 0,5328. Следует отметить существенное влияние мехпримесей и микрофлоры на относительные фазовые проницаемости (таблица 1.1), рассчитанные по методу Кундина-Куранова. Из результатов проведённых экспериментов видно, что загрязнение пористой среды приводит к снижению относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде, что в промысловых условиях наиболее существенно сказывается на дебитах скважин при водонасыщенности пласта более 50 %. Таким образом, в процессе закачки в пласт сточных вод происходят отсечение запасов, находящихся в низкопроницаемых пластах и пропластках, и ухудшение фильтрационных характеристик коллекторов. Для их вовлечения в разработку необходимо проводить комплексную очистку призабойной зоны пластов, заключающуюся в последовательной обработке углеводородными растворителями, кислотой и бактерицидами. 24 Таблица 1.2 Результаты исследования влияния микрофлоры заводняемого нефтяного пласта БС10 Мамонтовского месторождения на нефтеотдачу Проницаемость, Длина Открытая мкм2 № порипориопы- стой стость, та среды, по по % см газу нефти 1 2 3 33,90 34,75 33,89 34,28 33,06 34,54 21,02 19,59 20,73 19,23 20,93 19,55 0,614 0,145 0,611 0,146 0,614 0,145 0,471 0,133 0,461 0,099 0,532 0,108 Начальная нефтенасыщенность, % 69,94 69,96 69,97 70,02 69,98 69,98 Остаточная Коэфнефтенасыщенфициент Нефтеотность, % вытесдача, линей- объёмнения, д. ед. ная ная д. ед. модель модель 0,5713 29,98 0,4893 35,73 0,4145 40,97 0,5797 29,43 0,5615 30,69 0,5451 31,85 0,6034 27,75 0,5657 30,39 0,5328 32,70 1.4. Взаимовлияние химреагентов в технологических процессах добычи, транспорта и подготовки нефти На месторождениях нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», применяется широкий ряд химреагентов различного назначения, основные характеристики которых наименование, ГОСТ, основное назначение, а также возможные побочные эффекты приведены в таблице 1.3. Изучение и прогнозирование эффективности и взаимовлияния химреагентов в технологических процессах добычи, транспорта и подготовки нефти теоретическим путём затруднительно, в связи с чем более доступным и целесообразным представляется экспериментальный подход. В последующих главах диссертационной работы представлены результаты исследований, направленных на решение практических проблем тестирования и взаимовлияния химреагентов нескольких классов соединений деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложений, биоцидов, жидкостей глушения, промывочных жидкостей и интенсифицирующих добычу нефти составов, а также даны рекомендации по оптимизации их применения. 25 Таблица 1.3 Перечень реагентов, применяемых на месторождениях нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз» № п/п Наименование реагента 2 ГОСТ, ТУ, ОСТ или MSDS Сертификат на применение 3 Основное назначение 1 1 Сонкор- 9701 2415-006-00151816-00 153.39.RU.245850.00163.08.02 4 Ингибитор коррозии 5 2 Сонкор- 9601 153.39.RU.245850.00151.07.02 Ингибитор коррозии 3 КорМастер 1035 2415-009-00151816-98, изм. №№ 1, 2 2458-002-50622652-02 153.39.RU.245850.00143.07.02 Ингибитор коррозии 4 Азол-5010 марок А и В 2458-045-00205423-03 153.39.RU.245850.00565.10.03 Ингибитор коррозии 5 Реапон - И 153.39.RU.245820.00328.01.03 Ингибитор коррозии 6 Рекод - 608 153.39.RU.245850.00498.07.03 Ингибитор коррозии 7 Союз-2000 39-12966038-003-93, изм. №№ 1-3 2458-002-40666476-ОП-98, изм. №№ 1, 2 2458-42149549-ОП-004-98 8 СНПХ-1004 2458-011-12966038-2001 153.39.RU.245850.00318.01.03 9 Реапон -ИФ Ингибитор коррозиибактерицид Комплексный реагент 10 Сульфацид-20 2458-285-00204197-03 153.39.RU.245850.00139.12.03 Бактерицид 11 39-05765670-ОП-233-97, изм. №№ 1, 2 2458-032-52412574-02 153.39.RU.245830.00095.06.02 Ингибитор солеотложения 12 СНПХ-5311 СНПХ-5311 К Синол ИС- 001 153.39.RU.245830.00243.11.02 Ингибитор солеотложения 13 ХПС 005 153.39.RU.245830.00469.05.03 Ингибитор солеотложения 14 Опытная партия Ингибитор солеотложения 15 1-Гидроксиэтилидендифосфорная кислота (ОЭДФ - МА) ПАФ-13 А 2458-040-43122541-01, изм. №№ 1-3 6-09-5372-87, изм. №№ 1 4 2458-005-4066476-01 153.39.RU.245830.00398.01.03 Ингибитор солеотложения 16 Нарлекс - 54 2458-009-24084384-02 153.39.RU.245830.00281.01.03 (истёк 15.10.03) Ингибитор солеотложения 17 Нефрас С 50/170 Возможный сопутствующий негативный эффект 6 Возможность образования водонефтяных эмульсий при транспорте и подготовке нефти Ингибитор коррозии 25 Растворитель АСПО Появление вторичных осадков, образование водонефтяных эмульсий. Наиболее нежелательный сопутствующий эффект повышение коррозионной агрессивности среды Образование трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий (промежуточных слоёв) за счёт залпового увеличения содержания асфальтосмолистых веществ в добываемой продукции 26 Продолжение таблицы 1.3 1 2 18 51-31323949-58-2000 Растворитель АСПО 2421-001-05015124-99 Растворитель АСПО 20 Дистиллят газового конденсата легкий (ДГКл) Смесь водно-метанольная марки Б Бензин-растворитель (БР-1) 21 Separol WF-41 MSDS № 121728 22 СНПХ- 4315 марка Д 153.39.RU.245820.00185.09.02 Деэмульгатор 23 СНПХ-4810 А 2458-253-05765670-99, изм. №№ 1, 2 39-05765670-ОП-246-98 153.39.RU.245820.00196.09.02 Деэмульгатор 24 Рекод-118 153.39.RU.245820.00201.09.03 Деэмульгатор 25 Альтосан РО 2458-004-48680808-ОП-00, изм. №№ 1, 2 2458-004-56987231-01 153.39.RU.245820.00271.12.02 Деэмульгатор 26 Синол-КМК-БС 2481-008-52412574-01 153.39.RU.245810.00362.01.03 Эмульгатор 27 Синол -КАМ 2482-001-48482528-98 153.39.RU.245810.00189.09.02 Эмульгатор 28 Синол-ЭМ 153.39.RU.245860.00190.09.02 Эмульгатор 29 Нефтенол-НЗ6 2413-048-48482528-98, изм. № 1 2458-057-17197708-01 ТЭК.RU.03.ЮЛП-Н-010-003 Эмульгатор 30 2458-017-12966038-02 153.39.RU.245810.00405.02.03 Кислота 31 Кислота соляная ингибированная Кислота фтористоводородная 2567-89 153.39.RU.245810.00387.01.03 Кислота 32 Сульфаминовая кислота 2122-278-00204197-01 153.39.RU.245810.00082.05.02 Кислота 33 Хлорид кальция 4568-95, изм. № 1 153.39.RU.245860.00631.02.04 Для приготовления ЖГ 34 Хлорид кальция технический 450-77, изм. №№ 1-3 153.39.RU.245810.00154.08.02 Для приготовления ЖГ 35 Лиман 800 2111-003-05778557-00 153.39.RU.245810.00370.01.03 Для приготовления ЖГ 36 Концентрат баритовый кл. Б 4682-84, изм. №№ 1- 3 153.39.RU.245860.00623.01.04 Для приготовления ЖГ 37 Аммоний сульфат технический 38 Хлорид натрия (галит) 19 3 4 5 6 Растворитель АСПО Деэмульгатор 2111-081-00209527-98 153.39.RU.245860.00563.10.03 Для приготовления ЖГ Возможность негативного воздействия на процесс деэмульсации водонефтяных смесей Коррозионно-опасны. Образование вторичных солей и осадков, способствующих образованию водонефтяных эмульсий, загрязнению сточных вод Коррозионно-опасны. Наличие мехпримесей в солях приводит к загрязнению ПЗП 26 Для приготовления ЖГ Влияют на качество сбрасываемых вод 27 Окончание таблицы 1.3 1 2 3 4 5 39 40 41 Барит УНИФЛОК АК-631 марки А-930 Для приготовления ЖГ Полимер Полимер 42 Сайдрил 4000 Полимер 43 44 45 46 POLYKEMD KEMPAS Буферный МПБ-М Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая Натрий едкий технический Полимер Полимер полимер 47 54 ФЛХС-М 55 Добавка ФК-2000 56 Натрий бикарбонат 57 58 Суперконцентрат полиэфирный Пеногаситель ПЭС -1 59 60 61 Диспергент В Смазочная добавка Ф-2000 Смазочная добавка Лубри-М 51 52 153.39.RU.245860.00612.01.04 13078-81, изм. №№ 1, 2 2499-001-50635131-00 153.39.RU.245810.00379.01.03 153.39.RU.245810.00294.01.03 2481-106-07510508-00 2164-002-00136716-01 153.39.RU.245810.00496.06.03 153.39.RU.245860.00139.07.02 2454-325-05133190-00, изм. №№ 1, 2 2454-322-05133190-00, изм. №№ 1,2 4682-84, изм. №№ 1-3 153.39.RU.245860.00583.11.03 Буровой раствор 153.39.RU.245860.00584.11.03 Буровой раствор При нарушении технологии приготовления и использования возможно увеличение скин-фактора Коррозионно-опасны. Возможно образование вторичных осадков 153.39.RU.245810.00148.07.02 Сшиватель Коррозионно-опасен Может привести к загрязнению ПЗП и увеличению скин-фактора Коррозионно-опасен. Возможно образование вторичных осадков 2458-012-20672718-01, изм. № 1 153.39.RU.245860.00075.05.02 27 53 Сода кальцинированная Стекло натриевое жидкое Дубитель. Водный раствор ацетата хрома Сульнофол Глинопорошки для буровых растворов. Глина бентонитовая КССБ-2 М 48 49 50 2231-002-50277563-00, изм. №№ 1, 2 2263-79, изм. №№ 1, 2 6 28 Выводы по главе 1 1. Применение различных химреагентов в процессах добычи нефти полимеров, ПАВ, бактерицидов, деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений и других оказывает влияние на всю систему добычи нефти, существенно повышая риск возникновения осложнений. В пластовой воде и системах сбора и подготовки нефти может одновременно присутствовать более 60 химических элементов в виде различных активных соединений. Прогнозировать последствия от бесконтрольно циркулирующих в технологической системе добычи нефти химреагентов крайне сложно. Ущерб, наносимый воздействием неконтролируемых химреагентов, может достигать огромных величин, значительно увеличивая себестоимость продукции. 2. Из многообразия проявлений вторичного техногенного влияния химреагентов на процессы добычи нефти наиболее существенными являются: - вторичное микронасыщение пористой среды продуктивного пласта мехпримесями, окисленными и загущенными нефтепродуктами, содержащимися в нагнетательных и ремонтно-технологических жидкостях; - изменение базовых свойств вытесняемой нефти, поверхности горной породы и структуры порового пространства; - образование труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, не совместимых с пластовыми; - формирование устойчивых групп скважин, участков трубопроводных систем, отдельных технологических процессов и аппаратов, отличающихся низкой производительностью вследствие отложения солей и АСПВ, образования трудноразделимых высоковязких эмульсий, микробиологической коррозии металла и т.п. 29 2. РЕАГЕНТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ, ИХ СОВМЕСТИМОСТЬ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2.1. Принципы построения матрицы совместимости химреагентов Анализ технологических процессов добычи нефти на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть» [6 8, 16, 28 30, 38, 42, 46, 47, 50, 53, 57, 67, 77, 78, 115, 116, 129, 130, 136, 137, 145], а также ассортимента используемых химреагентов положен в основу разработанной классификации их совместимости. Учитывались назначение реагента и химическая природа компонентов, позволяющая прогнозировать их совместимость. При составлении матрицы совместимости химреагентов были рассмотрены следующие технологические процессы: добыча, подготовка нефти, её транспорт. В каждом блоке процессов рассмотрены следующие основные типы и классы реагентов: - жидкости и реагенты ГРП гели ГРП, стабилизаторы глин и температуры, деструкторы, сшиватели, проппант с RCP и проппант без RCP; - кислотные композиции соляно-кислотная и глинокислотная; - жидкости глушения растворы NaCl и СаСl2; - ПАВ: катионо- и анионоактивные, неионогенные; - ингибиторы солеотложения фосфонатные и полимерные; - ингибиторы коррозии водо- и нефтерастворимые, вододиспергируемые; - ингибиторы АСПО ингибиторы-диспергаторы (ПАВ), карбоксилаты; - растворители АСПО; - деэмульгаторы. На основании свойств реагентов, используемых на объектах ОАО «НК «Роснефть», составлены матрицы совместимости химреагентов двухмерные таблицы, в которых приведены возможные последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и последствий совместного при- 30 менения, рекомендации по снижению рисков и предотвращению проявлений несовместимости реагентов. 2.2. Методология оценки совместимости реагентов, используемых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти Оценка совместимости химических реагентов осуществлялась с целью установления возможности их совместного применения, снижающего риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти, и включала следующие виды испытаний: - определение физической и химической совместимости химических реагентов путём смешивания их в виде растворов (рабочие концентрации) или в товарной форме с последующим контролем их свойств (цветности, осадкообразования, газовыделения, пенообразования, изменения температуры, коагуляции и т.д.); - определение эффективности совместного применения химических реагентов. Испытания позволили получить необходимую информацию о физикохимической стабильности реагентов. Условия испытаний (там, где это возможно) соответствовали реальным условиям применения реагентов. Тестировались бинарные смеси реагентов в среде пластового флюида или на его модели. Показателем, характеризующим совместимость химических реагентов, являлся коэффициент совместимости Ксовм, определяемый по формулам: K совм где q1 , q2 K совм Э1 Э2 , q1 удельный расход основного химического реагента, обеспечиваю- щий заданный уровень эффективности использования в среде, не содержащей другого химического реагента; q2 удельный расход основного химического реагента, обеспечивающий заданный уровень эффективности использования в среде, содержащей другой химический реагент; 31 Э1, Э2 эффективность химического реагента соответственно при отсутствии и в присутствии другого реагента. Считалось, что если выполняется условие 0,92 Ксовм 1,08, то реагент совместим с другим химическим реагентом либо присутствие другого химреагента незначительно изменяет эффективность использования основного реагента; Ксовм 0,92 реагент не совместим с другим химреагентом (его присутствие снижает эффективность использования основного реагента); Ксовм 1,08 реагент совместим с другим химреагентом с синергетическим эффектом (присутствие второго химреагента повышает эффективность его использования). 2.3. Реагенты для проведения операций гидравлического разрыва пласта (гели, деструкторы гелей, сшиватели, стабилизаторы глин, температуры), проблемы их несовместимости с химреагентами нефтедобычи Для проведения операций гидравлического разрыва пласта применяется ряд сопутствующих реагентов, в частности гели, деструкторы гелей, сшиватели, стабилизаторы глин, температуры [22, 77, 98], ряд которых представлен в таблице 2.1. Таблица 2.1 Реагенты, используемые при проведении операций гидравлического разрыва пласта Реагент, торговое наименование 1 ForeFWG-7 WG-45LDS Jaguar 425 Назначение 2 геллант геллант геллант ForeHT-11 сшиватель WGXL-10.1 EC 9547 A сшиватель деэмульгатор OcC-DE-11 деэмульгатор Состав, основное действующее вещество 3 эфир гуаровой смолы гидроксипропилгуар, присадки в диз. топливе гуаровая смола, гидроксипропиловый эфир дикарбоновой кислоты щелочно-боратный комплекс, тетраборат натрия метаборат калия метанол, изопропанол, полиэтиленгликоль, оксиэтилированое ПАВ бутилгликоль, изопропиловый спирт, бензин Рабочая концентрация 4 3,6 кг/м3 Растворитель 5 вода вода 7,5 л/м3 вода 3,6 кг/м 3 4 л/м3 вода 4,5 л/м3 вода вода 0,8 л/м3 1,5 л/м3 вода 32 Окончание таблицы 2.1 1 AP Breaker 2 деструктор EB-102 деструктор WBCap-HT деструктор Брейкер порошок, OC-APS-P PXLW-1 деструктор на проппанте стабилизатор глин, сшиватель стабилизатор глин стабилизатор глин стабилизатор глин стабилизатор температуры ASP-425 OC-СS-11 WCS-100 TS 3 пероксидисульфат аммония пероксидисульфат аммония пероксидисульфат аммония, кремнезем пероксидисульфат аммония, кремнезём 4 0,02 кг/м3 вода 5 1,5 кг/м3 вода 0,07 вода 0,3 кг/м3 вода KOH, K2CO3 3,8 л/м3 вода NaCl, четвертичный полиаминхлорид 10 л/м3 вода этиленгликоль, КОН калийные органические соли (не ПАВ) 2,0 л/м3 вода 2,0 л/м3 вода тиосульфат натрия 1,5 кг/м3 вода Жидкости (гели) ГРП К жидкостям (гелям) ГРП на водной основе относят водные растворы полимеров, таких как натуральная гуаровая смола (гуар), гидроксипропилгуар (ГПГ) (эти полимеры используются для приготовления жидкости разрыва на водной основе), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМПГ), гидроксиэтилцеллюлоза (ГОЭЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГОЭЦ), ксантановые смолы. Наибольшее распространение при проведении ГРП в терригенных коллекторах объектов ОАО «НК «Роснефть» нашли сшитые гели на основе гуара или гидроксипропилгуара. Гуар является природным полимером - полисахаридом, имеющим пространственную структуру. На рисунке 2.1 представлен фрагмент пространственной структуры гуара. Гидроксипропилгуар (рисунок 2.2) синтезируется взаимодействием пропиленоксида с гидроксильной группой элементарного звена макромолекулы гуара. Эти полимеры могут быть сшиты поперечными связями. В качестве сшивателей используются соединения бора, хрома, титана, циркония и других поливалентных металлов. Причём гидроксипропилгуар позволяет получить более термостабильный и более вязкий 33 гель. Кроме того, продукты гуара обычно дают негидратирующийся остаток в пределах 8...12 %, гидроксипропилгуара 1...4 %, что позволяет получать трещину ГРП большой проводимости. OH HO O HO OH O H O OH O O HO n HO OH OH O OH Рисунок 2.1 Фрагмент пространственной структуры гуара O CH2 OH O H * O H OH OH H H O H H HO H OH H H H OH H OH * CH2 OH O H O CH2 O n O OH O Рисунок 2.2 Фрагмент пространственной структуры гидроксипропилгуара Химическая основа рисков при взаимодействии гелей, используемых при проведении операций ГРП, их симптомы, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов приведены в таблицах 2.2 и 2.3. 34 Таблица 2.2 Проблемы, возникающие при взаимодействии гелей с химреагентами, применяемыми в процессах добычи нефти Вещество СКК (солянокислотная композиция) ГКК (глинокислотная композиция) ПАВ катионоактивное 1 2 3 4 Химическая основа риска Возможные последствия Вероятное место проявления риска Ингибиторы АСПО, ингибиторыдиспергаторы (ПАВ) Нефть плотностью менее 832 кг/м3 Нефть плотностью более 832 кг/м3 Термодинамический ингибитор гидратообразо-вания (метанол) Деэмульгаторы 5 6 7 8 9 10 11 Снижение поверхностно-активных свойств, изменение гидрофильнолипофильного баланса. Важно для эмульгаторов Снижение защитных свойств ингибитора коррозии Снижение диспергирующей эффективности Возможно образование высоковязких эмульсий Возможно образование высоковязких эмульсий Возможно высаливание водного раствора деструктированного геля Возможно образование высоковязких эмульсий Помутнение, выделение твёрдой фазы Снижение поверхностной активности ПАВ, образование агломератов, осадков и т.д. Снижение поверхностной активности ПАВ, образование агломератов, осадков и т.д. Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Потеря технологического эффекта, нарушение смачиваемости и т.д., что может привести к кольматации ПЗП Потеря технологического эффекта, нарушение смачиваемости и т.д., что может привести к кольматации ПЗП Призабойная зона пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ Внешних проявлений может не быть, так как ингибиторы коррозии хорошо растворимы в воде Внешних проявлений может не быть Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Помутнение, выделение твёрдой фазы Последствием может быть усиление процессов коррозии Снижение эффективности ингибиторов АСПО Снижение дебита, срыв подачи УЭЦН, срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Снижение дебита, срыв подачи УЭЦН, срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Призабойная зона пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы Призабойная зона пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Призабойные зоны пластов, рабочие органы УЭЦН, НКТ Образование стойких эмульсий Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти 34 Симптомы риска (внешние проявления) Снижение активности антисладжевых компонентов. Возможно образование АСПО из нефти. Образование высоковязких эмульсий. Возможен кислотный гидролиз полимеров полисахарида Снижение поверхностно-активных свойств, изменение гидрофильнолипофильного баланса. Важно для эмульгаторов ПАВ неионогенное Ингибитор коррозии водорастворимый 35 Окончание таблицы 2.2 1 Мероприятия по предотвращению риска Исключить контакт растворов Промывка водой, щёлочью для повышения рН среды 3 Исключить контакт Введение ПАВ в дополнительном объёме 4 5 6 7 8 9 10 Исключить контакт Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное проведение опытнопромышленных испытаний (ОПИ) по совместному использованию Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное проведение ОПИ по совместному использованию Разложение геля деструкторами Разложение геля деструкторами Разложение геля деструкторами Разложение геля деструкторами Промывка водой Ударная дозировка деэмульгаторов, применение деструкторов Введение ПАВ в дополнительном объёме Ударная дозировка ингибиторов коррозии Ударная дозировка ингибиторов Разложение геля деструкторами Разложение геля деструкторами 35 Мероприятия по ликвидации риска 2 36 Таблица 2.3 Проблемы, возникающие при взаимодействии гуарового геля (гелланта) в процессе проведения соляно- и глинокислотных обработок скважин Вещество Гуаровый гель (геллант) СКК (соляно-кислотная композиция) ГКК (глинокислотная композиция) Химическая основа риска Возможно образование высоковязких эмульсий Возможно образование асфальтеносодержащих осадков при контакте СКК с нефтью Возможно образование асфальтеносодержащих осадков при контакте СКК с нефтью, высоковязких эмульсий Симптомы риска (внешние проявления) Образование стойких эмульсий Образование агломератов, осадков Образование агломератов, осадков Возможные последствия: Снижение дебита, срыв подачи УЭЦН, срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Кольматация ПЗП, отложение осадка на рабочих органах УЭЦН, уменьшение проходного сечения НКТ Кольматация ПЗП, отложение осадка на рабочих органах УЭЦН, уменьшение проходного сечения НКТ Вероятное место проявления риска ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, трубопроводы (наземные, подземные) Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, трубопроводы (наземные, подземные) Мероприятия по предотвращению риска Разложение геля деструкторами Добавление ПАВ Добавление ПАВ Мероприятия по ликвидации риска Разложение геля деструкторами Механическое удаление или применение растворителей Механическое удаление или применение растворителей Деструкторы геля Ввиду наличия в молекуле гуара и его производных альфа-гемиацетальных связей происходит разрушение пространственной структуры геля при введении деструкторов, в частности таких, как персульфат аммония. Общая схема разрушения представлена на рисунке 2.3 (красным цветом выделены наиболее легко разрушаемые альфа-гемиацетальные связи). Наличие альфа-гемиацетальных связей приводит к гидролизу гуара и полисахаридов в присутствии кислот или при снижении рН среды. Общая схема кислотного гидролиза полисахаридов приведена на рисунке 2.4. Этим объясняется несовместимость гуара и его производных с кислотами. 37 Рисунок 2.3 Схема разрушения пространственной структуры гуара при введении в гель деструкторов Рисунок 2.4 Общая схема кислотного гидролиза полисахаридов В таблице 2.4 приведены химические основы риска при взаимодействии деструкторов геля с химреагентами, применяемыми в процессах нефтедобычи, его симптомы, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов. 38 Таблица 2.4 Проблемы при взаимодействии деструкторов геля с реагентами, применяемыми в процесс добычи нефти Вещество 1 Снижение диспергирующей эффективности Деструктор Деэмульгаторы 3 Возможна потеря эффективности ингибитора. Деструкция ПАВ. Так как при разложении пероксидисульфата аммония, наиболее часто применяемого деструктора происходит выделение озона, то возможна деструкция ПАВ. Например, если применяются катионоактивные ПАВ (амины и т.д.), то первичные амины окисляются до спиртов и далее до кислот с потерей эффективности ПАВ. Если применяются анионоактивные ПАВ (это алкильные и/или ароматические сульфаты и сульфонаты), то возможна деструкция ПАВ. Например, алкилсульфаты разлагаются по углеродной цепи с отщеплением функциональных групп и потерей поверхностной активности.Если применяются неионогенные ПАВ (полигликолевые эфиры жирных спиртов, жирных кислот, амидов жирных кислот), то возможна деструкция ПАВ. Например полигликолевые эфиры жирных спиртов будут окисляться до кислот: RO(C2H4O)nH + O3 = ROOH + nCH3-COOH с отщеплением функциональных групп и потерей поверхностной активности Если ингибитор АСПО полимерный, то возможно разрушение по цепи, так как разложение персульфата аммония (наиболее частый деструктор) приводит к разрушению пространственной структуры полимеров. 4 Возможность негативного воздействия на процесс деэмульсации 38 Химическая основа риска Гуаровый гель (геллант) 2 39 Окончание таблицы 2.4 1 Симптомы риска (внешние проявления) Возможные последствия Вероятное место проявления риска Мероприятия по ликвидации риска 3 4 Внешних проявлений может не быть Снижение поверхностной активности ПАВ, образование агломератов, осадков и т.д. Образование стойких эмульсий Потеря технологического эффекта, нарушение смачиваемости и т.д., что может привести к кольматации ПЗП Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти ПЗП ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Снижение эффективности ингибиторов АСПО Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное ОПИ по совместному использованию Ударная дозировка ингибиторов Контроль подачи ПАВ 39 Мероприятия по предотвращению риска 2 Введение ПАВ в дополнительном объёме Ударная дозировка деэмульгаторов 40 Сшиватели, используемые при проведении операций ГРП В таблице 2.5 приведены химические основы рисков при взаимодействии сшивателей, используемых при проведении операций ГРП, с химреагентами, применяемыми в процессах нефтедобычи, их симптомы, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов. Стабилизаторы глин В таблице 2.6 приведены химические основы рисков при взаимодействии стабилизаторов глин с химреагентами, применяемыми в процессах нефтедобычи, их симптомы, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов, приводящих к возникновению осложнений в процессах добычи нефти. Основными действующими веществами в глинокислотных композициях являются соляная и фтористоводородная кислоты. В нефтедобыче глинокислотные композиции применяют для удаления солей и разглинизации терригенных коллекторов. Ввиду наличия в составе глинокислотных композиций фтористоводородной кислоты протекает реакция взаимодействия с силикатами глин и породы: Na2O·CaO·6SiO2 + 28HF → Na2SiF6 + CaSiF6 + 4SiF4 + 14H2O. Риск применения глинокислотных композиций возможное взаимодействие фторид-ионов с ионами кальция с образованием трудноудаляемого осадка фторида кальция. Так, при смешивании растворов хлорида кальция с фтористоводородной кислотой протекает следующий процесс: CaCl2 + 2HF = CaF2 + 2HCl. 41 Таблица 2.5 Проблемы, возникающие при взаимодействии сшивателей, используемых при проведении операций ГРП, с химреагентами, применяемыми в процессах добычи нефти Сшиватель (метаборат калия) Вещество СКК (соляно-кислотная композиция) ГКК (глинокислотная композиция) Раствор СаСl2 плотностью до 1,36 г/см3 Ингибиторы солеотложения на основе полимеров Ингибитор коррозии Полиакриламид (ПАА) Полисахариды (БП-92) 1 2 3 4 5 6 7 8 Попутно добываемая вода хлоридно-кальциевого типа 9 Попутно добываемая вода гидрокарбонатно-натриевого типа Химическая основа риска Возможно образование осадка борной кислоты Возможно образование осадка борной кислоты При использовании метаборатов в качестве сшивателей протекает процесс, приводящий к образованию труднорастворимых осадков метабората кальция Симптомы риска (внешние проявления) Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Снижение защитного эффекта ингибитора коррозии Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Возможные последствия Кольматация ПЗП, отложение осадка на рабочих органах УЭЦН, уменьшение проходного сечения НКТ Кольматация ПЗП, отложение осадка на рабочих органах УЭЦН, уменьшение проходного сечения НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Коррозионные проявления Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Возможно образование геля при задавке ингибитора в призабойную зону Возможно влияние на образование плёнки ингибитора на металлических поверхностях. Снижение защитного эффекта 41 Возможно увеличение вязкости полимера вследствие сшивания При использовании метаборатов в качестве сшивателей протекает следующий процесс, приводящий к образованию труднорастворимых осадков метабората кальция: CaCl2 + 2KBO2 = Ca(BO2)2 + 2 KCl 10 Так как в попутно-добываемой воде всегда содержится небольшое количество ионов кальция, при использовании метаборатов в качестве сшивателей протекает следующий процесс, приводящий к образованию труднорастворимых осадков метабората кальция: CaCl2 + 2KBO2 = Ca(BO2)2 + 2 KCl 42 Окончание таблицы 2.5 1 2 3 4 5 6 Вероятное место проявления риска Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Оборудование скважин. Поверхностное оборудование, наземные объекты Мероприятия по предотвращению риска 8 Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ 9 10 Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Промывка водой Исключить контакт растворов Промывка водой Исключить контакт растворов Промывка водой либо соляной кислотой Исключить контакт растворов Применение деструкторов Контроль подачи и удаления сшивателя из скважины Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Увеличение дозировки ингибитора При высокой вязкости и риске кольматации необходимо разрушить полимер с помощью деструкторов (гипохлорит натрия, персульфат аммония и т.д.) Промывка водой либо соляной кислотой 42 Мероприятия по ликвидации риска 7 Промывка водой либо соляной кислотой 43 Таблица 2.6 Проблемы при взаимодействии стабилизаторов глин с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Стабилизатор глин (Этиленгликоль + КОН, поверхностно-неактивные органические соли) Вещество СКК (солянокислотная композиция) Химическая основа риска Возможно незначительное снижение концентрации кислоты в результате взаимодействия компонентов стабилизатора с компонентами СКК ГКК (глинокислотная композиция) Раствор СаСl2 плотностью до 1,36 г/см3 Ингибиторы солеотложения на основе полимеров Наличие в составе стабилизаторов глин спиртов (типа этиленгликоля и т.д.) может приводить к реакциям этерификации и образованию осадков: Возможна потеря свойств стабилизатора глин CH2 CH2 CH CO CH + HO-CH2-CH2-OH COOH + 2H2O O-CH2-CH2-O CO Возможно образование карбоната кальция по причине повышения рН растворов из-за наличия в составе стабилизатора глин щелочи (КОН), так как в попутно добываемой воде всегда содержатся ионы кальция CH 43 CH2 Попутно добываемая вода гидрокарбонатнонатриевого типа Симптомы риска (внешние проявления) Незначительное выпадение глин в осадок Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Возможные последствия Снижение эффективности действия стабилизатора глин Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Вероятное место проявления риска Ствол скважины Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Мероприятия по предотвращению риска Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Мероприятия по ликвидации риска Введение дополнительного стабилизатора глин Промывка соляной кислотой Промывка растворителями Промывка соляной кислотой 44 Образовавшийся фторид кальция выпадает в осадок и не удаляется химическими методами, возможно лишь его механическое удаление. В этой связи необходимо исключить контакт растворов, содержащих ионы кальция, с фтористоводородной кислотой. Так, на скважинах, глушение которых проводят растворами хлорида кальция, применение глинокислотных композиций не допустимо. При необходимости проведения обработки глинокислотной композицией требуется полностью заменить жидкость глушения на бескальциевую и провести промывку скважины. Так же, как и для соляно-кислотных композиций, при применении глинокислотных композиций высокая концентрация кислот может негативно отразиться на подготовке нефти. Это связано с тем, что кислоты могут как снижать эффективность действия деэмульгаторов, так и увеличивать стойкость водонефтяных эмульсий за счёт взаимодействия с асфальтеновыми компонентами нефти. В этом случае важны контроль применения кислотных композиций, тщательный подбор деэмульгаторов. Для ликвидации рисков можно рекомендовать ударную дозировку деэмульгаторов. Стабилизаторы температуры В таблице 2.7 приведены химические основы рисков при взаимодействии стабилизаторов температуры с химреагентами, применяемыми в процессах нефтедобычи, их симптомы, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов, вызывающих риск возникновения осложнений. 2.4. Интенсифицирующие добычу нефти составы, промывочные жидкости Интенсифицирующие добычу нефти составы Широкое применение, в частности, на месторождениях нефти Юганского региона находят интенсифицирующие добычу нефти составы, как правило, на основе соляной кислоты, что обуславливает их высокую фоновую коррозионную агрессивность. Защитное действие ингибиторов коррозии в нефтепромысловых средах различных составов приведено в таблице 2.8. . 45 Таблица 2.7 Проблемы при взаимодействии стабилизаторов температуры с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Стабилизатор температуры (тиосульфат натрия) Вещество Химическая основа риска Возможные последствия Вероятное место проявления риска Мероприятия по предотвращению риска Мероприятия по ликвидации риска ГКК (глинокислотная композиция) Возможна потеря свойств реагента по стабилизации температуры Раствор СаСl2 плотностью до 1,36 г/см3 Возможно образование гипса: первая стадия кислотный гидролиз тиосульфата с образованием сульфита натрия; вторая стадия диспропорционирование сульфита кальция до сульфата или медленное окисление; третья стадия образование сульфата кальция (гипса) Попутно добываемая вода хлоридно-кальциевого типа Возможно образование сульфатных осадков: первая стадия кислотный гидролиз тиосульфата с образованием сульфита натрия: Na2S2O3 = Na2SO3 + S; вторая стадия диспропорционирование сульфита кальция до сульфата или медленное окисление: 2Na2SO3 + окислитель = Na2SO4; третья стадия образование сульфата кальция (гипса): Na2SO4 + CaCl2 = CaSO4 + 2NaCl Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Помутнение, выделение твёрдой фазы Снижение эффективности действия стабилизатора температуры Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Исключить контакт растворов Повышение дозировки стабилизатора температуры, удаление отложений Промывки комплексонами, конвертация сульфатных отложений, механическое удаление солей Промывки комплексонами, конвертация сульфатных отложений, механическое удаление солей 45 Симптомы риска (внешние проявления) СКК (соляно-кислотная композиция) 46 Таблица 2.8 Защитное действие ингибиторов коррозии в нефтепромысловых средах различных составов Ингибитор коррозии Азол 5010 КорМастер 1035 СНПХ-1004 Сонкор-9701 Защитное действие, % / скорость коррозии, г/(м2ч) модель пластовой воды (скорость коррозии 0,44 г/(м2ч) 77 / 0,10 81 / 0,08 76 / 0,11 79 / 0,09 15 %-ный раствор НСl (скорость коррозии 13,7 г/(м2ч) 95 / 0,70 96 / 0,58 93 / 0,99 94 / 0,80 В этой связи наличие интенсифицирующих составов в системе трубопроводного транспорта может вызвать усиление коррозионных процессов. Несмотря на увеличение эффективности действия ингибиторов коррозии в соляно-кислотных растворах, абсолютная величина скорости коррозии при попадании раствора соляной кислоты в трубопроводы увеличивается. Для предотвращения этого необходимо применять высокоэффективные ингибиторы коррозии с величиной защитного эффекта не менее 99 %. Так как в настоящее время ингибиторов коррозии с такой эффективностью не существует, рекомендуется после применения интенсифицирующих составов на основе соляной кислоты на скважинах не допускать их попадания в трубопроводы, а собирать в отдельные ёмкости для последующей нейтрализации. Промывочные жидкости Для удаления с забоя скважин различного рода загрязнений применяют промывку скважин. В качестве промывочных жидкостей широко используются жидкости, применяемые для глушения скважин, плотностью до 1180 кг/м3. Циркуляция промывочных жидкостей осуществляется по схеме «ёмкость затрубное пространство скважин насос НКТ желобная ёмкость затрубное пространство скважин». Желобная ёмкость служит для осаждения механических примесей и различных осадков. В ходе промывки происходит изменение коррозионной агрессивности промывочной жидкости из-за растворения в ней кислых газов, в частности диоксида углерода, входящего в состав нефтяного газа. 47 В таблице 2.9 в качестве примера приведены результаты анализа свойств и коррозионной агрессивности промывочной жидкости, использованной на скважине № 6735 куста № 214 Приобского месторождения в процессе её промывки. Из представленных в таблице данных видно, что в результате общего снижения рН среды в присутствии кислорода коррозионная агрессивность промывочной жидкости в процессе проведения промывки повышается в 1,5 раза. Последующее поступление промывочной жидкости в трубопровод, даже защищаемый ингибиторами, будет снижать эффективность применяемых ингибиторов коррозии и увеличивать общую коррозионную агрессивность среды. В случае, если вывоз промывочной жидкости со скважин невозможен, необходимо увеличение дозировок ингибиторов коррозии либо подача их в сбрасываемую в трубопровод промывочную жидкость. Результаты исследований показывают, что при дозировании ингибиторов коррозии в концентрации 100 мг/л коррозионная агрессивность промывочной жидкости снижается до вполне приемлемого уровня (таблица 2.10). Таблица 2.9 Результаты анализа свойств промывочной жидкости Время после запуска, мин рН Механические примеси, мг/л 0 7,4 519 1022 98,8 единицы 2103 30 6,9 463 1084 224,9 0 2102 60 7,2 533 1083 174,6 единицы 2103 90 6,6 3700 1080 168,5 0 2104 120 5,6 14200 1074 242,0 0 2104 Плотность, г/л Суль фаты, мг/л СВБ, клеток/см3 УОБ*, клеток/см3 Примечание: * углеводородокисляющие бактерии, ** тионовые бактерии. ТБ**, клеток/с м3 единицы десятки единицы десятки десятки Кислород, мг/л 6,1 7,8 6,3 4,2 2,9 Скорость коррозии, г/(м2ч) 0,28 0,27 0,32 0,40 0,41 48 Таблица 2.10 Изменение коррозионной агрессивности промывочной жидкости в присутствии ингибиторов коррозии Ингибитор коррозии (дозировка 100 мг/л) Скорость коррозии, г/(м2ч) Промывочная жидкость ( ρ = 1,12 т/м3), фоновая скорость коррозии 0,27 г/(м2ч) Додикор V 4712 0,04 Сонкор-9701 0,06 ХПК-002ВД 0,05 И-21ДМ 0,08 СНПХ-1004 0,04 ИНК-2 0,07 Азол 5010 0,04 КорМастер 1035 0,05 2.5. Ингибиторы солеотложения В настоящее время наибольшее распространение получили следующие основные вещества для производства ингибиторов солеотложения [10 15, 17, 25, 26, 34, 35, 37, 39 42, 48, 49, 52, 60 62, 68 70, 76, 108, 111, 112, 122, 123, 140, 142 144]: - неорганические поли- и метафосфаты; - эфиры фосфорной кислоты и их соли; - эфиры фосфоновой кислоты и их соли; - иминофосфоновые кислоты и их соли; - аминоалкилфосфоновые кислоты и их соли; - аминоацетатные производные и их соли; - полиакрилаты и их производные; - поливинилсульфонаты и их производные. Условно все ингибиторы можно разделить на две группы: ингибиторы солеотложения на основе соединений фосфора и ингибиторы солеотложения на основе полимеров. Так, для ингибиторов солеотложения на основе соединений фосфора основными действующими веществами являются: 49 1-гидроксиэтилден-1,1-дифосфоновая кислота (ОЭДФ) гексафосфоновая кислота нитрило-триметилен-фосфоновая кислота (НТФ) пентафосфоновая кислота Для ингибиторов солеотложения на основе полимеров основными действующими веществами являются: полиакриловая кислота поливинилсульфонат сополимер поливинилсульфоната и полиакриловой кислоты Следует отметить, что первые две кислоты (ОЭДФ и НТФ) и их соли являются основными действующими веществами в подавляющем большинстве отечественных ингибиторов солеотложения. Подбор эффективного ингибитора солеотложения обуславливается преимущественно способностью реагента предупреждать выпадение солей в определённом типе попутно добываемых вод, а также его технологическими характеристиками [9, 21, 23]. Анализ осадков с рабочих колёс ЭЦН нефтяных скважин, в частности, Юганского региона месторождений нефти и газа свидетельствует о том, что в составе солевых отложений преобладают карбонатные отложения. В этой связи влияние минерализации пластовых вод и их ионного состава на эффек- 50 тивность ингибирования солеотложения исследовалось на основе анализа показателя стабильности вод в отношении выпадения карбоната кальция, что позволяет с большей достоверностью переносить результаты лабораторного моделирования на реальные среды. Эффективными ингибиторами солеотложения отечественного производства являются реагенты ОЭДФ-МА, НТФ, СНПХ-5312 Т, СНПХ-5314. Применяемый в настоящее время на месторождениях нефти Юганского региона ингибитор СНПХ-5311 эффективен преимущественно для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов. Среди ингибиторов зарубежного производства для вод с широким интервалом содержания гидрокарбонатионов эффективны реагенты Нарлекс-Д54, серий Bevaloid, AD, Серво-367. В настоящее время для предотвращения солеотложений на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», применяется, в частности, технология постоянного дозирования ингибиторов в затруб добывающих скважин с помощью дозирующих устройств (УДЭ) [50, 56, 58, 63, 74, 75, 102, 109, 146]. Одним из факторов, осложняющих эксплуатацию УДЭ, является коррозионная агрессивность применяемых ингибиторов солеотложения. Было установлено, что коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения примерно в два раза выше, чем неразбавленных реагентов или их метанольных растворов (таблица 2.11). Таблица 2.11 Коррозионная агрессивность ингибиторов солеотложения Реагент Скорость коррозии, мм/год СНПХ-5311 (товарная форма) 1,0 СНПХ-5311 (50 %-ный метанольный раствор) 1,0 НПХ- 5311 (50 %-ный водный раствор, 20 °С) 1,9 ХПС 005 (товарная форма) 0,4 ХПС 005 (50 %-ный водный раствор, 20 ºС) 0,7 ОЭДФ (10 %-ный водный раствор, 20 ºС) 2,4 51 Так, скорость коррозии обычной нелегированной малоуглеродистой стали в водном растворе реагента СНПХ-5311 достигает 2 мм/год. Скорость же коррозии в метанольном растворе 1 мм/год. Исследование коррозионных свойств альтернативных ингибиторов солеотложения ХПС 005 и ОЭДФ показало, что реагент ХПС 005 в 2 раза менее коррозионно-агрессивен, чем СНПХ-5311, агрессивность же реагента ОЭДФ сопоставима с агрессивностью ингибитора СНПХ-5311. Таким образом, коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения в несколько раз превышает «фоновую» коррозионную агрессивность пластовой (подтоварной) воды. Для снижения коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложения предлагается их совместное использование с ингибиторами коррозии [1, 2, 103]. Установлено, что добавка ингибиторов коррозии (КорМастер 1035 в дозировке 100 мг/л, СНПХ-1004 или Азол 5010 в дозировке 200 мг/л) снижает коррозионную агрессивность водного раствора ингибитора солеотложения СНПХ-5311 в 4 раза до скорости коррозии 0,5 мм/год (рисунок 2.5). Рисунок 2.5 Графики зависимости скорости коррозии углеродистой стали в 50 %-ном растворе ингибитора солеотложения СНПХ-5311 от концентрации ингибиторов коррозии 52 Исследовано влияние ингибиторов коррозии на эффективность ингибиторов солеотложения на моделях нефтепромысловых вод с показателями стабильности 0,9 и 1,7. Были исследованы ингибиторы солеотложения ОЭДФ МА, ХПС 005, СНПХ-5311 и СНПХ-5314 в дозировках 10...50 мг/л; ингибиторы коррозии СНПХ-1004 р, Dodicor V4712, КорМастер 1035 и Азол 5010 в дозировках 30...100 мг/л. Методика экспериментов заключалась в совместном дозировании в исследуемую воду ингибиторов солеотложения и коррозии, в остальном же не отличалась от методики определения эффективности реагентов, ингибирующих осаждение карбоната кальция. Результаты тестирования, представленные в таблице 2.12, позволяют сделать вывод о том, что при увеличении концентрации ингибиторов коррозии с 30 до 100 мг/л эффективность действия ингибиторов солеотложения снижается; наиболее же негативное влияние на ингибирующую активность ингибиторов солеотложения СНПХ-5314, ОЭДФ МА и ХПС 005 оказывает ингибитор коррозии Азол 5010. В частности, при содержании свыше 50 % (относительно ингибитора солеотложения) с реагентом ХПС 005 он практически не совместим. Таблица 2.12 Влияние ингибиторов коррозии на эффективность ингибиторов солеотложения Концентрация Концентрация Защита, % Защита, % Ингибитор со- ингибитора со- Ингибитор ингибитора (показатель (показатель леотложения леотложения, коррозии коррозии, стабильности стабильности мг/л мг/л воды 0,9) воды 1,7) 1 2 3 10 СНПХ1004р ОЭДФ МА 20 10 Dodicor V4712 4 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 5 98 94 80 80 75 65 81 74 64 78 6 82 70 50 79 64 47 80 70 53 80 53 Продолжение таблицы 2.12 1 2 3 20 10 КорМастер 1035 20 10 Азол 5010 20 10 20 СНПХ1004р ХПС 005 50 10 20 Dodicor V4712 50 10 20 50 КорМастер 1035 4 50 100 30 50 100 5 74 69 93 81 73 6 62 50 80 73 40 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 84 80 73 70 63 48 57 50 0 86 80 81 100 75 57 51 46 0 67 68 30 64 60 60 71 59 59 70 64 35 55 30 25 51 37 57 30 20 64 63 48 57 50 84 94 70 34 78 40 21 68 50 34 67 40 32 61 50 15 54 34 12 51 40 19 53 36 10 37 30 54 Продолжение таблицы 2.12 1 2 3 10 20 Азол 5010 50 10 СНПХ1004р 20 50 10 20 Dodicor V4712 50 СНПХ 5311 10 КорМастер 1035 20 50 10 Азол 5010 4 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 5 30 45 0 0 34 0 0 49 0 0 51 46 48 64 58 42 74 70 57 48 37 24 54 41 42 75 70 63 59 34 29 72 51 34 89 59 60 90 70 50 65 6 20 40 0 0 28 0 0 57 0 0 54 39 34 57 55 50 64 60 53 37 35 20 57 50 45 51 54 43 50 30 31 41 40 34 43 40 34 84 65 49 70 55 Окончание таблицы 2.12 1 2 3 20 50 10 20 СНПХ1004р 50 10 20 Dodicor V4712 50 СНПХ 5314 10 20 КорМастер 1035 50 10 20 50 Азол 5010 4 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 5 60 20 90 70 40 50 34 45 30 25 20 50 30 15 34 30 15 57 15 15 64 37 30 6 72 38 94 64 57 49 40 30 34 29 20 37 30 30 50 41 34 52 30 16 34 24 20 30 75 49 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 30 50 100 70 50 54 50 30 37 15 12 37 30 16 57 34 15 27 17 17 40 30 34 29 20 37 30 30 55 34 34 64 43 28 35 30 29 56 Применяемый в настоящее время на месторождениях нефти Юганского региона ингибитор солеотложения СНПХ-5311 может быть использован с ингибиторами коррозии СНПХ-1004 р и КорМастер 1035. На практике из-за относительно небольших дозировок ингибиторов солеотложения (не превышающих 50 г/т добываемой продукции) повышение коррозионной агрессивности добываемой и транспортируемой продукции при применении ингибиторов солеотложения наблюдается редко. Однако в случае применения ингибиторов солеотложения по технологии закачки через затрубное пространство скважин (когда концентрированный раствор реагента контактирует с устьевым оборудованием, НКТ и обсадными трубами колонны) для предотвращения коррозии оборудования необходима добавка в ингибиторы солеотложения ингибиторов коррозии, причём в повышенной дозировке не менее 100 г/т. Наибольший риск при использовании ингибиторов солеотложения заключается в том, что при высоком содержании ионов кальция возможен процесс образования малорастворимого осадка фосфоната кальция или продукта взаимодействия полимера с кальцием. Например, в случае использования натриевой соли НТФ: 3CaCl2 + N(CH2PO3Na2)3 = N(CH2PO3Ca)3 + 6NaCl. Для солей полиакриловой кислоты: - (CH2-CH-COO-)n + CaCl2 = (-CH2-CH-COO-)nCa + 2Cl-. При повышенных температурах в кислых средах (например, когда используются кислотные ингибиторы типа ОЭДФ) осадок не образуется (либо процесс протекает крайне медленно). Для минимизации риска необходим тщательный подбор ингибиторов солеотложения. В случае же образования продуктов, содержащих ионы кальция, рекомендуется проведение соляно-кислотных обработок. Описание физико-химических основ несовместимости, примеры несовместимости с описанием причин, признаков и последствий применения, рекомендации по снижению риска и предотвращению проявлений несовме- 57 сти-мости ингибиторов солеотложения на основе фосфора с ингибиторами коррозии, а также с попутно добываемыми водами хлоридно-кальциевого типа приведены в таблице 2.13. Таблица 2.13 Проблемы при взаимодействии ингибиторов солеотложения на основе фосфора с ингибиторами коррозии попутнодобываемыми водами хлоридно-кальциевого типа Попутно добываемая вода хлоридно-кальциевого типа При высоком содержании ионов кальция возможен Непредсказуемое взаимное процесс образования маловлияние на эффективность растворимого осадка фосингибирования солеотложе- фоната кальция. При повыния и коррозии. Ингибиторы шенных температурах в Химическая основа риска одного химического типа (в сильнокислых средах данном случае фосфонатно- (например, когда используго), наоборот, усиливают ются кислотные ингибиторы взаимное действие типа ОЭДФ) осадок не образуется (либо процесс протекает крайне медленно) Внешних проявлений может Симптомы риска не быть, так как ингибиторы Помутнение, выделение (внешние проявления) солей и коррозии хорошо твёрдой фазы растворимы в воде Снижение дебита, отказ Усиление процессов солеВозможные последствия УЭЦН, уменьшение сечения отложения и коррозии НКТ Призабойная зона, рабочие Вероятное место проявления органы УЭЦН, НКТ, подПризабойная зона, рабочие риска земные и наземные водовоорганы УЭЦН, НКТ ды Тщательный подбор ингибиторов одновременного Мероприятия Исключить контакт растводействия, обязательное ОПИ по предотвращению риска ров по совместному использованию Мероприятия Ударная дозировка ингиби- Скрепирование, промывка по ликвидации риска торов соляной кислотой Вещество Ингибитор коррозии Для исследования влияния нефтепромысловых вод различного ионного состава и их минерализации на эффективность ингибиторов солеотложения были проведены эксперименты, результаты которых представлены в таблице 2.14. 58 Таблица 2.14 Эффективность ингибиторов солеотложения для нефтепромысловых вод различных ионного состава и минерализации Компонентный состав 1 Содержание, г/л 2 Ингибитор СаСl2 92,670 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O NaCl 0,235 40,640 156,490 Минерализация СаСl2 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O NaCl Минерализация 290,0 11,400 0,437 8,130 239,650 259,6 СаСl2 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O NaCl 0,550 1,655 0,420 22,600 Минерализация 25,2 СаСl2 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O 0,550 1,240 0,420 3 Защита, %, при дозировке, мг/л 5 10 20 50 100 5 6 7 8 НТФ ОЭДФ МА СНПХ-5311 СНПХ-5312 СНПХ-5314 ХПС 005 83 97 43 40 49 40 40 40 42 71 80 67 54 60 60 75 70 39 38 30 20 50 34 30 Акватек 511А 55 65 80 60 75 50 20 - ИСО 19 ИСО 22 НТФ ОЭДФ МА СНПХ-5311 СНПХ-5312 СНПХ-5314 ХПС 005 55 70 65 20 50 77 43 37 50 57 31 60 87 59 57 70 67 50 65 50 37 71 76 43 57 10 20 20 43 50 29 23 Акватек 511А 65 75 85 60 Нарлекс Д54 80 60 30 10 ИСО 19 ИСО 22 ПАФ-13А СНПХ-5301 СНПХ-5311 СНПХ-5312С СНПХ-5312Т СНПХ-5313 Нарлекс Д 54 Серво-367 ОЭДФ МА Акватек 511А Акватек 511 М ПАФ-13А СНПХ-5301 СНПХ-5311 65 75 60 50 50 26 62 37 54 51 58 96 67 91 60 65 48 65 70 65 43 82 54 78 56 82 97 83 75 80 75 50 86 72 55 50 92 70 86 60 70 70 100 10 53 90 72 87 62 65 100 90 80 57 95 75 73 50 59 92 77 Нарлекс Д54 4 65 100 59 Окончание таблицы 2.14 1 NaCl 2 23,005 Минерализация 25,2 СаСl2 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O NaCl 0,550 0,825 0,420 23,420 Минерализация 25,2 СаСl2 NaHCO3 MgCl2· 6 H2O NaCl Минерализация 3,330 0,275 0,420 21,195 25,2 3 СНПХ-5312С СНПХ-5312Т СНПХ-5313 Нарлекс-Д 54 Серво-367 ОЭДФ МА Акватек 511А Акватек 511 М ПАФ-13А СНПХ-5301 СНПХ-5311 СНПХ-5312С СНПХ-5313 Нарлекс-Д 54 Серво-367 ОЭДФ-МА Акватек 511А Акватек 511 М СНПХ-5301 СНПХ-5311 СНПХ-5312С СНПХ-5313 Нарлекс Д 54 Серво-367 ОЭДФ МА Акватек 511А Акватек 511 М 4 100 99 98 5 76 58 62 97 77 92 77 67 80 80 92 93 85 100 92 94 76 74 82 96 95 87 100 87 95 80 67 6 83 62 87 98 89 84 97 80 85 91 95 100 95 92 90 86 80 79 93 98 100 95 96 89 81 94 55 7 89 64 77 78 95 8 92 69 72 100 95 70 80 97 100 100 94 73 98 60 70 78 97 96 100 91 79 82 100 100 100 96 80 100 50 60 96 97 100 91 83 75 59 64 100 100 Эффективность ингибиторов солеотложения определялась по ингибированию отложений карбоната кальция на моделях пластовой воды (МПВ) с различными показателями стабильности и разной минерализацией. Результаты экспериментов, представленные в таблице 2.14, указывают на то, что рост минерализации растворов приводит к снижению эффективности действия ингибиторов солеотложения, причём степень снижения зависит от типа применяемого реагента. В растворах сравнимой минерализации на эффективность ингибиторов солеотложения значительное влияние оказывает соотношение основных солеобразующих ионов. В частности, для отложения кальцита соотношение катиона кальция и гидрокарбонат-аниона. Ряд реагентов эффективен для вод с преобладанием гидрокарбонат-анионов (гидро- 60 карбонатно-натриевый тип вод), другие более эффективны для вод с преобладанием катиона кальция (хлоркальциевые воды). Так, например, ингибитор ПАФ-13А рекомендуется применять для ингибирования солеотложения СаСО3 в скважинах с попутно добываемой водой хлоркальциевого типа. Ингибитор СНПХ-5301 следует использовать в скважинах со значительным избытком гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде в дозировках 20...100 мг/л. Реагент СНПХ-5312 С превосходит по эффективности ингибитор СНПХ-5301 для вод, не содержащих избытка гидрокарбонатионов, для вод же с избытком гидрокарбонат-ионов эффективность этих реагентов находится практически на одном уровне. Ингибитор СНПХ-5311 эффективнее реагента СНПХ-5301 для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов. Тем не менее, для раствора определённой минерализации, используя данные таблицы 2.14, можно подобрать ингибитор солеотложения, эффективно работающий в диапазоне дозировок 20...100 мг/л. Эффективность ингибиторов коррозии в присутствии ингибитора солеотложения Испытания проводили гравиметрическим методом. В качестве образцов использовали плоские прямоугольные пластинки размерами 5 x 1 x 0,1 см, изготовленные из стали Ст 20. Для дозирования применялись товарные формы ингибиторов коррозии и солеотложения. Дозировка реагентов составляла 30 мг/л. МПВ с ингибиторами непрерывно барботировали диоксидом углерода в течение 1 часа. Затем МПВ заливали в стеклянные ячейки объемом 600 мл, помещали в них по три подготовленных металлических образца и перемешивали с помощью магнитной мешалки при непрерывном барботировании диоксидом углерода при температуре 40 °С в течение 6 часов. Затем образцы вынимали из ячейки, промывали водопроводной и дистиллированной водой, высушивали фильтровальной бумагой, протирали резинкой для снятия плёнки продуктов коррозии, обезжиривали ацетоном, выдерживали в эксикаторе в течение 1 часа и взвешивали на аналитических весах. 61 Результаты исследования защитного действия ингибиторов коррозии Азол 5010, КорМастер 1035, СНПХ-1004 в присутствии ингибитора солеотложения Акватек 511М представлены на рисунке 2.6. Из представленных данных следует, что при использовании ингибитора Акватек 511М коррозионные свойства ингибиторов Азол 5010 и КорМастер 1035 несколько улучшаются, ингибитора же СНПХ-1004 снижаются. Рисунок 2.6 Эффективность ингибиторов коррозии без (1) и в присутствии (2) ингибитора солеотложения Акватек 511М на модели пластовой воды 2.6. Влияние ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования АСПО Как отмечалось выше, на ряде месторождений, в частности, Юганского нефтегазоносного региона остро стоит проблема отложения АСПО, причём как в добывающих скважинах, так и поверхностном нефтепромысловом оборудовании [1, 19, 24, 27, 33, 36, 45, 72, 104, 105, 113, 126]. Процесс парафинизации внутренней поверхности НКТ связан с массопереносом и адсорбцией на поверхности труб активных компонентов нефти (асфальтенов, смол) и парафинов, выделяющихся из нефти в процессе охлаждения и разгазирования добываемой продукции. Процесс образования кристаллов парафина происходит на границе раздела фаз нефти и выделяющихся из неё газовых пузырь- 62 ков. Установлено, что на эффективность ингибиторов парафиноотложения минерализация водных растворов практически не оказывает влияния, что объясняется тем, что механизм действия ингибиторов парафиноотложения заключается в их растворении в нефти и предотвращении агрегации АСПВ. Процесс агрегации протекает в нефтяной фазе и связан с соотношением полярных и неполярных углеводородов нефти. Чем более гидрофобна поверхность НКТ, тем активнее происходит прилипание к ней газовых пузырьков, а следовательно, и её запарафинивание. Установлено, что основным фактором, способствующим отложению кристаллов парафина на стенках труб, является перенос кристаллов с поверхности пузырька к стенке трубы. Непосредственное соприкосновение кристаллов парафина со стенкой и прилипание к ней возрастают с уменьшением активности нефти, напрямую связанной с содержанием в ней полярных компонентов, в первую очередь, органических кислот и асфальтеносмолистых соединений. В этой связи введение в нефть различных ПАВ, увеличивающих её полярность, должно снижать интенсивность парафинизации. Однако, на практике этого можно добиться лишь при значительных дозировках ПАВ в нефтяной поток. В процессе нефтедобычи вместе с нефтью и газом по стволу скважины движется пластовая вода. Её наличие в скважинной продукции может быть целенаправленно использовано для снижения интенсивности запарафинивания. Для этого необходимо, чтобы вода у поверхности трубы выступала как дисперсионная среда, а нефть как дисперсная фаза. Это имеет место не только в случае, когда вода является дисперсионной средой в объёмной фазе (при высокой обводнённости скважинной продукции, обычно более 70 %), но и тогда, когда вода является дисперсной фазой. Возможность превращения воды на стенке в дисперсионную среду определяется степенью её гидрофильности. Кроме того, вода в потоке добываемой продукции должна присутствовать в свободном состоянии, а не в виде водонефтяной эмульсии, трудно поддающейся расслоению. 63 Для обеспечения этих условий необходимо вводить в добываемую скважинную продукцию деэмульгаторы в необходимой концентрации для расслаивания эмульсий, а также водорастворимые ПАВ для обеспечения большей смачиваемости стенок труб водой и увеличения их гидрофильности. Следует отметить, что в условиях непосредственного контакта водного раствора ПАВ с АСПО последние делаются, вследствие обезжиривания, ломкими и легко отделяются от металлической поверхности. В этой связи были проведены эксперименты по оценке совместимости композиций деэмульгаторов и ПАВ с пластовой водой, а также, в соответствии с «Методикой оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений комплексного или многофазного действия на отмыв плёнки нефти, диспергирование и отмыв парафиноотложений пластовой водой» НПО «Союзнефтепромхим», определялись размер образующихся дисперсионных частиц, степень налипания дисперсии на стенки и замазывания стенок АСПО. Были исследованы следующие смеси деэмульгаторов и ПАВ: - деэмульгатор Союз-1000 НДР Сульфонол (гидрофобизатор ИВВ-1); - деэмульгатор Союз-1000 НДР Неонол СНО-3Б; - деэмульгатор Союз-1000 НДР СНПХ-7909; - полиакриламид DKS-ORP 25 N Сульфонол (гидрофобизатор ИВВ-1); - полиакриламид DKS-ORP 25 N Неонол СНО-3Б; - полиакриламид DKS-ORP 25 N СНПХ-7909. Следует отметить, что реагенты марки Союз-1000 в дозировках 5...15 г/м3 используется в настоящее время для снижения вязкости перекачиваемой скважинной продукции, ПАА применяется в качестве деэмульгатора и реагента для гидрофилизации поверхности НКТ [47]. ПАВ, используемые в композициях, относятся к различным классам химических соединений, широко применяемых в качестве моющих агентов. В экспериментах использовалась модель пластовой воды Средне-Асомкинского месторождения Мамонтовского региона нефти и газа, следующего 64 состава, мг/л: Na+ 3287; Mg2+ 24,3; Ca2+ 112; Cl- 4300; HCO3- 1781. В качестве АСПО использовались отложения, отобранные с глубины 80...200 м из скважины № 9150 куста № 32 того же месторождения, содержащие в своём составе, %: - асфальтены 13,90; - парафины 39,03; - силикагелевые смолы 9,60; - масла 35,29. Тип отложений парафиновый. Температура плавления парафина 80…81 °С, что соответствует среднему числу атомов углерода в молекуле (С = 40…41), т.е. молекулярной массе парафинов 562...576. Массовое соотношение «вода : АСПО» в экспериментах составляло 50 : 1. Анализ результатов исследований, представленных в таблице 2.15, свидетельствует о том, что композиции «деэмульгатор Союз ПАВ Неонол СНО-3Б» и «ПАА ПАВ Сульфонол» достаточно эффективны в широком диапазоне варьирования компонентов. Другие композиции уступают им по эффективности. Для определения эффективности ингибирования АСПО исследуемыми композициями использовался модифицированный метод «холодного» стержня. Осаждение АСПВ производилось на гидрофобной металлической пластине, изготовленной из трубной стали, в процессе охлаждения водной фазы с эмульгированными АСПО. Расчёт эффективности ингибирования АСПО проводился сравнением количеств отложившихся на металлической пластине АСПО в присутствии реагентов и без них. В экспериментах в качестве ПАВ дополнительно был исследован реагент Sepapar P, эффективность которого в системе «деэмульгатор ПАВ» описана в зарубежных литературных источниках [49]. Результаты экспериментов представлены в таблицах 2.15 и 2.16. 65 Таблица 2.15 Действие композиций деэмульгаторов и ПАВ на отложения АСПВ Наименование композиции 1 Союз (25 мг/л) – Сульфонол (200 мг/л) Союз (25 мг/л) – Сульфонол (400 мг/л) Союз (50 мг/л) – Сульфонол (200 мг/л) Союз (50 мг/л) – Сульфонол (400 мг/л) Союз (25 мг/л) – Неонол СНО-3Б (200 мг/л) Союз (25 мг/л) – Неонол СНО-3Б (400 мг/л) Союз (50 мг/л) – Неонол СНО-3Б (200 мг/л) Союз (50 мг/л) – Неонол СНО-3Б (400 мг/л) Союз (25 мг/л) – СНПХ-7909 (200 мг/л) Союз (25 мг/л) – СНПХ-7909 (500 мг/л) Союз (25 мг/л) – СНПХ-7909 (1000 мг/л) Союз (50 мг/л) – СНПХ-7909 (200 мг/л) Союз (50 мг/л) – СНПХ-7909 (500 мг/л) Союз (50 мг/л) – СНПХ-7909 (1000 мг/л) ПАА (25 мг/л) – Сульфонол (200 мг/л) ПАА (25 мг/л) – Сульфонол (400 мг/л) ПАА (50 мг/л) – Сульфонол (200 мг/л) ПАА (50 мг/л) – Сульфонол (400 мг/л) ПАА (25 мг/л) – Неонол СНО-3Б (200 мг/л) ПАА (25 мг/л) – Неонол СНО-3Б (400 мг/л) ПАА (50 мг/л) – Неонол СНО-3Б (200 мг/л) Действие реагента на АСПО совместимость с водой дисперсия, мм / оценка налипание, % / оценка замазывание, % / оценка 2 3 4 5 растворяется 0,5...1,0 / хор. до 10 / хор. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,5...1,0 / хор. до 40 / удовл. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 % / отл. эмульгируется 1...7 / удовл. до 40 / удовл. до 50 / удовл. эмульгируется 0,5...1,0 / хор. до 40 / удовл. до 20 / хор. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. эмульгируется 1...7 / удовл. до 40 / удовл. свыше 50 / неуд. эмульгируется 1...7 / удовл. до 40 / удовл. до 50 / удовл. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 5 / отл. до 5 / отл. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 50 / удов. растворяется 0,1-0,3 / отл. до 10 / хор. до 20 / хор. растворяется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 50 / удовл. 66 Окончание таблицы 2.15 1 ПАА (50 мг/л) – Неонол СНО-3Б (400 мг/л) ПАА (25 мг/л) – СНПХ-7909 (200 мг/л) ПАА (25 мг/л) – СНПХ-7909 (400 мг/л) ПАА (50 мг/л) – СНПХ-7909 (200 мг/л) ПАА (50 мг/л) – СНПХ-7909 (400 мг/л) 2 3 4 5 растворяется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 20 / хор. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. свыше 50 / неуд. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 50 / удовл. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. свыше 50 / неуд. эмульгируется 0,1...0,3 / отл. до 10 / хор. до 50 / удовл. Таблица 2.16 Эффективность ингибирования АСПО композициями деэмульгаторов и ПАВ Наименование композиции Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАВ Неонол СНО-3Б (100 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАВ Неонол СНО-3Б (200 мг/л) Деэмульгатор Союз (50 мг/л) – ПАВ Неонол СНО-3Б (100 мг/л) Деэмульгатор Союз (50 мг/л) – ПАВ Неонол СНО-3Б (200 мг/л) Деэмульгатор Союз (50 мг/л) – ПАВ Неонол СНО-3Б (400 мг/л) ПАА (25 мг/л) ПАВ Сульфонол (100 мг/л) ПАА (25 мг/л) ПАВ Сульфонол (200 мг/л) ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол (100 мг/л) ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол (200 мг/л) ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол (400 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАА (50 мг/л) – ПАВ Сульфонол (100 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол (200 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол (400 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАВ Sepapar P (100 мг/л) Деэмульгатор Союз (25 мг/л) – ПАВ Sepapar P (200 мг/л) Деэмульгатор Союз (50 мг/л) – ПАВ Sepapar P (200 мг/л) Эффективность ингибирования АСПО, % 85,4 97,1 41,4 68,2 95,2 85,8 98,0 69,0 91,2 98,6 61,6 89,9 95,6 90,1 95,6 98,9 67 Анализ полученных результатов свидетельствует об эффективности предлагаемых составов для ингибирования АСПО. Варьированием дозировок деэмульгатора и ПАВ можно достичь 80...90 % ингибирования АСПО. Наиболее эффективны следующие дозировки реагентов в исследованных композициях: - деэмульгатор Союз (25 мг/л) ПАВ Неонол СНО-3Б 100...200 мг/л; - деэмульгатор Союз (50 мг/л) ПАВ Неонол СНО-3Б 400 мг/л и выше; - ПАА (25 мг/л) ПАВ Сульфонол 100...200 мг/л; - ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол 200...400 мг/л; - деэмульгатор Союз (25 мг/л) ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол 200...400 мг/л. Следует отметить высокую эффективность композиций с использованием в качестве ПАВ реагента Sepapar P, несколько превосходящих по эффективности композиции с отечественными ПАВ. 2.7. Соляно-кислотные композиции, органические растворители Соляная кислота используется в нефтедобыче преимущественно для понижения рН растворов и как дешёвый удалитель солеотложений, таких как карбонаты, сульфиды и т.д. В то же время, соляная кислота может оказывать негативное влияние, в частности, на ингибиторы коррозии, увеличивая их коррозионную агрессивность. При её взаимодействии с растворами полимеров может происходить кислотный гидролиз либо деструкция полимеров, например полиакриламида, с образованием нерастворимых продуктов вследствие протекания реакции имидизации. Процесс может оказывать существенное влияние на добычу нефти, если при проведении гидроразрыва пласта для закрепления проппанта использовался проппант с полимерным покрытием (RCP-проппант). В этом случае возможны разрушение полимерного слоя проппанта, нарушение его закрепления, вынос в добывающие скважины, что приводит к негативным последствиям 68 (пересыпанию забоя скважин, повреждению рабочих органов УЭЦН и т.д.). Для исключения этого необходим контроль применения кислотных композиций на подобных объектах, снижающий риск возникновения осложнений. Органические растворители Органические растворители, применяемые в процессах нефтедобычи, смеси органических веществ с присадками (в основном ПАВ). В качестве органических веществ могут использоваться как углеводородные соединения (бензиновые, дизельные фракции), так и более сложные вещества (полигликоли, спирты и т.д.) [85]. В первом случае растворитель будет нефтерастворимым, во втором как нефте-, так и водорастворимым. Нефтерастворимые растворители применяются для удаления асфальтеносмолистых веществ из ПЗП, скважин, нефтепромыслового оборудования и т.д. Нефтеводорастворимые растворители применяются в качестве взаимных растворителей при проведении операций по «задавке» ингибиторов солеотложения в пласт. Примерами таких растворителей являются реагенты WAW-85202, Ипроден ВР-1. Растворители совместимы практически со всеми применяемыми в нефтедобыче реагентами. Лишь для нефтерастворимых растворителей существует риск образования трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий (промежуточных слоёв) за счёт залпового увеличения содержания асфальтосмолистых веществ в нефти, что может привести к срыву подготовки нефти. Однако, применение органических растворителей может оказывать негативное влияние на действие деэмульгаторов, используемых в процессе подготовки нефти (таблица 2.17). В заключение отметим, что в настоящий период разработки месторождений нефти и газа, в частности, Юганского региона для предотвращения негативного воздействия химреагентов, мехпримесей и микрофлоры на технологические процессы и нефтепромысловое оборудование, а также для осуществления оперативного контроля этих процессов необходим полномасштабный мониторинг всей системы добычи нефти, включающий следующие этапы. 69 Таблица 2.17 Влияние растворителей АСПО на деэмульгаторы Химическая основа риска Образование трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий (промежуточных слоёв) за счёт залпового увеличения содержания асфальтосмолистых веществ Симптомы риска (внешние проявления) Образование стойких эмульсий Возможные последствия Вероятное место проявления риска Мероприятия по предотвращению риска Мероприятия по ликвидации риска Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Контроль применения растворителей АСПО Ударная дозировка деэмульгаторов На начальном этапе необходимы ретроспективный анализ и создание базы данных о том, какие химреагенты и в каком количестве применялись за последние 10...15 лет. Затем выявляются те группы скважин, участки трубопроводов, технологические процессы и аппараты, которые уже оказались под неблагоприятным техногенным воздействием. Далее необходимо определить места отбора проб, наладить постоянный отбор и анализ нефти, воды и отложений на остаточное содержание нефтепродуктов, мехпримесей из участков трубопроводов, подвергающихся интенсивной биокоррозии. Только после организации постоянного наблюдения и контроля следует принимать решения о применении химреагентов. Необходимо отметить, что обязательной частью мониторинга должны быть тестирование химреагентов на совместимость, определение их влияния и взаимовлияния на технологические процессы. Ни один новый реагент, будь то композиция для увеличения нефтеотдачи или ингибитор коррозии, не должен быть использован до проведения комплексной проверки его воздействия на другие технологические процессы. Причём тестирование химреагентов должно проводиться с использованием конкретных технологических жидкостей и в реальных термобарических условиях, соответствующих промысловым. 70 Выводы по главе 2 1. На основании анализа технологических процессов добычи нефти (добычи, сбора, подготовки нефти и газа) на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», а также ассортимента используемых химреагентов разработаны матрицы совместимости химреагентов двумерные таблицы, в которых приведены возможные последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и последствий совместного применения, рекомендации по снижению рисков и предотвращению проявлений несовместимости реагентов. 2. Представлены химическая основа рисков при взаимодействии реагентов для проведения операций гидравлического разрыва пласта гелей, сшивателей, стабилизаторов глин и температуры, симптомы их несовместимости с другими химреагентами нефтедобычи, возможные последствия, вероятное место проявления, рекомендации по предотвращению и ликвидации последствий несовместимости реагентов, снижающих риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 3. Исследовано влияние интенсифицирующих добычу нефти составов на коррозионную агрессивность перекачиваемой по системе трубопроводного транспорта продукции. Рекомендовано после применения на скважинах интенсифицирующих составов на основе соляной кислоты не допускать их попадания в трубопроводы, а собирать их в отдельные ёмкости для последующей нейтрализации. 4. Исследована коррозионная агрессивность промывочных жидкостей, используемых для удаления с забоя скважин различного рода загрязнений. Показано, что в ходе промывки происходит изменение коррозионной агрессивности промывочных жидкостей вследствие растворения в них кислых газов, в частности диоксида углерода. Установлено, что в присутствии кислорода коррозионная агрессивность промывочных жидкостей в процессе проведения промывки повышается в 1,5 раза. Последующее поступление промывочной жидкости в трубопровод, даже защищаемый ингибиторами, будет 71 снижать эффективность применяемых ингибиторов коррозии и увеличивать общую коррозионную агрессивность среды. Рекомендовано увеличение дозировок ингибиторов коррозии либо подача их в сбрасываемые в трубопроводы промывочные жидкости. Результаты исследований показывают, что при дозировании ингибиторов коррозии в концентрации 100 мг/л коррозионная агрессивность промывочных жидкостей снижается до приемлемого уровня. 5. Установлено, что коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения примерно в два раза выше, чем неразбавленных реагентов или их метанольных растворов. В частности, скорость коррозии обычной нелегированной малоуглеродистой стали в водном растворе реагента СНПХ-5311 достигает 2 мм/год. Скорость же коррозии в метанольном растворе 1 мм/год. Исследование коррозионных свойств ингибиторов солеотложения ХПС- 005 и ОЭДФ показало, что реагент ХПС 005 в 2 раза менее коррозионноагрессивен, чем СНПХ-5311; агрессивность реагента ОЭДФ сопоставима с агрессивностью ингибитора СНПХ-5311. Таким образом, коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения в несколько раз превышает «фоновую» коррозионную агрессивность пластовых (подтоварных) вод. 6. Для снижения коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложения рекомендовано совместное использование их с ингибиторами коррозии. Установлено, что добавка ингибиторов коррозии (КорМастер 1035 в дозировке 100 мг/л, СНПХ-1004 или Азол 5010 в дозировке 200 мг/л) снижает коррозионную агрессивность водного раствора ингибитора солеотложения СНПХ-5311 в 4 раза до скорости коррозии 0,5 мм/год. Показано, что при увеличении концентрации ингибиторов коррозии с 30 до 100 мг/л эффективность действия ингибиторов солеотложения снижается. Наиболее негативное влияние на ингибирующую активность ингибиторов солеотложения СНПХ-5314, ОЭДФ МА и ХПС 005 оказывает ингибитор коррозии Азол 5010. В частности, при содержании выше 50 % (относительно 72 ингибитора солеотложения) с реагентом ХПС 005 он практически не совместим. Применяемый в настоящее время на месторождениях нефти Юганского региона ингибитор солеотложения СНПХ-5311 может быть использован с ингибиторами коррозии СНПХ-1004 р и КорМастер 1035. 7. Показано, что в случае применения ингибиторов солеотложения по технологии закачки через затрубное пространство скважин (когда концентрированный раствор реагента контактирует с устьевым оборудованием, НКТ и обсадными трубами колонны) для предотвращения коррозии оборудования необходима добавка в ингибиторы солеотложения ингибиторов коррозии в повышенной дозировке не менее 100 г/т. 8. Установлено, что наибольший риск при использовании ингибиторов солеотложения заключается в том, что при высоком содержании в добываемой продукции ионов кальция возможен процесс образования малорастворимого осадка фосфоната кальция или продуктов взаимодействия полимера с кальцием. При повышенных температурах в кислых средах (например, когда используются кислотные ингибиторы типа ОЭДФ) осадок не образуется (либо процесс протекает крайне медленно). Для минимизации данного риска необходимо проводить тщательный подбор ингибиторов солеотложения. В случае же образования продуктов, содержащих ионы кальция, рекомендовано проведение соляно-кислотных обработок. 9. Показано, что рост минерализации добываемой жидкости приводит к снижению эффективности действия ингибиторов солеотложения, причём степень снижения зависит от типа применяемого реагента. В растворах сравнимой минерализации на эффективность ингибиторов солеотложения значительное влияние оказывает соотношение основных солеобразующих ионов. В частности, для отложения кальцита соотношение катиона кальция и гидрокарбонат-аниона. Ингибитор ПАФ-13А рекомендуется применять для ингибирования солеотложения СаСО3 в скважинах с попутно добываемой водой хлоркальциевого типа. Ингибитор СНПХ-5301 следует использовать в скважинах со зна- 73 чительным избытком гидрокарбонат-ионов в попутно-добываемой воде в дозировках 20...100 мг/л. Реагент СНПХ-5312 С превосходит по эффективности ингибитор СНПХ-5301 для вод, не содержащих избытка гидрокарбонатионов, для вод же с избытком гидрокарбонат-ионов эффективность этих реагентов находится практически на одном уровне. Ингибитор СНПХ-5311 эффективнее реагента СНПХ-5301 для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов. 10. Исследовано влияние ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования АСПО. Установлено, что на эффективность ингибиторов парафиноотложения минерализация водных растворов практически не оказывает влияния, что объясняется тем, что механизм действия ингибиторов парафиноотложения заключается в их растворении в нефти и предотвращении агрегации АСПВ. Процесс агрегации протекает в нефтяной фазе и связан с соотношением полярных и неполярных углеводородов нефти, влияние же водной фазы на процесс несущественно. Установлено, что основным фактором, способствующим отложению кристаллов парафина на стенках НКТ, является перенос кристаллов с поверхности пузырька к стенке трубы. Показано, что варьированием дозировок деэмульгатора и ПАВ можно достичь 80...90 % ингибирования АСПО. Наиболее эффективны композиции: - деэмульгатор Союз (25 мг/л) ПАВ Неонол СНО-3Б 100...200 мг/л; - деэмульгатор Союз (50 мг/л) ПАВ Неонол СНО-3Б 400 мг/л и выше; - ПАА (25 мг/л) ПАВ Сульфонол 100 мг/л; - ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол 200...400 мг/л; - деэмульгатор Союз (25 мг/л) ПАА (50 мг/л) ПАВ Сульфонол 200...400 мг/л. Отмечена высокая эффективность композиций с использованием в качестве ПАВ реагента Sepapar P, превосходящих по эффективности композиции с отечественными ПАВ. 74 11. Исследовано влияние соляно-кислотных композиций и органических растворителей, применяемых в процессах добычи нефти, на коррозионную агрессивность добываемой продукции. Показано, что при взаимодействии соляно-кислотных композиций с растворами полимеров может происходить кислотный гидролиз либо деструкция полимеров с образованием нерастворимых продуктов вследствие протекания реакции имидизации. Процесс может оказывать существенное влияние на добычу нефти, если при проведении гидроразрыва пласта для закрепления проппанта использовался проппант с полимерным покрытием (RCP-проппант). В этом случае возможны разрушение полимерного слоя проппанта, нарушение его закрепления, вынос в добывающие скважины, что приводит к негативным последствиям (пересыпанию забоя скважин, повреждению рабочих органов УЭЦН и т.д.). Для исключения этого необходим контроль применения кислотных композиций на подобных объектах. 12. Показано, что органические растворители, применяемые для растворения АСПО, могут оказывать негативное влияние на действие деэмульгаторов, используемых в процессе подготовки нефти. Для предотвращения риска при применении органических растворителей рекомендован тщательный контроль их применения, для устранения негативных последствий применение ударных дозировок деэмульгаторов. 13. Для предотвращения негативного воздействия химреагентов, мехпримесей и микрофлоры на технологические процессы и нефтепромысловое оборудование, а также для осуществления оперативного контроля этих процессов необходимы полномасштабный мониторинг всей системы добычи нефти, ретроспективный анализ и создание базы данных о том, какие химреагенты и в каком количестве применялись за последние 10...15 лет, выявление групп скважин, участков трубопроводов, технологических процессов и аппаратов, которые уже оказались под неблагоприятным техногенным воздействием химреагентов. Необходимо определение мест отбора проб нефти, воды и отложений для осуществления контроля применения химреагентов. 75 Только после организации постоянного контроля следует принимать решения о применении других химреагентов. Обязательной частью мониторинга должны быть тестирование химреагентов на их совместимость, определение их влияния и взаимовлияния на технологические процессы. 76 3. ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И БИОЦИДОВ 3.1. Ссовместимость жидкостей глушения на основе поташа и хлорида кальция В настоящее время отмечается рост использования для глушения скважин с повышенным пластовым давлением, в частности на Приобском месторождении (правый берег), растворов поташа плотностью, достигающей 1,48 кг/дм3. Рост объёмов использования жидкостей глушения на основе поташа, в частности, в 2006 г. на правобережной части Приобского месторождения представлен на рисунке 3.1. Рисунок 3.1 Динамика объёмов потребления жидкости глушения на основе поташа на правобережной части Приобского месторождения в 2006 г. Риск глушения скважин раствором поташа связан со следующими факторами: - с химическим взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы кальция, с ионом СО32-, вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита: Са2+ + СО32- → СаСО3; 77 - с подщелачиванием среды и дальнейшим снижением растворимости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах (рисунок 3.2). Рисунок 3.2 Графики изменения содержания ионов кальция в воде в зависимости от величины рН раствора при различных температурах Скважины с повышенным пластовым давлением на правобережной части Приобского месторождения в настоящее время глушатся растворами хлорида кальция плотностью 1,19...1,35 кг/дм3. Рост использования растворов глушения на основе хлорида кальция в 2006 г. на правобережной части Приобского месторождения представлен на рисунке 3.3. Рисунок 3.3 Динамика использования растворов глушения на основе хлорида кальция в 2006 г. на правобережной части Приобского месторождения 78 Глушение скважин раствором хлорида кальция связано с риском увеличения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде, интенсифирующим выпадение кальцита [2 5, 20, 79 84, 87 95, 97, 99]. Одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения хлорида кальция и поташа приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и нефтепроводах в результате выноса растворов глушения в трубопроводные коммуникации: СаСl2 + K2СО3 → СаСО3 ↓+ 2 KCl. Для устранения последствий применения несовместимых жидкостей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков. 3.2. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии и биоцидов Жидкости глушения условно делят на две группы: на водной и углеводородной основах. В первую группу входят пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, системы с конденсированной твёрдой фазой (гидрогели), прямые эмульсии. Вторая группа включает в себя товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 %. Тем не менее, основными являются водные растворы минеральных солей или чистые рассолы, не содержащие твёрдой фазы. При их использовании вследствие комплекса причин происходит снижение проницаемости продуктивного пласта, часто имеет место необратимая, неуправляемая кольматация пор продуктивного пласта твёрдыми частицами. В таблице 3.1 приведены составы и максимальные значения плотности рассолов, используемых для глушения. 79 Таблица 3.1 Состав и максимальная плотность жидкостей глушения Реагенты NH4Cl KCl NaCl MgCl2 KBr CaCl2 NaBr K2CO3 CaBr2 ZnBr2 NaCl + Na2CO3 NaCl + CaCl2 NaCl + NaBr CaCl2 + CaBr2 CaBr2 + NaBr CaCl2 + CaBr2 + ZnBr2 Максимальная плотность рассолов, г/см3 1,07 1,17 1,20 1,30 1,37 1,40 1,51 1,55 1,82 2,30 1,20…1,27 1,20…1,40 1,20…1,51 1,40…1,81 1,80…2,30 1,80…2,30 На большинстве объектов ОАО «НК «Роснефть» для операций глушения скважин используются растворы хлорида натрия, калия, кальция и нитрата кальция. Так, например, в 2009 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» было использовано 1220 тыс. м3 растворов глушения, из них около 82 % составили растворы на основе хлорида натрия, около 12 % растворы на основе хлорида кальция, около 5 % растворы на основе нитрата кальция, менее 1 % растворы на основе других солей. Таким образом, основными жидкостями глушения на объектах ОАО «НК «Роснефть» являются хлорид натрия, хлорид кальция, нитрат кальция, реже используется сильвинит смесь хлоридов натрия и калия (77 % NaCl и 23 % KCl). Хлорид натрия совместим с большинством применяющихся в нефтедобыче реагентов. Однако, при применении метанола, катионо-, анионо- и неионогенных ПАВ, полиакриламида, полисахаридов существует риск несовместимости. Для метанола риск несовместимости связан с процессом высаливания, т.е. выделения твёрдой фазы из растворов при их смешивании. Метанол хорошо растворим в воде, вследствие чего его добавление в водные растворы хлорида натрия приводит к «связыванию» части воды и выделению из полученной смеси твёрдого осадка хлорида натрия. Данный процесс мо- 80 жет происходить и при смешивании катионо-, анионо- и неионогенных ПАВ, если в состав товарных форм ПАВ в качестве несущих жидкостей входят растворимые в воде органические вещества низшие спирты (метанол, этанол, пропанол и т.д.), кетоны (ацетон и т.д.) и пр. Кроме того, для ПАВ характерно разрушение мицелл при введении сильных электролитов, таких как хлорид калия, хлорид кальция и т.д., что приводит к снижению эффективности действия ПАВ. Смешивание растворов полиакриламида и/или полисахаридов с хлоридом натрия также может приводить к высаливанию выделению из растворов твёрдых осадков полимеров, так как хлорид натрия лучше растворим в воде, чем полимеры (таблица 3.2). При контакте с растворами хлорида натрия или хлорида кальция ингибиторов коррозии возможен эффект снижения эффективности ингибиторов, так как хлорид натрия диссоциирует в воде на ионы натрия и хлорид-ионы. Последние из-за своих относительно малых размеров могут достаточно легко проникать под плёнку ингибитора коррозии на металле и вызывать питтинговую (точечную) коррозию даже под плёнкой ингибитора коррозии. Ингибиторы коррозии Для оценки коррозионной агрессивности растворов глушения, применяемых при ремонте скважин Юганского региона месторождений нефти и газа, а также влияния на них ингибиторов коррозии были проведены эксперименты по определению скорости коррозии стали 20 в растворах глушения различной плотности, приготовленных на основе раствора Лимана (жидкость глушения на основе хлорида натрия, содержащая в своём составе ряд минеральных солей, преимущественно хлоридов калия и натрия). Скорость коррозии определялась гравиметрическим методом в соответствии с ГОСТ 9.905-87 «Методы коррозионных испытаний». При проведении экспериментов использовались герметичные стеклянные ячейки объёмом 500 см 3 с тремя плоскими металлическими образцами. Продолжительность экспериментов составляла 8 ч, смесь постоянно перемешивалась. 81 Таблица 3.2 Проблемы при взаимодействии хлорида натрия с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Ингибитор гидратообразования метанол Вещество ПАВ Химическая основа риска Если в состав товарных форм ПАВ в качестве несущих жидкостей входят растворимые в воде органические вещества низшие спирты (метанол, этанол, пропанол и т.д.), кетоны (ацетон и т.д.) и пр., риск возникновения процесса высаливания, т.е. выделения твёрдой фазы из растворов при их смешивании. Добавление в водные растворы хлорида натрия хорошо растворимых в воде органических веществ приводит к «связыванию» части воды, имеющейся в растворе хлорида натрия, и выделению осадка хлорида натрия. Кроме того, для ПАВ характерно разрушение мицелл при введении сильных электролитов, таких как хлорид натрия, что приводит к снижению эффективности действия ПАВ Риск возникновения процесса высаливания, т.е. выделения твёрдой фазы из растворов при их смешивании. Метанол хорошо растворим в воде, поэтому его добавление в водные растворы хлорида натрия приводит к «связыванию» части воды, имеющейся в растворе хлорида натрия, и выделению из смеси твёрдого осадка хлорида натрия Симптомы риска (внешние проявления) Помутнение, выделение твёрдой фазы в осадок Возможные последствия Полиакриламид Полисахариды (БП-92) Ингибиторы коррозии Риск возникновения процесса высаливания выделения из растворов твёрдых осадков полимеров, так как хлорид натрия обладает лучшей растворимостью в воде, чем полимеры Возможен эффект снижения эффективности ингибиторов, так как в воде хлорид натрия диссоциирует на ионы натрия и хлорид-ионы. Последние из-за своих относительно малых размеров могут достаточно легко проникать под плёнку ингибитора коррозии на металле и вызывать питтинговую (точечную) коррозию даже под плёнкой ингибитора коррозии Помутнение, выделение твёрдой фазы в осадок Помутнение, выделение твёрдой фазы в осадок Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Снижение эффективности действия ингибиторов коррозии, коррозионные проявления при наличии ингибиторов коррозии Вероятное место проявления риска Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Мероприятия по предотвращению риска Исключить контакт растворов ПАВ с концентрированными растворами хлорида натрия Исключить контакт метанола с концентрированными растворами хлорида натрия Мероприятия по ликвидации риска Промывка водой, так как хлорид натрия хорошо растворим в воде Промывка водой, так как и хлорид натрия, и метанол хорошо растворимы в воде Исключить контакт растворов полимеров с концентрированными растворами хлорида натрия Промывка водой, так как и хлорид натрия, и полимеры растворимы в воде, промывка соляной кислотой Отказы оборудования по причине коррозии Погружное оборудование, обсадные колонны скважин, поверхностное оборудование Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, более тщательный подбор ингибиторов коррозии Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, более тщательный подбор ингибиторов коррозии Скорости коррозии стали 20 в растворах глушения различной плотности при температуре 20 °С представлены в таблице 3.3. Как видно из данных 82 таблицы, коррозионная агрессивность раствора Лимана с увеличением плотности и, соответственно, минерализации практически не изменяется. Это объясняется тем, что с ростом минерализации снижается концентрация растворённого кислорода, являющегося коррозионно-агрессивным агентом. Таблица 3.3 Зависимость скорости коррозии от плотности раствора глушения Плотность раствора глушения на основе Лимана, г/см3 Скорость коррозии, г/(м2ч) 1,06 1,12 1,18 0,26 0,23 0,26 Известно, что скорость коррозии растворов глушения на основе хлорида натрия находится в пределах 0,22...0,38 мм/год, что сравнимо с коррозионной агрессивностью жидкостей глушения на основе раствора Лимана. Результаты анализов химического состава жидкостей глушения на основе хлорида натрия, отобранных на пунктах их приготовления на объектах Таблица 3.4 Химический состав жидкостей глушения на основе хлорида натрия Показатели Результаты анализа рН (4,8...6,3) / 5,3* Na+ + К+, мг/дм3 (103204,9...133551,3) / 114716,2 Cl-, мг/дм3 (154425,0...199119,5) / 171372,7 SO42-, мг/дм3 (180,3...199,7) / 190,3 3 Железо общее, мг/дм (1,7...4,1) / 2,9 3 Общая минерализация, г/дм (259,1...333,9) / 287,5 Примечание: * в числителе указан диапазон изменения, в знаменателе среднее значение. Содержание растворённого кислорода в жидкостях глушения, определённое при помощи кислородомера АНИОН 7040 с амперометрическими сенсорами парциального давления, составляло в исследованных пробах 6,6...8,0 мг/л (при температуре 20 ºС). Посев в селективные питательные среды проб жидкостей глушения и исходных вод с узлов приготовления не выявил наличия в них коррозионно- 83 активных микроорганизмов. Лишь анализ пробы из ёмкости долива на кусте скважин № 243 Приобского месторождения показал наличие 102 кл./см3 СВБ. Это может быть связано с использованием жидкостей глушения, разбавленных водой из открытых водоёмов, в частности болот, содержащей СВБ, а также несоблюдением технологии очистки автоцистерн, транспортирующих жидкости глушения. Наличие в растворах глушения СВБ создаёт риск развития биокоррозионных процессов в трубопроводах системы нефтесбора в процессе вывода заглушенных скважин на режим. Так как коррозионная агрессивность перекачиваемой по трубопроводам Юганского региона месторождений нефти и газа добываемой продукции относительно невысока (таблица 3.5), то применение растворов глушения без соответствующей подготовки может привести к повышению коррозионной агрессивности среды, причём в случае глушения скважин, добывающих продукцию невысокой обводнённости, коррозионная агрессивность среды может вырасти на порядок и более. Таблица 3.5 Скорость коррозии образцов-свидетелей в добываемой продукции Юганского региона месторождений нефти и газа Регион Скорость коррозии, мм/год Юганский 0,023...1,586 Мамонтовский 0,016...0,903 Правдинский 0,018...0,162 Майский 0,025...0,245 В этой связи особенно важно снижение коррозионной агрессивности растворов, используемых при глушении скважин, добывающих малообводнённую продукцию. Как отмечалось выше, для защиты от коррозии оборудования систем нефтесбора Юганского региона месторождений нефти и газа применяется широкий ряд ингибиторов коррозии, в частности используются реагенты СНПХ-1004, Азол 5010, КорМастер 1035,Сонкор- 9701 [65]. 84 Для оценки влияния жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии было оценено защитное действие ингибиторов на модели пластовой воды и в растворах глушения при дозировке реагентов 30 мг/л. Результаты испытаний представлены в таблице 3.6. Результаты испытаний свидетельствуют о том, что все исследованные ингибиторы достаточно эффективны для ингибирования добываемой и транспортируемой продукции. Таблица 3.6 Защитное действие ингибиторов коррозии в нефтепромысловых средах различного состава Ингибитор коррозии Азол 5010 КорМастер1035 СНПХ-1004 Сонкор-9701 Защитное действие, % скорость коррозии, г/(м2ч) модель пластовой воды (скорость коррозии 0,44 г/м2ч) 77/ 0,10 81/ 0,08 76/ 0,11 79/ 0,09 тяжелый Лиман (скорость коррозии 0,20 г/м2ч) 50/ 0,10 42/ 0,18 42/ 0,18 58/ 0,08 В растворах глушения эффективность исследованных ингибиторов коррозии снижается в 1,5...2 раза, что может быть обусловлено наличием в них растворённого кислорода, в присутствии которого эффективность органических ингибиторов коррозии резко падает. Коррозионная агрессивность раствора глушения на основе Лимана относительно модели пластовой воды в 2 раза ниже, но вследствие недостаточной эффективности ингибиторов коррозии в данном растворе коррозионная агрессивность ингибированной среды при введении в неё раствора глушения увеличивается. Для устранения отрицательного воздействия растворов глушения на эффективность ингибиторной защиты трубопроводов необходимо увеличение дозировки ингибиторов коррозии либо предварительная обработка растворов глушения ингибиторами коррозии в концентрации, обеспечивающей снижение абсолютной величины скорости коррозии ниже фонового значения. Наиболее простой путь решения проблемы состоит, на наш взгляд, в добавлении в растворы глушения ингибиторов коррозии. В этой связи было исследовано влияние содержания ингибиторов коррозии в растворах глуше- 85 ния на их эффективность. Из результатов экспериментов, представленных в таблице 3.7, видно, что требуемое значение защитного эффекта для всех исследованных реагентов достигается при дозировках ингибиторов коррозии 100 мг/л и выше. С учётом того, что при глушении будет происходить разбавление раствора глушения пластовой водой, рекомендуется увеличение дозировок ингибиторов коррозии до 200 мг/л. Таблица 3.7 Защитные свойства ингибиторов коррозии в модели жидкости глушения на основе хлорида натрия Ингибитор коррозии Додикор V 4712 Сонкор-9701 ХПК-002ВД И-21ДМ СНПХ-1004 ИНК-2 Азол 5010 КорМастер 1035 Защитный эффект, % , при дозировке 50 мг/л 100 мг/л 48 83 38 75 45 80 38 70 41 82 41 75 45 79 47 76 Биоциды Для жидкостей глушения характерно наличие значительного количества сульфат-ионов, способствующих развитию СВБ. Источником заражения служат исходные воды, применяемые для приготовления солевых растворов (сеноманские, речные, технические) [109, 110, 120]. Вследствие высокой минерализации жидкостей глушения содержащиеся в них клетки микроорганизмов находятся в малоактивном состоянии. Однако при попадании их в призабойную зону пласта создаются условия для их активной жизнедеятельности, т.к. пластовые воды содержат, как правило, большое количество сульфат-ионов. Это способствует к образованию в призабойной зоне пласта крупных колоний микроорганизмов, приводящих к снижению проницаемости ПЗП. С целью подбора наиболее эффективных реагентов для подавления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения была исследована биоцидная активность ряда промышленно выпускаемых бактерицидов и реагентов комплексного действия (серии Сонцид - 2104; 8102; 8103н; 86 СНПХ-1002; 1004; ЛПЭ-11, ХПБ-001, Данокс С1-101) на накопительной культуре СВБ, выделенной из сточной воды пункта подготовки нефти (ППН) Правдинского месторождения нефти и газа. Результаты испытаний представлены в таблице 3.8. Таблица 3.8 Биоцидная активность реагентов относительно планктонных форм СВБ Реагент Дозировка, мг/л 200 500 Сонцид 2104 +* + Сонцид 8102 Сонцид 8103н + ЛПЭ-11 + ХПБ-001 Данокс С1-101 СНПХ-1002 + СНПХ-1004 Примечание: * «+» рост бактерий; «» отсутствие роста. 1000 * Как следует из данных таблицы 3.8, наиболее эффективными бактерицидами, подавляющими рост СВБ при дозировке 200 мг/л, являются реагенты Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента являются реагентами комплексного действия, так как кроме бактерицидного обладают ингибирующим коррозию эффектом, и поэтому более предпочтительны. Ингибирование жидкостей глушения может производиться как на узлах приготовления, так и непосредственно перед закачкой в скважины. Для ингибирования в условиях растворных узлов следует применять водорастворимые ингибиторы коррозии (Додикор V 4712, СНПХ-1004 р, Азол 5010, КорМастер 1035). Применение вододиспергируемых реагентов (Сонкор9701, ХПК-002ВД, ИНК-2) рекомендуется при ингибировании в промысловых условиях либо на растворных узлах при наличии перемешивания жидкости глушения перед закачкой в скважины. Для повышения биостойкости растворов рекомендуется добавлять в растворы глушения на растворных узлах ингибитор-биоцид СНПХ-1004 р в дозировке 200 г/т. 87 3.3. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения Риск несовместимости ингибирующих систем с технологическими жидкостями связан с тем, что для глушения скважин с высоким пластовым давлением, как правило, применяется водный раствор хлорида кальция. Ряд ингибиторов солеотложения при смешивании с кальцийсодержащими растворами глушения образует малорастворимый в воде осадок продукта взаимодействия фосфоната с ионом кальция. Если процесс протекает в призабойной зоне скважины, то последствием будут кольматация призабойной зоны пласта и последующее снижение притока жидкости, приводящие к снижению дебита скважины по жидкости и нефти. Для устранения риска необходимо не допускать смешивания растворов глушения с растворами ингибиторов солеотложения путём применения блокирующих, изолирующих пачек. Второй вариант применение ингибиторов солеотложения, совместимых с хлоридом кальция. Актуален вариант применения кальцийустойчивых ингибиторов солеотложения при реализации технологии их «задавки» в пласты, для попутно добываемых вод которых характерна высокая концентрация ионов кальция. При применении кальцийустойчивых ингибиторов солеотложения в товарной форме исчезает и технологический риск, связанный с качеством приготовления растворов ингибиторов, при проведении закачки. Третий вариант применение бескальциевых растворов глушения. В этом случае ввиду отсутствия ионов кальция образования осадков не происходит. Способ представляется наиболее целесообразным, так как несмотря на дороговизну бескальциевых растворов будет происходить снижение концентрации солеобразующего иона кальция и солеотложения во всей системе «пласт добывающая скважина нефтесборный коллектор система подготовки нефти и воды система ППД нагнетательные скважины». 88 Так, например, в процессе обработки скважин № 693 и № 695 Южного купола Харампуровского месторождения было выявлено образование осадков при приготовлении растворов, предназначенных для закачки в пласт. Тем не менее, эти растворы с формирующимся осадком были закачаны в скважины, что привело к существенному снижению притока жидкости к скважинам. Анализ осадков показал высокое содержание в них ионов кальция (рисунок 3.4). Ионов кальция нет Ионы кальция присутствуют Рисунок 3.4 Рентгенофлюоресцентный анализ товарной формы ингибитора солеотложения и осадка, выделенного из технологических жидкостей при обработке скважин № 693 и № 695 Южного купола Харампуровского месторождения Это свидетельствует о том, что основной проблемой была несовместимость реагента с водой, содержащей ионы кальция. На рисунке 3.5 приведе- 89 ны результаты закачки такой суспензии и их сопоставление с результатами закачки в другие скважины месторождения, по которым нарушения технологии не допускалось. СНО до обработки, сут. 800 наработка, сут 600 400 Наработка после обработки, сут 727 556 514 нарушение технологии 475 379 306 279 235 223 283 200 200 34 53 67 22 50 47 54 72 54 98 108 0 693 695 445 12376 476 743 891 914 289 223 116 № скваж ины Рисунок 3.5 Средняя наработка на отказ до проведения «задавки» ингибитора солеотложения Ипроден С-1 в пласт и наработка на отказ после его «задавки» в скважины ООО «РН-Пурнефтегаз» В таблице 3.9 приведены результаты исследования совместимости ингибиторов солеотложения на основе фосфора с жидкостями глушения растворами СаСl2 плотностью до 1,36 г/см3. Таблица 3.9 Совместимость ингибиторов солеотложения на основе фосфора с растворами СаСl2 Вещество Химическая основа риска Симптомы риска (внешние проявления) Возможные последствия Вероятное место проявления риска Мероприятия по предотвращению риска Мероприятия по ликвидации риска Раствор СаСl2 плотностью до 1,36 г/см3 При высоком содержании ионов кальция и/или фосфонатных ингибиторов солеотложения возможен процесс образования малорастворимого осадка фосфоната кальция. При повышенных температурах в сильнокислых средах (например, когда используются кислотные ингибиторы типа ОЭДФ) осадок не образуется (либо процесс протекает крайне медленно) Помутнение, выделение твёрдой фазы Снижение дебита, отказ УЭЦН, снижение течения по НКТ Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ Исключить контакт растворов Промывка соляной кислотой 90 В таблице 3.10 представлены результаты исследования совместимости ингибиторов солеотложения с жидкостями глушения на основе растворов Лимана и галита. Таблица 3.10 Результаты исследования совместимости ингибиторов солеотложения c растворами глушения на основе растворов Лимана и галита Дозировка, мг/л Ингибитор 100 500 1000 5000 Раствор Лимана = 1,22 г/см3 при 20 °С ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим не совместим не совместим Раствор Лимана = 1,18 г/см3 при 20 ºС ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим Раствор Лимана = 1,22 г/см3 при 90 °С ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим не совместим не совместим не совместим не совместим не совместим Раствор Лимана = 1,18 г/см3 при 90 ºС ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим совместим не совместим не совместим не совместим не совместим Раствор галита = 1, 18 г/см3 при 20 °С ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим совместим не совместим Раствор галита = 1,18 г/см3 при 90 ºС ОЭДФ ХПС 001 СНПХ-5311 СНПХ-5314 совместим совместим совместим совместим совместим совместим совместим не совместим совместим не совместим не совместим не совместим не совместим 91 Как следует из представленных данных, ингибиторы солеотложения в дозировках до 500 г/м3 при температурах 20 °С и 90 °С совместимы с растворами глушения и не вызывают осадкообразования. Отмечено, что повышение температуры и минерализации раствора глушения ухудшает их совместимость с ингибиторами солеотложения. Лучшей совместимостью с растворами глушения из исследованных ингибиторов обладает реагент ОЭДФ. Разработана Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химреагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти». 3.4. Влияние поверхностно-активных веществ на реагенты нефтедобычи Основной количественной характеристикой ПАВ является поверхностная активность способность снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз. ПАВ имеет предел растворимости критическую концентрацию мицеллообразования (ККМ), с достижением которой при добавлении ПАВ в раствор его концентрация на границе раздела фаз остаётся постоянной, но в то же время происходит самоорганизация молекул ПАВ в объёмном растворе (мицеллообразование или агрегация). В результате агрегации образуются так называемые мицеллы. В нефтедобыче в основном применяются анионоактивные, катионоактивные и неионогенные ПАВ. В зависимости от типа ПАВ возможны различные проявления несовместимости. Так, при смешении пероксидисульфата аммония наиболее часто применяемого деструктора с катионоактивными ПАВ, например с первичными аминами, происходит его окисление до спирта и далее до кислот с потерей эффективности ПАВ: 2R-CH2-NH2 + O3 = 2R-CH2-OH + N2 + H2O, R-CH2-OH + O3 = R-COOH + H2O. В таких же условиях анионоактивные ПАВ, например алкилсульфаты, разлагаются по углеродной цепи с отщеплением функциональных групп и потерей поверхностной активности: 92 2R-CH2-OSO3Na + 2O3 = 2RCOOH + 2NaHSO4 + O2. Еще один риск при использовании водных растворов ПАВ высаливание. Так, при контакте ПАВ с жидкостями глушения или с высокоминерализованными водами происходит выделение осадков из растворов ПАВ при повышенных температурах выше 60 °С. Наиболее существенный риск при применении ПАВ снижение эффективности действия деэмульгаторов вплоть до полного нарушения процесса деэмульсации добываемых водонефтяных смесей. Таким образом, желательно исключить контакт ПАВ с другими химреагентами нефтедобычи. Было исследовано влияние ПАВ, применяемых в качестве гидрофобизирующих добавок в интенсифицирующие добычу нефти составы, на коррозионную агрессивность растворов глушения. В качестве раствора глушения использовался тяжёлый раствор Лимана. Из представленных в таблице 3.11 результатов экспериментов следует, что рассмотренные ПАВ не повышают коррозионную агрессивность растворов глушения. Более того, они оказывают защитное действие, снижая коррозионную агрессивность раствора Лимана. Наибольшим защитным действием обладает реагент Нефтенол К, снижающий коррозионную агрессивность раствора глушения более чем в 2 раза. Таблица 3.11 Влияние добавок ПАВ на коррозионную агрессивность раствора глушения ПАВ Дозировка ПАВ, % Контроль Лиман = 1,18 г/см3 Скорость коррозии, г/(м2ч) 0,17 Время опыта, ч Защитное действие, % 6 АФ 9-12 1 0,12 6 29 Нефтенол -ВВД Нефтенол- ВКС Нефтенол -К 1 0,13 6 24 1 1 0,13 0,08 6 6 24 53 Выводы по главе 3 1. Показано, что риск глушения скважин раствором поташа связан с химическим взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы каль- 93 ция, с ионом СО32-, вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита, а также подщелачиванием среды и дальнейшим снижением растворимости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах. 2. Глушение скважин раствором хлорида кальция связано с риском увеличения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде, интенсифицирующим выпадение кальцита. Одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения хлорида кальция и поташа приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и в нефтепроводах. Для устранения последствий применения несовместимых жидкостей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков. 3. Смешивание растворов полиакриламида и/или полисахаридов с хлоридом натрия может приводить к высаливанию выделению из растворов твёрдых осадков полимеров, так как хлорид натрия лучше растворим в воде, чем полимеры. При контакте с растворами хлорида натрия или хлорида кальция ингибиторов коррозии возможен эффект снижения эффективности ингибиторов. 4. Показано, что, так как коррозионная агрессивность перекачиваемой по трубопроводам Юганского региона месторождений нефти и газа добываемой продукции относительно невысока, применение растворов глушения без соответствующей подготовки может привести к увеличению коррозионной агрессивности среды, причём в случае глушения скважин, добывающих продукцию невысокой обводнённости, коррозионная агрессивность среды может вырасти на порядок и более. В этой связи особенно важно снижение коррозионной агрессивности растворов, используемых при глушении скважин, добывающих малообводнённую продукцию. 5. Исследовано влияние жидкостей глушения на эффективность применяемых на месторождениях нефти Юганского региона ингибиторов коррозии Азол 5010, КорМастер 1035, СНПХ-1004, Сонкор-9701. Установлено, что в растворах глушения эффективность исследованных ингибиторов коррозии 94 снижается в 1,5...2,0 раза, что может быть обусловлено наличием в них растворённого кислорода. Для устранения отрицательного воздействия растворов глушения на эффективность ингибиторной защиты трубопроводов необходимо увеличение дозировки ингибиторов коррозии либо предварительная обработка растворов глушения ингибиторами коррозии в концентрации, обеспечивающей снижение абсолютной величины скорости коррозии ниже фонового значения. С учётом того, что при глушении скважин происходит разбавление растворов глушения пластовой водой, рекомендованы повышенные дозировки ингибиторов коррозии до 200 мг/л. 6. С целью подбора эффективных реагентов для подавления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения исследована биоцидная активность бактерицидов и реагентов комплексного действия (серии Сонцид 2104; 8102; 8103н; СНПХ-1002; 1004; ЛПЭ-11, ХПБ 001, Данокс С1-101). Наиболее эффективными бактерицидами, подавляющими рост СВБ при дозировке 200 мг/л, показали себя реагенты Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента являются реагентами комплексного действия, так как кроме бактерицидного обладают ингибирующим коррозию эффектом, и поэтому более предпочтительны. 7. Показано, что для ингибирования жидкостей глушения на растворных узлах следует применять водорастворимые ингибиторы коррозии (Додикор V 4712, СНПХ-1004 р, Азол 5010, КорМастер 1035). Применение вододиспергируемых реагентов (Сонкор-9701, ХПК 002ВД, ИНК-2) рекомендуется при ингибировании в промысловых условиях либо на растворных узлах при наличии перемешивания жидкости глушения перед закачкой в скважины. Для повышения биостойкости растворов рекомендуется добавлять в растворы глушения на растворных узлах ингибитор-биоцид СНПХ-1004 р в дозировке 200 г/т. 8. Исследовано влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения. Показано, что риск несовместимости ингибиторов с жидкостями глушения связан с тем, что для глушения скважин с высоким 95 пластовым давлением применяется водный раствор хлорида кальция. В этом случае ряд ингибиторов солеотложения при смешивании с кальцийсодержащими растворами глушения образует малорастворимый в воде осадок продукта взаимодействия фосфоната с ионом кальция. Если процесс протекает в призабойной зоне скважины, то последствием будут кольматация призабойной зоны пласта и последующее снижение притока жидкости, приводящие к снижению дебита скважин по жидкости и нефти. Для устранения риска необходимо: - не допускать смешивания растворов глушения с растворами ингибиторов солеотложения путём применения блокирующих, изолирующих пачек; - применение ингибиторов солеотложения, совместимых с хлоридом кальция. При применении кальцийустойчивых ингибиторов солеотложения в товарной форме технологический риск, связанный с качеством приготовления растворов ингибиторов, при проведении закачки исчезает; - применение бескальциевых растворов глушения. В этом случае ввиду отсутствия ионов кальция образования осадков не происходит. Способ представляется наиболее целесообразным, так как несмотря на дороговизну бескальциевых растворов будет происходить снижение концентрации солеобразующего иона кальция и солеотложения во всей системе «пласт добывающая скважина нефтесборный коллектор система подготовки нефти и воды система ППД нагнетательные скважины». 9. Исследованием совместимости ингибиторов солеотложения ОЭДФ, ХПС 001, СНПХ-5311 и СНПХ-5314 с жидкостями глушения на основе растворов Лимана плотностями 1,18 г/см3 и 1,22 г/см3 и галита плотностью 1,18 г/см3 установлено, что ингибиторы солеотложения в дозировках до 500 г/м3 при температурах 20 °С и 90 °С совместимы с растворами глушения и не вызывают осадкообразования. Отмечено, что повышение температуры и минерализации раствора глушения ухудшает их совместимость с ингибиторами солеотложения. Лучшей совместимостью с растворами глушения из исследованных ингибиторов обладает реагент ОЭДФ. 96 10. Исследовано влияние ПАВ на жидкости глушения. Показано, что в зависимости от типа ПАВ возможны различные проявления несовместимости. Так, при смешивании пероксидисульфата аммония наиболее часто применяемого деструктора с катионоактивными ПАВ, например с первичными аминами, происходит его окисление до спирта и далее до кислоты с потерей эффективности ПАВ. В таких же условиях анионоактивные ПАВ, например алкилсульфаты, разлагаются по углеродной цепи с отщеплением функциональных групп и потерей поверхностной активности. Другой риск при использовании водных растворов ПАВ высаливание. Так, при контакте ПАВ с жидкостями глушения или с высокоминерализованными водами происходит выделение осадков из растворов ПАВ при повышенных температурах выше 60 °С. Наиболее существенный риск при применении ПАВ снижение эффективности действия деэмульгаторов вплоть до полного нарушения процесса деэмульсации добываемых водонефтяных смесей. Рекомендовано исключить контакт ПАВ с другими химреагентами нефтедобычи. 11. Исследовано влияние ПАВ (АФ 9-12, Нефтенол-ВВД, Нефтенол-ВКС и Нефтенол-К), применяемых в качестве гидрофобизирующих добавок в интенсифицирующие добычу нефти составы, на коррозионную агрессивность растворов глушения (раствора Лимана). Установлено, что исследованные ПАВ не повышают коррозионную агрессивность растворов глушения. Более того, они оказывают защитное действие, снижая коррозионную агрессивность раствора Лимана. Наибольшим защитным действием обладает реагент Нефтенол-К, снижающий коррозионную агрессивность раствора глушения более чем в 2 раза. 97 4. ИССЛЕДОВАНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ РЕАГЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕСБОРА, ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ В системах нефтесбора, транспорта нефти и подготовки воды используются ингибиторы коррозии и солеотложения, деэмульгаторы, в связи с чем было исследовано их взаимовлияние при совместном применении. Следует заметить, что вследствие комплексного применения химреагентов часть материалов, относящихся к нижеизложенному, представлена выше в главе 2 настоящей работы. 4.1. Ингибиторы коррозии, биоциды Ингибиторы коррозии можно разделить на следующие типы: водорастворимые, вододиспергируемые и нефтерастворимые [103]. Но, как правило, все ингибиторы коррозии являются азотсодержащими производными. Их растворимость и диспергируемость в воде и нефти определяются природой углеводородного радикала. Примеры действующих веществ в ингибиторах коррозии приведены на рисунке 4.1. На месторождениях нефти и газа Юганского региона для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии используется широкий ассортимент реагентов как отечественного, так и импортного производства. Наибольший защитный эффект проявляют реагенты Азол 5010, СНПХ-1004, Сонкор-9701. Учитывая, что СНПХ-1004 и Сонкор-9701 являются реагентами комплексного действия (ингибиторами коррозии и биоцидами) и при ударной дозировке (200...400 мг/л) полностью подавляют планктонные формы СВБ, эти реагенты использовались в дальнейших экспериментах по исследованию их влияния на деэмульсацию водонефтяных смесей. В настоящее время применение биоцидов на месторождениях нефти Юганского региона временно уменьшено, хотя необходимость их применения, обусловленная высокой заражённостью как нефтяных пластов, так и поверхностного нефтепромыслового оборудования, не вызывает сомнения [47]. 98 Ранее же для подавления биоценоза применялись биоциды марок ЛПЭ-11, и И-21ДМ, а также реагенты комплексного действия (ингибиторы коррозии биоциды) СНПХ-1004, Сонкор-9701, Нефтехим-1 в дозировках порядка 200 г/т (для подавления планктонных форм бактерий, для подавления же адгезированных на различных поверхностях микроорганизмов рабочие дозировки выше). Данные биоциды исследовались в экспериментах по деэмульсации водонефтяных смесей. Рисунок 4.1 Примеры активных веществ в ингибиторах коррозии 99 Было изучено влияние индивидуальных ингибиторов коррозии и биоцидов, а также их смесей на кинетические закономерности процесса разделения водонефтяных эмульсий. В экспериментах использовалась искусственно приготовленная эмульсия (нефть из отстойника ЦППН-1 Усть-Балыкского месторождения + 50 % воды), а также эмульсия, отобранная на входе в ЦППН-1. Температура проведения экспериментов составляла 25 оС для первой эмульсии и 40 оС для второй. Измерялись объём отделившейся воды и эффективная вязкость эмульсии при скорости сдвига 3,7 с -1. Во все пробы эмульсий добавлялся базовый для данного объекта деэмульгатор Сепарол WF-41 в дозировке 40 г/т. На рисунке 4.2 представлены результаты исследования влияния ингибиторов коррозии и бактерицидов на разделение водонефтяных эмульсий, рассчитанные по формуле: Стаб . где VСеп. V( Сеп . Реаг.) VСеп. 100 %, VСеп. объём воды, отделившейся через 2 ч из контрольной эмульсии, содержащей только Сепарол WF-41; V(Сеп. + Реаг.) объём воды, отделившейся через 2 ч из эмульсии, содер- жащей Сепарол WF-41 и соответствующие реагенты. Результаты исследования влияния ингибиторов коррозии и биоцидов, а также их смесей на эффективную вязкость эмульсий представлены на рисунке 4.3. Дозировки реагентов указаны на рисунках 4.2 и 4.3. В случае отсутствия надписи дозировки составляли: СНПХ-1004 200 г/т, ЛПЭ-11 500 г/т, И-21 ДМ 200 г/т, Сонкор-9701 100 г/т, Нефтехим-1 100 г/т. 100 Рисунок 4.2 Влияние ингибиторов коррозии и биоцидов на разделение водонефтяных эмульсий Из данных, представленных на рисунках 4.2 и 4.3, видно, что биоцид ЛПЭ-11 в обоих случаях несколько повышает стабильность эмульсии, в композиции же с реагентом Сонкор-9701 эффект нивелируется или даже становится противоположным. В присутствии реагента СНПХ-1004 стабильность эмульсии несколько уменьшается в одном случае и увеличивается в другом. Реагент Нефтехим-1 в случае исследования эмульсии, отобранной с ЦППН-1, уменьшает её стабильность. Наиболее успешной представляется обработка составом Сонкор-9701 (100 г/т) + ЛПЭ-11 (500 г/т). Все изученные реагенты изменяют вязкость эмульсии не более чем на 2 %. Негативные последствия, способы предотвращения и ликвидации отрицательного влияния ингибиторов коррозии на химреагенты, применяемые в процессах добычи нефти, приведены в таблице 4.1. 101 Рисунок 4.3 Влияние ингибиторов коррозии и биоцидов на эффективную вязкость водонефтяных эмульсий Таким образом, проведённые исследования показывают, что используемые и предлагаемые к использованию ингибиторы коррозии и биоциды практически не оказывают существенного влияния на реологические характеристики и агрегативную устойчивость водонефтяных эмульсий исследованных месторождений и, таким образом, не оказывают негативного влияния на работу установок подготовки нефти. Для предотвращения и ликвидации негативных последствий взаимодействия ингибиторов коррозии с другими химреагентами, применяемыми в процессах добычи нефти, снижения их эффективности рекомендуются повышение их рабочих концентраций, в частности применение ударных дозировок, тщательный подбор ингибиторов, предварительный анализ их совместимости с применяемыми ПАВ, следствием чего будет снижение риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 102 Таблица 4.1 Проблемы при взаимодействии нефтерастворимых ингибиторов коррозии с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Гуаровый гель (геллант) Деструктор Сшиватель СКК (солянокислотная композиция) ГКК (глинокислотная композиция) Фосфонатные ингибиторы солеотложения 1 2 3 4 5 6 7 Снижение защитных свойств ингибитора коррозии Возможна потеря эффективности ингибитора. Деструкция. Окисление функциональных групп ингибитора. Например, окисление четвертичных аммониевых оснований: [(CH3)4N]+OH- + окислитель = (CH3)3N + CH3OH Возможно влияние на образование плёнки ингибитора на металлических поверхностях. Снижение защитного эффекта Снижение эффективности ингибиторов коррозии. Увеличение коррозионной агрессивности среды по причине того, что соляная кислота обладает высокой скоростью коррозии и является коррозионно-агрессивным веществом Снижение эффективности ингибиторов коррозии. Увеличение коррозионной агрессивности среды по причине того, что соляная кислота обладает высокой скоростью коррозии и является коррозионно-агрессивным веществом Симптомы риска (внешние проявления) Внешних проявлений может не быть Снижение эффективности действия ингибиторов, помутнение, выделение твёрдой фазы Снижение защитного эффекта ингибитора коррозии Снижение эффективности действия ингибиторов коррозии, коррозионные проявления при наличии ингибиторов коррозии Снижение эффективности действия ингибиторов коррозии, коррозионные проявления при наличии ингибиторов коррозии Внешних проявлений может не быть, так как ингибиторы солеотложения и коррозии хорошо растворимы в воде Возможные последствия Последствием может быть усиление процессов коррозии Коррозионные проявления Коррозионные проявления Отказы оборудования по причине коррозии Отказы оборудования вследствие коррозии Последствием может быть усиление процессов солеотложения и коррозии Химическая основа риска Непредсказуемое взаимное влияние на эффективность ингибирования солеотложения и коррозии. Ингибиторы одного химического типа (в данном случае фосфонатного) усиливают взаимное действие Попутно добываемая вода хлориднокальциевого типа 8 Непредсказуемое Н взаимное влияние на эффективность ингибирования солеотложения и коррозии. Ингибиторы одного химического типа (в данном случае фосфонатного) усиливают взаимное действие Внешних проявлений может не быть, так как ингибиторы солеотложения и коррозии хорошо растворимы в воде 9 Последствием может быть усиление процессов солеотложения и коррозии Возможность образования водонефтяных эмульсий при транспорте и подготовке нефти Попутно добываемая вода гидрокарбонатнонатриевого типа 10 Возможность об-разования водонефтяных эмульсий при транспорте и подготовке нефти Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти 102 Вещество Ингибиторы солеотложения на основе полимеров 103 Окончание таблицы 4.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Вероятное место проявления риска Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы Обсадная колонна, оборудование скважины, НКТ, поверхностное оборудование Оборудование скважин. Поверхностное оборудование, наземные объекты Погружное оборудование, обсадные колонны скважин, поверхностное оборудование Погружное оборудование, обсадные колонны скважин, поверхностное оборудование Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, подземные и наземные водоводы ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Мероприятия по предотвращению риска Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное ОПИ по совместному использованию Исключить контакт растворов Контроль подачи и удаление сшивателя из скважины Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, тщательный подбор ингибиторов коррозии Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, тщательный подбор ингибиторов коррозии Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное ОПИ по совместному использованию Тщательный подбор ингибиторов одновременного действия, обязательное ОПИ по совместному использованию Контроль подачи ПАВ Мероприятия по ликвидации риска Ударная дозировка ингибиторов коррозии Введение ингибиторов в дополнительном объёме Увеличение дозировки ингибитора Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, тщательный подбор ингибиторов Увеличение концентрации ингибиторов коррозии, тщательный подбор ингибиторов Аналогичные мероприятия, что и при ликвидации солеотложения и коррозии Аналогичные мероприятия, что и при ликвидации солеотложения и коррозии Ударная дозировка деэмульгаторов Контроль подачи ПАВ 103 Ударная дозировка деэмульгаторов 104 4.2. Взаимовлияние ингибиторов коррозии и солеотложения В дополнение к представленным в параграфе 2.4 исследованиям влияния ингибиторов коррозии на эффективность ингибиторов солеотложения ниже представлены результаты исследований их взаимовлияния на процесс транспорта добываемой продукции. Оценка эффективности ингибиторов коррозии и влияния их на эффективность ингибиторов солеотложения проводилась на модели пластовой воды, аналогичной воде, отобранной на ЦППН-7 Приобского месторождения. Измерения проводили на стендовой установке, представляющей собой систему из трёх проточных ячеек с датчиками скорости коррозии, коррозиметра и двух микродозировочных насосов. В первой ячейке определялась контрольная (фоновая) скорость коррозии, во второй скорость коррозии при дозировании ингибитора коррозии, в третьей скорость коррозии при совместном дозировании ингибиторов коррозии и солеотложения. Результаты экспериментов представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 Результаты исследования взаимовлияния ингибиторов коррозии и солеотложения Ингибитор солеотложения ИНСАН Сонсол 2001 Б СолМастер7010А ДИН-7В Гипротрон R4601 С СНПХ-5311Т Ипроден-С Descum-2D3811C СолМастер7010 В Акватек 512Н Азол 3010 В Эффективность ингибирования солеотложения, % 74 69 Скорость коррозии с ИК КорМастер 1035, мм/год 0,02 0,03 Скорость коррозии с ИК Азол-5010 В, мм/год 0,08 0,08 Скорость коррозии с ИК СНПХ-1004Р, мм/год 0,04 0,04 68 70 0,05 0,04 0,09 0,08 0,06 0,05 65 75 64 0,06 0,08 0,02 0,05 0,15 0,20 0,09 0,09 0,03 65 0,03 0,09 0,03 59 63 56 0,05 0,08 0,08 0,12 0,12 0,05 0,03 0,05 0,13 105 Как следует из данных таблицы 4.2, эффективность ингибиторов солеотложения при дозировке 30 г/м3 варьируется в пределах от 56 % до 75 %, скорость коррозии при совместном применении ИК (дозировка 25 г/м3) и ИС от 0,02 до 0,2 мм/год. В соответствии с РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений» среды с коррозионным проникновением 0,01...0,1 мм/год по степени агрессивного воздействия относятся к слабоагрессивным, а с коррозионным проникновением 0,1...0,5 мм/год к среднеагрессивным. Во избежание роста коррозионной агрессивности транспортируемых сред не рекомендуется применение реагентов серии ИС, снижающих эффективность ИК и повышающих коррозионную агрессивность транспортируемых сред до значений ≥ 0,1 мм/год. Это относится к ИС СНПХ-5311Т, Ипроден-С1, СолМастер 7010В, Акватек 512н и Азол 3010В. Можно выделить 4 реагента, обладающих достаточно высокой эффективностью ингибирования солеотложения и достаточно низким влиянием на эффективность ИК и коррозионную агрессивность сред. Это ингибиторы солеотложения ИНСАН, Сонсол 2001Б, СолМастер 7010А и ДИН-7В. По эффективности ингибирования солеотложения (68...74 %) и влиянию на коррозионную агрессивность сред эти реагенты отличаются несущественно. Таким образом, (как было показано выше параграф 2.4) для снижения коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложения рекомендовано их совместное использование с ингибиторами коррозии. 4.3. Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий Добываемая продукция представляет собой водогазонефтяную смесь, которая в зависимости от ряда факторов образует водонефтяные эмульсии различных вязкости и устойчивости, обладающие неньютоновскими свойствами. Наиболее высоковязкие эмульсии образуются при обводнённости продукции 65...85 %. 106 Для определения влияния ПАВ на реологические характеристики водонефтяных эмульсий были исследованы следующие реагенты: - катионоактивные ПАВ гидрофобизаторы Нефтенол К, Нефтенол ГФ, ИВВ-1, Синол ИС-001; - интенсифицирующее неионогенное ПАВ Неонол АФ9-12; - интенсифицирующая композиция катионных и амфолитных ПАВ Синол Кам; - ингибиторы коррозии СНПХ-1004 (фосфорсодержащее ПАВ в смеси органических растворителей), Азол 5010 (композиция из полиэтиленполиаминов, амидоаминов и имидазолина в смеси нефтяного сольвента с ацетоном или водно-метанольным раствором); - ингибиторы солеотложения Азол 3010 (раствор аминометиленфосфоновых кислот), Акватек 511М (60 %-ный раствор 1-гидрокси- этилидендифосфоновой кислоты с модификаторами), ОЭДФ К (1-гидроксиэтилиденфосфоновая кислота). Тестирование реагентов проводили с использованием минимальных и максимальных дозировок их использования на нефтепромыслах: - гидрофобизаторы 0,5 % и 2,0 %; - интенсифицирующие ПАВ 1,5 % (рекомендуемая дозировка реагентов приводится в регламенте по кислотным обработкам); - ингибиторы коррозии 25 и 30 мг/л жидкости; - ингибиторы солеотложения 20 и 50 г/т воды. В качестве объектов исследования использовались искусственные водонефтяные эмульсии, полученные при перемешивании смеси нефти Приобского месторождения (20 % об.) и модельной воды минерализацией 15 г/л (80 % об.). Количество воды обусловлено её характерным содержанием в добываемой продукции Юганского региона месторождений нефти. Тестируемые реагенты вносились до или после образования эмульсии в зависимости от их предназначения. После окончания перемешивания смесь выдерживали 107 15 минут, образующуюся водонефтяную эмульсию подвергали реовискозиметрическим исследованиям, отделяя свободную воду в случае её наличия. Для тестируемых водонефтяных эмульсий использовался сдвиговый тест при изменении градиента скорости сдвига в диапазоне от 0,1 до 400 с-1. Тестирование гидрофобизаторов Нефтенол ГФ, Нефтенол К, ИВВ-1 Данные реагенты используются в составе ПАВ кислотных композиций при обработке призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин и служат для удаления связанной воды из пласта и гидрофобизации пористой поверхности. При получении модельной эмульсии гидрофобизаторы добавлялись в водонефтяную смесь в концентрациях 0,5 % и 2 % до начала перемешивания. Дозировка реагентов обусловлена их концентрационным диапазоном использования согласно данной технологии. Эксперименты проводились при температуре 20 ºС. По завершении перемешивания происходило расслаивание смеси на водную фазу и маловязкую нефтяную, содержащую незначительное остаточное количество воды. Полученные результаты представлены в графической форме на рисунках 4.4 4.6. Рисунок 4.4 Влияние гидрофобизатора Нефтенол ГФ на вязкостные свойства модельных эмульсий 108 Рисунок 4.5 Влияние гидрофобизатора Нефтенол К на вязкостные свойства модельных эмульсий Рисунок 4.6 Влияние гидрофобизатора ИВВ-1 на вязкостные свойства модельных эмульсий 109 Из представленных данных видно, что присутствие в добываемой продукции тестируемых реагентов оказывает положительное воздействие эффективная вязкость образующихся эмульсий значительно снижается. Таким образом, протестированные реагенты-гидрофобизаторы, относящиеся к катионоактивным ПАВ, не только не будут приводить к образованию высоковязких эмульсий при внутрипромысловом транспорте добываемой продукции, а наоборот, будут улучшать деэмульсацию водонефтяных эмульсий при предварительном («холодном») сбросе воды на УПСВ. Тестирование интенсифицирующих ПАВ Были исследованы неионогенный Неонол АФ9-12 и композиционный реагент Синол Кам, содержащий катионоактивные и амфолитные поверхностноактивные вещества, используемые в составе кислотных композиций для обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Реагенты вносились в водонефтяную смесь до образования эмульсии в дозировке 1,5 %. Полученные результаты представлены на рисунке 4.7. Рисунок 4.7 Влияние реагентов Синол Кам и Неонол АФ9-12 на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий 110 Из данных рисунка 4.7 видно, что исследованные интенсифицирующие ПАВ так же, как и гидрофобизаторы, проявляют свойства депрессантов вязкости образующихся водонефтяных эмульсий. Применение реагентов Неонол АФ9-12 и Синол Кам не должно вызывать осложнений при внутрипромысловом транспорте добываемой продукции. Тестирование ингибиторов коррозии СНПХ- 1004 и Азол 5010 Ингибиторы коррозии исследовались в дозировках 25 и 30 мг/л жидкости. Реагенты вносили в испытываемую эмульсию и перемешивали в течение 5 минут, после чего проводили реовискозиметрические замеры нефтяной фазы. Результаты исследований представлены на рисунках 4.8 и 4.9. Рисунок 4.8 Влияние ингибиторов коррозии на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий (дозировка ингибитора коррозии 25 мг/л, обводнённость добываемой продукции 80 %) 111 Рисунок 4.9 Влияние ингибиторов коррозии на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий (дозировка ингибитора коррозии 30 мг/л, обводнённость добываемой продукции 80 %) Из представленных данных видно, что реагент СНПХ-1004 несколько снижает вязкостные характеристики водонефтяной эмульсии. Ингибитор коррозии Азол 5010 в дозировке 25 мг/л в начальный момент приложения деформации (диапазон 0,517...0,155 с-1) повышает вязкость водонефтяной эмульсии в 1,37...1,50 раза, в дозировке же 30 мг/л повышает вязкость эмульсии в области малых скоростей сдвига (0,0517...0,1343 с-1). Максимальное увеличение имеет место при скорости сдвига 0,155 с-1 от 2,34 (вязкость исходной эмульсии) до 5,39 Па·с, то есть вязкость возрастает в 2,3 раза. Таким образом, если применение реагента СНПХ-1004 практически не оказывает влияния на вязкостные характеристики водонефтяных эмульсий, то применение ингибитора коррозии Азол 5010 в дозировках выше 25 мг/л может вызвать осложнения при транспорте добываемой продукции. Как отмечалось выше (параграф 2.7), для предотвращения и ликвидации негативных последствий взаимодействия ингибиторов коррозии с другими 112 химреагентами, применяемыми в процессах добычи нефти, снижения их эффективности рекомендуются повышение их рабочих концентраций, в частности, применение ударных дозировок, тщательный подбор ингибиторов, предварительный анализ их совместимости с применяемыми ПАВ, что позволит снизить риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. Тестирование ингибиторов солеотложения Были исследованы реагенты ОЭДФ К, Азол 3010, Акватек 511М и Синол ИС-001 в дозировках 20 г/т и 50 г/т (в расчёте на водную фазу). Дозировки реагентов обусловлены диапазоном их использования на месторождениях Юганского региона. Ингибиторы солеотложения вносили в водную фазу исследуемых композиций до получения водонефтяных эмульсий. Результаты экспериментов представлены на рисунках 4.10 4.13. Эффективная вязкость , Па*с 100 10 1 0,1 0,01 0,01 1 100 Скорость деформации сдвига, 1/с Холостая эмульсия ОЭДФ-К, 50 г/т ОЭДФ-К, 20 г/т Рисунок 4.10 Влияние ингибитора солеотложения ОЭДФ К на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий (обводнённость 80 %) 113 Эффективная вязкость , Па*с 100 10 1 0,1 0,01 0,01 0,1 1 10 100 Скорость деформации сдвига, 1/с Холостая эмульсия Азол 3010, 20 г/т 1000 Азол 3010, 50 г/т Рисунок 4.11 Влияние ингибитора солеотложения Азол 3010 на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий (обводнённость 80 %) Рисунок 4.12 Влияние ингибитора солеотложения Акватек 511М на вязкостные свойства модельных водонефтяных эмульсий (обводнённость 80 %) 114 Рисунок 4.13 Влияние реагента Синол ИС-001 на вязкостные свойства модельных эмульсий Из представленных на рисунках 4.10 4.13 результатов исследований видно, что протестированные ингибиторы в различной степени повышают вязкостные свойства водонефтяных эмульсий. Наиболее негативное влияние оказывает реагент ОЭДФ К как в минимальной, так и в максимальной дозировках применения. При его использовании в концентрации 50 г/т происходит увеличение эффективной вязкости эмульсий во всём исследованном диапазоне. Так, если для холостой эмульсии в начальный момент деформации величина эффективной вязкости составляет 8,01 Па·с, то присутствие ОЭДФ К приводит к её повышению до 19,1 Па·с, то есть увеличивает её в 2,38 раза. Дальнейшее увеличение скоростей сдвига до диапазона 0,362...1,343 с-1 приводит к максимальному значению кратности повышения эффективной вязкости до 3,7 раза. Минимальное влияние на вязкость эмульсий оказывает реагент Азол 3010. Таким образом, при использовании ингибиторов солеотложения необходимо предварительное исследование их влияния на процессы сбора, транспорта и подготовки нефти. 115 4.4. Проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Вследствие взаимосвязи исследований взаимовлияния химреагентов, применяемых в процессах добычи нефти, существенная часть результатов, касающихся процессов деэмульсации водонефтяных смесей, рассмотрена в предыдущих параграфах диссертационной работы. Так, в параграфе 2.2 приведены проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с гелями, используемыми при проведении операций ГРП (таблица 2.2) и их деструкторами (таблицы 2.3 и 2.5). Влияние деэмульгаторов на процесс отложения АСПВ приведено в параграфе 2.5 (таблицы 2.15 и 2.16). Влияние применяемых для устранения отложений АСПВ органических растворителей на эффективность деэмульгаторов представлено в параграфе 2.6 (таблица 2.17). Показано, что органические растворители, применяемые для растворения АСПО, могут оказывать негативное влияние на действие деэмульгаторов, используемых в процессе подготовки нефти. Для предотвращения риска при применении органических растворителей рекомендован тщательный кон- троль их применения, для устранения негативных последствий применение ударных дозировок деэмульгаторов. Влияние ингибиторов коррозии и бактерицидов, а также их смесей на кинетические закономерности процесса разделения водонефтяных эмульсий приведено в параграфе 4.1 (рисунки 4.2 и 4.3). Установлено, что бактерицид ЛПЭ-11 несколько повышает стабильность эмульсий, в композиции же с реагентом Сонкор-9701 эффект нивелируется или даже становится противоположным. Ингибитор коррозии Нефтехим-1 уменьшает стабильность водонефтяных эмульсий. Показано, что наиболее эффективной является обработка водонефтяных эмульсий составом Сонкор-9701 (100 г/т) + ЛПЭ-11 (500 г/т). Установлено, что ингибиторы коррозии и бактерициды не оказывают существенного влияния на реологические характеристики и агрегативную устойчивость водонефтяных эмульсий. В таблице 4.3 представлены проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти. 116 Таблица 4.3 Проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти Ингибиторы (карбоксилаты) Растворитель АСПО Возможно нарушение процесса деэмульсации Возможность негативного воздействия на процесс деэмульсации Образование трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий (промежуточных слоёв) за счёт залпового увеличения АСПВ Возможность негативного воздействия на процесс деэмульсации. Образование трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий (промежуточных слоёв) Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, трубопроводы (наземные, подземные) Призабойная зона, рабочие органы УЭЦН, НКТ, трубопроводы (наземные, подземные) ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти Мероприятия по предотвращению риска Разложение геля деструкторами Тщательный подбор деэмульгатора Тщательный подбор деэмульгатора Контроль подачи ПАВ Контроль подачи ПАВ Контроль применения растворителей АСПО Контроль применения полимеров, не допускать попадания растворов полимеров в нефтесбор, применение деструкторов Мероприятия по ликвидации риска Ударная дозировка деэмульгаторов, применение деструкторов Ударная дозировка деэмульгаторов Ударная дозировка деэмульгаторов Ударная дозировка деэмульгаторов Ударная дозировка деэмульгаторов Ударная дозировка деэмульгаторов Ударная дозировка деэмульгаторов, применение деструкторов СКК (солянокислотная композиция) ГКК (глинокислотная композиция) Химическая основа риска Возможно образование высоковяз- ких эмульсий Снижение эффективности деэмульгатора ввиду риска образования эмульсий при контакте кислоты с нефтью Снижение эффективности деэмульгатора ввиду риска образования эмульсий при контакте кислоты с нефтью Симптомы риска (внешние проявления) Образование стойких эмульсий Образование стойких эмульсий Возможные последствия Срыв подготовки нефти, попадание в товарный парк «сырой» нефти Вероятное место проявления риска ПАВ катионоактивное ПАВ анионоактивное ПАВ неионогенное Ингибиторыдиспергаторы (ПАВ) Полиакриламид Полисахариды (БП-92) ПЗП, УЭЦН, погружное и поверхностное оборудование, узлы подготовки нефти 116 Гуаровый гель (геллант) Вещество 117 4.5. Исследование влияния реагентов на процесс предварительного сброса воды Было исследовано влияние ингибиторов коррозии, солеотложения и АСПО на предварительный сброс воды на УПСВ. Методика исследования заключалась в следующем. В водонефтяную эмульсию последовательно с 10-минутным интервалом при перемешивании дозировали ингибиторы солеотложения, коррозии и АСПО. Смесь выдерживали при заданной температуре 15 минут, затем добавляли деэмульгатор, смесь перемешивалась и отстаивалась при заданных температурах (10 ºС и 22 ºС) в течение 5,5 часа. В связи с тем, что ингибиторы солеотложения и АСПО применяются периодически, а ингибитор коррозии постоянно, эксперименты проводили по двум схемам: - ингибитор коррозии + деэмульгатор; - ингибитор солеотложения + ингибитор АСПО + ингибитор коррозии + деэмульгатор. Дозировки реагентов составляли: ингибитор коррозии 25 мг/л (реагент Сонкор-9920А 50 мг/л); ингибитор солеотложения 2 мг/л; ингибитор АСПО 100 г/т; деэмульгатор 33 г/т. Результаты экспериментов приведены в таблице 4.4. Как видно из представленных данных, использование комплекса реагентов (ингибиторов коррозии, солеотложения и АСПО) не оказывает негативного влияния на эффективность деэмульгатора и процесс предварительного обезвоживания нефти. При низкотемпературном отстое (10 ºС) процесс предварительного сброса воды с применением деэмульгатора Сепарол DR21 в присутствии ингибитора коррозии протекает даже эффективнее. Особое внимание уделяли влиянию ингибиторов коррозии на процесс деэмульсации нефти, так как ввиду высокой обводнённости продукции месторождений осуществляется их постоянная подача. Результаты экспериментов, приведённые на рисунке 4.14, свидетельствуют о том, что деэмульсация водонефтяных смесей с использованием деэмульгатора Сепарол DR21 в присутствии ингибитора коррозии Descor PV 20 при статическом отстое в течение 5,5 ч при температурах 10 ºС и 22 ºС позволяет достигнуть остаточной 118 обводнённости перекачиваемой продукции 32,3 % и 21,6 % соответственно. Воздействие исследованных реагентов при «зимней» температуре (10 ºС) начинает проявляться через 2 ч отстоя, в итоге же через 5,5 ч превосходит по количеству отделившейся воды из нефти комплекс применяемых на месторождениях Юганского региона деэмульгатора Алкиокс-507 и ингибитора коррозии Сонкор-9920А. Таблица 4.4 Результаты тестирования эффективности деэмульгаторов в смеси с ингибиторами коррозии, солеотложения и АСПО в условиях эксплуатации месторождений Юганского региона Деэмульгатор/ ингибитор коррозии + деэмульгатор/ ингибитор коррозии + ингибитор солеотложения + ингибитор АСПО + деэмульгатор Температура эксперимента, ºС 10 22 количество выделившейся воды, % содержание остаточной воды, % количество выделившейся воды, % содержание остаточной воды, % Сепарол DR21 44,7 55,4 83,5 24,3 Descor PV20 + Сепарол DR21 74,0 32,3 87,5 21,6 Descor PV20 + Resol PV16 + НРХ 2321 + Сепарол DR21 88,6 20,2 86,8 23,5 Decleave S-1251 68,6 39,1 92,5 14,9 Scimol WS-2651 + Decleave S-1251 88,6 20,2 92,2 15,1 80,0 28,1 93,9 12,3 Алкиокс-507 57,2 49,1 91,1 17,0 Сонкор-9920А + Алкиокс-507 65,0 39,0 92,9 14,3 Scimol WS-2651+ Descum 2D-3611C+ Dewaxol-7511 + Decleave S-1251 119 ТемператураТемпература отстоя 22 град. отстояЦельсия 22 оС Температура отстоя 10 отстоя град. Цельсия Температура 10 оС 70 Остаточная обводненность, % Остаточная обводненность, % 70 60 50 40 30 20 60 50 40 30 20 10 0 0 10 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 Время отстоя, мин. Время отстоя, мин 0 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 "DESCOR"PV20+"SEPAROL"DR21 Сонкор-9920А+Алкиокс-507 Scimol WS-2651+Decleave S-1251 Без реагента Времяотстоя, отстоя,мин мин. Время "DESCOR"PV20+"SEPAROL"DR21 Сонкор-9920А+Алкиокс-507 Scimol WS-2651+Decleave S-1251 Без реагента Рисунок 4.14 Деэмульсация нефти при совместном применении ингибиторов коррозии и деэмульгаторов Выводы по главе 4 1. Исследовано влияние ингибиторов коррозии и бактерицидов, а также их смесей на кинетические закономерности процесса разделения водонефтяных эмульсий. Установлено, что бактерицид ЛПЭ-11 несколько повышает стабильность эмульсий, в композиции же с реагентом Сонкор-9701 эффект нивелируется или даже становится противоположным. Ингибитор коррозии Нефтехим-1 уменьшает стабильность водонефтяных эмульсий. Показано, что наиболее эффективной является обработка водонефтяных эмульсий составом Сонкор-9701 (100 г/т) + ЛПЭ-11 (500 г/т). Установлено, что ингибиторы коррозии и бактерициды не оказывают существенного влияния на реологические характеристики и агрегативную устойчивость водонефтяных эмульсий. Для предотвращения и ликвидации негативных последствий взаимодействия ингибиторов коррозии с другими химреагентами, применяемыми в процессах добычи нефти, снижения их эффективности рекомендуются повышение их рабочих концентраций, в частности применение ударных дозировок, тщательный подбор ингибиторов, предварительный анализ их совместимости 120 с применяемыми ПАВ, следствием чего будет снижение риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 2. Установлено, что скорость коррозии при совместном применении ингибиторов коррозии (дозировка 25 г/м3) и солеотложения (в рабочих дозировках) варьируется в интервале от 0,02 до 0,2 мм/год. Во избежание роста коррозионной агрессивности транспортируемых сред не рекомендуется применение ингибиторов солеотложения, снижающих эффективность ингибиторов коррозии и повышающих коррозионную агрессивность транспортируемых сред до значений ≥ 0,1 мм/год, СНПХ-5311Т, Ипроден-С1, СолМастер 7010В, Акватек 512н, Азол 3010В. Высокой эффективностью ингибирования солеотложения и достаточно низким влиянием на эффективность ингибиторов коррозии и коррозионную агрессивность сред обладают ингибиторы солеотложения ИНСАН, Сонсол 2001Б, СолМастер 7010А и ДИН-7В. По эффективности ингибирования солеотложения (68...74 %) и влиянию на коррозионную агрессивность сред эти реагенты отличаются несущественно. 3. Показано, что гидрофобизаторы Нефтенол К, Нефтенол ГФ, ИВВ-1, Синол ИС-001 снижают вязкость водонефтяных эмульсий при транспорте добываемой продукции. Аналогичное действие оказывают реагенты Неонол АФ9-12 и Синол Кам. 4. Исследовано влияние ПАВ на реологические характеристики водонефтяных эмульсий. Установлено, что присутствие в добываемой продукции ПАВ Нефтенола ГФ, Нефтенола К и ИВВ-1 оказывает положительное воздействие эффективная вязкость водонефтяных эмульсий значительно снижается. Гидрофобизаторы, относящиеся к катионоактивным ПАВ, не только не будут приводить к образованию высоковязких эмульсий при внутрипромысловом транспорте добываемой продукции, а наоборот, будут улучшать деэмульсацию водонефтяных эмульсий при предварительном («холодном») сбросе воды на УПСВ. Исследовано влияние интенсифицирующих добычу нефти ПАВ неионогенного Неонола АФ9-12 и композиционного реагента Синол Кам, содер- 121 жащего катионоактивные и амфолитные ПАВ, используемые в составе кислотных композиций для обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Показано, что исследованные интенсифицирующие ПАВ так же, как и гидрофобизаторы, проявляют свойства депрессантов вязкости образующихся водонефтяных эмульсий. Применение реагентов Неонол АФ9-12 и Синол Кам не должно вызывать осложнений при транспорте добываемой продукции. 5. Показано, что реагент СНПХ-1004 несколько снижает вязкостные характеристики водонефтяной эмульсии. Ингибитор коррозии Азол 5010 в дозировке 25 мг/л в начальный момент приложения деформации (диапазон 0,517...0,155 с-1) повышает вязкость водонефтяной эмульсии в 1,37...1,50 раза, в дозировке же 30 мг/л повышает вязкость эмульсии в области малых скоростей сдвига (0,0517...01,343 с-1). Максимальное увеличение имеет место при скорости сдвига 0,155 с-1 от 2,34 (вязкость исходной эмульсии) до 5,39 Па·с, т.е. вязкость возрастает в 2,3 раза. Таким образом, если применение реагента СНПХ-1004 практически не оказывает влияния на вязкостные характеристики водонефтяных эмульсий, то применение ингибитора коррозии Азол 5010 в дозировках выше 25 мг/л может вызвать осложнения при транспорте добываемой продукции. 6. Установлено, что ингибиторы солеотложения ОЭДФ К, Азол 3010, Акватек 511М и Синол ИС-001 в дозировках 20 и 50 г/т (в расчёте на водную фазу) в различной степени повышают вязкостные свойства водонефтяных эмульсий. Наиболее негативное влияние оказывает реагент ОЭДФ К. Минимальное влияние на вязкость эм Separol ульсий оказывает реагент Азол 3010. 7. Исследовано влияние ингибиторов коррозии, солеотложения и ингибиторов АСПО на предварительный сброс воды на УПСВ. Показано, что использование комплекса реагентов (ингибиторов коррозии, солеотложения и АСПО) не оказывает негативного влияния на эффективность деэмульгаторов и процесс предварительного обезвоживания нефти, что снизит риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти. 122 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. На основании анализа свойств используемых в нефтедобыче реагентов разработаны матрицы совместимости химреагентов, в которых приведены последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и результатов совместного применения, рекомендации по снижению рисков и предотвращению проявлений несовместимости реагентов, приводящих к росту интенсивности осложнений в процессах добычи нефти. 2. Установлено, что коррозионная агрессивность водных растворов ингибиторов солеотложения в два раза выше, чем неразбавленных реагентов или их метанольных растворов. Подобраны ингибиторы солеотложения для различных типов попутно добываемых вод. Для снижения коррозионной агрессивности ингибиторов солеотложения рекомендовано их совместное применение с ингибиторами коррозии; подобраны реагенты, их дозировки, позволяющие предотвратить возникновение осложнений при добыче нефти. Осуществлён подбор ингибиторов солеотложения, коррозии и биоцидов для подавления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения. 3. Показано, что варьирование дозировок деэмульгаторов и ПАВ позволяет достичь 80...90 % ингибирования АСПО. Установлен состав наиболее эффективных композиций. Выявлено, что органические растворители, применяемые для растворения АСПО, оказывают негативное влияние на действие деэмульгаторов. Даны рекомендации по устранению рисков, позволившие снизить риск возникновения осложнений в процессе разделения добываемых водонефтяных эмульсий. Выявлены кинетические закономерности процесса разделения водонефтяных эмульсий в присутствии ингибиторов коррозии и биоцидов, их смесей. 4. Выявлено, что при взаимодействии соляно-кислотных композиций с растворами полимеров происходит кислотный гидролиз либо деструкция полимеров с образованием нерастворимых осадков, ухудшающих процесс фильтрации жидкостей. 123 5. Установлено, что риск глушения скважин растворами поташа и хлорида кальция, их совместного применения связан с образованием в призабойной зоне пласта малорастворимого осадка кальцита. Показана необходимость перехода на бескальциевые растворы глушения. Выявлено, что при смешивании растворов глушения эффективность ингибиторов коррозии снижается в 1,5...2,0 раза. Установлено, что для подавления коррозионно-активной микрофлоры в жидкостях глушения наиболее эффективны биоциды Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента обладают комплексным действием биоцидным и антикоррозионным, и поэтому более предпочтительны для предупреждения осложнений в процессах добычи нефти. 6. Разработана и утверждена ООО «РН-УфаНИПИнефть» Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти», используемая при эксплуатации месторождений ОАО «НК «Роснефть». 124 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АСПВ асфальтосмолопарафиновые вещества; АСПО асфальтосмолопарафиновые отложения; БКНС блочная кустовая насосная станция; ГРП гидравлический разрыв пласта; ДНС дожимная насосная станция; ДО дочерние общества; КВЧ количество взвешенных частиц; КИН коэффициент извлечения нефти; МПВ модель пластовой воды; МФНС «Зульцер» мультифазный насос фирмы «Зульцер»; НКТ насосно-компрессорные трубы; НСП нефтесборный пункт; НТФ нитрилфосфоновая кислота; ОПЗ обработка призабойной зоны; ОЗДФ оксиэтилендифосфоновая кислота; ПАА полиакриламид; ПАВ поверхностно-активное вещество; ПЗП призабойная зона пласта; ППД поддержание пластового давления; РВС резервуар вертикальный стальной; СВБ сульфатвосстанавливающие бактерии; СКО соляно-кислотная обработка; СНПХ Союзнефтепромхим; ТВО трубный водоотделитель; ТВЧ твёрдые взвешенные частицы; УДЭ установка дозирования электрическая; УПН установка подготовки нефти; 125 УПСВ установка предварительного сброса воды; ЦДНГ цех добычи нефти и газа; ЦППН цех предварительной подготовки нефти; ЦТП центральный товарный парк; ШГН штанговый глубинный насос; ЭЦН электроцентробежный насос; RCP проппант с полимерным покрытием. 126 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абашев, Р. Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Р. Г. Абашев // Нефтяное хозяйство. 1984. № 6. С. 48-50. 2. Акимов, О. В. Глушение с контролем поглощения многопластовых скважин с ГРП [Текст] / О. В. Акимов, С. Е. Здольник, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: матер. IX научн.-практ. конф. Небуг, 2009. С. 10. 3. Акимов, О. В. Контроль поглощения при глушении многопластовых скважин с ГРП в жёстких термобарических условиях [Текст] / О. В. Акимов, В. Н. Гусаков, Д. Л. Худяков, Н. Н. Краевский // Нефтепромысловая химия: матер. V Всеросс. научн.-практ. конф. М.: РГУ, 2010. С. 6-8. 4. Акимов, О. В. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений [Текст] / О. В. Акимов, С. Е. Здольник, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 92-95. 5. Акимов, О. В. Технология глушения с контролем поглощения в условиях высоких температур [Текст] / О. В. Акимов, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский, А. Ф. Хакимов // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: матер. V Всеросс. научн.-практ. конф. Томск, 2010. С. 203-205. 6. Алмаев, Р. Х. Водорастворимые полимеры для повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / Р. Х. Алмаев, Л. В. Базекина, Д. Р. Мурзагулова // Нефть и газ: тр. ГАНГ. М., 1992. Вып. 238. С. 8-12. 7. Алмаев, Р. Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти [Текст] / Р. Х. Алмаев // Нефтяное хозяйство. 1993. № 12. С. 22-24. 127 8. Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводнённой нефти [Текст] / Ю. В. Антипин, М. Д. Валеев, А. Ш. Сыртланов. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. 168 с. 9. Аржанов, Ф. Г. О причинах выпадения солей в нефтепромысловом оборудовании в условиях Западной Сибири [Текст] / Ф. Г. Аржанов, Н. П. Дунаев, Р. И. Медведский // Нефтяное хозяйство. 1976. № 4. С. 5153. 10. А. с. 814897 СССР, МКИ С 02 F 5/14 Е. Ингибитор солеотложений [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Е. М. Уринович (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1981. № 11. С. 89. 11. А. с. 833581 СССР, МКИ С 02 F 5/14, Е 21 В 43/12. Ингибитор отложений неорганических солей [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Н. М. Дятлова (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1981. № 20. С. 53. 12. А. с. 897825 СССР, МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В. Состав для ингибирования солеотложений [Текст] / С. А. Михайлов, Г. М. Ярышев, П. Ф. Крашнюк (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1982. № 2. С. 119. 13. А. с. 960135 СССР, МКИ С 02 А 5/06. Состав для ингибирования солеотложений [Текст] / Б. И. Бихман, Е. М. Уринович, Н. М. Дятлова и др. (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1982. № 35. С. 86. 14. А. с. 2523080 СССР. Состав для предотвращения карбонатных отложений в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев и др. (СССР) // РЖ «Химия». 1980. 12П177П. 15. А. с. 2643572 СССР. Состав для предотвращения солей в процессах добычи нефти [Текст] / С. В. Люшин, Г. В. Галеева и др. (СССР) // РЖ «Химия». 1980. 18П170П. 16. Афанасьев, И. С. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении [Текст] / И. С. Афанасьев, 128 Д. А. Антоненко, И. З. Муллагалин, Т. С. Усманов, А. В. Свешников, А. Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. 2005. № 8. С. 62-65. 17. Ахметшина, И. З. Механизм образования солей в нефтяном оборудовании [Текст] / И. З. Ахметшина, В. П. Максимов, Н. С. Маринин // Нефтепромысловое дело. 1982. № 1. С. 30-35. 18. Бакиров, А. У. Химические методы в процессах добычи нефти [Текст] / А. У. Бакиров, В. Л. Барьюдин, Ю. Ю. Бахишев и др.. М.: Наука, 1987. 239 с. 19. Балабанов, В. Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения [Текст] / В. Т. Балабанов // Нефтепромысловое дело. 1979. № 8. С. 34. 20. Басаргин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Ю. М. Басаргин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 543 с. 21. Вещезеров, В. И. О предотвращении отложений неорганических солей при добыче нефти на месторождениях Куйбышевской области [Текст] / В. И. Вещезеров // Нефтепромысловое дело. 1979. № 7. С. 22 - 23. 22. Волошин, А. И. Совместимость реагентов, используемых для проведения операций гидравлического разрыва пласта, с реагентами нефтедобычи [Текст] / А. И. Волошин, И. М. Ганиев, В. В. Рагулин, В. Н. Гусаков, А. Г. Телин, С. С. Ситдиков // Нефтепромысловое дело. 2012. № 6. С. 13-17. 23. Галеев, Р. Г. Исследование минерального состава и причин отложения солей в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Р. Г. Галеев, Р. Н. Дияшев, С. С. Потапов // Нефтяное хозяйство. 1998. № 5. С. 41-45. 24. Галлямов, А. К. О влиянии асфальтосмолистых веществ на интенсивность запарафинивания нефтепроводов [Текст] / А. К. Галлямов, А. Ф. Юкин, Б. Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. 1983. № 3. С. 42-43. 129 25. Гимаутдинов, Ш. К. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними [Текст]: учебное пособие для вузов / Ш. К. Гимаутдинов, Л. Х. Ибрагимов, Ю. А. Гаттенбергер и др.. Грозный, 1985. 87 с. 26. Гнеев, Е. М. Предотвращение отложения солей при добыче нефти в объединении Пермнефть [Текст] / Е. М. Гнеев, М. Г. Исаев, П. М. Южанинов // Нефтепромысловое дело. 1979. № 7. С. 17-19. 27. Головко, С. Н. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти [Текст] / С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай, В. И. Гусев и др. // Нефтепромысловое дело. 1984. Вып. 17/89. С. 69. 28. Гузеев, В. В. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа [Текст] / В. В. Гузеев, А. А. Поздняков, Г. С. Зайцев // Нефтяное хозяйство. 2002. № 6. С. 116-119. 29. Гусев, С. В. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» [Текст] / С. В. Гусев, Я. Г. Коваль, И. С. Кольчугин // Нефтяное хозяйство. 1991. № 7. С. 15-18. 30. Гусев, С. В. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири. [Текст] / С. В. Гусев, Л. С. Бриллиант, А. Н. Янин // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: матер. совещ. Альметьевск, 1995. С. 291-303. 31. Гусев, В. И. Технические требования и основные направления по синтезу реагентов для химизации технологических процессов добычи нефти. [Текст] / В. И. Гусев, А. В. Солодов // Тез. докл. ХII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. М.: Наука, 1981. № 4. С. 178-179. 32. Доломатов, М. Ю. Исследование фильтрации культуральной жидкости, содержащей микрофлору заводняемого нефтяного пласта [Текст] / М. Ю. Доломатов, А. Г. Телин, Т. А. Исмагилов, Н. И. Хисамутдинов и др. 130 // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. № 1. С. 56-59. 33. Доломатов, М. Ю. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ [Текст] / М. Ю. Доломатов, А. Г. Телин, М. Б. Ежов, Н. И. Хисамутдинов и др.. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1991. 47 с. 34. Дытюк, Л. Т. Ингибиторы отложений гипса при добыче и подготовке нефти [Текст] / Л. Т. Дытюк, Р. Х. Самакаев // Нефтепромысловое дело. 1980. 44 с. 35. Дытюк, Л. Т. Испытание ингибиторов отложения солей на основе комплексонов [Текст] / Л. Т. Дытюк, Р. Х. Самакаев, Б. М. Дрикер, Н. А. Беляева // Нефтяное хозяйство. 1982. № 7. С. 53-54. 36. Емков, А. А. Применение полиакриламидных растворов для очистки нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений [Текст] / А. А. Емков, Г. Н. Позднышев // Нефтепромысловое дело. 1979. № 8. С. 38-40. 37. Ершов, В. В. Полиморфные модификации карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании. [Текст] / В. В. Ершов, С. С. Потапов, Н. П. Кузнецов // Перспективы совершенствования технологий добычи и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири: докл. Всесоюзн. научн.техн. совещ. Тюмень, 1989. С. 67-72. 38. Жданов, С. А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин [Текст] / С. А. Жданов, С. В. Константинов // Нефтяное хозяйство. 1995. № 9. С. 24-25. 39. Здольник, С. Е. Роль скважинных технологий в повышении солевой стабильности добываемой жидкости ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / С. Е. Здольник, О. В. Акимов, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 2-4. 131 40. Здольник, С. Е. Управление солеотложением залог повышения эффективности нефтедобычи [Текст] / С. Е. Здольник, О. В. Акимов, Д. В. Маркелов, В. Н. Гусаков, А. И. Волошин, В. В. Рагулин // Инженерная практика. 2009. № 12. С. 66-69. 41. Ефимова, Г. А. Исследование импортных реагентов-ингибиторов отложений солей [Текст] / Г. А. Ефимова, Н. И. Христенко // Тр. ВНИИТнефть Куйбышев: Гипровостокнефть, 1979. Вып. 11. С. 112-115. 42. Ефимова, Г. А. Исследование химических реагентов для борьбы с отложениями солей [Текст] / Г. А. Ефимова, О. М. Елашева, Н. И. Христенко // Тр. ВНИИТнефть. Куйбышев, 1978. Вып. 10. С. 133-136. 43. Ибрагимов, Г. З. Химические реагенты для добычи нефти [Текст]: справочник рабочего / Г. З. Ибрагимов, В. А. Сорокин, Н. И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1986. 240 с. 44. Игдавлетова, М. З. О взаимовлиянии химреагентов в технологических процессах добычи нефти [Текст] / М. З. Игдавлетова, М. Э. Хлебникова, В. Х. Сингизова // Нефтепромысловое дело. 2001. № 1. С. 53-56. 45. Каменщиков, Ф. А. Эффективность применения полиакриламида для предотвращения смолопарафиновых отложений [Текст] / Ф. А. Каменщиков // Нефтепромысловое дело. 1983. Вып. 1. С. 14-15. 46. Каневская, Р. Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи [Текст] / Р. Д. Каневская, И. Р. Дияшев, Ю. В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 96100. 47. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Р. Д. Каневская. М.: Недра, 1999. 213 с. 48. Кащавцев, В. Е. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / В. Е. Кащавцев, Л. Т. Дытюк, А. С. Злобин, В. Ф. Клейменов. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. 63 с. 132 49. Кащавцев, В. Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, Ю. П. Гаттенберг, С. Ф. Люшин. М.: Недра, 1985. 215 с. 50. Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. М.: Орбита-М, 2004. 431 с. 51. Константинов, С. В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом [Текст] / С. В. Константинов, В. И. Гусев // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 61 с. 52. Крамнюк, Л. Ф. Разработка и внедрение ингибиторов солеотложения [Текст] / Л. Ф. Крамнюк, С. А. Михайлов и др. // Матер. Третьего Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. Челябинск, 1988. С. 221-222. 53. Кузнецов, Н. П. К вопросу о смешении вод в системе ППД. Борьба с солевыми и асфальтеносмолопарафинистыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Н. П. Кузнецов, В. И. Зерминова // Тез. докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещ. Казань. 1982. С. 56. 54. Кузнецов, Н. П. Осадкообразование в системе поддержания пластового давления [Текст] / Н. П. Кузнецов // Минералогия техногенеза и минерально-сырьевые комплексы Урала: сб. тр. Свердловск: Уральское отделение АН СССР, 1988. С. 60-62. 55. Кузнецов, Н. П. Особенности совместного применения различных по назначению ингибиторов. [Текст] / Н. П. Кузнецов, Н. П. Гречнев и др. // Проблемы защиты нефте- и газопромыслового оборудования и сооружений от коррозии: тез. докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещ. Тюмень, 1983. С. 67-68. 56. Кузоваткин, Р. И. Выбор способа дозирования ингибиторов отложения солей в условиях Самотлорского месторождения [Текст] / Р. И. Кузоват- 133 кин, П. И. Егоров, Н. Е. Мининков и др. // Нефтяное хозяйство. 1978. № 1. С. 45-47. 57. Курамшин, Р. М. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского региона [Текст] / Р. М. Курамшин, С. В. Иванов, Н. Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. 1997. № 12. С. 58-60. 58. Люшин, С. Ф. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения [Текст] / С. Ф. Люшин, А. А. Глазков, Г. В. Галеева // Нефтепромысловое дело. 1983. Вып. 11. 100 с. 59. Макатров, А. К. Лабораторное тестирование реагентов используемых в качестве добавок к жидкостям глушения в условиях гидрофильных коллекторов [Текст] / А. К. Макатров, А. М. Хакимов, А. Д. Караваев, Ю. В. Смыков, А. Г. Телин // Нефтепромысловая химия: матер. III Всеросс. научн.-практ. конф. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. С. 114-115. 60. Маринин, Н. С. Методы борьбы с отложениями солей [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, С. А. Михайлов // Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 55 с. 61. Маринин, Н. С. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, В. А. Ершов // Нефтяное хозяйство. 1978. № 5. С. 53-54. 62. Маринин, Н. С. Состояние проблемы отложения солей и основные пути её решения [Текст] / Н. С. Маринин, С. А. Михайлов, Г. Н. Ярышев // Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1979. Вып. 14. С. 31-36. 63. Маричев, Ф. Н. Опыт применения ингибиторов отложения солей задавливанием их в призабойную зону пласта [Текст] / Ф. Н. Маричев, А. А. Глазков, В. К. Ким и др. // Нефтепромысловое дело. 1980. № 5. С. 30-33. 134 64. Маричев, Ф. Н. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири [Текст] / Ф. Н. Маричев, М. Д. Гетманский, О. П. Тетерина и др. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1981. № 8. С. 44. 65. Маричев, Ф. Н. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах [Текст] / Ф. Н. Маричев, М. Д. Гетманский, О. П. Тетерина и др.. М.: Недра, 1987. – 144 с. 66. Маркин, А. Н. СО2 коррозия нефтепромыслового оборудования [Текст] / А. Н. Маркин, Р. Э. Низамов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 188 с. 67. Медведев, Н. Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [Текст] / Н. Я. Медведев, В. Г. Шеметилло, Г. А. Малышев, В. П. Сонич, А. Я. Лушников // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 52-57. 68. Михайлов, С. А. Разработка и применение ингибиторов солеотложений на основе оксиэтилендифосфоновой кислоты в нефтяной промышленности [Текст] / С. А. Михайлов, Б. И. Бихман, Н. М. Дятлова и др. // Матер. II Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. М., 1983. С. 149. 69. Михайлов, С. А. Борьба с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири [Текст] / С. А. Михайлов // Нефтепромысловое дело. 1979. № 9. С. 25-27. 70. Москвин, В. Д. Состояние и пути решения проблемы солеобразования при добыче нефти [Текст] / В. Д. Москвин, В. Е. Кащавцев // Нефтепромысловое дело. 1981. № 10. С. 28-31. 71. Муравленко, С. В. Разработка нефтяных месторождений [Текст]: в 4 т. / С. В. Муравленко, В. Н. Артемьев, Н. И. Хисамутдинов, Г. З. Ибрагимов, А. Г. Телин, А. Р. Латыпов, А. И. Хисамутдинов; под ред. Н. И. Хисамут- 135 динова, Г. З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 3. Сбор и подготовка промысловой продукции. 152 с. 72. Муравьёв, И. М. О кристаллизации парафина в растворе в присутствии ПАВ [Текст] / И. М. Муравьёв, И. А. Оськин, И. Т. Мищенко // Нефтяное хозяйство. 1970. № 12. С. 48-51. 73. Никитин, А. Н. Контроль качества материалов гидравлического разрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / А. Н. Никитин, В. А. Кузнецов, И. Д. Латыпов, А. К. Макатров, С. С. Ситдиков // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 41-43. 74. Оганесов, В. А. Эффективность применения ингибиторов солеотложения на скважинах Самотлорского месторождения [Текст] / В. А. Оганесов, В. М. Резник, В. В. Борисов // Нефтепромысловое дело. 1980. № 10. С. 18-20. 75. Однорог, Д. С. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака [Текст] / Д. С. Однорог, А. И. Пагуба // Нефтяное хозяйство. 1980. № 3. С. 67-69. 76. Панов, В. А. Ингибиторы отложения неорганических солей [Текст] / В. А. Панов, А. А. Емков, Г. Н. Позднышев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 43 с. 77. Парфёнов, А. Н. Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго-Уральского бассейна Текст / А. Н. Парфёнов, С. С. Ситдиков, О. В. Евсеев, В. А. Шашель, K. K. Бутула // SPE -115556 «Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго-Уральского бассейна»: матер. конф. и выставки 28 30. 10.2008 г. М., 2008. 78. Парфёнов, А. Н. Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» [Текст] / А. Н. Парфёнов, В. А. Шашель, С. С. Ситдиков // Нефтяное хозяйство. 2007. № 11. С. 38-41. 136 79. Пат. 2068080 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Мамедов Б. А., Шахвердиев А. Х.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». № 96101079/03; заявл. 30.01.1996; опубл. 20.10. 1996, Бюл. № 29. 80. Пат. 2068081 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Мамедов Б. А., Шахвердиев А. Х., Гумерский Х. Х., Галеев Ф. Х., Чукчеев О. А., Николаев Н. М., Гайнаншин Ш. И., Зазирный Д. В.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». № 96103492/03; заявл. 04.03.1996; опубл. 20.10.1996, Бюл. № 29. 81. Пат. 2114985 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Способ глушения эксплуатационной скважины [Текст] / Шахвердиев А. Х., Панахов Г. М.; заявитель и патентообладатель Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН). № 98101879/03; заявл. 11.02.1998; опубл. 10.07.1998, Бюл. № 16. 82. Пат. 2143054 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 33/138, С 09 К 7/08. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Карепов А. А., Юрьев В. А., Чеников И. В., Царькова Л. М.; заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». № 98116700/03; заявл. 01.09.1998; опубл. 20.12.1999, Бюл. № 35. 83. Пат. 2146757 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Карепов А. А., Павленко Б. А., Будников В. Ф., Филиппов В. Т., Ченников И. В.; заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». № 97115400/03; заявл. 15.09.1997; опубл. 20.03.2000, Бюл. № 8. 84. Пат. 2151162 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин [Текст] / Саунин В. И., Кашкаров Н. Г., Верховская Н. Н., Штоль В. Ф., Сорокин В. Ф., Щукин С. А.; заявитель и патентообладатель Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного га- 137 за и газовых технологий. № 98120346/03; заявл. 10.11.1998; опубл. 20.06.2000, Бюл. № 17. 85. Пат. 2183650 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст] / Рагулин В. В., Михайлов А. Г., Смолянец Е. Ф.; заявитель и патентообладатель ООО «ЮганскНИПИнефть». № 2001113976/04; заявл. 25.05.2001; опубл. 20.06.2002, Бюл. № 17. 86. Пат. 2184839 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Грайфер В. И., Котельников В. А., Евстифеев С. В., Персиц И. Е., Мартьянова С. К.; заявитель ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания», патентообладатель ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания», ЗАО «РИТЭК- Полисил». № 2000110178/03; заявл. 25.04.2000; опубл. 10.07.2002, Бюл. № 19. 87. Пат. 2187529 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/00. Жидкость глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин [Текст] / Клещенко И. И., Ягафаров А. К., Паникаровский В. В., Кустышев А. В., Романов В. К., Юшкова Н. Е., Кочетов С. Г.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». № 2001108734/03; заявл. 02.04.2001; опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23. 88. Пат. 2201498 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения и консервации скважин [Текст] / Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». № 2001108932/03; заявл. 04.04.2001; опубл. 27.03. 2003, Бюл. № 9. 89. Пат. 2203304 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин [Текст] / Паникаровский В. В., Щуплецов В. А., Юшкова Н. Е., Романов В. К., Мацук С. Н.; заявитель и патентообладатель ОАО «Научно-производственное объединение «Бурение». № 2001118238/03; заявл. 02.07.2001; опубл. 27. 04.2003, Бюл. № 12. 138 90. Пат. 2203919 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / Овчинников В. П., Вяхирев В. И., Сорокин В. Ф., Фролов А. А., Овчинников П. В., Аксенова Н. А., Салтыков В. В., Уросов С. А., Подшибякин В. В., Татауров В. Г.; заявитель и патентообладатель Тюменский государственный нефтегазовый университет. № 2000133203/03; заявл. 29.12.2000; опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13. 91. Пат. 2206722 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Основа жидкости глушения и заканчивания скважин [Текст] / Рябоконь С. А., Бурдило Р. Я., Горлова З. А., Бояркин А. А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Научно-производственное объединение «Бурение». № 2001124467/03; заявл. 03.09.2001; опубл. 20.06.2003, Бюл. № 17. 92. Пат. 2213762 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин [Текст] / Клещенко И. И., Сохошко С. К., Юшкова Н. Е., Кустышев А. В., Гейхман М. Г., Дмитрук В. В., Годзюр Я. И.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». № 2002105033/03; заявл. 26.02.2002; опубл. 10.10.2003, Бюл. № 28. 93. Пат. 2213850 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, и способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии (его варианты) [Текст] / Крысин Н. И., Соболева Т. И., Крапивина Т. Н., Кириченко В. Л., Семенищев В. П.; заявитель и патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть». № 2002101862/03; заявл. 17.01.2002; опубл. 10.10.2003, Бюл. № 28. 94. Пат. 2215868 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Жидкость для глушения скважин [Текст] / Сухомлинов А. П., Четверик А. Д., Джемалинский В. К., Лысенков Е. А., Еремченко Т. А.; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть», ООО «Инженернотехнологический центр». № 2001122542/03; заявл. 09.08.2001; опубл. 10.11.2003, Бюл. № 31. 139 95. Пат. 2255209 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Способ глушения скважины [Текст] / Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Горлова З. А., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А., Мартынов Б. А.; патентообладатели Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Горлова З. А., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А., Мартынов Б. А. № 2004100762/03; заявл. 08.01.2004; опубл. 27.06. 2005, Бюл. № 18. 96. Пат. 2260680 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Карепов А. А., Кобелев Е. А., Клименко Н. А., Мясищев Ю. Г., Петин В. Ф., Чеников И. В., Юрьев В. А.; патентообладатель ООО «Кубаньгазпром». № 2001103076/03; заявл. 02.02.2001; опубл. 20.09. 2005, Бюл. № 26. 97. Пат. 2264531 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Курбанов Я. М., Логинов Ю. Ф., Хайрулин А. А., Афанасьев А. В.; патентообладатель ДФ ГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения». № 2004123916/03; заявл. 04.08.2004; опубл. 20.11. 2005, Бюл. № 32. 98. Парфёнов, А. Н. Опыт проведения гидроразрыва пластов на месторождениях высоковязкой нефти в Самарском регионе [Текст] / А. Н. Парфёнов, А. Е. Летичевский, О. В. Евсеев, С. С. Ситдиков, И. В. Судеев // Нефтяное хозяйство. 2014. № 1. С. 72-77. 99. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях [Текст] / М. Н. Персиянцев. М.: Недра, 2000. С. 477-479. 100. Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий [Текст] / Г. Н. Позднышев. М.: Недра, 1982. 221 с. 101. Порайко, И. Н. Применение полиакриламида в технологических процессах, связанных с добычей нефти [Текст] / И. Н. Порайко. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 190 с. 140 102. Потапов, С. С. Борьба с отложениями солей и коррозией в оборудовании тепловой подготовки нефти НГДУ «Мамонтовнефть» [Текст] / С. С. Потапов, И. С. Кольчугин, В. М. Лимановский, Н. П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. 1995. № 7. С. 53-54. 103. Потапов, С. С. Взаимосвязь процессов солеотложения и коррозии при добыче обводнённой нефти [Текст] / С. С. Потапов, Н. П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. 1990. № 8. С. 59-61. 104. Рагулин, В. В. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов [Текст] / В. В. Рагулин, А. Г. Михайлов, Е. Ф. Смолянец, О. А. Латыпов, И. Р. Рагулина // Нефтепромысловое дело. 2001. № 5. С. 33-37. 105. Рагулин, В. В. Исследование свойств АСПО и разработка мер по снижению парафинизации нефтесборных коллекторов НГДУ «Юганскнефтегаз» [Текст] / В. В. Рагулин, Ю. В. Герасимов, А. Г. Михайлов // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. 2002. № 4. С. 19-21. 106. Рахманкулов, Д. Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти [Текст]: справочник / Д. Л. Рахманкулов, С. С. Злотский, В. И. Мархасин, О. В. Пешкин, В. Я. Щекотурова, Б. Н. Мастобаев. М.: Химия, 1987. 144 с. 107. РД 39-0147276-235-88 Р. Инструкция по технологии подготовки вод для закачки в терригенные коллекторы низкой проницаемости нефтяных месторождений Западной Сибири и Башкирии [Текст]. Уфа: БашНИПИнефть, 1988. 108. РД 39-23-702-82. Композиционные составы для ингибирования солеотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты и полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей [Текст]. Тюмень, 1982. 15 с. 109. Ревизский, Ю. В. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и солеотложения [Текст] / Ю. В. Ревизский, Р. Ф. Хайруллин, 141 С. М. Карев и др. // Нефтепромысловое дело. 1980. № 10. С. 20-23. 110. Розанова, Е. П. Микрофлора нефтяных месторождений [Текст] / Е. П. Розанова и др.. М.: Наука, 1974. – 198 с. 111. Рудомино, М. В. Композиции на основе нитрилотриметиленфосфоновой кислоты для ингибирования солеотложений [Текст] / М. В. Рудомино, Н. И. Крутикова, Е. К. Колова и др. // Химия комплексонов и их применение. 1985. С. 98-102. 112. Рудомино, М. В. Композиционные составы для ингибирования солеотложений на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты [Текст] / М. В. Рудомино, Н. И. Крутикова, Е. К. Колова и др. // Матер. II Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. М., 1983. С. 150-151. 113. Сизая, В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина [Текст] / В. В. Сизая. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 40 с. 114. Ситдиков, С. С. О совместимости ингибиторов в процессах добычи нефти [Текст] / С. С. Ситдиков, А. Г. Телин, В. В. Рагулин, А. И. Волошин, А. А. Даминов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2012. № 1. С. 34-36. 115. Ситдиков, С. С. Повышение эффективности работ с применением ГНКТ на Ванкорском месторождении Текст / С. С. Ситдиков, Берт фон Гертцберг, С. А. Заграничный // SPE – 130626 «New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field»: матер. конф. и выставки 26 28. 10. 2010 г. М., 2010. 116. Ситдиков, С. С. Решение производственных задач с применением комплекса гибких НКТ на Ванкорском месторождении [Текст] / С. С. Ситдиков, С. А. Заграничный, Р. М. Зизаев, А. В. Воросцов, С. И. Сметанин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2010. № 2. С. 21-25. 117. Ситдиков, С. С. Совместимость реагентов нефтепромысловой химии в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти Текст / С. С. Сит- 142 диков, А. И. Волошин, В. В. Рагулин, В. Н. Гусаков, А. Г. Телин // Практические аспекты нефтепромысловой химии: матер. Всеросс. научн.-практ. конф. с международным участием 25 27. 05. 2011 г. Уфа, 2011. С. 27. 118. Смолянец, Е. Ф. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними [Текст] / Е. Ф. Смолянец, О. Э. Кузнецов, Л. А. Мамлеева, А. Г. Телин, Н. П. Кузнецов, В. Р. Госсман // Нефтяное хозяйство. 1994. № 2. С. 3639. 119. Смолянец, Е. Ф. Анализ микробиологической заражённости поверхностного оборудования месторождений Западной Сибири [Текст] / Е. Ф. Смолянец, В. В. Рагулин, А. А. Даминов и др. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. № 10. С. 17-23. 120. Смолянец, Е. Ф. Защита от бактериальной коррозии трубопроводных коммуникаций АООТ «Юганскнефтегаз» [Текст] / Е. Ф. Смолянец, В. В. Рагулин, А. Г. Телин, Н. П. Кузнецов, В. С. Михалев // Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии. М., 1996. С. 18. 121. Соловых, В. И. Разработка и испытание удаления и предупреждения биообразований в призабойной зоне и пласте на Усть-Балыкском месторождении [Текст] / В. И. Соловых, А. М. Потапов, Н. И. Хисамутдинов и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. № 2. С. 69-73. 122. Солодов, А. В. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотложений [Текст] / А. В. Солодов, Н. В. Бикчентаева, Л. М. Оленев // Нефтяное хозяйство. 1983. № 12. С. 24-28. 123. Ташлыков, В. П. Предупреждение гипсообразования в скважинах с повышенным пластовым давлением [Текст] / В. П. Ташлыков, В. А. Покровский, Г. Т. Шилина и др. // Нефтепромысловое дело. 1979. № 7. С. 1921. 124. Телин, А. Г. О влиянии физико-химических методов увеличения 143 нефтеотдачи на процессы сбора, транспорта и подготовки нефти [Текст] / А. Г. Телин, Ю. А. Лёвин, И. С. Кольчугин, М. А. Хлебникова // Тез. докл. 3-ей междунар. конф. по химии нефти 02 - 05. 12. 1997. Томск, 1997. 125. Тимонов, А. В. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке Приобского месторождения Текст / А. В. Тимонов, И. В. Судеев, А. В. Пестриков, С. С. Ситдиков, А. Н. Надеев, А. Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 34-36. 126. Тронов, В. П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними [Текст] / В. П. Тронов. М.: Недра, 1970. 192 с. 127. Тронов, А. В. О целесообразности очистки пластовых вод перед закачкой [Текст] / А. В. Тронов, Д. Б. Хохлов, В. В. Андреев // Нефтяное хозяйство. 1995. № 2. С. 48-55. 128. Тудрий, Г. А. Новый ассортимент деэмульгаторов водонефтяных эмульсий [Текст] / Г. А. Тудрий, Т. В. Юдина, В. Б. Тузова и др. // Нефтепромысловое дело. 1995. № 5. С. 25-28. 129. Усачев, П. М. Гидравлический разрыв пласта [Текст] / П. М. Усачев. М.: Недра, 1986. 165 с. 130. Усманов, Т. С. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] / Т. С. Усманов, И. З. Муллагалин, И. С. Афанасьев, Р. К. Мухаметшин, И. Ф. Хатмуллин, К. В. Абабков, А. Г. Пасынков // Технологии ТЭК. 2005. № 5 (24). С. 48-55. 131. Хабибуллин, З. А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче [Текст] / З. А. Хабибуллин, З. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков. Уфа: УГНТУ, 1992. 105 с. 132. Хисамутдинов, Н. И. Влияние техногенных факторов на физикогидродинамические характеристики и технологические процессы добычи [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, Г. З. Ибрагимов, А. Г. Телин, М. Ю. Доломатов, А. Г. Скороход, Ю. А. Лёвин, Т. Ф. Зайнетдинов, Е. Ф. Смолянец, И. С. Кольчугин // Нефтепромысловое дело. 1997. № 2. 144 С. 2-10. 133. Хисамутдинов, Н. И. Повышение эффективности технологических процессов при разработке нефтяных месторождений с применением хим реагентов [Текст]: автореф. ... д-ра техн. наук / Хисамутдинов Наиль Измагзамович. М.: ВНИИ, 1990. 134. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии [Текст]: в т. / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, А. Г. Телин и др.. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 1. 263 с. 135. Хуршузов, А. Г. Предотвращение отложений сульфата бария путём магнитной обработки жидкости [Текст] / А. Г. Хуршузов, М. А. Заляшев, А. В. Плечев, С. Ю. Никифоров // Нефтяное хозяйство. 1995. № 5-6. С. 56-58. 136. Шпуров, И. В. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта [Текст] / И. В. Шпуров, В. Е. Разуменко, В. Г. Горев, Ф. А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. 1997. № 10. С. 50-53. 137. Экономидес, М. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта [Текст] / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. М., 2003. 221 с. 138. Azaroual, M. Quantitative prediction of scale depositions induced by oil production: application of the thermo-kinetic software SCALE 2000» [Теxt] / М. Azaroual, С. Hurtevent, С. Kervévan, S. Brochot, М. Durance // Third International Symposium on Oilfield Scale. SPE 68303. UK, Aberdeen, 2001. 139. Bochkarev, V. New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field Техt / V. Bochkarev, A. Vorostov, S. Smetanin, S. Sitdikov, В. von Hertzberg, S. Sagranichniy // SPE -130625: матер. конф. и выставки 23 24. 03. 2010 г. Техас, США, 2010. 140. Jordan, M. M. Scale control in deepwater fields: use interdisciplinary approach to control scale [Теxt] / M. M. Jordan, E. J. Mackey // World Oil. 2005. Nо. 9. 145 141. Libolt, G. The Use of Welting Agents for Dewaxing Oil Wells. Erdol [Теxt] / G. Libolt, V. Reberg // Erdgas - Zeitschrift. 1969. No. 85. Р. 190-195. 142. Mackay, E. J. Scale Formation Risk Assessment and Management [Теxt] / E. J. Mackay, I. R. Collins, M. M. Jordan, N. Feasey // 5 International Symposium on Oilfield Scale. SPE 80385. Scotland, Aberdeen, 2003. 143. Mackay, E. J. Brine Mixing in Waterflooded Reservoirs and the Implications for Scale Prevention [Теxt] / E. J. Mackay, K. S. Sorbie // 2nd International Symposium on Oilfield Scale. SPE 60193. Scotland, Aberdeen, 2000. 144. Ragulin, V. Scale Management of Production Wells via Inhibitor Application in Supporting Injection Wells [Теxt] / V. Ragulin , А. Mikhailov, O. Latipov, A. Voloshin, N. Tyabayeva, Е. Mackay // 6th International Symposium on Oilfield Scale held in Aberdeen. SPE 87461. Scotland, Aberdeen, 2004. 145. Sitdikov, S. Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Chalenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia Теxt / S. Sitdikov, A. Serdyuk, A. Nikitin, A. Yudin, K. Mullen, D. Oussoltsev, K. Butula // SPE 119825 «Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia»: матер. конф. и выставки 19 21. 01.2009 г. Техас, США, 2009. 146. Voloshin, A. I. Scaling Problems in Western Siberia [Теxt] / A. I. Voloshin, V. V. Ragulin, N. E. Tyabayeva, I. I. Diakonov, E. J. Mackay // International Symposium оn Oilfield Scale. SPE 80407. Scotland, Aberdeen, 2003. 146 ПРИЛОЖЕНИЕ