автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.01, диссертация на тему:Разработка технологии получения и испытание ингибирующих составов на основе полифосфатов и композиций энергоаккумулирующих веществ в процессе нефтедобычи

УДК 546.186+620.193+622.276

На правах рукописи

НУРАБАЕВ БАЗАРБАЙ КАНАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ И ИСПЫТАНИЕ ИНГПБИРУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИФОСФАТОВ И КОМПОЗИЦИЙ ЭНЕРГОАККУМУЛИРУЮГЦИХ ВЕЩЕСТВ В ПРОЦЕССЕ НЕФТЕДОБЫЧИ

05.17.01- технология неорганических веществ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Республика Казахстан АЛМАТЫ 1998

Работа выполнена в лаборатории химии фосфорных удобрений Института химических наук им.А.Б.Бектурова МН-АН РК и в АО Научно-производственный центр "Мунай".

Научные руководители:

Научный консультант: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор У.Ж.Джусипбеков кандидат химических наук, старший научный сотрудник О.Ю.Фишбенн

академик HAH PK, доктор химических наук, профессор Н.К.Наднров

доктор технических наук, профессор Ахметов Т.З. член-корр. АН Республики Узбекистан, доктор химических наук Тухтаев С.Т.

Институт химии и химической технологии HAH Республики Кыргызстан

Защита состоится " 9 " октября 1998 г. в 12 часов на заседании Специализированного совета Д 53.39.03 при Институте химических наук им.А.Б.Бектурова МН-АН РК по адресу: 480100, гАлматы, ул.Валиханова, 106.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИХН им.А.Б. Бектурова МН-АН РК.

Автореферат разослан " <3 " сентября 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент h Чернякова P.M.

Актуальность темы.

Правительством РК уделяется большое внимание добыче и переработке нефти. Республика по геологическим запасам занимает второе место в СНГ и при эффективной эксплуатации всех месторождений по своему потенциалу достигнет крупнейших неф-теэкспортирующих стран - Ирана, Кувейта, ОАЭ, Саудовской Аравии.

Одним из перспективных нефтегазоносных регионов Казахстана является Южно-Торгайский бассейн, где в 1984 г. было открыто Кумкольское месторождение. Здесь уже в 1998 г. предусматривается довести добычу углеводородного сырья до 3,1 млн. т в год. Однако достижение поставленной задачи трудно выполнимо без решения таких проблем, как коррозия нефтепромыслового оборудования, солеобразование и асфальтосмолопарафиновые отложения, пескопроявление в призабойной зоне и др. Известные методы борьбы с названными явлениями отличаются сложностью и сопровождаются большими экономическими затратами. Технологии, эффективные для одних месторождений, неприемлемы для других. В каждом конкретном случае необходим научный подход с обязательным апробированием в лабораторных условиях.

Исходя из вышеизложенного, исследования, направленные на предотвращение коррозии, солевых и асфальтосмолопарафиновых отложений, а также по интенсификации процессов нефтедобычи путем принятия комплекса мер являются актуальными.

Целью данной работы является разработка и применение ингибирующих солеобразование и коррозию композиций на основе неорганических полимерных фосфатов и комплексонов, выбор оптимальных составов энергоаккумулирующих веществ и растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений, разработка технологических процессов, оптимизирующих работу нефтедобывающих скважин.

Для достижения данной цели необходимо решить следующие задачи:

• исследовать солевой состав и коррозионную активность вод месторождения Кумколь,

• изучить процессы солеобразования и коррозии нефтепромыслового оборудования,

• разработать оптимальные составы ингибирующих композиций на основе неорганических полимерных фосфатов и комплек-

сонов, а также технологические схемы их получения и использования,

• подобрать оптимальные составы энергоаккумулирующих веществ, эффективные ингибиторы и растворители асфальтос-молопарафиновых отложений,

• исследовать способы увеличения нефтеотдачи пластов. Научная новизна. Определен солевой состав вод Установлено, что пептизирующая активность фосфорорганических комплек-сонов по отношению к СаС03 и СаЭО,, ниже, чем у карбоксильных соединений, в то время как по отношению к Ре203 наблюдается обратная зависимость.Впервые найдены оптимальные составы и концентрации композиций, ингибирующих солеотложения для вод месторождения Кумколь.

Определена скорость коррозии стали в зависимости от состава и концентрации фосфатсодержащих ингибиторов. Впервые разработана ингибирующая композиция, содержащая 50 % полифосфата натрия-марганца, 25 % нитрилтриметилфосфоновой и 25 % сульфаминовой кислот, обеспечивающая высокую степень защиты оборудования от коррозии (2=82-83 %) и солеотложений.

Рассмотрены вопросы ингибирования и растворения асфаль-тосмолопарафиновыхх отложений. Впервые установлено, что наиболее перспективным растворителем АСПО для месторождения Кумколь является смесь газового бензина и нефти в соотношении 1:1.

Практическая ценность.Предложенные ингибирующие композиции в результате снижения скорости коррозии существенно увеличивают срок службы трубопроводов системы ППД. Предупреждение солеотложений увеличивает пропускную способность труб, что ведет к снижению энергозатрат на прокачку воды и увеличению интервала безаварийной эксплуатации насосного оборудования.

Для месторождения Кумколь рассмотрен комплекс мер, направленный на увеличение нефтеотдачи пластов, включающий устранение пескопроявления в призабойной зоне скважин, введение энергоаккумулирующих веществ и оптимизацию работы добывающих скважин.

Ожидаемый экономический эффект от внедрения предлагаемых технологических разработок по увеличению коэффициентов вытеснения и извлечения нефти из пласта составит сумму порядка 8-10 млн. у.е.

Полученные данные могут быть использованы: - при разработке способов защиты внутренней поверхности стальных водоводов различного назначения от коррозии, - для увеличения нефтеотдачи пластов на Кумкольском и других месторождениях.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на XV научно-технической конференции «Конструкции и технологии получения изделий из неметаллических материалов» (г.Обнинск, 1998) и Республиканской конференции молодых ученых-химиков Казахстана (г.Алматы, 1998 г.).

Публикации.

По результатам диссертационной работы опубликовано 15 работ.

Связь с планом научных работ.

Диссертационая работа выполнена в соответствии с темой научно-исследовательской работы лаборатории химии фосфорных удобрений ИХН им.А.Б.Бектурова МН-АН РК « Синтез неорганических веществ и материалов многофункционального назначения» (Ы госрегистрации 0194РК00002) и договоров АО НПЦ «Мунай» с ГАО «Южнефтегаз» по темам: « Разработка и внедрение методов борьбы с коррозией наземного и подземного оборудования», «Подбор и внедрение ингибиторов парафинообразования», «Систематическое исследование солевого, кислотного и микроэлементного состава технических и пластовых вод и их несовместимость» и «Разработка технологий оптимизации работы скважин».

Объем и структура диссертационной работы. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения и приложений.

В первой главе описана история открытия и приведены физико-химические характеристики нефтей месторождения Кумколь. Рассмотрены основы химического взаимодействия в процессах солеот-ложения, коррозии и АСПО, а также методы борьбы с данными явлениями. Дано обоснование выбранных направлений исследований и поставлена цель работы.

Во второй главе дается характеристика применяемых в работе материалов, описаны методики эксперимента и анализов.

Третья глава посвящена исследованию солевого состава и коррозийной активности вод месторождения Кумколь.

Четвертая глава включает экспериментальный материал по изучению процессов стабилизации солеотложений и ингибирова-нию коррозии и АСПО.

Пятая глава содержит сведения по исследованию способов увеличения нефтеотдачи пластов месторождения Кумколь, включающих введение энергоаккумулирующих веществ, устранение пескопроявления в призабойной зоне и оптимизации работы добывающих скважин путем выбора эффективного способа их эксплуатации.

В шестой главе описаны результаты по наработке и опытно-промышленным испытаниям ингибирующих композиций.

Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 31 таблицу и иллюстрирована 22 рисунками. Библиография включает 115 наименований.

Положения, выносимые на защиту:

• технология получения и применения нового, ингибирующего коррозию и солеотложение в оборудовании месторождения Кумколь, состава из 50 % полифосфата натрия-марганца, 25 % нитрилтриметилфосфоновой и 25 % сульфаминовой кислот;

• технология раздельной закачки сточных и альб-сеноманских вод, обеспечивающая карбонатную стабильность смеси;

• оптимальные составы, технология получения и применения энергоаккумулирующих веществ;

• новый состав эффективного растворителя асфальтосмолопа-рафиновых отложений, состоящий из 50 % газового бензина и 50 % нефти;

• комплекс мероприятий по интенсификации работы нефтедобывающих скважин.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

1. Методика проведения экспериментов.

При выполнении экспериментов использовали как реактивные соединения (натриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилтриметилфосфоновую кислоту, молочную и сульфами-новую кислоты, натриевую соль п-аминометиленфосфоновой кислоты), так и синтезированные по известным методикам (полимерные фосфаты натрия, марганца, цинка с И=1 и соотношением №20:Ме0=(1:1)-(Ю:1) и силикополифосфаты марганца и цинка с содержанием ЗЮ2 от 2 до 10 мол. %).

Синтез поли- и силикополифосфатов вели при температурах 800-1000°С с последующей резкой закалкой расплава для фиксации стеклообразного состояния.

Исследование ингибирующей способности вышеуказанных фосфатов и силикополифосфатов проводили в статических условиях как гравиметрическим (ГОСТ 9.502-82. «Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний»), так и электрохимическими методами. Стабилизирующую способность комплексонов определяли в статических условиях при различных температурах.

Синтезированные вещества и продукты взаимодействия изучали с помощью химического анализа, ИК- и ЯМР-спектроскопии, а также РФА. Запись инфракрасных спектров поглощения производили на спектрометре «Бресогс! М-80» в области 400-3600 см-1. Дифрактограммы твердых продуктов получали на дифрактометре «Дрон-0,5» с использованием Со-Ка - излучения. Спектры ЯМР 31Р водных растворов образцов при рН 10-12 записывали на спектрометре «УУР-80» фирмы «Вгискег».

2. Исследование солевого состава и коррозионной активности вод месторождения Кумколь

Исследование солевого состава пластовых вод месторождения Кумколь показало, что они представляют собой рассолы хлоркаль-циевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Эти воды очень горячие и кислые, что свидетельствует о их высокой агрессивности по отношению к металлу и цементу. Воды альб-сеноманс-кого водоносного горизонта относятся к карбонатнонатриевому типу, отличаются невысокими температурами и минерализацией, практически нейтральны, что позволяет судить о их более низкой агрессивности по сравнению с пластовыми водами.

Сточные воды также относятся к хлоркальциевому типу, причем их состав и степень минерализации зависит от количества добываемых юрских вод. Эти воды кислые, причем обращает на себя внимание наличие в них свободного углекислого газа. Последнее свидетельствует о их нестабильности, что может привести к интенсификации процесса солеобразования в случае использования сточных вод в технологических целях.

Поскольку в системе ППД Кумкольского нефтяного месторождения предполагается использовать воды альб-сеноманских гори-

зонтов, а также производственные сточные воды (ПСВ), то их коррозионная активность была определена ускоренными методами коррозионных испытаний по поляризационным кривым (рисунок 1).

Анодные (1 ;2) и катодные (1 ';2') поляризационные кривые для стали (СтЗ) при 25°С в статических условиях.

-ч

600

500

400

Г

иВ

о

1; Г - альб-сеноманские воды; 2; 2' - производственно-сточные воды

Рисунок 1

Как видно из рисунка, ПСВ обладают большей коррозионной активностью, чем альб-сеноманские: 1д ¡ПСВ почти на 1 превышает 1д I для альб-сеноманской воды, что говорит об увеличении скорости коррозии приблизительно на порядок. Потенциал при этом сдвигается также в отрицательную область (-570 мВ против -500 мВ для альб-сеноманской воды). Эти результаты были подтверждены данными гравиметрических испытаний, показавшими, что скорость коррозии в зависимости от состава воды составляет 1,60-2,80 мг/см2 сут и носит локальный характер.

Таким образом, полученные данные говорят о высокой коррозионной активности вод, используемых на Кумкольском месторождении и необходимости проведения противокоррозионных мероприятий.

Помимо коррозионной активности одним из основных критериев при оценке пригодности воды для использования в технологических процессах нефтедобычи, особенно для заводнения продуктивных горизонтов, является карбонатная стабильность и карбонатная совместимость смешиваемых вод.

Исследуемая вода стабильна, если выполняются два следующих условия:

1) начальная концентрация бикарбонатов в воде не превышает их равновесной концентрации, т.е.

Н Р

С НаНС03< С №НС03

2) начальная концентрация свободной углекислоты не меньше ее равновесной концентрации:

Н Р

С нсо3 > С нсо3

Для скважин месторождения Кумколь проведен ряд расчетов и экспериментов. В результате установлено, что из применяемых на месторождении Кумколь вод стабильны пластовая, меловая и альб-сеноманская, а их смеси относятся к условно стабильным.

При смешении сточной (мел+юра) и альб-сеноманской вод образуются нестабильные воды. В этом случае, если в сточных водах преобладает меловая вода, то при ее доле более 20 % смеси с альб-сеноманской являются стабильными, а если преобладает юрская, то смеси несовместимы во всех соотношениях.

Поэтому для борьбы с солеотложениями в системе поддержания пластового давления рекомедуется раздельная закачка сточных и альб-сеноманских вод. Также необходимо, чтобы доля меловой воды в них составляла более 20 %, так как при смешивании ее с альб-сеноманской водой образуется стабильная смесь

вод, которая в течении неограниченного времени сохраняет свой химический состав и не выделяет твердый карбонат кальция.

3. Разработка оптимальных составов ингибирующих

композиций

Пептизирующая способность ингибиторов солеотложений оценивалась по их взаимодействию с осадками СаСОэ, CaS04 и Fe203 в дистиллированной воде. В системе «ингибитор-СаС03-Н20» наилучшие результаты были получены для Сульфаминовой кислоты (таблица 1). Фосфорорганические соединения либо не оказывают практического влияния на переход катионов Са2+ из осадка в раствор, либо снижают содержание последнего в растворе по сравнению с контрольным образцом. Так же действует и полимерный фосфат натрия. Это, по-видимому, связано с гидролизом 1МаР03до монофосфата и образованием плохорастворимых монофосфатов кальция.

Следует отметить, что равновесие Са2+ -> СаС03 достигается довольно быстро - в течении 1 часа.

В системе «CaS04 - вода - ингибитор» общая картина взаимодействия практически не меняется, хотя для достижения равновесия требуется больше времени - 3-4 часа (таблица 2).

На процес растворения оксида железа (III) наибольшее влияние оказывает ИОМС, трилон-Б. В несколько меньшей степени переходу ионов Fe3+ в раствор способствуют фосфорорганические соединения. Наименьшей пептизирующей способностью в данном случае обладают NaP03 и молочная кислота (таблица 3).

Таблица 1.

Комплексообразующая способность реагентов по отношению к карбонату кальция в зависимости от температуры и концентрации (мг-экв./л)

Концентра ция, мг/л

2,00 25,00 0,45 0,35 0,65 0,50 0,45 0,60 0,55 0,45

2,00 75,00 0,50 0,40 0,55 0,40 0,50 0,35 0,50 0,40

10,00 25,00 0,45 0,35 0,70 0,50 0,45 0,65 0,55 0,45

10,00 75,00 0,50 0,30 0,70 0,55 0,50 0,60 0,50 0,55

Темпера тура,°С

25,00

Ингибитор

контроль

0,45

NaP03 САК НТФ ТВ ИОМС фосфа

нол

0,35

0,65

0,50

0,45

0,60

0,55

Таблица 2.

Пептизирующая способность реагентов по отношению к сульфату кальция (мг-экв./л)

Концентра Темпера Ингибитор

ция, мг/л тура,°С контроль №Р03 САК НТФ ТВ ИОМС фосфа НОЛ МК

2,00 25,00 24,00 25,50 28,50 21,00 26,00 16,00 11,00 26,50

2,00 75,00 22,00 24,50 28,00 20.50 25,00 14,00 10,00 26,00

10,00 25,00 24,00 26,00 29,50 21,00 27,00 18,00 11,50 27,50

10,00 75,00 22,00 26,00 31,00 21,00 26,50 14,50 11,00 26,00

Таблица 3.

Пептизирующая способность реагентов по отношению к железоокисным соединениям (мг-экв./л)

Концентра Темпера Ингибитор

ция, мг/л тура,°С контроль №Р03 САК НТФ ТВ ИОМС фосфа нол МК

2,00 25,00

2,00 75,00

10,00 25,00

10,00 75,00

0,40 1.76 0,40 1,76

0,30 0,40 0,25 1,00

0,80 0,95 2,00 2,30 1,10 1,40 2,50 3,20

0,90 2,80 1,20 3,10

1,80 0,90 0,40

5,60 2,63 1,20

2,40 1,35 0,45 3,00

7,80

1,40

Таким образом, показано, что пептизирующие свойства ингибиторов солеотложений определяются их природой, концентрацией и температурой, а также составом осадка. Установлено, что кар-боксилсодержащие комплексоны являются более эффективными пептизаторами по отношению к СаСОэ. Тогда как по отношению к СаЭО,, эффективен также и полифосфат натрия. В отношении железоокисных отложений наиболее эффективен ИОМС.

Исследование стабилизирующей способности ингибиторов солеотложений по отношению к катионам Са2+ в растворе также показало более высокую эффективность карбоксилсодержащих соединений по сравнению с фосфорорганическими (таблица 4).

Исходя из вышеприведенных данных, можно сделать вывод о том, что нет универсального ингибитора, обеспечивающего защиту от различного типа отложений, которые могут образовываться при данном солевом составе вод месторождения Кумколь. Поэтому необходима разработка композиций, включающих комплексоны как фосфонового, так и карбоксильного типа.

Таблица 4.

Эффективность ингибиторов солеотложений (%) при температуре 25°С по отношению к Са2+ 0=24 часа).

Ингибитор солеотложений Концентрация, мг/л

0,7 2,0 10,0

МаР03 отс. отс. отс.

САК 96,0 100,0 100,0

НТФ отс. отс. 15,0

ТВ 24,0 30,0 45,0

иомс 55,0 70,0 84,0

фссфанол отс. отс. 12,5

МК 64,0 75,0 89,0

Исследование антикоррозионного действия полимерных фосфатов и силикополифосфатов натрия, марганца, цинка показало, что с ростом концентрации ингибитора скорость коррозии стали в воде снижается более чем на порядок (рисунок 2). Продукты

Зависимость скорости коррозии стали (Ст20) при температуре 20°С в стандартных условиях от составов и концентрации фосфатов марганца

V кор, ыг/см^сут 0.3

0.2 0.1

о

20 40 60 Ь0 100 Ср 0 , мг/л

1-Мп(Р03)2; 3-(Мп,Ка)Р03, Мп0:Ыа20=1:3

2-(Мп, Ыа)Р03, Мп0:№20=4: 1 4-Мп0:Р205-8Ю2, БЮ2=8,5 мол, %

Рисунок 2

отложений, сформировавшихся на стальной поверхности в исследуемых растворах были изучены методами ИКС и РФА. Анализ ИК-спектров показал, что при отсутствии ингибиторов (рисунок 3,

ИК-спектры отложении сформировавшихся на поверхности стали

^НОН

Р0--

2000

2d 00

1200

1 - отложение в воде,

2— отложения в растворах ингибитора

3600

см

Рисунок 3.

кривая 1) отложения представлены, в основном, оксидами и гид-роксидами железа - полосы поглощения в области 1630 и 3450 см-1, соответствующие деформационным и валентным колебаниям ОН-групп воды. При наличии фосфатного ингибитора на поверхности металла образуется защитная пленка, в составе которой помимо оксидов железа присутствуют монофосфаты железа и марганца - полоса поглощения в области 1150 см-1 (рисунок 3, кривая 2). Образование этих соединений препятствует проникновению кислорода к поверхности металла, тем самым снижая скорость его коррозии. Результаты РФА не приводятся, т.к. продукты солеотложений и защитные пленки, сформировавшиеся в присутствии ингибиторов, практически рентгеноаморфны и, следовательно, не информативны.

Индивидуальный фосфат марганца имеет наилучшие показатели антикоррозионного действия, но обладает низкой растворимостью (за 10 суток степень растворения не превышает 20 %),

что неприемлемо при его практическом использовании в техноло-гичеких процессах водоподготовки. Введение как оксида натрия, так и диоксида кремния в состав фосфата повышает его растворимость, при этом лучшими ингибирующими свойствами обладают силикополифосфаты (рисунок 2, кривая 4). Однако, исследование совместимости рассмотренных ингибиторов и производственных сточных вод, а также вод юрского и мелового горизонтов, показало, что при высоком солесодержании происходит быстрый гидролиз силикополифосфатов, сопровождающийся коагуляцией геля кремниевой кислоты, что ведет к снижению эффективности их защитного действия.

В этой связи были исследованы ингибирующие композиции на основе полифосфата марганца-натрия (соотношение МагО:МпО=1:4 и 3:1), нитрилтриметилфосфоновой и сульфаминовой кислоты, т.к. последние обеспечивают наиболее высокую степень защиты от солеотложений для вод месторождения Кумколь. Установлено, что наибольшее снижение скорости коррозии стали наблюдается в растворе, содержащем 50 % ЫаМп(Р03)2 (№гО:МпО=1:4), 25 % НТФ и 25 % САК (рисунок 4, кривая 5), при этом солеотложения полностью отсутствуют.

Зависимость скорости коррозии стали (Ст20) при температуре 20°С в статических условиях от состава иигибирующих композиций (£0= 25 мг/л)

\/кор, мг/см^сут

0.3

0.2

0.1

0

Ун2о

12 16 20 С

кошл

, мг/л

1 -ТМаМп(Р03)3 + НТФ; 2 - КаМп(Р03)3 + СА (Ка20:Мп0=3:1)

3 - ЫаМп(Р03)3 + НТФ; 4 - ЫаМп(Р03)3 + СА (Ыа20:Мп0=1:4) 5 - МаМп(Р03)3 + НТФ + СА (ЫагО:МпО=1:4; НТФ:СА=1:1)

Рисунок 4

Снижение скорости коррозии стали в растворах НТФ и САК в присутствии катионов Мпможно объяснить тем, что Мп2+, выступая в роли металла-комплексообразователя, препятствует формированию растворимых комплексных солей железа. Таким образом, показано, что при защите нефтепромыслового оборудования от отложений минеральных солей и коррозии необходимо использовать композиции, включающие фосфатные соединения с1-эле-ментов (марганца и цинка), а также комплексоны фосфонового и карбоксильного типа.

Проблема борьбы с солеотложением на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования осложняется высоким содержанием в нефти Кумколя парафинов, асфальтенов и смол (таблица 5).

Таблица 5.

Состав асфальтосмолопарафиновых отложений.

Содержание компонентов (мас.%) в пробах, полученных с

температура плавления АСПО глубины, м

нефти 100 200 300 400 500 ГУ-2

парафин 10,9 8,7 7,5 7,3 6,5 49,1

смола 16,4 14,5 12,0 10,6 10,0 8,5

асфальтены 51,5 52,0 52,6 55,2 58,5 8,9

масла и мех.

примеси 20,0 20,8 26,0 28,2 29,6 33,4

Тпп., °С 82,1 83,8 83,9 85,3 85,8 60,0

Последние оказывают существенное влияние на кристаллизацию солей из пересыщенных растворов, так как способны адсорбировать на своей поверхности молекулы солей и превращаться в центры кристаллизации. Эти твердые аморфные структуры откладываются в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах, что ведет к снижению нефтедобычи, производительности системы ППД и др. отрицательным последствиям.

Для удаления АСПО в скважинах традиционно используют механический (посредством скребков), термический (закачиванием горячей нефти) и организационный методы борьбы. Однако, наиболее радикальными и перспективными методами являются химические, основанные на применении различных ингибиторов и растворителей. Применение ингибиторов позволяет замедлить про-

цесс отложения парафинов, но не прекратить его, тем более, что в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложения влияния не оказывают. Поэтому необходим поиск эффективных, недефицитных и дешевых растворителей АСПО. В качестве последних могут быть использованы нефть, газовый бензин и смеси на их основе.

В лабораторных исследованиях использовали изобутиловый спирт, олеиновую кислоту, газовый бензин, солярку, а также ингибиторы РД-72 и «Клеар 2517». Было показано, что наиболее эффективным растворителем АСПО является смесь нефти, бензина и ингибитора парафиноотложений РД-72. Однако, данный состав дорогостоящий из-за присутствия в нем ингибитора парафиноотложений РД-72, в связи с чем он не нашел широкого применения в практике.

Как видно из данных таблицы 6, состав из 50 % нефти и 50 % газового бензина характеризуется достаточной растворяющей способностью АСПО. При этом он дешев, его исходные компоненты добываются непосредственно на месте применения, в связи с чем он может быть рекомендован для практического применения на месторождении Кумколь.

Таблица 6.

Зависимость растворимости АСПО от состава растворителей.

растворимость (среднее значение),%

Т-25°С Т-40°С Т-60°С

Состав растворителя. % 1 2 3 1 2 3 1 2 3

нефть-50, газ, бензин-50 30 50 65 18 28 40 44 63 81

нефть-70, газ, бензин-31 19 26 32 5 17 20 25 48 67

газ, бензин-100 • 47 70 86 18 32 41 48 75 87

нефть-100 10 11 13 3 7 10 11 11 14

нефть-60, газ,бензин-30,

РД-72-10 33 51 67 - - - 42 64 83

Примечание: 1,2,3 - время растворения,ч.

4. Исследование способов увеличения нефтеотдачи пластов месторождения Кумколь

Одним из методов увеличения нефтеотдачи пластов является применение энергоаккумулирующих веществ (ЭАВ). В качестве последних использовались образцы промышленного производства и сплавы, синтезированные в печи Таммана путем алюмо-силико-термического восстановления элементов из оксидов или из отходов местного производства (таблица 7).

Таблица 7.

Химический состав ЭАВ

ЭАВ

Са

массовая доля, %

Мд Ва А1 Ре

- 30,5 2,5 8,4

_ 2,0 0,3 5,3

- - 1,3 1,2

1,5 - 6,0 3,5

0,4 0,1 24

Производство

Силикобарий (СВ)

Силикокальций

(СК)

СК

Технический кремний (ТК)

37.3

33.4

Ермаковский

ферросплавный

завод

Челябинский эл/металлурги-

Ермаковский ферросплавный

Ферросилиций (ФС) 0,5 0,4

При взаимодействии металлического кремния, алюминия, ферросилиция или силикокальция, входящих в состав ЭАВ, с водой или щелочью происходят реакции, сопровождающиеся выделением тепла и водорода, типа:

А1 + №ОН + Н20 -> Ма3АЮ3 + ЗН2 + 3300 ккал ЗРеЗЮ2+12№ОН+10Н2О->6№2БЮ3+Ре3О4+16Н2+3360 ккал По интенсивности реакции (в порядке ее убывания) сплавы могут быть расположены в следующем порядке: СБ, СК, ТК, ФС.

Вытеснение нефти в присутствии ЭАВ изучалось на линейной модели в виде стеклянной трубки с намотанной на нее спиралью нихрома длиной 1 м и диаметром 0,02 м для поддержания температуры. Пористой средой служил полимиктовый песок с проницаемостью 5,4-16,2 мкм2 и пористостью 0,41-0,44. Опыты вели при температуре 40-60°С. Модель пласта насыщалась под вакуумом

пластовой водой, которая потом замещалась кумкольской нефтью плотностью 0,805 г/см3 и вязкостью 2 сП. Результаты испытаний приведены в таблице 8.

Таблица 8.

Результаты лабораторных испытаний реагентов

Количество нефти, закаченной в мод. пласт, мл Количество закаченной в пласт жидкости, мл Состав закачиваемой жидкости Температура в модели °С Время вытеснения, ч Коэффициент вытеснения нефти, %

78,0 120,0 1,0% NaOH 40,0 5,8 66,9

78,0 120,0 1,0 % NaOH, 6 г ФС, 0,4 г Al 40,0 5,0 76,8

76,0 120,0 1,0% NaOH, 6 г СБ, 0,4 г Al 40,0 4,6 78,9

76,4 120,0 1,0 % NaOH, 6 г СБ, 0,4 г Al 60,0 4,0 82,9

77,8 120,0 1,0 % NaOH 60,0 5,0 72,0

76,2 120,0 1,0 % NaOH, 4,8 г СК, 0,4 г Al 40,0 4,8 77,0

76,4 120,0 1,0% NaOH, 6 г TK, 0,4 г Al 40,0 4,2 81,0

На основании полученных данных установлено, что наиболее эффективными нефтевытесняющими агентами являются смеси алюминия и щелочи с силикобарием, силикокальцием и техническим кремнием, которые при необходимости могут быть получены на существующих мощностях ДПО «Химпром» и АО «Фосфор» (г.Шымкент).

Другим способом увеличения нефтеотдачи скважин является устранение пескопроявления в их призабойной зоне. В работе обобщены сведения по апробированию скважин в процессе поисково-разведочного бурения, данные по эксплуатационным характеристикам скважин на многих месторождениях, в том числе и на Кумколе, а также проведены расчеты и анализ математической модели движения нефти, выноса песка, его проницаемости и т.д. В результате установлено, что наиболее эффективным методом борьбы с пескопроявлением является создание внутренних напря-

жений в призабойном слое путем установления в зоне перфорации пакера с закачиваемым цементным раствором.

В работе также обобщены промысловые данные технологических режимов скважин и проведен теоретический анализ влияния забойного давления на дебит скважин глубинно-насосного фонда с использованием аналитического метода А.П.Крылова и графоаналитического метода Ф.Поэтмана-П.Карпентера. В результате было установлено, что понижение забойного давления ведет к падению нефтеотдачи, а оптимальный уровень добычи нефти достигается при заданном забойном давлении. При этом разработку юрских горизонтов рекомендуется проводить с применением фонтанного способа эксплуатации скважин, меловых горизонтов -механизированным способом с использованием в качестве привода станков-качалок.

5. Наработка и опытнопромышленные испытания ингибирующих композиций.

Наработку опытных партий полимерных фосфатов производили на опытном участке филиала ОАО «Казфосфор-Таразфосфор». Технологическая схема получения стеклообразных полифосфатов представлена на рисунке 5а. Исходное сырье в виде марганецсо-держащих отходов опытного производства АО « Химпром», соды и шламовой фосфорной кислоты поступает в реактор (1). При получении полифосфатов марганца отключается подача соды, при получении полифосфата натрия отключается подача марганецсодер-жащих отходов, в случае получения двойных полифосфатов натрия-марганца подаются все реагенты в количествах, соответствующих расчетному составу шихты. Образующаяся в реакторе (1) пульпа поступает на барабанный вакуумный фильтр (2), где отделяется нерастворимый остаток. Фильтрат подается в сушилку (3), где при температуре 110-120°С образуется полупродукт, состоящий в основном из монофосфатов. Последний поступает в емкость-накопитель (4), откуда через дозатор (5) подается в отражательную плавильную печь (6). Расплав полимерных фосфатов подвергается закалке на водоохлаждаемых вальцах (7) с целью фиксации стеклообразного состояния. Получаемые продукты представляют собой бесцветные, либо слегка окрашенные в розовато-сиреневый цвет стекла, хорошо растворимые в воде.

Для отработки технологии защиты систем ППД от отложений неорганических солей и коррозии в реальных условиях их эксплу-

Технологическая схема получения (а) и испытания (б) полифосфатных ингибиторов

ю о

отходы кислота сода

вода

ингибитор

1-основной водовод, 2-байпасная линия 3-катушка-образец, 4-емкость для смешения 5-дозатор

Рисунок 5.

атации наработанный ингибитор вводили в специально смонтированную байпасную линию. Врезка байпасной линии в основной водовод осуществлялась согласно схеме, приведенной на рисунке 56. Испытуемыми образцами служили катушки, вырезанные из трубы 158 мм. Данная схема позволяет адекватно воспризвести условия эксплуатации основного водовода, т.к. состав воды, ее температура, гидродинамические параметры и др. факторы, определяющие солеотложение и коррозию, как в основном водоводе, так и в байпасной линии идентичны. При этом расход ингибитора существенно ниже и исключает возможность повреждения основного водовода в случае неправильного подбора ингибитора или его концентрации. После окончания испытаний катушка-образец может быть легко отделена для дальнейших визуальных наблюдений, а также для проведения химического анализа отложений. Данные испытаний представлены в таблице 9.

Таблица 9.

Состав и защитное действие ингибирующих композиций.

№

Состав

ингибирующей композиции

Точка 1 (сточная вода)

II

п

о

о s

а. С

о ш

Точка 3 (альб-сеном.+сточ.)

О. ег

Й- Р

1 Контроль без ингиб. 1,80 0,0 + 1,40 0,0 +

2 Капнокс МЛ-2936 0,85 53,0 - 0,63 55,0 -

3 NaP03 0,65 64,0 +/- 0,40 71,0 +/-

4 NaP04 0,32 82,0 +/- 0,24 83,0 +/-

5 NaMn(P03)3 0,36 80,0 +/- 0,27 81,0 +/-

50% NaMn(P03)3

6 +50% НТФ 0,30 83,0 - 0,21 85,0 -

50% NaMn(P03)3 +

7 50% САК 0,29 84,0 - 0,20 86,0 -

50% NaMn(P03)3 +

8 25% НТФ +25% САК 0,25 86,0 - 0,17 88,0 -

Примечание: «+» - наличие солеотложений, «-» - отсутствие солеотложе-ний, «+/-» - отложения носят аморфный характер.

Из анализа данных, приведенных в таблице 9 следует, что ингибирующие композиции на основе полимерного фосфата натрия-марганца и органических комплексонов карбоксильного и фосфонового типов обеспечивают высокую защиту от коррозии и полностью предотвращают отложения солей на внутренней поверхности трубопроводов.

ВЫВОДЫ.

1. Исследован солевой состав и свойства производственных вод месторождения Кумколь. Впервые показано, что для уменьшения солеотложений в системе ППД необходима раздельная закачка сточных и альб-сеноманских вод. При закачке сточных вод для образования стабильной смеси доля меловой воды должна быть более 20 %.

2. На модельных водных системах исследована стабилизация солеотложений различными комплексонами. Установлено, что пептизирующая способность фосфорорганических комплексонов по отношению к СаС03 и СаЭ04 ниже, чем у карбоксильных соединений, в то время как по отношению к Ре203 наблюдается обратная зависимость. Впервые найдены оптимальные составы и концентрации композиций, ингибирующих солетложения для вод месторождения Кумколь.

3. В системе «металл - ингибитор - производственные воды Кумколя» впервые изучена кинетика коррозии стали и показано, что максимальное снижение скорости коррозии наблюдается в присутствии композиции из полифосфатов натрия-марганца с сульфаминовой и нитрилтриметилфосфоновой кислотами.

4. Изучено влияние энергоаккумулирующих веществ на процесс вытеснения нефти из пласта. Впервые установлено, что наиболее эффективными нефтевытесняющими агентами (Кв=81-83 %) для месторождения Кумколь являются смеси алюминия с силикобарием, силикокальцием и техническим кремнием в щелочной среде.

5. Исследованы вопросы ингибирования и растворения асфаль-тосмолопарафиновых отложений (АСПО). Впервые установлено, что наиболее перспективным растворителем АСПО для месторождения Кумколь является смесь газового бензина и нефти в соотношении 1:1, обеспечивающая при температуре 60 С в течение трех часов растворение 60 % отложений.

6. Разработана и смонтирована технологическая установка для испытаний ингибиторной защиты системы ППД от коррозии и солеотложений, адекватно воспроизводящая условия эксплуатации основного водовода.

7. Наработана опытная партия полимерных фосфатов натрия-марганца с использованием техногенных отходов. Впервые разработана и апробирована в реальных условиях эксплуатации трубопроводов системы ППД ингибирующая композиция на основе 50 % полифосфата натрия-марганца, 25 % нитрил-триметилфосфоновой и 25 % сульфаминовой кислот, обеспечивающая высокую степень защиты оборудования от коррозии (Z=82-83 %) и солеотложений.

8. Для месторождения Кумколь впервые рассмотрен комплекс мероприятий, направленный на увеличение нефтеотдачи пластов, включающий устранение пескопроявления в призабой-ной зоне скважин, введение энергоаккумулирующих веществ и оптимизацию работы добывающих скважин. Ожидаемый экономический результат от внедрения предлагаемых технологий оставит 8-10 млн.у.е. в год.

Основное содержание диссертационной работы отражено в следующих публикациях:

1. Нурабаев Б.К., Утесинов А.Р. Выбор эффективного способа эксплуатации скважин на месторождении Кумколь // Нефть и газ Казахстана.- 1996.- 1, С.49-54.

2. Утесинов А.Р., Нурабаев Б.К., Мамедов А.И. Оптимизация работы добывающих скважин //Нефть и газ Казахстана.-1996.-1, С.45-48.

3. Нурабаев Б.К. Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновы-ми отложениями на нефтяных месторождениях // Нефть и газ Казахстана,- 1996.- 1, С.67-68.

4. Нурабаев Б.К., Мамедов А.И. Влияние состава воды на солеобразование //Нефть и газ Казахстана.- 1996.- 1, С.65-67.

5. Юнусов У.И., Оспанов Е.С., Нурабаев Б.К., Айшуаков К.А., Турсункулов Э.Т. Энергоаккумулирующие вещества для увели-

чения коэффициента вытеснения нефти из пласта на месторождении Кумколь//Нефть и газ Казахстана.-1997.-3,С.74-77.

6 .Ахметкалиев Р.Б., Айдарбав A.C., Нурабаев Б.К. Исследование работы скважин в условиях пескопроявления в призабой-ной зоне // Нефть и газ Казахстана.- 1997,- 3, С.78-82.

7. Нурабаев Б.К., Айшуаков К.А., Изтелеуова М.Б. Предупреждение и удаление парафиноотложений в подземном оборудовании скважин // Нефть и газ Казахстана.- 1997,- 3,С.90-93.

8. Жакитова Г.У., Капралова В.И., Уланова Н.М., Джусипбеков У .Ж., Нурабаев Б.К. Антикоррозионная обработка воды полимерными фосфатами марганца // Нефть и газ Казахстана. 1997.3, С.94-97.

9. Надиров Н.К., Конаев Э.Н., Нурабаев Б.К. Основные этапы открытия и освоения месторождения Кумколь // Нефть и газ Казахстана.- 1997.- 3, С. 165-170.

10. Исина A.C., Нурабаев Б.К., Джусипбеков У.Ж., Фйшбейн О.Ю. Связывающе-охлаждающие технологические средства в.нефтепро-мысловом деле // Нефть и газ Казахстана.- 1997.2, С.97-100.

11. Нурабаев Б.К., Жакитова Г.У., Капралова В.И., Джусипбеков У.Ж., Елмаз Демир, Надиров Н.К. Ингибирование солеот-ложений на нефтепромыслах // Нефть и газ Казахстана. 1998.4, С.74-76.

12. Нурабаев Б.К., Джусипбеков У.Ж., Фишбейн О.Ю., Капралова В.И., Надиров Н.К. Технологическая схема испытаний ин-гибиторной защиты нефтепромысловых систем от коррозии и солеотложений // Нефть и газ Казахстана,- 1998.- 4, С.76-78.

13. Нурабаев Б.К., Джусипбеков У.Ж., Фишбейн О.Ю., Капралова В.И., Надиров Н.К., Жакитова Г.У., Елмаз Демир. Синтез полифосфатов калия как ингибиторов солеотложений на нефтепромыслах И Нефть и газ Казахстана.- 1998.- 4, С.72-74.

14. Нурабаев Б.К. Наработка и опытно-промышленные испытания инги'бирующих композиций // Республ. конф. молодых ученых: Тезисы докл.- Алматы, 1998.- С.119-123.

15. Жакитова Г.У., Нурабаев Б.К., Бекенова Г.Б., Елеманов Б.Д. Синтез и свойства силикополифосфатных стекол // XV Научно-технич. конф. «Конструкции и технологии получения изделий из неметаллических материалов: Тезисы докл.- Обнинск, 1998.

Т ¥ Ж Ы Р Ы М

Нурабаев Базарбай К,анайулы

Мунай оцщруде колданылатын полифосфаттар непзшдеп тежегнн курамдардыц, энергия жинайтьга заттар композицияларыныц техпологиясын жасау жэне сынау

Техника рылымынын кандидаты дэрежесщ ¡здену 05.17.01 -бейорганикалык заттардын технологиясы

Бул енбек Кумкел кешндеп мунай кубырларынын шю беттерщ коррозиядан жэне туз шегшдшершен коррау ушш бейорганикалык полимерлж фосфаттарра непзделген тежегштк композицияларды алура арналды.

Коррозиядан коррау дэрежесш 82-83%-ке жетазетш жэне туз шогшдшерш болдырмайтын натрий-марганец полифосфаты мен органикалык комплексондар коспасынан туратын оптимальдык курам табылды.

Жер кабатынан мунайды ыгыстыру процесшдеп энер-гоаккумуляциялы к заттардын эсер1 зерттелдь Жогары эффективп мунай ырыстыррыш агенттер (Кы=81-83%) ретщде сштшк ортадагы алюминийдщ силикобарий, силикокальций жэне техникалык кремниймен коспасы болып табылады.

К,умкол кет кабаттарынын мунай шыраррыштырын улрайту ушш скважиналардары кум шырарылуды жою, энергоаккуму-ляциялык заттарды енпзу жэне скважиналардан мунай шырару жумыстарын оптимизациялау жардайлары кажет екендт

SUMMARY

Nurabaev Bazarbay Kanaevich

Working out of the technology of the production and test protective compositions on the base polyphosphates and compositions energy-accumulative substancies in oil sites

05.17.01 - technology of neorganic chemistry

The present work was devoted to the working out of the protective compositions on the base of the neorganic polymeric phosphates. These compositions must be using for the protection of inside surfaces of pipelines oil site named Kumkol. The optimum composition has been founded. It has contained polyphosphate sodium-manganum and additions of organic substancies. This composition has provided the degree of protection from the corrosion 82-83 % and has removed the accumulation of the salts.

It was studied the influence of the energy-accumulative substancies on the process of ousting oil from stratum. It was shown that mixture aluminium with silicobarium, silicocalcium and technical silicon in alcaline medium are most effective agents (K0=81-83 %).

The complex of the measures was investigated for the augmentation oil output. It include introduction the energy-accumulative substancies, optimization of the work oil-gusher and fastening quicksands in the working zone of the oil-gusher.

The waiting for economic effect from inculcation of these technologies will plan 8-10 million dollars in year.