автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Химико-технологические проблемы повышения надежности добычи углеводородов путем применения аммиака и его производных

ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО 'УКРАЇНСЬКИЙ НАФТОГАЗОВИЙ ІНСТИТУТ” АТ “УКРНП"

РГб ОД

1 5 ДЕН Ш6 На правах рукопису

ЗЕЗЕКАЛО ІВАН ГАВРИЛОВИЧ

ХІМІКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ ПРОБЛЕМИ ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНІВ ШЛЯХОМ ЗАСТОСУВАННЯ АМІАКУ ТА ЙОГО ПОХІДНИХ

Спеціальність 05. 15. 06. Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ

АВТОРЕФЕРАТ дисертації на здобуття вченого ступеня доктора технічних наук

Київ - 1996

Дисертацією є рукопис

Робота виконана у Українському науково-дослідному інституті природних газів “УКРНДІГАЗ”.

ОФІЦІЙНІ ОПОНЕНТИ:

1. Доктор технічних наук, професор,

ШНЕРХ СЕРГІЙ СТАНІСЛАВОВИЧ.

2. Доктор хімічних наук, професор ТРЕТИННИК ВІКЕНТІЙ ЮРІЙОВИЧ.

3. Доктор технічних наук, професор ТЕР-САРКІСОВ РУДОЛЬФ МИХАЙЛОВИЧ.

ПРОВІДНА ОРГАНІЗАЦІЯ: Акціонерне товариство УКРГАЗПРОМ, м. Київ.

Захист відбудеться “24” грудня 1996 р. На засіданні спеціалізованої вченої ради Д 01. 46. 01 у Відкритому акціонерному товаристві “Український нафтогазовий інститут” АТ “УкрНП” за адресою: 252142, Україна, м. Київ, пр. Палладіна, 44.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Відкритого акціонерного товариства “Український нафтогазовий інститут” АТ “УкрНП” за адресою: 252142, Україна, м. Київ, пр. Палладіна, 44.

Автореферат розісланий “(£0' ^¿^#у^?^Й^Йі996 р

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради кандидат технічних наук

Ягодовсъкий С. І.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

АКТУАЛЬНІСТЬ ПРОБЛЕМИ.

В теперішній час більшість газових, газоконденсатних та нафтових родовищ України знаходяться на кінцевій стадії розробки, що веде до постійного зниження видобутку газу та рідких вуглеводнів.

Зростаюча потреба економіки України у вуглеводневій сировині визначає необхідність розробки нових сучасних технологій підвищення продуктивності роботи свердловин і газоконденсатовилучення пластів. Впровадження у виробництво різних методів інтенсифікації роботи свердловин є актуальною проблемою розробки та експлуатації газоконденсатних родовищ.

Зниження надійності видобутку вуглеводнів викликано погіршенням фільтраційних властивостей пластів за рахунок ретроградного випадання рідких вуглеводнів, обводненням експлуатаційних свердловин пластовими водами, корозією газопромислового обладнання, виникненням газових гідратів та міжколонних перетоків.

Рішенням цих питань займається ряд науково-дослідних інститутів. Однак залишається багато нерозв'язаних питань, що потребують негайного вирішення.

Всі відомі методи фізико-хімічного впливу на привибійну зону пласта з метою ізоляції припливу води не завжди можливо застосувати у конкретних умовах окремої свердловини, а відомі інгібітори корозії - в умовах визначеного агресивного середовища. Тому методи підвищення надійності видобутку певною мірою індивідуальні і вибір ЇХ можливий ПІСЛЯ ретельних досліджень З використанням МОт делей максимально наближених до природних умов.

Так, присутність в природному газі вуглекислоти може бути використана для створення технології отримання чистої вуглекислоти,

з

вуглекислих солей амонію та реагентів, що використовуються в подальшому для обробки привибійної зони пластів та інших проблем нафтогазової промисловості.

Враховуючи зростаючу потребу в енергоресурсах, зокрема в газі та рідких вуглеводнях, коли нема надії на нові потужні енергоносії, то актуальність підтримування високої надійності видобутку на існуючих об'єктах видобутку вуглеводнів, представленої в даній роботі, є очевидною та безперечною.

МЕТА РОБОТИ.

Наукове обгрунтування та розробка нових методів та технологій підвищення надійності видобутку вуглеводневої сировини шляхом застосування аміаку та його похідних.

ОСНОВНІ ЗАВДАННЯ ДОСЛІДЖЕНЬ.

1. Вивчення та узагальнення сучасних уявлень про основні причини, які викликають зниження надійності видобутку вуглеводневої сировини, а також методи її відновлення і збільшення.

2. Теоретичне та експериментальне обгрунтування нових напрямків підвищення надійності видобутку вуглеводнів з використанням аміаку та його похідних.

3. Встановлення практичної цінності нових технологій підвищення надійності видобутку вуглеводнів шляхом використання аміаку та його похідних на основі аналітичних, лабораторних та дослідно-промислових робіт.

4. Підтвердження ефективності розроблених та випробуваних технологій підвищення надійності видобутку вуглеводневої сировини, базованих на використанні реагентів, що містять аміак та його похідні на ГКР України.

МЕТОДИ ДОСЛІДЖЕНЬ.

Реалізація мети і завдань досліджень виконувалась на підставі аналізу і узагальнення літературних і патентних джерел, проведення теоретичних, лабораторно-стендових та промислових досліджень.

НАУКОВА НОВИЗНА.

- Вперше проведено комплекс фізико-хімічних досліджень впливу аміаку та його похідних на компоненти пластового флюіду, породи продуктивного колектора та металеве обладнання свердловин.

- Вперше вивчено вплив усіх класів поверхнево-активних речовин на швидкість поглинання С02 аміаком, корозію сталі та міді в аміачних розчинах при абсорбції та десорбції. Експериментально встановлено, що катіонні ПАР є найкращими інтенсифікаторами про-

цесу абсорбції, а аніонні ПАР - інгібіторами корозії. Визначено, що розроблений реагент АІ-1 оптимально поєднує в собі вказані властивості. Внесення його у поглинальний розчин при отриманні вуглекислих солей амонію дозволяє збільшити швидкість абсорбції у 2—3 рази та зменшити корозійне руйнування металів в апаратах десорбції у 2-5 разів. Доведено, що при видаленні Н23 з природного газу наявність у аміачному розчині СаС12 та МН4М03 підвищує ступінь очистки газу до вимог ГОСТу.

- На засаді вивчення впливу розчинів вуглекислих солей амонію з різноманітними домішками на фільтраційні властивості пласта доведено, що розчини амонійних солей діоксиду вуглецю розчиняють карбонатні породи, мають миючі та витісняючі властивості. Встановлено, що солі амонію ефективно блокують надходження пластових вод. Знайдені прискорювачі росту кристалів карбонатів Са2+ та Г^2+ при взаємодії солей амонію з пластовими водами.

- Вперше вивчено характер, кінетику і механізм кольматації та відновлення проникності пористого середовища при блокуванні надходження пластових вод та глушінні свердловин аміачними реагентами з різноманітними домішками.

- Вивчено вплив реагенту АІ-1 на фільтраційні властивості порід. Встановлено, що обробка пласта реагентом АІ-1 збільшує вихід конденсату на 3—5% та сприяє очищенню пористого середовища від ас-фальто-смолистих відкладів.

- На підставі теоретичних та експериментальних досліджень отримання С02 із природного газу, запропоновано варіанти теплового та хімічного розкладу карбонатно-бікарбонатного розчину хлористим кальцієм і формаліном з отриманням уротропіну та, на його основі, нового інгібітору корозії та гідратоутворення. Визначені фізико-хімічні характеристики одержаної сполуки.

- Розроблено новий методологічний підхід та обгрунтовані шляхи отримання азотовмісних сполук з компонентів рідких вуглеводнів на базі власної сировини газовндобувної промисловості. Вперше розроблена та визначена принципова ймовірність синтезу композицій поверхневоактивних речовин безпосередньо на об'єкті захисту в умовах природних температур та тисків свердловин.

- Експериментально досліджені характер та інтенсивність корозії підземного обладнання свердловин газоконденсатних родовищ в середовищі природного газу, агресивність якого обумовлена наяв-

ністю в ньому низькомолекулярних водорозчинних карбонових кислот (НВКК) та вуглекислого газу. Встановлено механізм корозії сталі у вуглеводневому середовищі при одночасній дії НВКК та С02.

- Розроблено новий багатофункціональний реагент “СТ”. Встановлено можливість його використання як високоефективного інгібітора вуглекислотної корозії, солевідкладів, реагенту для підвищення продуктивності свердловин та піногасника у процесах видобутку та підготовки вуглеводнів до транспорту.

' АВТОР ЗАХИЩАЄ: '

- Результати теоретичних та експериментальних досліджень аміаку та його похідних, що можуть бути продуктами очистки природного газу від кислих компонентів безпосередньо на нафтогазовидобувних об'єктах, для нових методів та технологій підвищення надійності видобутку вуглеводневої сировини.

- Нові методи дослідження впливу аміаку та його похідних на пластові флюіди, породи продуктивних колекторів та металеве обладнання свердловин.

- Комплекс науково-технічних рішень по інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини, ізоляції та обмеженню водопритоків, во-допоглинанню, міжколонних перетоків, боротьбі з корозією, гідратоутворенням та засолоненням, а також впровадженню нових композиційних матеріалів, реагентів і розробка їх на базі нових технологій.

ПРАКТИЧНА ЦІННІСТЬ ТА РЕАЛІЗАЦІЯ РОБОТИ

В ПРОМИСЛОВОСТІ.

Реалізація на практиці принципів та методів, розроблених в дисертаційній роботі, дозволить підвищити надійність видобутку вуглеводневої сировини у нафтогазовій промисловості, а також підвищити надійність, наукову обгрунтованість ужитку нових хімічних реагентів, обладнання та засобів контролю.

В цьому плані:

- для підвищення продуктивності газоконденсатних свердловій розроблена та впроваджена технологія впливу на привнбійну зон\ пласта розчинами вуглекислих солей амонію. Технологія передбачає збільшення видобутку вуглеводнів за рахунок очищення тг гідрофілізації порового простору при відсутності пластових вод та зг рахунок отримання водонепроникного бар'єру при прониканні пластових вод;

б

- розроблено склад та технологію ізоляції та обмеження водопри-току в свердловинах, а також глушіння свердловин з аномально низькими тисками;

- розроблені та пройшли випробування нові інгібіруючі суміші, які виготовляються безпосередньо на газопромислах з недифіцитної сировини. Розроблено склад та технологію ужитку низки інгібіторів для захисту нафтогазопромислового обладнання від корозії та гідратоутворення;

- на підставі теоретичних та експериментальних досліджень створена та впроваджена ресурсозберігаюча технологія очистки вуглеводнів від діоксиду вуглецю та сірководню методами хімічної абсорбції з використанням аміаку, органічних та неорганічних речовин, що підвищують ефективність процесів. Дослідно-промисловими та промисловими випробуваннями встановлено оптимальні умови роботи абсорбційно-десорбційного обладнання протягом тривалого строку з високим ступенем очистки природних вуглеводнів, отримання чистого С02, сірки, поверхнево-активних реагентів типу ІЮОН, РІООМН4 та інших похідних аміаку;

- створено технологію попередження та ліквідації міжколонних перетоків з використанням реагентів, одержаних на установці очистки природного газу від кислих компонентів.

Впровадження технології інтенсифікації роботи свердловин на Яблунівському, Тимофіївському, Машівському, Опішнянському, Абазівському та Берегівському родовищах ДП "Полтавагазпром" дали змогу отримати додатково: газу - 3575 тис. м3, нафти і конденсату 241,034 тис. тонн.

По результатах впровадження технології ізоляції водопритоку пластових вод на родовищах Яблунівському, Тимофіївському, Машівському, Котелевському, Степовому, Матвіївському отримано додатково 343 мли. м3 газу та 71 тис. тонн конденсату та нафти.

Впровадження технології захисту від корозії на нафтогазоконден-сатних родовищах термін служби свердловинного обладнання збільшений з 1-2 до б років.

Інгібіторний захист з вживанням реагентів АІ-1, К1-УК та СТ широко впроваджено на всіх корозійнонебезпечних родовищах "Полтавагазпром", "Шебелинкагазпром", на Шебелинському та Селещинсь-кому газопереробних заводах, а також на родовищах Беурдешик та Кирпичлі ПО “Ачакгаздобича” Туркменії та Узбекистану.

Загальний приріст додадково видобутих вуглеводнів у результаті впровадження дисертаційної роботи склав по газу 346 млн. 575 тис. м3, по конденсату 312,043 тис. тонн.

АПРОБАЦІЯ РОБОТИ. Основні результати дисертаційної роботи доповідались та обговорювались на міжнародних, всесоюзних, республіканських науково-технічних нарадах, конференціях, семінарах та наукових радах з питань розробки нафтогазоконденсат-них родовищ, що включають впровадження нових ефективних методів інтенсифікації роботи свердловин, боротьби з корозією та гідратоутворенням, ліквідацію міжколонних перетоків, очищення та підготовку газу до транспорту, що проводились Міністерством газової та нафтової промисловості СРСР, а в подальшому Держнаф-тогазпром України. Апробацію роботи проведено в Москві (1981-1991 p.p.), Києві (1984, 1995, 1987, 1990-1996 p.p.). Харкові (1985, 1990-1995 p.p.), Полтаві (1980-1996 p.p.), Бухарі (1984 p.), Газочак Туркменії (1983, 1985 p.p.), Львові (1987р.), Івано-Франківську (1993-1995 p.p.), Муданзян (Китай 1992, 1994, 1995 p.p.), Сімферополі (1995 p.), Іванові (1996 p.), Одесі (1996 p.).

Розроблені технології демонструвались на трьох міжнародних виставках.

ПУБЛІКАЦІЇ.

Основні положення дисертації викладені в 51 друкованій роботі, із них - авторських свідоцтв 14, патентів 5 та заявок на патент України - 9 .

СТРУКТУРА ТА ОБ'ЄМ ДИСЕРТАЦІЇ.

Дисертаційна робота об'ємом 384 сторінки складається із вступу, літературного огляду, експериментальної частини, обговорення результатів, висновків та включає таблиць 46, малюнків 57 та додатків. Список цитованої літератури містить 196 найменувань.

ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обгрунтована актуальність теми дисертаційної роботи та її загальна характеристика.

В першому розділі в результаті аналітичного огляду науково-технічної інформації встановлено, що на надійність процесу видобутку та початкової переробки вуглеводневої сировини чинять вплив наступні основні фактори:

- утворення в свердловині зони депресивної воронки, насиченої

рідкими вуглеводнями та хімічна кольматація пластів;

- обводнення та водопоглинання продуктивних пластів;

- корозія та гідратоутворення;

- міжколонні перетоки в свердловинах;

Встановлено, що в процесі експлуатації газоконденсатних родовищ значна частка рідких вуглеводнів випадає в пористому просторі через ізотермічне падіння тиску. При цьому різко знижується фазова проникність середовища по газу, що веде до зниження продуктивності свердловин та втрат цінної вуглеводневої сировини. Доля цих збитків може досягати 70% і більше від початкових запасів конденсату.

Серед відомих найбільш ефективними методами підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів є закачка в продуктивний пласт С02 чи СОо-вмісних реагентів, а також поверхневоактивних речовин.

Обводнення продуктивних нафтогазоконденсатних пластів призводить до значного зниження видобутку, а в деяких випадках до повної зупинки свердловин. Серед множини засобів ізоляції пластових вод найбільш простими та прийнятними є методи хімічного впливу на зону водопритоку різного роду рідинами.

Наступна причина зниження продуктивності свердловин - кольматація пористого простору рідинами глушіння при капітальному ремонті. При використанні рідин глушіння, що фільтруються, виникають великі труднощі при освоєнні та втрата початкового дебіту свердловин.

Основними вимогами до рідин глушіння є :

- мінімальна водовіддача;

- необхідна густина та в'язкість;

- термічна та тимчасова стабільність рідини.

Корозія наземного та підземного обладнання газоконденсатних родовищ України обумовлена наявністю в продукції свердловин значного вмісту вуглекислоти та низькомолекулярних водорозчинних карбонових кислот (НВКК).

Виявлено, що експлуатація промислового обладнання майже на всіх родовищах відбувається в умовах гідратоутворення. По причині корозії обладнання та утворення газових гідратів відбувається зупинка та тривалий ремонт свердловин, що призводить до недобору продукції. Корозійний стан інколи стає причиною ліквідації свердловин. Розробка ефективних методів антикорозійного та антигідратного

захисту та технологія їх впровадження є одним з важливих завдань.

Найбільш ефективним та недорогим методом попередження корозії та гідратоутворення є інгібірування свердловинних флюідів. Ефективне вирішення зазначених проблем можливе за рахунок ужитку одночасно інгібіторів корозії та гідратоутворення, що є актуальною задачею.

Встановлено, що в складі природного газу газоконденсатних родовищ України знаходиться до 10% С02, до 1% Н2Б та до 1500 мг/л НВКК. У вуглеводневім конденсаті є неорганічні солі та низка інших органічних речовин, що негативно впливають на процес видобутку та переробки вуглеводнів.

Ефективний метод видалення кислих компонентів - це застосування технології очистки сировини лужними реагентами. Найдоступнішим та недорогим є аміак. Однак порівняно низька ефективність очистки та деяка корозійність при десорбції обмежує застосування цього методу. Усунення цих недоліків, а також використання продуктів очистки як реагентів для забезпечення надійності видобутку та підготовки вуглеводневої сировини, безперечно, поставить цю технологію в розряд найефективніших.

Як вказувалось вище, С02-вмісні реагенти, наприклад, вуглекислі солі амонію (продукт очистки газів від вуглекислоти), можуть бути ефективними при обробці пласта в випадку випадання рідких вуглеводнів.

Відомо, що аміак - першоджерело синтезу багатьох азотовмісних реагентів, що широко застосовуються в нафтогазовій промисловості. Сам аміак є інгібітором корозії та гідратоутворення, емульгуючим та миючим реагентом.

Враховуючи великий об'єм виробництва аміаку, його низьку вартість, а також величезну кількість вуглекислоти, що знаходиться в природному газі, створення нової технології очистки природного газу від кислих компонентів, що включає використання енергії пласта та обладнання підготовки природного газу, є актуальною проблемою. На базі наукових припущень та експериментальних даних, отриманих при дослідженні взаємодії аміаку та природних вуглеводнів, будуть розроблені технології вилучення кислих компонентів, отримання амонійних солей та іншіх азотовмісних речовин, що заслуговують уваги для нафтогазової промисловості. Такими реагентами є:

“ реагенти для інтенсифікації роботи свердловин;

- суміші для селективної ізоляції водопритоку, блокування водо-поглинаючих пластів та ліквідації міжколонних перетоків;

- інгібітори корозії та гідратоутворення;

-•суміші для обезсолювання та боротьби з солевідкладами.

В другому розділі подані установки, методики та методи для вивчення процесів видобутку природних вуглеводнів.

Для вивчення впливу аміаку на пластовий флюід, а саме, природний газ, що містить С02, створена лабораторна установка, яка моделює абсорбційний та десорбційний процеси очистки газу від діоксиду вуглецю.

Як абсорбер використано дрексельну склянку, заповнену розчином аміачної води, куди при постійній подачі (0,2 л/с) подавали діоксид вуглецю, створюючи барботажний режим. В колбу вміщувались термометр, зразки-свідки для визначення агресивності середовища в умовах абсорбції та електрод потенціометра для визначення pH розчину.

Установка передбачає термічний розклад карбонізованого розчину шляхом підвищення температури до 90°С. Об'єм видаленого С02 визначали газометром, попередньо заповненого хлоридом натрію для попередження втрат діоксиду вуглецю.

Розроблена установка дозволяє повністю контролювати всі параметри при аміачній абсорбції С02 та регенерації карбонізованих розчинів, визначати вплив домішок на хід вказаних процесів.

Для визначення змін складу поглинального розчину, які мають місце при взаємодії аміаку з кислими компонентами природного газу розроблена методика визначення вмісту іонів НС03', С032' та ИН3' при одночасному вмісті їх у карбонізованих розчинах методом потенціометричного титрування.

При дії на продуктивний колектор різними реагентами можлива зміна їх складу під дією високих температур та тисків. Тому для визначення такого впливу створена установка для дослідження параметрів зміни складу різних реагентів. Вона включає металевий термостатований контейнер, у який вміщували досліджуваний продукт. Природним газом створювали тиск близький до пластового. При дослідженні реагентів, що розкладаються при підвищенні температур, наприклад, вуглекислі солі амонію, манометром фіксували зміну тиску в контейнері.

Відмінною особливістю установки є наявність дозатору, який

її

дозволяє подавати розрахункові порції домішок та інших реагентів, що вступатимуть у реакцію з першочерговоподаним, наприклад, при глушінні свердловин подачею на вибій почергово гідрокарбонату амонію та хлориду кальцію. У кінці дослідження визначають зміну складу досліджуваних компонентів. •

Для вивчення характеру розповсюдження реагентів в пористому просторі, в залежності від їх фізико-хімічних властивостей та впливу газовмісту розчинів на сорбційні процеси, створена експериментальна установка.

Вона дозволяє проводити дослідження з урахуванням температури (до 473 К), тиску (до 20 МПа), природи газу, в’язкості розчинів та їх газовмісту.

Принцип роботи установки слідуючий. Досліджувані розчини вводяться через диспергатор, оточений кожухом, у середині якого циркулює рідина для підтримання температури. Диспергатор створює аерозоль чи газоемульсійний потік. Оглядова камера забезпечує можливість спостереження за станом газорідинної суміші. Визначення характеру розповсюдження реагенту по пористому середовищу та змінн його складу проводять шляхом відбору проб піску через отвори, рівномірно розміщені по всій довжині.

Для дослідження кінетики взаємодії сірководню та аміаку при аміачній абсорбції створено установку, за допомогою якої визначали зміни у газовій та рідинній фазах системи. Особливість установки у тому, що вона повністю герметизована, що виключає можливість реагування сірководню з киснем повітря.

Принцип роботи установки слідуючий. Через поглннальний розчин прокачували інертний газ для насичення газової фази аміаком. Момент насичення фіксували по закінченню росту тиску в системі. Далі через дозатор вводили сірководень та слідкували за взаємодією компонентів по манометру - рівновага у системі визначає незмінність тиску. Не порушуючи герметичності розділяють фази та визначають компонентний склад рідини та газу.

Для дослідження корозійних процесів та ефективності інгібітор-ного захисту створено комплекс апаратури, що вміщує лабораторний прилад для вимірювання агресивності досліджуваного середовища, корозиметр - спеціальний пластинчатий датчик для одержання оперативних результатів безпосередньо на гирлі свердловин та пробовідбірник проточного типу, що встановлюється на гирлі всіх свердловин на фонтанній арматурі. Пробовідбірник забезпечує накопичення

рідини в кількості 0,85 л, дозволяє встановлювати зразки-свідки з трубної сталі та корозиметр для визначення миттєвої швидкості корозії поляризаційним методом. Рідина у пробовідбірнику безперервно поновлюється і має температуру гирла свердловини, за рахунок чого зберігається дійсний склад рідин.

Лабораторний прилад являє собою термостатовану ємкість, в яку вноситься модельне корозійне середовище, вміщується фторопласто-вий циліндр із зразками-свідками та пропелерною мішалкою, що забезпечує при необхідності різні режими газорідинного потоку, а саме, ламінарний, емульсійний та турбулентний. .

Увесь комплекс обладнання для корозійних дослідженнь дозволяє встановити істину картину агресивності досліджуваного середовища та ефективність інгібіторів корозії.

Інші дослідження проводились на стандартному обладнанні та за стандартними методиками.

Третій розділ присвячено дослідженням процесів фізико-хімічної взаємодії аміаку з С02, Н23 та вуглеводнями.

В результаті лабораторних досліджень встановлено критерії очистки природного газу аміачною абсорбцією та вивчено вплив домішок ПАР до розчину КН4ОН. ,

Результати досліджень показали, що внесення ПАР всіх класів призводить до підвищення ефективності процесу поглинання С02 аміачним розчином. Швидкість абсорбції, в затежності від класу ПАР, збільшується у 1,7-4 раза, ступінь карбонізації у 1,4 раза, вихід вуглекислого газу, при дегазації насичених розчинів вуглекислих солей амонію, у 1,5 раза. Все це вказує на те, що ПАР є активними прискорювачами процесу поглинання вуглекислоти аміаком. Найефективнішими серед розглянутих є катіонні ПАР, серед яких розроблений реагент АІ-1.

Проведена математична обробка експериментальних даних та виведено рівняння для визначення ступеню карбонізації у залежності від температури та часу:

2,3 ■ і 77,8 • X . .

к =----------’----------+----------------— (О

0,04 • і + 0,457 33 • (т—0,75)

де: К - ступінь карбонізації, г/л; І — температура, °С;

X - час карбонізації, с.

Це рівняння з достатньо високою точністю (±0,5%) дозволяє роз-

рахувати ступінь карбонізації у інтервалі температур, °С 33 < І < 39 і часу, с. 1200 < т < 7200.

На основі проведених корозійних досліджень встановлено, що для статичних умов серед розглянутих ПАР найвищим захисним ефектом, щодо корозії як сталі так і міді, володіє флотореагент ВЖС у концентрації 1% об. у розчинах аміаку та бікарбонату амонія. У динамічних умовах найкращі захисні властивості у всіх випадках мають реагенти СТ та АІ-1. Таким чином, реагент АІ-1 є домішком, що ефективно вміщує в собі властивості прискорювача реакції поглинання С02 аміаком та інгібітора корозії.

Комплекс лабораторних досліджень дозволив знайти низку ефективних сумішей, що підвищують ступінь абсорбції сірководню.

На рис. 1. подані результати експериментальних досліджень, які показують, що найвищого ступеня видалення сірководню із газу досягнуто, при використанні як поглинальний розчин суміші аміаку, води та хлориду кальцію (крива IV).

Якщо ж природний газ не містить С02 чи кількість його не перевищує 0,05%, то найбільш ефективним домішком є СаСІ2. При такій концентрації С02 у газі не утворюється гідрокарбонат амонію, що вступає у реакцію з хлоридом кальцію.

Знаючи принцип взаємодії аміаку та сірководню нами виведено рівняння розрахунку рівноважної концентрації сірководню в системі. Рівняння має вигляд:

-[с + К(а + в)] ± V [с + К(а + в)]2+4Кав(1-К)

х"-------------------------------------------------------- <2)

де: а, в, с - вихідні концентраціі аміаку, сірководню та іону амонію, відповідно; х - число молей Н23, що прореагували в системі, яка містить аміак, сірководень та сіль амонію.

Окрім процесів поглинання кислих компонентів із природного газу досліджені можливі шляхи регенерації відпрацьованих аміачних розчинів з метою отримання реагентів для нафтогазової промисловості. '

Так встановлено, що при абсорбції С02 основними продуктами очистки є вуглекислі солі амонію. Існують теплові та хімічні шляхи регенерації розчинів. При тепловій регенерації отримуємо чисту вуглекислоту та аміачну воду. Хімічний шлях передбачає отримання нових з’єднаннь. Розкладання аміачних солей хлоридом кальцію

дозволяє отримувати хімічно осаджену крейду — необхідний реагент при глушінні свердловин та ліквідації водопритоку.

Об'єм видаленого Н25,см3

Абсорбенти: 1 - ЫН4ОН; 2 - МН4ОН + МН4К03; З - МН4ОН + КаМ03; 4 -ЫН4ОН + СаСІ2.

Рисунок 1. Часова залежність видалення сірководню гідроксидом амонію з домішками.

Розкладання гідрокарбонату амонію формаліном з внесенням розрахункової кількості СаС12 дає можливість отримати ефективний інгібітор гідратоутворення та корозії 2С6Н12Ы4 • СаС12 • 10Н20, названий К1-УК.

Кристалографічними, кристал ооптичними, рентгеноструктурни-ми, рентгенофазннми та ІК-спектричними дослідженнями встановлена повна характеристика одержаного з’єднання 2С6Н12Ы4 • СаС12 •

• 10Н20. Воно кристалізується з водних розчинів у вигляді безбарвних прозорих кристалів правильної форми, які . при тривалому зберіганні стають білими, не прозорими. Для нього запропоновано наступну будову:

н

н н

н

СІ2 * 2С£Ні2^4 ■ 4Н2О

В лабораторних умовах досліджено вплив аміаку на рідкі свердловинні флюіди, а саме конденсат. Встановлено, що під дією аміаку у рідких вуглеводнях утворюються нові речовини.

Позитивний вплив на зміну властивостей вуглеводнів чинить температура та тиск.

Математична обробка експериментальних даних дозволила отримати рівняння для визначення впливу температури та тиску на утворення нового з’єднання з вуглеводнів під виливом аміаку. Рівняння має вигляд:

С=-4, 115713 ■ ро 1+22,731525 • Ь^-26,669577. т001 (3)

де: С - залишкова концентрація лугу у вуглеводні, кг/м3;

Р - тиск у посудині, МПа;

t - температура у посудині, °С;

X - час витримки вуглеводнево-аміачної суміші у посудині, хв.

Розрахована по даному рівнянню концентрація залишкової лужності та експериментальні дані мають високу тотожність кінцевих результатів.

Встановлено, що каталізатором процесу отримання нових речовин є мідь та її з'єднання. Іони міді, попадаючи в аміачну воду чи з конденсату чи введені штучно, утворюють мідноаміачнин комплекс [Си(Ш3)4 ]2+, який у свою чергу впливає на зміни, що відбуваються у вуглеводнях. Нами запропоновано механізм утворення цих з'єднаннь. '

Найчастіше це пряма взаємодія органічних кислот конденсату з аміаком за схемою: .

ЯООН + МНдОН-----------►ИООМНд

Так як природні рідкі вуглеводні містять металоорганічні з'єднання у вигляді порфірінів - поліциклічних похідних порфінів, 16

то під дією аміаку в присутності іонів міді можливе перетворення його до амінів за схемою (рис. 2):

ИР

Ме

Ме —

V,

_Ме — ЯР

Ш5

Ме

Ме-

,/

Г N.

N

ч /

Ме

N

МН4ОН+Си(ЫН3)4+ у

+ N

Ч'_ ___/

V.

Ме

-ЫР

*----►Ме(ЫН3)п+

ИР

Ме

Ме

ЯР

Ме

(1)

Ме-

(2)

/_н НИ \(

4-х "

її3

ИР

ЯР

Ка=СН2С02Н,КаМе=сн2С02Ме,КР=(СН2)2С02Н,КРМе=(СН2)2С02Ме (і)-металопорфірін, (2)-деметалізований порфірін.

Рисунок 2. Механізм перетворення металопорфіріну під впливом аміаку.

Крім того утворюються аміни за схемою ИМН2:

ОН(ЗН) ^ ИН9

Ш,ОН + X

де: X - >Ш4Н503, (Ш4)2503, Н25, ІШБ, Ш4ООК які, в свою чергу, реагують з органічними кислотами конденсату: КН2 ' к МН3ОСЖ

+ НОСЖ

Суміш з'єднань ЮчІН2, КЫООКтН4, ІЮС)МН3БІ, названу АІ-1, є катіоноактивною речовиною з властивостями амінів. Істиність цього твердження встановлена дослідженнями, проведеними на хромато-масспектрометрі з використанням даних Національного бюро стандартів США. Масспектри досліджуваних речовин збігаються з спектрами амінів з молекулярною масою 155—157. Розроблений склад захищено авторським свідоцтвом.

Таким чином АІ-1 синтезовано з компонентів рідких вуглеводнів.

Таку ж сполуку можна одержати і з реагентів, що випускає промисловість, а саме при взаємодії натрієвих мил органічних кислот (ВЖС, соапсток та ін. ) та аліфатичних амінів (АНПО, АНП-2, ГИПХ-3 та ін. ). Нами синтезовано високоефективний інгібітор вуглекислотної корозії СТ, дія якого аналогічна АІ-1.

Нами досліджено вплив інгібітора АІ-1 на кінетику електродних процесів (рис. 3).

Е, В

1§і(і_3, А/ст2)

1 - без інгібітора; 2 - 0,05 кг/м3; 3-0, 10 кг/м3; 4 - 0,50 кг/м3.

Рисунок 3. Поляризаційні криві для сталі З

у водно-етанольному розчині 0,25М НаСІ,

0,025М СН3СООН при 20°С.

Показано, що у інгібіруваних розчинах потенціал корозії сталі зсувається у бік позитивних значень. Ці зміни можна пояснити абсорбцією часток типу КМН3+, що веде до збільшення позитивного потенціалу.

Рідкі вуглеводні, що надходять з нафтогазоконденсатних свердловин містять розчинені хлористі солі, що є причиною технологічних труднощів при переробці. На підставі-проведених досліджень встановлено, що з одного боку, хлористі солі можуть знаходиться у конденсаті у вигляді емульгованого водного розчину, а з іншого - утворюють комплексні з’єднання з компонентами конденсату.

При проведенні лабораторних досліджень взаємодії аміаку з рідкими вуглеводнями встановлено, що вміст хлористих солей у конденсаті зменшується на 62 - 70%, що відповідає допустимим нормам. Досліджено також суміш аміаку та метанолу і встановлено, що вона видаляє до 85-93% хлористих солей.

Експериментальні дані слугували основою для виводу рівняння по розрахунку залишкової концентрації хлористих солей у конденсаті після його обробки розчином аміаку. Дане рівняння має вигляд:

г = - 0.14645Х + 5,9958У + 0,1419321 (4)

де: 7. - залишкова концентрація хлористих солей у конденсаті, мг/100 см3;

X - вихідна концентрація хлористих солей у конденсаті, мг/100 см3;

У - концентрація НН4ОН, %; і - кількість ІчІНдОН у конденсаті, мг/100 см3.

Розрахована по цьому рівнянню залишкова концентрація хлористих солей у конденсаті, має задовільну збіжність експериментальних та розрахункових даних.

Окрім того відомо, що сам аміак використовується для антикорозійного захисту, працюючого у кислих середовищах сталевого обладнання. Антикорозійні властивості ІЧН3 обумовлені нейтралізацією кислих компонентів агресивного середовища та його здатністю абсорбуватися на поверхні металів з утворенням поверхневих часток ИМ, КМ-МИ, а також аміакатів металу МеЖМН2)2. При цьому з’єднання та абсорбуються на металі за рахунок ку-

лоновських сил (фізичної абсорбції).

Перевірка ефективності захисних властивостей аміаку в середовищі С02 та НВКК проведено в промислових умовах на Опішнянському ГКМ Солохівського промислу.

Встановлено, що для повного усунення корозійного процесу в свердловині необхідно нейтралізувати кисле водне середовище до рН = 7-7,5, вносячи туди не менш ніж 0,17 моль/л аміаку.

Результати досліджень, проведених на свердловинах з використанням аміачних розчинів показали, що окрім інгібіруючих властивостей розчини аміаку є індикаторами корозійного процесу. Так, при високому вмісті іонів заліза у свердловинній воді зниження рН сере-

довища до 7 призводить в одному випадку до зниження концентрації іонів заліза практично до нуля, у іншому - не змінює їх.

Відсутності іоііов заліза у пробах води вказує на інгібіруючу дію аміаку. Якщо ж концентрація іонов заліза не змінюється, незважаючи на збільшення pH вище 7,5, а концентрація С02 та органічних кислот в пластовому флюіді складає відповідно 0,2-0,8% та 50-90 мг/л, то де дає ймовірність стверджувати, іцо НК’Г не кородують, а іони заліза надходять з пластовими водами чи із зу>шфа свердловини. Окрім наведеного, аміак спричиняє вплив на видобувні характеристики свердловини. Так, після закачки його у иривибійну зону свердловин Опішнянського ГКР, збільшується дебіт по газу на 12-15%, за рахунок очистки вибою від скрапленої рідини та інших забруднень.

Таким чином, всі дослідження взаємодії аміаку з С02, Н23, вуглеводнями та породами продуктивного колектору дозволили встановити, що аміак є джерелом синтезу множини нових з’єднань, використання яких у нафтогаз-.'видибугку забезі;./;^іь підвищення надійності видобутку природних вуглеводнів.

В четвертому розділі приводяться дослідження впливу похідних аміаку, а саме, розчинів вуглекислих солей амонію на колекторські властивості продуктивних колекторів.

Визначались зміна проникності, пористості розміру пористих каналів зразків кернів, які досліджувались на установці УДПК-1М. Визначені фазові проникності досліджуваних реагентів при температурах 20, ЗО, 40, .50, 00Х.

Аналізуючи дані, отримані при температурі 60°С, можна помітити, що фазова проникність зразків у порядку збільшення розташовується наступним чином:

- по розчину карбонату амонію (у зразку гас);

- по пластовій воді (у зразку гас);

- по повітрю (у зразку гас).

При обробці даних досліджень розрахована відносна проникність кернів для всіх зразків при конкретному температурному режимі.

Встановлено, що відносна проникність зразків у порядку її зменшення розташовується наступним чином: .

- при температурі 20°С:

1) по розчину бікарбонату амонію;

2) по повітрю (у зразку гас);

3) по пластовій воді (у зразку гас).

- при температурі 60°С:

1) по повітрю (у зразку гас);

2) по пластовій воді (у зразку гас);

3) по розчину бікарбонату амонію (у зразку гас).

Низька фазова проникність керну по бікарбонату амонію підтверджує відоме явище збільшення в’язкості водних розчинів при насиченні їх вуглекислим газом. Однак розчини вуглекислих солей амонію мають високу витісняючу здатність, про що свідчать дані, наведені в табл. 1.

Таблиця 1

Результати досліджень по визначенню коефіцієнтів витіснення, насичення та відносної проникності.

Результати експерименту

Характеристика експерименту Параметри Температура досліду, "С

20 ЗО 40 50 60 70

Витіснення гасу розчином гідрокарбонату амонію коеф. витіснення коеф. насичення відносна проникність 0.75 0.25 0.40 0.60 0.40 0.35 0.53 0.43 0.26 0.68 0.32 0.26 0.80 0.20 0.33 --

Витіснення гасу пластовою водою коеф. витіснення коеф. насичення відносна проникність 0.60 0.40 0.11 0.50 0.50 0.28 0.48 0.52 0.42 0.50 0.50 0.54 0.55 0.45 0.58 0.6 0.3 0.6

Витіснення гасу повітрям коеф. витіснення коеф. насичення віднос. проник. 0.47 0.53 0.40 0.43 0.57 0.45 0.41 0.49 0.52 0.40 0.60 0.62 0.37 0.63 0.66 --

Окрім зазначених, проведені дослідження миючих властивостей розчину вуглекислих солей амонію.

Застосування як миючої рідини 20%-ного розчину вуглекислих солей амонію показує, що вже при температурі 20°С після одноразової промивки в пласті залишається всього 12% асфальтосмолистих з’єднань. Ефективність обробки пласта зростає із збільшенням температури. Починаючи з 40:С починається виділення вуглекислого газу, що, в свою чергу, призводить до підвищення очистки пористого простору. При температурі 80°С чищення модельного пласта здійснюється практично аміачнію водою та вуглекислим газом, який утворюється при розкладанні вуглекислих солей амонію.

Аналізуючи витісняючі та миючі характеристики вуглекислих со-

21

лей амонію можливо допустити, що в пластових умовах при температурах 80-100°С та вище, вплив розчину вуглекислих солей амонію на видобувні характеристики свердловини після закачки його в продуктивний пласт буде позитивним.

Поряд з наведеними проведені експериментальні дослідження впливу реагенту АІ-1, що є неодмінним домішком у аміачний погли-нальний розчин при абсорбції С02, на фільтрацію конденсату в зразках порід та відмивання з пористого простору асфальтосмолистих забруднень.

Отримані результати досліджень свідчать про те, що реагент АІ-

1, будучи поверхнево-активною речовиною (в рівноважних умовах а=34,2 мН/м) адсорбується на породі. Процес адсорбції супроводжується десорбцією вуглеводнів з поверхні твердої фази за рахунок зменшенння поверхневого натягу. При цьому покращується фільтрація конденсату через породу та збільшується його вихід.

Після фільтрації через модельный пласт, забруднений асфальто-смолистими речовинами, реагенту АІ-1, спостерігається різке зменшення залишкової насиченості пласта — з 40 до 25,5% після першої обробки та до 15,4% після другої.

Реагент АІ-1 позитивно впливає на фільтраційні властивості пласта. При цьому вихід конденсату збільшується у середньому на 3%об. для світлих конденсатів та на 5% об. для темних. Температурний ефект не впливає на витісняючі властивості реагенту та не змінює природи процесу. При концентрації реагенту АІ-1, що складає 2-3 мг/л, він повністю відмиває пласт від АСР.

Іншим дослідженням впливу похідних аміаку на видобувні властивості продуктивних колекторів було вивчення силективної взаємодії карбонатів амонію з пластовими водами.

Досліджено міцність ізолюючих бар’єрів на основі розчинів вуглекислих солей амонію, визначено тиск прориву крейдяного бар’єру та коефіцієнт відновлення проникності.

Так як хімічно осаджена крейда має дрібнодисперсну структуру і розмір часток СаС03 не перевищує 0, 1 • 10~6 мм, то з метою укрупнення утворених карбонатів кальцію досліджено низку домішок, а саме:

— ВЖС - суміш аніонних та неіоногенних ПАР, кубовий залишок виробництва вищих жирних кислот;

— КМЦ - карбоксил метил целюлоза, простий ефір С6Н702(0Н)2- ОСН2СООЫа;

22

- з'єднання альдегідоспиртів С]2Н22Ои;

- алюмокалієві квасці К2504. АІ2(504)3. 24Н20(АКК).

Найкращі результати показав додаток як кристалоутворюючої

домішки альдегідоспиртів у концентраціях від 0,5 до 20%. У результаті реакції утворюються кристали кальцієвих сполук альдегідоспиртів як центрів кристалізації карбонату кальцію. Найбільшої величини кристали досягають при додаванні сухих альдегідоспиртів від 10 до 15%мас. (0,1-0,2 мм) та рідких від 0, 5 до 2% мас. (0,1 ~0,2 мм). При подальшому збільшенні процентного вмісту домішок величина кристалів не змінюється.

При проведенні досліджень було встановлено, що зростання кристалів обумовлено зниженням поверхневої енергії центрів кристалізації.

Аналіз визначення тиску прориву показав, що при прокачуванні через керн, насичений пластовою водою хлоркальцієвого типу, 20%-ного розчину вуглекислих солей амонію, він є найменшим, тобто утворений бар’єр не має достатньої міцності через дрібнодисперсну структуру СаС03. Тиск прориву бар’єру, утвореного солями амонію із структуроутворюючими домішками в 1,7-1,9 раза вищий, що забезпечує нерозчинність утвореної структури.

Порівнюючи наведені результати та визначення коефіцієнту відновлення проникності газової частини, встановлено, що додавання в розчин вуглекислих солей амонію альдегідоспиртів у концентрації 0,5-5% збільшує міцність карбонату кальцію і одночасно не погіршує фільтраційних властивостей газонасиченої частини колектору. Коефіцієнт відновлення проникності не менше 0,85-0,87%.

В лабораторних умовах досліджені міцностні характеристики ізолюючих бар’єрів, створених розчинами на основі вуглекислих солей амонію, а також гелями, що використовуються при глушінні свердловин.

Отримані результати показали, що найбільш прийнятними домішками, які покращують характеристики рідин глушіння на основі вуглекислих солей амонію є ВЖС у концентрації 1,5-2% та КМЦ у концентрації 0,5-0,7%. Застосування рідин глушіння на основі вуглекислих солей амонію та хлориду кальцію рекомендовано в умовах репресій на пласт не більше 10 МПа.

В умовах високих репресій на пласт більш прийнятними є

стабільні гелеподібні розчини без твердої фази. Для їх отримання була проведена низка досліджень і серед множини компонентів вибрані гідроксид амонію та фосфатидний концентрат (ФК) - побічний продукт рафінування природних масел.

При змішуванні фосфатидного концентрату з розчином аміаку відбувається хімічна взаємодія МН4ОН з радикалом ФІ< та полімеризація розчину.

Структурними компонентами ФК є:

- СН2СН(СМ2)-СООН - серин;

- СН2СН2]\ІН2 _ етаноламін;

- СН2СН2>ЮН(СНз)з - холін;

- СН2-СНОН-СН2-ОН - гліцерин.

ФК є органічним з’єднанням зі структурною формулою: СН2 _________ ОСОІ*!

Аналіз результатів досліджень показав, що в’язкість гелей зберігається високою до температури 80 С. Після підвищення температури вище зазначеної межі відбувається деяке пінення розчину. Як піногасник використано флотореагент Т-66 у концентрації

Окрім термостабільності, досліджені кольматуюча здатність геле-вих розчинів та коефіцієнт відновлення проникності зразків кернів після глушіння. При цьому встановлено, що фільтрація розчину через керн з’являється при тиску 15-16 МПа в обсязі не більше 0,2-0,28 см3. Продовження прокачки підвищує тиск до 18-19 МПа, фільтрація припиняється та відбувається повна кольматація пористого простору. Зворотне витіснення розпочиналось при тиску 20-21,5 МПа, що вказує на високу тимчасово кольматуючу здатність, до того ж кольматація відбувається на глибині не більше 3-4 мм від поверхні.

Видалення гелю можливе промивкою пластовою чи технічною водою. У випадку виникнення труднощів при освоєнні повне відновлення проникності (97-98,6%) відбувається після обробки керну солянокислотним розчином.

Остаточними найбільш прийнятними параметрами гелевої суміші із ЫН4ОН та фосфатидного концентрату є:

СНОНСОК2

де: та И2 насичені і ненасичені

залишки жирних кислот;

СН20

0,2-0,5%.

- густина 950 - 1020 кг/м3;

- в’язкість по СВП-5 від “нетекучості” д0 ?{0-120 с Встановлено, що співвідношення компонсцх|в (ф]<; - ОН)

при збереженні параметрів блокування та підновлення проникності! може змінюватись від 1:1 до 10:1 при кони<:)гграції аміаку від 5 до 0,5%.

П’ятий розділ, присвячено розробці безві;ш,дної технології очистки природного газу від С02 та Н2Э з отриманням реагентів для нафтогазової промисловості.

На підставі лабораторних досліджень очис1ІІИ природного газу від С02 та Н23 створена блок-схема Досліді,„-,і|)0МИСЛ0В0Ї установки (рис. 4). Аналог її змонтовано на Ошшнянгі,Кому УКПГ Солохів-ського ГКР “Полтавагазпром” з обладнання, Шо ПрацЮЄ на промислі при підготовці газу, розраховані технологічні параметри та витратні коефіцієнти для хімічної регенерації поглинал,лшх розчинів

Розроблена блок-схема складається з блоку очистки вуглеводнів (газу та конденсату) та блоків хімічної переробки: продуктів

абсорбції С02 та продуктів абсорбції С02 та ||,д

Чищення вуглеводнів здійснюється шляхом видалення агресивних компонентів (С02, Н2Б) із газу та обезсолкл:;і/,ня конденсату

Відалення агресивних компонентів вико„у,.7ься методом ріДШШої абсорбції реагентами, дослідження яких наведені в гл З Абсорбційний блок включає традиційний г;к!о„(юмпсловий сепаратор ГБ 23 000 та два абсорбери, що є модифікованими теплообмінниками типу ГБ 18 000.

Газ на очистку —р>. Блок абсорбцій С02 та Н23 —£»- Блок доочмг.іри газу від IIУ, —

\

Газ в газопровід

Блок обезсолювання конденсату та синтезу інгібітора АІ-1

Блок десорбції СС>2

Блок хімічної переробки та одержання реагентів

т

Інгібітор гідратоутво-рення та корозії К1-УК Інгібітори корозії ЯООН, ГЮОЫН;, Рідини та гелі для глушіння

Рідини для інтенсифікації <3 Мі_

_£

Вуглекислота

Сірка

Інше

Рисунок 4. Блок-схема очистки природного \-Лу/, від со та Н23

. 25

Перший абсорбер очищає природний газ від С02 чи, у випадку присутності Н23, від С02 та частково Н23. Очищення газу від С02 можливе аміачними розчинами з домішком прискорювача процесу чи натрієвими солями жирних кислот, які перетворюються на інгібітори корозії типу ІІООН. Другий абсорбер веде доочистку газу від Н2Э мінералізованими розчинами аміаку.

Природний газ після очистки йде у магістральний газопровід. Рідкі вуглеводні надходять у блок обезсолювання, де водночас готується прискорювач процесу абсорбції С02, що одночасно є інгібітором корозії (АІ-1) шляхом обробки рідких вуглеводнів концентрованим розчином ЫН4ОН та міддю. Очищений конденсат йде в конденсатопровід.

Карбонізовані розчини аміаку після видалення С02 надходять в десорбер, де шляхом температурного впливу регенеруються до аміаку та чистої вуглекислоти. Вуглекислі солі амонію використовуються як реагент для інтенсифікації роботи свердловин, ліквідації водопритоку та міжколонних перетоків, глушіння та як мінеральні добрива.

Регенерація та переробка розчинів ЫН4НСОэ + ЫН4НЗ та ЬШ4НЗ, що утворюються при чищенні газу, що містить С02 та Н23, здійснюється хлорним вапном за схемою:

+ МН4ІІС03 + [Са(ОС1)С1- Са(ОН)2]- Н20 =>

=> 80т+ СаС12 + МН4НС03 + КН4ОН =*

=> 80ї+ СаС03|+ ЫН4ОН + (ЫН4)2С03 + МН4С1 (5)

Окрім того, в зв’язку зі значним попитом на розчини вуглекислих солей амонію, були розраховані показники роботи ДПУ по абсорбції С02 аміачним розчином в перерахунку на 1 т гідрокарбонату амонію з концентрацією 200 мг/л, а також межові показники процесу очистки газу від С02 та Н23, які можуть бути використані при проектуванні подібних установок (табл. 2). -

Таким чином, вуглеводні, що поступають з свердловини, повністю очищаються від агресивних компонентів, що у подальшому запобігає витратам на антикорозійний захист металу. Запропонована блок-схема проста, технологічна, не містить дефіцитних апаратів, повністю сумісна з процесом підготовки природного газу, монтується безпосередньо на газопромислі. Одержані при регенерації карбонізованих розчинів речовини використовуються в нафтогазовій промисловості як інгібітори, рідини для інтенсифікації роботи свердловин та

глушіння, ізоляції притоку пластових вод.

Шостий розділ присвячено промисловим дослідженням розроблених технологій.

Всі технології розроблені на підставі експериментальних досліджень та розрахунків.

Дослідно-промислові випробування, проведені на родовищах ДДВ підтвердили результати досліджень та важливість розробок для підвищення надійності видобутку вуглеводнів.

За час впровадження розробленого нами реагенту - вуглекислих солей амонію - з метою інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини проведено обробку 15-ти газоконденсатних свердловин на підприємстві “Полтавагазпром”.

Таблиця 2.

Межові показники процесу очистки газу від С02 та Н23.

№№ п.п. Показники Розмірність Межі

1. Вміст у очищуваному газі % об.

- діоксиду вуглецю 1.0- 10.0

- сірководню

2. Тиск у посудинах МПа 3.0-6.0

3. Температура абсорбції •с 0-35

4. Продуктивність установки

по газу тис. куб.м./добу 60 - 250

5. Швидкість газорідинного

потоку в абсорбері м/с 23- 12

6. Час контакту абсорбенту

з газом с 11 - 100

7. Якість газу, що подається на установку: - пластова вода - хлорид кальцію - точка роси по волозі, відсутність відсутність

не вище •с 20

- точка роси по вуглеводнях,

не вище •с 20

Встановлено, що ефект від обробки газоносного пласта реагентом не однозначний. Так, на родовищах, де КФ не перевищує 20 кг/тис. м3 газу, ефект від обробки пласта солями амонію пов’язаний з очи-

щенням привибійної зони та збільшенням абсолютної проникності колектору. При цьому, наприклад, на свердловинах № 23

Опішнянського та Лг° 115 Машівського ГКМ отримано приріст дебіту газу, відповідно, з 10 до 33,8 м3/добу та з 15 до 30,4 тис. м3/до6у, а на свердловині „К° 3 Тимофіївського ГКМ приріст видобутку газу склав 80 тис. м3/добу без підвищення конденсатного фактору.

На родовищах, де конденсатний фактор сягає 50-150 кг/тис. м3 газу спостерігається значний приріст конденсатного фактору. Так, на свердловині № 56 Яблунівского ГКМ КФ зріс з 54,8 до 80,9 кг/тис. м3. При цьому продуктивність по газу зросла на 55 тис. м3/добу. Обробка даної свердловини показує, що розроблений реагент збільшує рухливість конденсату за рахунок гідрофілізації пласта, витісняючи рідкі вуглеводні з пористих каналів. Після очищення пористого простору збільшується абсолютна проникність колектору та видобуток газу.

Поряд з обробкою продуктивного пласта розчином солей амонію досліджено вплив реагенту АІ-1 на продуктивність свердловин. Дослідно-промислові випробування проведені на свердловині № 57 Яблунівського ГКМ, що працювала в періодичному режимі через скупчення конденсату на вибої. Встановлено, що після обробки колектора 25%-ним розчином АІ-1 у конденсаті зріс дебіт по газу з 55 до 82 тис. м3/добу та по конденсату з 2,3 до 5,2 т/добу, крім того концентрація АСР у конденсаті у перші 15 днів після обробки змінилась з 0,3-0,5% до 7-9%. Час безперервної роботи збільшився з 14 до 39 днів. Після продувки свердловина ще збільшила дебіт газу до 100 тис. м3/добу та конденсату до 6,1 т/добу. Обробка цієї свердловини повністю підтвердила лабораторні дослідження впливу реагенту АІ-1 на колекторські властивості порід, а саме: відмивання АСР, зрушення випавшого конденсату та збільшення абсолютної фазової проникності порового простору. -

Дослідно-промисловими випробуваннями технології блокування притоку пластових вод, шляхом селективної водоізоляції, встановлено забезбечення вибіркового зниження проникності тільки водоносної частини пласта при закачці ізолюючих реагентів. При цьому навколо свердловини вище контура обводнення утворюється непроникний екран чи відсікається найбільш водон'асичений пропла-сток.

Окрім утворення СаС03 та Г^С03 при взаємодії солей амонію з хлоркальцієвими водами утворюється хлористий амоній, відомий в

практиці нафтогазовидобутку як реагент, що позитивно впливає на колекторські властивості пласта. ИН4СІ зменшує набухання порід, а у суміші з ЫН4НС03 очищає пористе середовище від асфальто-смо-листих забруднень. Так, на Тимофіївському родовищі після селективної ізоляції притоку пластових вод дебіт газу збільшився в 1,9-4,6 раза; дебіт конденсату - в 1,9-5 раз. При цьому водний фактор знижується практично до нуля, а саме у 100-1440 раз. На Яблунівскому родовищі дебіт газу збільшився у 5,1~6 раз, конденсату в 6,6 раза, а водний фактор зменшився у 15,2 раза. Тривалість ефекту ізоляції притоку вод після закачки блокуючого розчину з домішком 3% альдегідоспиртів становить в середньому 12—18 місяців. Необхідно також відмітити, що утворений бар’єр нерозчинний у пластових водах. Прорив їх можливий лише за умови перетоку через водонепроникний екран, внаслідок підвищення ГВК.

Таким чином, вказана технологія дозволяє, селективно ізолюючи пластові води, ефективно збільшити видобуток вуглеводнів. За час впровадження технології ізоляції притоку пластових вод шляхом обробки пластів вуглекислими солями амонію додатково видобуто 343 млн. м3 газу та 71 тис. тонн конденсату.

На підставі результатів експериментальних досліджень на газоконденсатних родовищах випробувані інгібітори корозії амінного типу - СТ та АІ-1. Найбільш ефективною технологією їх ужитку є подача розчинів за допомогою дозувальних насосів по окремих інгібіторопроводах у затрубний простір свердловин чи періодична закачка у пласт при відсутності інгібіторопроводів. При швидкостях потоку на вибої до 3 м/с інгібітор закачується з періодичністю раз в 1-3 місяці.

На промислах випробувано методи суцільної, газоемульсійної та аерозольної закачки інгібітора в продуктивний пласт.

Встановлено, що тривалість інгібіторного захисту при закачці звичайного розчину інгібітора корозії складає 3 місяці, при закачці газоемульсії 11 місяців, аерозолю - 13 місяців. При цьому, найвищу ефективність інгібітори СТ та АІ-1 виявляють у двофазному ламінарному потоці в місцях скупчення водної фази. Залишкова швидкість корозії складає 0,004-0,0006 г/м2год. Ефективність інгібіторного захисту 99-99,8%.

Залишкова швидкість в турбулентному потоці складає

0,004-0,006 г/м2год. , ефективність захисту наземного обладнання 90-95%, підземного - 95-99,8%.

Дослідно-промислові випробування інгібітора гідратоутворення та корозії К1-УК проводились на Розпашнівському ГКР. Інгібітор закачувався в затрубний простір свердловин та виносився газорідинним потоком по НКТ на УКПГ, де при сепарації відділявся від конденсату і газу та регенерувався.

Результати дослідно-промислових випробувань технології інгібіторного захисту обладнання від корозії та гідратоутворювання шляхом ужитку К1-УК показали, що швидкість рівномірної корозії при постійній циркуляції інгібітора у системі не перевищила 0,07 мм/рік, тобто, ефективно гальмує корозію трубної сталі, що обумовлена присутністю С02 та НВКК. Зниження рівноважної температури гідратоутворення знаходиться у межах 26-28°С, що забезпечує безгідратний режим роботи свердловин.

Крім інгібітора К1-УК досліджено захисні властивості інших інгібіторів корозії та гідратоутворення, а саме СТ+СаСІ2, та СТ+ме-танол. Встановлено, що застосування вказаних сумішів знижує корозійне руйнування металу до 0,007 - 0,001мм/рік, а рівноважну температуру гідратоутворення до 25-30°С.

Результати випробування технології ліквідації міжколонних перетоків шляхом хімічного впливу на цементне кільце свердловин проводились сумішами, отриманими на основі очистки газу від кислих компонентів.

Найкраще зарекомендували себе розроблені сольові розчини та суміші “карбонат”(6) і “карбосилікат”(7). Дія їх у пористому середовищі зводиться до наступної взаємодії:

(ЫН4)2С03 + СаС12 = 2МН4С1 + СаС03 (6)

ШН4)2С03 + Ка28Ю3 + 2СаС12=4ЫН4С1 +Са5і03+СаС03 (7)

Насичені сольові розчини хлориду амонію кольматують канали за рахунок викристалізації солей (наприклад, хлориду амонію) при охолодженні. При великій проникності каналів, з метою підвищення кольматації, перед закачкою сольових розчинів вводять вапнякову борошно, глинопорошок чи молотий азбест у кількості 0, 3 - 3% мас. Збільшення адгезійної здатності суміші здійснюється введенням

0,8-1% мас. КМЦ.

Роботи по ліквідації міжколонних тисків проводились на свердловинах підземних зберігань газу (ПСГ) АТ “Укргазпром”. Результати впровадження закупорюючих сумішей показали, що на більшості свердловин міжколонний тнск знижено до допустимих меж, а на деяких - повністю ліквідовано, зо

ОСНОВШ НАУКОВІ висновки

1. Розроблені науково-технологічні принципи та новий методологічний підхід до хіміко-технологічного забезпечення надійності видобутку вуглеводневої сировини нафтогазової промисловості. Доведено, що одержання необхідних хімреагентів може здійснюватись безпосередньо на видобувному об’єкті з використанням сировини, що видобувається, енергії пласта та основного обладнання, яке застосовується для видобутку та підготовки вуглеводневої сировини.

2. Вивчено особливості взаємодії аміаку та його гомологів з компонентами вуглеводневої сировини, водним флюідом, породами пласта та металевим обладнанням.

Доведено, що при взаємодії ЬІН3 з діоксидом вуглецю та сірководнем ступінь видалення компонентів залежить від температури та часу контакту. Отримано рівняння, що дозволяють з достатньою точністю розрахувати ступінь карбонізації та зміну концентрації сірководню в системі, що містить аміак та солі амонію.

Розроблені суміші поглинальних розчинів для видалення С02 та Н^Б. Найбільш ефективними з яких по С02 є аміак— вода — АІ-1, а по Н2Б аміак - вода - аміачна селітра та аміак — вода — хлорид кальцію. Доведено, що АІ-1 дозволяє збільшити швидкість абсорбції С02 в 2-3 рази та зменшити корозійне руйнування в апаратах десорбції в 2-5 разів.

3. На основі вивчення хімічної взаємодії аміаку з природним флюідом розроблені шляхи одержання хімічних з'єднань, що мають велику науково-практичну цінність для впровадження в нафтогазовій промисловості:

- вуглеамонійні солі МН4НС03, (МН4)2С03;

- діоксид вуглецю;

- Ш4Ш, 80;

- СаС03, МяС03, Ма2С03, їч1Н4С1;

- БЮОН, ИООМН2, Шч[Н2, КИНзООИ;

- СНгОСОИ,

І

сносои2

І ——- ОШ4 ■

сн2ои - о

----- ОХ+

А також виявлено, що обробка аміачними розчинами рідких

вуглеводнів, окрім видалення агресивних компонентів, очищає їх від хлористих з’єднань.

4. Вивчено вплив вуглеамонійних солей на колекторські властивості пласта. Показано, що розчин солей амонію має витісняючі та миючі властивості, розріджує вуглеводневий конденсат, взаємодіючи з карбонатними породами, збільшує абсолютну проникність колектора на 47-52%. Встановлено, що внесення у розчин солей амонію реагенту А1-1 позитивно впливає на очистку пласта від асфальто-смо-листих забруднень та збільшує вихід залишкового конденсату в

1,3-2,6 раза.

5. Вивчено характер та кінетику корозії обладнання свердловин у середовищі природного газу, що містить діоксид вуглецю та низькомолекулярні карбонові кислоти, які руйнують захисні оксидні та карбонатні плівки металу. Показано, що корозія сталі та перетворення рідких вуглеводнів призводять до виділення та абсорбції вуглецевих продуктів, що є стимуляторами корозії.

6. Вивчено вплив аміаку на корозію газопромислового обладнання. Доведено, що для захисту свердловинного обладнання від корозії достатньо ввести водний аміак в концентрації еквівалентній нейтралізації кислих компонентів водної фазн. Встановлено, що аміак одночасно є індикатором корозійних процесів та ефективності інгібі-торного захисту. Застосування його збільшує видобувні можливості малодебітних свердловин, сприяє видаленню рідини з вибою за рахунок емульгування та пінення її.

7. Розроблені та реалізовані в промислових умовах суміші амінних реагентів та технології інтенсифікації видобутку вуглеводнів з одночасним захистом обладнання від корозії. Показано, що аерозольна обробка привибійної зони реагентами АІ-1 та СТ збільшує видобуток газу і забезпечує ефективний захист свердловинного обладнання від корозії.

8. Вперше розроблено ряд комплексних інгібіторів гідра-тоутворення та корозії на основі хлориду кальцію, метанолу та органічних аміноз’єднань: К1-УК, СТ+СаС12, метанол+СТ. А також нові принципи регенерації цих інгібіторів.

9. Розроблено та впроваджено склад на основі вуглекислих солей амонію та технологію ізоляції водопритоків, а також знайдено ефективні каталізатори росту кристалів карбонату кальцію, найбільш ефективними серед яких є альдегідоспирти. Встановлено, що міцність утвореного бар’єру є достатньою для попередження руху

пластової води в продуктивний колектор.

10. Вперше розроблені сольові та гелеподібні суміші для глушіння свердловин. Встановлено, що вони мають високу термостабільність та однорідність, що дає можливість багаторазового їх використання при капітальному ремонті свердловин.

11. Вперше розроблені та впроваджені суміші і технології ліквідації міжколонних перетоків з використанням амонійних солей -продуктів очистки газу від С02. Доведено, що найбільш ефективними є суміші “карбонат” та “карбосилікат”. Застосування їх у всіх випадках призводить до різкого зниження або повної ліквідації між-колонннх тисків.

ОСНОВНІ МАТЕРІАЛИ ДИСЕРТАЦІЇ ОПУБЛІКОВАНО В РОБОТАХ:

НАУКОВІ СТАТТІ

1. Исследование взаимодействия аммиака с платиной методом вторичной ионно-ионной эмиссии. /Зезекало И. Г., Антрощенко В. И. и др./ Высшая школа, Вестник Харьковского политехнического института химическое машиностроение и технология, 98, 1974, с. 20-2.5.

2. Пробоотборник жидкости проточного типа. /Зезекало И. Г., Артемов В. И. и др. ,/. ВНИИЭгазпром, Рационализаторские предложения, рекомендованные для внедрения на предприятиях газовой промышленности., 3, 1980, с. 8-10.

3. Особенности углекислотной коррозии промыслового оборудования в присутствии органических кислот. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Легезин Н. Е. /. ВНИИОЭНГ. Коррозия и защита скважин, трубопроводов, оборудования и морских сооружений в газовой промышленности, 5, 1981, с. 15—19.

4. Исследование смеси алифатических аминов как ингибитора углекислотной коррозии. /Зезекало И. Г., Артемов В. И. и др./. ВНИИОЭНГ. Коррозия и защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии. 1983. № 4, с. 9-11.

5. Исследование влияния ингибитора КППГ на коррозию стали.

/Зезекало И. Г. , Везирова В. Р. и др. /. ВНИПИгаз. Сборник научных трудов. Защита технологического оборудования от коррозии. 1983. с. 35-38. ‘

6. Ингибиторы коррозии для нефтяной промышленности. /Зезекало И. Г. , Воробьев А. Г., Федоров Ю. В. /. Тезисы доклада XI конференции “Коррозия и защита металлов”, Пермь, 1983, с. 110-112.

зз

7. Ингибиторы коррозии газопромыслового оборудования. /Зезекало И. Г., Артемов В. И. и др. /. АН СССР, Защита металлов, 3, 1984, с. 16-19.

8. Об использовании аммиачных поглотительных растворов для очистки газа. /Зезекало И. Г.; Артемов В. И. и др./. Техника, Нефтяная и газовая промышленность, 3, 1985, с. 17-19.

9. Результаты промышленного испытания комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии. /Зезекало И. Г., Ковалко М. П. и др. /. ВНИИЭгазпром. Подготовка, переработка н использование газа, № 3, 1987, с. 35-36.

10. Результаты применения ингибиторов углекислотной коррозии в добыче газа./Зезекало И. Г., Иванкив О. А., Абросимова Е. И./. Техника. Нефтяная и газовая промышленность, 1, 1991, с. 17-20.

11. Испытания ингибитора коррозии АИ-1. /Зезекало И. Г., Абросимова Е. И./. “Недра”. Газовая промышленность, 7, 1991, с. 12-15.

12. Совершенствование технологии глушения скважин на поздней стадии разработки. /Зезекало И. Г., Троцкий В. Ф., Тищенко В. И./. “Недра”. Газовая промышленность, 7, 1991, с. 14-17.

13. Аммиак как ингибитор коррозии газодобывающего оборудования. /Зезекало И. Г., Иванкив О. А., Абросимова Е. И./. Техника. Нефтяная и газовая промышленность, 4, 1991, с. 9-12.

14. Создание технологии ингибиторной защиты на Шебелинском ГПЗ. /Зезекало И. Г., Иванкив О. А. и др./. Нефтяная и газовая промышленность, 4, 1992, с. 12-15.

15. Технология интенсификации добычи углеводородного сырья путем обработки призабойной зоны скважин амминными комплексами. /Зезекало И. Г., Иванкив О. А./. ИЛ. № 290-293, Харьковский ЦНТИ, 1993, с. 3-5.

16. Совершенствование техники и технологии капитального ремонта скважин на завершающей стадии разработки ГКМ. /Зезекало И. Г., Троцкий В. Ф. и др./. ТОО “Салтус”, 1993, с. 7.

17. Исследование нового способа ингибиторной защиты от углекислотной коррозии на Опошнянском ГКМ. /Зезекало И. Г., Артемов И. И. др./. ТОО “Салтус”, 1993, с. 12.

18. Интенсификация добычи углеводородного сырья газоконденсатных скважин./Зезекало И. Г., Иванкив О. А, Тищенко В. И./. Газовая промышленность, 8, 1993, с. 15-16.

19. Зезекало И. Г., Троцкий В. Ф., Разработка растворов гелей для глушения скважин. Газовая промышленность, № 1, 1995 г, с. 17—19.

20. Глушіння свердловин ПЗГ розчинами гелей на основі фосфа-тидноаміачних солей. /Зезекало І. Г., Троцький В. П. та ін./, Нафтова та газова промисловість, № 4, 1995, с. 15-18.

21. Відновлення герметичності свердловин на ГКР і в підземних сховищах газу. /Зезекало І. Г., Мрочко М. А./, Нафтова та газова промисловість, № 1, 1995, с. 6-9.

22. Проблеми підвищення ефективності аварійно-відновних робіт у процесі капітального ремонту свердловин. /Зезекало І. Г., Троцький В. П. /Нафтова і газова промисловість, № 3, 1996 р.

АВТОРСЬКІ СВІДОЦТВА І ПАТЕНТИ.

23. А. С. № 738427, СССР. Ингибитор углекислотной коррозии черных металлов. /Зезекало И. Г., Воробьев А. Г., Федоров Ю. А. и др./ БИ. - 1980. - № 38.

24. А. С. № 816196, СССР. Ингибитор коррозии черных метал-

лов в кислых средах. /Зезекало И. Г., Воробьев А. Г., Артемов В. И./, БИ. - 1980. - № 57. .

25. А. С. № 944624, СССР, Ингибитор гидратообразования природных газов. /Зезекало И. Г., Ковалко М. П. и др./. БИ. - 1982.

- № 17.

26. А. С. № 988027, СССР, Способ защиты промыслового оборудования от коррозии. /Зезекало И. Г., Резуненко В. И. и др./. БИ.

- 1982. - № 25. '

27. А. С. № 1146415, СССР, Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Ковалко М. П. и др./. БИ. - 1984. - № 38.

28. А. С. Х° 1 115785, СССР, Способ очистки газа от сероводорода./Зезекало И. Г. , Ковалко М. П. и др./. БИ. - 1984. - № 59.

29. А. С. № 1221326, СССР, Способ закачки ингибитора коррозии в призабойную зону скважин./Зезекало И. Г., Артемов В. И., Резуненко В. И./. БИ. - 1985. - № 24.

30. А. С. № 1281288, СССР, Ингибитор гидратообразования. /Зезекало И. Г. , Расуло А. М. и др. /. БИ. - 1987. — X? 17.

31. А. С. X? 1527955, СССР, Ингибитор гидратообразования и коррозии. /Зезекало И. Г., Шевчук В. Г. и др./. БИ. - 1988. - X? 13.

32. Заявка X? 4791518/05, СССР, Способ защиты газоконденсатных скважин от углекислотной коррозии. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Абросимова Е. И др. /. БИ. - 1989. - X? 26.

33. А. С. № 1616219, СССР, Способ разработки газоконденсатной залежи. /Зезекало И. Г., Бикман Е. С., Фык И. М. и др./. БИ. -1990. - X? 15.

34. А. С. X® 1558960, СССР, Состав для разрушения эмульсии газового конденсата. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Бутенко В. А. и др./. БИ. - 1990. — № 31.

35. А. С. Х° 1584467, СССР, Способ разработки газоконденсатной залежи. /Зезекало И. Г., Бикман Е. С. и др./. БИ. - 1990. - .V? 27.

36. Заявка № 47911518/03, СССР, Состав для защиты газоконденсатных месторождений от углекислотной коррозии. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Мирошниченко Т. И. и др./. БИ. - 1990. - № 36.

37. Способ получения диоксида углерода из газов. /Зезекало И. Г., Ковалко М. П. и др./. Патент России № 1745314, 1992.

38. А. С. № 1774004, СССР, Способ блокирования призабойной зоны поглощающих пластов. /Зезекало И. Г., Тищенко В. И., Троцкий В. Ф./. БИ. - 1992. - № 15.

38. А. С. Х° 1828912, СССР, Состав для блокирования поглощаю-

щих пластов. /Зезекало И. Г. , Тищенко В. И. и др. /. БИ. - 1993.

- № 14. .

39. Способ блокирования поглощающих пластов./Зезекало И. Г., Банчужный С., Троцкий В. Ф., Тищенко В. И./. Заявка № 4890276/03 от 15. 10. 90. , положительное решение от 25. 09. 91.

41. Способ защиты пакерных скважин от коррозии. /Зезекало И. Г., Артемов В. И. , Артышук Н. В. , Ковалко М. П./. Патент СССР № 1776297 Е-21 В 37/06. 1992.

42. Заявка № 4841440/03, СССР, Способ ликвидации межколон-ных перетоков газа. /Зезекало И. Г., Мрочко Н. А. и др. /. БИ. -1990. № 23. Ходотайство о выдаче патента России, 25. 01. 93.

43. Способ интенсификации добычи углеводородного сырья. /Зезекало И. Г., Кичигин Н. Ф., Тищенко В. И./. Заявка X? 49491501/03, 16. 04. 91.

44. Способ разработки газоконденсатной залежи. /Зезекало И. Г.,

Артемов В. И. и др./. Положительное решение на заявку № 4815145, 1992. '

45. Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатных скважин. /Зезекало И. Г., Кичигин Н. Ф., Калюжный А. Н., Тищенко В. И./ Патент России №2017947.

46. Заявка № 4100272/404, СССР, Способ глушения скважин. /Зезекало И. Г. , Мрочко Н. А./ БИ. -1994-Х? 58.

47. Способ обработки призабойной зоны карботанных коллекторов. /Зезекало И. Г., Сальваровский Я. А. и др./ Положительное решение на заявку Х° 5918018 от 16. 01. 95.

48. Патент России Лг? 2039223, 1995 г. , Способ разработки газоконденсатной скважины. /Зезекало И. Г., Артемов В. И., Бикман Е. С./.

49. Способ селективной изоляции притока минерализованных пластовых вод в скважинах. /Зезекало И. Г., Калюжный А. Н., Гоцкий Б. П./, Положительное решение на заявку № 5064811/03, от 21. 03. 1995.

50. Состав для глушения и заканчивания скважин. /Зезекало И. Г., Троцкий В. Ф., Тищенко В. И./ Положительное решение на заявку № 5066380/03 от 16. 03. 95 г.

51. Состав для обработки свободной от обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа призабойной зоны карбонатного продуктивного пласта. /Зезекало И. Г., Сальваровский Я. А./ Патент России № 2052083 от 10. 01. 96г.

ОСОБИСТИЙ ВНЕСОК ДИСЕРТАНТА У РОЗРОБКУ НАУКОВИХ РЕЗУЛЬТАТІВ, ЩО ВИНОСЯТЬСЯ НА ЗАХИСТ:

1 - експериментально визначено та теоретично обгрунтовано вплив аміаку на метати; 2 - розроблено пристрій для дослідження корозійності свердловинних флюідів, запропоновано схему установки його на гирлі свердловин; 3 - встановлено особливості вуглекислотної корозії газопромислового обладнання у присутності органічних кислот; 4, 5, 6, 7 - досліджено вплив амінних реагентів на корозійні процеси у вуглекислотному середовищі, запропоновано ефективні інгібітори корозії; 8 - визначено ефективність аміачних погли-нальних розчинів для очистки газу від кислих компонентів; 9-у промислових умовах досліджено ефективність комплексного інгі-бітора К1-УК для боротьби з корозією та гідратоутворенням; 10, 11 — досліджено декілька типів інгібіторів вуглекислотної корозії, встановлено, що найбільш ефективними є інгібітори амінного типу, наприклад, АІ-1; 12 - досліджено існуючі методи глушіння свердловин, запропоновано ефективну технологію глушіння з використанням розчинів на основі аміаку; 13 - запропоновано використовувати аміак для захисту газопромислового обладнання від корозії та встановлення ефективності інгібіторного захисту; 14 - запропоновано метод інгібіторного захисту установок Щебелинського ГПЗ з використанням АІ-1; 15 - запропоновано використовувати вуглекислі солі амонію для збільшення продуктивності видобувних свердловин у умовах ретроградного скраплення конденсату; 16, 19, 20 - розроблено метод та проведено експериментальні дослідження рідин глушіння

на основі аміаку та його похідних для умов капітального ремонту свердловин родовищ, що знаходяться на завершальній стадії розробки; 17 - розроблено новий метод інгібіторного захисту промислового обладнання; 21, 41 — запропоновано склад та досліджено ефективність розчинів для боротьби з міжколоннимн перетоками; 18 - запропоновано метод підвищення продуктивності малодебітних свердловин; 22 - розглянуті проблеми аварійності свердловинного обладнання та шляхи їх ліквідації; 23, 24, 25, 26 - розроблено склад, методики дослідження інгібіторів корозії та метод захисту газопроми-слового обладнання; 27, 33 - запропоновано метод підвищення продуктивності малодебітних свердловин; 28 - розроблено метод та запропоновано склад поглинального розчину для видалення сірководню; 29 - розроблено метод довготривалого захисту свердловинного обладнання від корозії шляхом закачки у пласт інгібітора корозії у вигляді аерозолю; ЗО, 31 - розроблено склад інгібіторів гідра-тоутворення та корозії на основі хлориду кальцію та похідних аміаку; 32 - розроблено склад та метод впровадження інгібітора вуглекислотної корозії АІ-1; 34, 35, 43, 44, 48 - розроблені методи підвищення продуктивності газоконденсатних свердловин в умовах ретроградного випадання скраплених вуглеводнів; 36 - розроблено склад для руйнування емульсії газового конденсату; 37 - розроблено метод одержання чистої вуглекислоти з природного газу аміачною абсорбцією; 38, 39, 40, 46, 49, 50 - розроблено склад та методи застосування розчинів глушіння на основі похідних аміаку; 41 - розроблено метод захисту пакерних свердловин від корозії шляхом впровадження спеціальних пакерів-пеналів; 45 — розроблено склад для інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини шляхом закачки його у привибійну зону свердловин; 47 - запропоновано метод підвищення продуктивності видобутку вуглеводнів з карбонатних колекторів; 51 - запропоновано склад для обробки колектора з метою підвіщення його продуктивності.

AN N OTATION

Zezekalo І. G. "Chemical and Technoloqical Problems of increasinq the Reliability of Hydrocarbons Production by Means of Usinq the Ammonia and Deribatives”.

A Thesis in the from of manuscript for degree of Doctor of Technical Sciences on the speciality 05. 15. 06 - “ Development and Opération of Oil and Gas Fields”. “Ukrainian Petroleum Istitute” (JSC “UkrNGI”, Kiev, 1996.

51 scientific works and 28 patents, which cjntain theoretical and experimental stuyi of new ways of increasing the reliability of hydrocarbons production by means of using the ammonia and its derivatives, are being currently defended. It is established that ammonia is widely used in oil and gas producing industry for: purification of hydrocarbons from acid aggressive components, synthesis of reagents which are used during the stimulation of gas and gas condensate production, bloking of formation water influx, liguidation of annular crossflows, killing of wells, and as corrosion and hydration inhgibitors.

АННОТАЦИЯ

Зезекало И. Г. Химико-технологические проблемы повышения надежности добычи углеводородов путем применения аммиака и его производных.

Диссертация в виде рукописи на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05. 15. 06 - разработка и эксплуатация нефтяных и газових месторождений. Открытое акционерное общество “Украинский нефтегазовый институт” АО “УкрНГИ”, Киев, 1996 г.

Защищается 51 научная работа и 28 авторских свидетельств, которые содержат теоретические и экспериментальные исследования новых направлений повышения надежности добычи углеводородов путем применения аммиака, его производных и технологических приемов. Установлено, что аммиак широко используется в нефтегазовой промышленности для очистки углеводородов от кислых агрессивных компонентов, для синтеза реагентов, используемых при интенсификации добычи газа и конденсата, блокировки притока пластовых вод, ликвидации межколонных перетоков, глушения скважин и как ингибиторы коррозии и гидратообра'зования.

Ключові слова: аміак, підвищення продуктивності, свердловина.