close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Обоснование технологии предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении карбонатных коллекторов

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Хормали Азизоллах
ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ И
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2018
Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном
образовательном учреждении высшего образования «Санкт-Петербургский
горный университет».
Научный руководитель:
Официальные оппоненты:
кандидат технических наук, доцент
Петраков Дмитрий Геннадьевич
Гуськова Ирина Алексеевна,
доктор технических наук, доцент,
ГБОУ ВО «Альметьевский
государственный нефтяной институт»,
профессор кафедры «Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений»
Маркин Андрей Николаевич,
кандидат технических наук,
ФГБОУ ВО «Тюменский
индустриальный университет», филиал
Тюменского индустриального
университета в г. Нижневартовске,
доцента кафедры «Нефтегазовое дело»
Ведущая организация:
ФГБОУ ВО «Пермский национальный
исследовательский политехнический
университет»
Защита диссертации состоится 06 декабря 2018 года в 17.00 в на заседании
диссертационного Совета Д 212.200.15 на базе федерального государственного
бюджетного
образовательного
учреждения
высшего
образования
«Российский государственный университет нефти и газа (национальный
исследовательский университет) имени И.М. Губкина» по адресу: 119991, Москва,
Ленинский проспект, д. 65, корп. 1, ауд. 323-9
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке
ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» и на
сайте http://www.gubkin.ru
Автореферат разослан «____» октября 2018 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
кандидат технических наук
Богатырева Елена Викторовна
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность диссертационной работы
В настоящее время многие нефтяные месторождения находятся на
поздней стадии разработки, в связи с этим для поддержания пластового
давления (ППД) и достижения проектных показателей закачивается в пласты
большое количество воды, в результате чего происходит отложение солей
при смешении несовместимых вод. Отложение неорганических солей
приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны
продуктивного пласта и увеличению числа отказов скважинного
оборудования.
Наиболее эффективным способом предотвращения отложений
неорганических солей является технология ингибиторной защиты
скважинного оборудования призабойной зоны пласта (ПЗП) от
солеотложений. Суть ингибирования солеотложений заключается в
химической обработке, использующейся для контроля, задержки и
предотвращения выпадения неорганических солей. Для эффективного
предотвращения солеотложений в первую очередь требуется анализ ионного
состава пластовой и закачиваемой вод для проведения прогнозной оценки
солеобразования в конкретных промысловых условиях. Прогнозирование
солеотложений обеспечивает определение статистической вероятности
образования отложений солей в скважинном оборудовании и призабойной
зоне пласта.
При применении составов ингибитора солеотложений особое внимание
необходимо уделять влиянию изменений термобарических условий пласта и
концентрации ионов на эффективность предотвращения выпадения солей в
статических и динамических условиях. Российский и зарубежный опыт
применения ингибиторов солеотложений показывает, что химические
составы на основе фосфоновых кислот, обладающие синергетическим
ингибирующим эффектом, обеспечивают более высокую эффективность
предотвращения отложений карбонатных и сульфатных солей при низкой
концентрации.
Значительный вклад в изучение условий и механизма образования
отложений неорганических солей, а также в разработку методов их
предотвращения внесли российские и зарубежные ученые, такие как:
Антипин Ю.В., Ахметшина И.З., Валеев М.Д., Волошин А.И., Галеева Г.В.,
Гаттенбергер Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Глазков A.A., Емков А.А.,
Ибрагимов Л.Х., Исаев М.Г., Кащавцев В.Е., Ким В.К., Люшин С.Ф.,
Маринин Н.С., Маричев Ф.Н., Михайлов С.А., Сыртланов А.Ш.,
Фасхутдинов P.A., Graham G.M., Jamialahmadi M., Jordan M.M., Kan A.T.,
Mackay E.J., Moghadasi J., Oddo J.E., Ramstad K., Sorbie K.S., Tomson M.B.,
Vazquez O., Vetter O.J., Yuan M.D. и другие. Однако в литературных
источниках не уделено должного внимания вопросам о прогнозе отложений
3
одновременно и карбонатных и сульфатных солей в скважинном
оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении, а также о влиянии
термобарических условий и условия движения потока на эффективность
ингибиторной защиты ПЗП и скважинного оборудования от солеотложений в
карбонатных коллекторах (на примере месторождений Ирана).
Таким образом, обоснование технологии, позволяющей обеспечить
точное прогнозирование выпадения неорганических солей при системах
разработки с заводнением, а также высокую эффективность ингибирования
по предупреждению отложений карбонатных и сульфатных солей в
скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта, является актуальной
темой.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности
эксплуатации добывающих нефтяных скважин путем предотвращения
выпадения неорганических солей в скважинном оборудовании и
призабойной зоне пласта.
Идея диссертационной работы заключается в предотвращении
образования отложений карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и
сульфата бария с применением разработанного состава ингибитора
солеотложений при заводнении карбонатных коллекторов.
Задачи исследований
1.
Выполнить
анализ
условий
образования
отложений
неорганических солей, а также проанализировать современные технологии,
применяемые для предотвращения данных процессов в скважинном
оборудовании и призабойной зоне пласта.
2.
Определение зависимостей тенденции к образованию отложений
солей, индекса насыщенности вод солями и их осадконакоплений при
прогнозировании условий выпадения солей от изменения термобарических
условий пласта и объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод при
заводнении.
3.
Разработать композиционный состав ингибитора солеотложений
для предотвращения образования отложений неорганических солей в
скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.
4.
Обоснование
технологии
применения
ингибитора
солеотложений для предотвращения выпадения карбоната кальция, сульфата
кальция (ангидрита) и сульфата бария для различных пластовых вод в
статических и динамических условиях.
Методы решения поставленных задач заключаются в аналитических,
физических и математических процессах моделирования, лабораторных
экспериментальных исследованиях в соответствии с разработанными
методиками, а также в обработке полученных данных с помощью методов
математической статистики.
Научная новизна работы
1. Установлены зависимости тенденции к образованию отложений
4
карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария, индекса
насыщенности вод этими солями и их осадконакоплений от изменений
давления и температуры (0,1-70 МПа и 60-150 °С) и объемного соотношения
закачиваемой и пластовой вод при заводнении месторождений Ирана.
2. Предложена новая модель для прогноза снижения проницаемости
карбонатных коллекторов вследствие солеотложений при заводнении (по
литологическому типу пород: известняк  81%, доломит  12% и остальное:
алевролиты, мрамор и т.д.  7%).
3. Выявлена способность разработанного композиционного состава
ингибитора солеотложений, состоящего из 1-гидроксиэтилиден 1,1дифосфоновой кислоты, диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновой
кислоты), полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, хлорида
аммония, изопропилового спирта, 5%-ного раствора соляной кислоты и воды,
предотвращать выпадение карбонатных и сульфатных солей в скважинном
оборудовании и призабойной зоне пласта в течение длительного времени
эксплуатации добывающих нефтяных скважин.
Защищаемые научные положения
1. Установленные зависимости условий образования неорганических
отложений в термобарических условиях пласта от объемного соотношения
минерализованных вод и характера потока позволили разработать методику
прогнозирования солеотложений.
2. Разработанный состав ингибитора солеотложений эффективно
предотвращает образование карбонатных и сульфатных солей в скважинном
оборудовании и в призабойной зоне пласта при разработке карбонатных
коллекторов с заводнением.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
обоснована и подтверждена: теоретическими и экспериментальными
исследованиями с использованием современного оборудования, прошедшего
государственную поверку, высокой сходимостью расчетных величин с
экспериментальными данными и воспроизводимостью полученных данных.
Практическое значение работы
1.
Предложены модели для прогнозирования выпадения твердых
минеральных осадков, а также для изменения коэффициента проницаемости
пород в призабойной зоне пласта вследствие выпадения неорганических
солей при заводнении карбонатных коллекторов.
2. Разработан композиционный химический состав ингибитора
солеотложений для предотвращения выпадения карбоната кальция, сульфата
кальция (ангидрита) и сульфата бария. Данный состав обладает высокой
ингибирующей способностью по отношению к неорганическим отложениям
при малых концентрациях, низкой коррозионной активностью, а также,
длительным периодом ингибирования.
3. Материалы диссертационной работы могут быть использованы при
проектировании разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах,
5
имеющих проблемы солеотложений в процессе заводнения, а также в
учебном процессе для обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Результаты работы докладывались и обсуждались на всероссийской
конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург,
НМСУ “Горный”, 2014 г.); международном форуме молодых ученых
«Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, НМСУ “Горный”, 2014
г.); международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в
решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, БГУ, 2014 г.);
конференции «15th Iranian Research and Technology Exhibition - Techmart
Section» (г. Тегеран, 2014 г.); международной молодежной научной
конференции «Нефть и Газ – 2015» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.
Губкина, 2015 г.); международной конференции SPE European Formation
Damage Conference and Exhibition, SPE-174277 (г. Будапешт, 2015 г.);
региональном конкурсе студенческих и аспирантских работ Россия и
Каспийский регион SPE (г. Москва, 2015 г.); XI всероссийской научнотехнической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового
комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016 г.);
7-ой международной научно-практической конференции и выставке EAGE
«Санкт-Петербург 2016. Через интеграцию геонаук — к постижению
гармонии недр» (г. Санкт-Петербург, 2016 г.); 4-ой международной научнопрактической конференции EAGE «ГеоБайкал 2016: Расширяя горизонты» (г.
Иркутск, 2016 г.); региональном конкурсе студенческих и аспирантских
работ Россия и Каспийский регион SPE (г. Москва, 2016 г.); 5-ой
международной научно-практической конференции EAGE «Тюмень 2017:
Геонауки — ключ к рациональному освоению недр» (г. Тюмень, 2017 г.); 79ой ежегодной конференции и выставки EAGE «Energy, Technology,
Sustainability - Time to open a new Chapter» (г. Париж, 2017 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 22 научные работы, в том числе 3
статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и
науки Российской Федерации, 10 статей в изданиях, входящих в базы данных
WoS и/или SCOPUS и 1 патент на изобретение.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных
выводов, рекомендаций и списка литературы, включающего 178
наименований. Материал диссертации изложен на 175 страницах
машинописного текста, включает 12 таблиц, 49 рисунков.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены
цель, идея, задачи и методы их решения, представлены научная новизна,
защищаемые положения и практическая значимость.
6
В первой главе рассмотрены основные причины, условия и кинетика
образования отложений неорганических солей при добыче нефти, снижение
проницаемости горных пород (ухудшение фильтрационно-емкостных
свойств) вследствие солеотложений при заводнении, прогнозирование
солеотложений при добыче нефти как фундаментальная часть оценки
месторождения нефти для контроля отложений солей, термодинамические и
математические модели для прогнозирования выпадения солей в скважинном
оборудовании и ПЗП, а также технология ингибиторной защиты призабойной
зоны пласта и скважинного оборудования от солеотложений.
В ходе проведенного анализа причин выпадения солей было выявлено,
что на интенсивность солеотложений влияют следующие параметры:
температура, давление, ионный состав воды, возникновение зародышей
кристаллизации, скорость реакции осаждения и роста кристаллов,
соосаждение (совместное осаждение), поверхностная и объемная
кристаллизация, распределение кристаллов по размерам, изменение
физических свойств жидкости вследствие кристаллизации и осаждения,
степень насыщенности ионами растворов (закачиваемой и пластовой вод при
заводнении), нефтяные компоненты, pH, условия движения потока,
поверхностные свойства пористых сред, начальная пористость и
проницаемость горных пород, гидродинамика пористых сред, распределение
пор по размерам; движение частиц, находящихся в порах и объемное
соотношение закачиваемой и пластовой вод при заводнении.
Карбонатные и сульфатные соли являются основными видами
неорганических солей, наиболее часто встречающиеся на нефтяных
месторождениях. Образование отложений карбонатных солей обусловлено
изменением термобарических условий и водородного показателя попутно
добываемой воды, а выпадение сульфатных солей происходит в основном за
счет смешивания несовместимых вод в процессе заводнения.
Степень снижения проницаемости горных пород вследствие
солеотложений при заводнении в основном зависит от количества
фильтрованных поровых объемов прокачки раствора, скорости закачки,
температуры, перепада давления, начальной проницаемости породы и
концентрации ионов в растворе. При разработке формулы для
прогнозирования отложений солей в ПЗП и изменения проницаемости пород
необходимо использовать надежные экспериментальные и промысловые
данные.
Ингибиторная защита ПЗП и скважинного оборудования от
солеотложений является наиболее распространенным и эффективным
методом борьбы с отложениями неорганических солей. Установлено, что
успешность ингибиторной обработки при задавливании ингибиторов
солеотложений в ПЗП зависит от способности адсорбироваться и длительно
удерживаться на поверхности породы пласта и выноса ингибиторов с
поверхности породы. Разработка новых ингибиторов солеотложений путем
7
создания композиционных составов на основе проявления синергетического
ингибирующего эффекта позволяет эффективное предотвращение отложения
неорганических солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне
пласта.
Во второй главе рассмотрены методики проведения лабораторных
экспериментов по исследованию процесса отложения солей и их
предотвращения в ПЗП и скважинном оборудовании. Рассмотрены методики
проведения различных лабораторных исследований, которые являются
уникальными для оценки эффективности предотвращения солеотложений
при заводнении. Эти исследования включают в себя следующее:
прогнозирование выпадения солей, определение индукционного периода
кристаллизации карбоната кальция, совместимость ингибиторов с
пластовыми флюидами и горными породами, эксперименты по определению
эффективности ингибиторов в статических и динамических условиях,
измерение коррозионной активности разработанного состава ингибитора
солеотложений, определение межфазного натяжения и фильтрационные
исследования.
Экспериментальные исследования проводились на насыпных кернах и
моделях пластовых флюидов, имеющих усредненные значения параметров
месторождений Ирана.
Оценка эффективности ингибиторов солеотложений в статических
условиях, и определение их минимальной рабочей концентрации в
динамических условиях проводились методами джар-теста (jar test), и теста с
закупоркой трубы (dynamic tube blocking test).
Фильтрационные исследования проводились для
определения
коэффициента проницаемости карбонатных образцов керна в наличии
ингибитора солеотложений и без него при заводнении. Также определялись
адсорбционно-десорбционные свойства ингибитора солеотложений в
зависимости от количества поровых объемов прокачки раствора.
Третья глава посвящена исследованию условий выпадения карбоната
кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария при заводнении в
зависимости от термобарических условий. Исследования проводились с
моделированием пластовых условий, учитывались отношение объемов
пластовой и закачиваемой вод, а также индукционный период
кристаллизации солей. Приведены результаты исследований по оценке
эффективности разработанного и применяемых в промышленности
ингибиторов солеотложений в статических и динамических условиях.
Отмечено влияние температуры, водородного показателя, объемного
соотношения вод и концентрации ионов в растворе на эффективность
ингибиторов.
Помимо
этого,
изучена
коррозионная
активность
разработанного состава ингибитора солеотложений.
Для изучения влияния различных параметров на процесс выпадения
солей, а также, для оценки эффективности ингибиторов солеотложений в
8
статических и динамических условиях, приготовились четыре разные модели
пластовых вод, и одна закачиваемая вода (далее пластовая и закачиваемая
воды). Согласно классификации В.А. Сулина, все воды относятся к
хлоркальциевому типу. Приготовление вод производилось путем
растворения необходимых солей в деионизированной воде. Смешивание этих
вод приводило к самопроизвольному осаждению карбоната кальция,
сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария.
С помощью программы были определены тенденция к образованию
отложений карбоната кальция, сульфата кальция и сульфата бария, индекс
насыщенности вод этими солями и их осадконакопление в пластовых
условиях в различных отношениях объемов закачиваемой и пластовых вод
при заводнении. Индекс насыщенности вод солями, тенденция к
образованию отложений солей и их осадконакопление определяются по
следующим формулам:
SI  lg(
ST 
[ Ka ][ An ]
),
K sp
[ Ka ][ An ]
,
K sp

(1)
(2)

C  500 MW [Ka  An]  ([Ka  An]2  4Ksp )0,5 ,
(3)
где SI – индекс насыщенности вод солями, безразмерная величина; [Ka] и
[An] – концентрация катионов и анионов, моль/л; Кsp – произведение
растворимости при равновесном состоянии, моль2/л2; ST – тенденция к
образованию отложений солей (способность воды образовывать отложения),
безразмерная величина; C – осадконакопление, мг/л; MW – молекулярная
масса соли, г/моль.
На рисунке 1 представлены результаты определения индекса насыщения
вод солями CaCO3, CaSO4 (ангидрит) и BaSO4 в зависимости от температуры,
давления и объемного соотношения вод. Неорганическая соль образуется,
если значение индекса насыщенности вод больше нуля.
Как показано на рисунке 1, выпадение большого количества осадков
CaCO3 происходит при низких содержаниях закачиваемой воды в смеси с
пластовой водой при любой температуре. Индекс насыщения воды
карбонатом кальция уменьшается при увеличении объемного соотношения
закачиваемой воды к пластовой воде, так как в закачиваемой воде
концентрация ионов кальция низкая. При постоянном давлении, за счет
повышения
температуры статистическая вероятность
образования
нерастворимых солей CaCO3 увеличивается. Также показано, что
интенсивность выпадения солей CaCO3 повышается при уменьшении
давления.
На рисунке 1 показано, что изменение температуры и давления
оказывает большое влияние на индекс насыщения вод сульфатом кальция
(ангидритом) при смешивании несовместимых вод. Необходимо отметить,
9
что в данной работе при образовании отложений сульфата кальция только
выпадение ангидрита (CaSO4) рассматривается. При увеличении
температуры и уменьшении давления количество образующейся соли CaSO4
значительно увеличивается. В пластовых условиях количество осадков
CaSO4 в значительной степени зависит от объемного соотношения
закачиваемой воды к пластовой воде. Установлено, что максимальное
количество осадков CaSO4 происходит в растворах с содержанием
закачиваемой воды более 50 %.
1
1
1
0
0
20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 1, %
0,1 МПа
25 МПа
70 МПа
10 МПа
40 МПа
0,4
0,2
0
20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 2, %
60 °C
120 °C
Индекс насыщения
Индекс насыщения
0
20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 1, %
60 °C
80 °C
100 °C
120 °C
150 °C
CaCO3
0,6
0
0
2
0,8
Индекс насыщения
2
3
CaSO4
0,4
80 °C
150 °C
100 °C
CaSO4
Индекс насыщения
CaCO3
Индекс насыщения
Индекс насыщения
3
0,2
0
0 20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 2, %
0,1 МПа
25 МПа
70 МПа
10 МПа
40 МПа
BaSO4
2
1
0
0
20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 3, %
60 °C
80 °C
100 °C
120 °C
150 °C
3
BaSO4
2
1
0
0
20 40 60 80 100
Закачиваемая вода в смеси
с пластовой водой № 3, %
0,1 МПа
25 МПа
70 МПа
10 МПа
40 МПа
Рисунок 1 – Прогнозирование образования отложений солей при заводнении
Как показано на рисунке 1, температура и давление не оказывают
влияния на индекс насыщенности воды сульфатом бария. Главной причиной
образования сульфата бария является смешивание закачиваемой воды,
содержащей ионы сульфата, с пластовой водой, содержащей ионы бария. Из
полученных результатов следует, что максимальные значения индекса
насыщенности вод сульфатом бария происходят в объемном соотношении
60:40 закачиваемой и пластовой вод.
На рисунке 2 показано изменение фазовой диаграммы при выпадении
10
CaSO4 в координатах давление-температура для растворов в объемных
соотношениях 50:50 и 30:70 закачиваемой и пластовой вод (ЗВ:ПВ). Рисунок
2 иллюстрирует более высокое давление для осаждения соли в растворе
50:50, чем в растворе 30:70 (индекс насыщенности  SI, выше нуля). Видно,
что при температуре выше 28 °С отложение соли происходит при низких
значениях давлений. Это означает, что с падением давления возрастает
вероятность выпадения CaSO4 в широком диапазоне температур. При
высоких давлениях, соль образуется только при повышенных температурах.
100
CaSO4 (ангидрит)
Температура, °C
80
SI0
Зона выпадения соли
60
SI<0
Зона стабильности
40
20
0
ЗВ/ПВ, 30:70
ЗВ/ПВ, 50:50
20
40
Давление, МПа
60
Рисунок 2 – Фазовая диаграмма при выпадении CaSO4 в координатах давлениетемпература
Концентрация Ca2+ в
растворе, мг/л
Влияние условий движения потока на изменение индукционного периода
кристаллизации карбоната кальция исследовалось путем изменения скорости
вращения мешалки. На рисунке 3 показано, что перемешивание раствора
оказывает влияние на кинетику кристаллизации CaCO3 до определенной
скорости вращения мешалки (величины числа Рейнольдса (Re)).
Концентрация кальция в растворе не значительно снижается при значениях
числа Рейнольдса выше 6487. Таким образом, турбулентность потока
способствует снижению скорости образования зародышей кристаллов при
определенных условиях.
2200
1800
Индукционный период осаждения CaCO3
1400
Re=8799
Re=6487
Re=3090
Re=913
1000
600
0
15
30
45
Время перемешивания раствора, мин
60
Рисунок 3 – Влияние условий движения потока на кинетику кристаллизации CaCO 3
11
Для анализа эффективности ингибирования отложений CaCO3, CaSO4 и
BaSO4 в статических условиях использовались следующие ингибиторы
солеотложений: ОЭДФК (1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновая кислота),
НТФ-кислота
(нитрилотриметилфосфоновая
кислота),
ДТПМФ
международное
название

DTPMP
(диэтилентриамин-пента
(метиленфосфоновая кислота)) и ПФКК - международное название  PPCA
(полифосфинокарбоновая кислота) и разработанный композиционный состав.
Разработанный состав ингибитора солеотложений представляет собой
жидкую фазу, состоящую из ОЭДФК (3 масс. %), ДТПМФ (4 %),
полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты  ПАФ-1 (4 %), хлорида
аммония (4 %), изопропилового спирта (2 %), 5%-ного раствора соляной
кислоты (10 %) и воды (73 %).
При разработке нового композиционного состава ингибитора
солеотложений проведена количественная оценка синергетического
ингибирующего эффекта смесей ПАФ-1/ДТПМФ и ПАФ-1/ОЭДФК. Сначала
определялась эффективность каждого ингибитора (ПАФ-1, ДТПМФ и
ОЭДФК) для предотвращения образования CaCO3 при 80 °C. Далее
исследовалась эффективность ингибирования смесей ПАФ-1/ДТПМФ и
ПАФ-1/ОЭДФК при различных отношениях. Для смеси ПАФ-1/ДТПМФ
максимальная эффективность отмечается при массовом отношении 1:1.
Таким образом, компоненты ПАФ-1 и ДТПМФ в составе разработанного
ингибитора солеотложений имеют одинаковую массовую долю (4 %).
Эффективность смеси ПАФ-1/ДТПМФ (Эм) составляет 89 %, и сумма их
эффективности по правилу аддитивности (Эа) составляет 82 %. Поэтому
наблюдается положительный синергетический ингибирующий эффект между
ПАФ-1 и ДТПМФ. Величина данного синергетического эффекта составляет
около 1,085. Кроме того, при применении смеси ПАФ-1/ОЭДФК, в массовом
отношении 57:43 происходит самая высокая эффективность ингибирования.
Таким образом, в разработанном составе концентрация ОЭДФК составляет
75 % концентрации ПАФ-1. Величина максимального синергетического
ингибирующего эффекта между ПАФ-1 и ОЭДФК составляет около 1,091.
На рисунке 4 представлена зависимость эффективности ингибиторов от
их концентрации в растворе 50 % закачиваемой воды и 50 % пластовой воды
при 80 °C. Исследованы концентрации ингибиторов для предотвращения
CaCO3, CaSO4 и BaSO4 в диапазоне от 5 мг/л до 50 мг/л. Как показано на
рисунке 4, наиболее эффективным ингибитором для предотвращения
образования отложений всех неорганических солей является новый
разработанный
состав
ингибитора
солеотложений.
Максимальная
эффективность разработанного состава при предотвращении образования
CaCO3, CaSO4 и BaSO4 составляет 95 %, 94 % и 91 % соответственно. В
случае применения разработанного состава в растворе, где образуется
одновременно три соли (CaCO3, CaSO4 и BaSO4), эффективность
12
разработанного состава достигает более 90 % при концентрациях выше 30
мг/л.
80
60
50
Эффективность, %
100
90
80
70
60
50
90
ОЭДФК
НТФ
ДТПМФ
ПФКК
новый состав
70
100
Эффективность, %
90
CaCO3
ОЭДФК
НТФ
ДТПМФ
ПФКК
новый состав
60
50
Пластовая (№ 3) и закачиваемая
воды 1:1, Т=80 °C
100
90
ОЭДФК
НТФ
ДТПМФ
ПФКК
новый состав
CaSO4
70
0
10
20
30
40
50
Концентрация ингибитора, мг/л
BaSO4
Пластовая (№ 2) и закачиваемая
воды 1:1, Т=80 °C
80
Эффективность, %
Эффективность, %
100
Пластовая (№ 1) и закачиваемая
воды 1:1, Т=80 °C
80
70
0
10
20
30
40
50
Концентрация ингибитора, мг/л
Пластовая (№ 4) и закачиваемая
воды 1:1, Т=80 °C
новый состав
CaCO3 и CaSO4
BaSO4
60
50
0
10
20
30
40
50
Концентрация ингибитора, мг/л
0
10
20
30
40
50
Концентрация ингибитора, мг/л
Рисунок 4 – Зависимость эффективности ингибитора солеотложений от
концентрации при 80 °C и в объемном соотношении 1:1 закачиваемой и пластовой
вод
Для
исследования
влияния
температуры
на
эффективность
ингибирования солеотложений в статических условиях были рассмотрены
ингибиторы в концентрации 30 мг/л в растворах закачиваемой и пластовой
вод в объемном соотношении 1:1. Исследования проводились в диапазоне
температур от 60 °C до 120 °C. Результаты исследований показали, что с
повышением температуры снижается эффективность ингибиторов по
предотвращению образования отложений карбоната кальция и сульфата
кальция, так как растворимость солей CaCO3 и CaSO4 уменьшается при
увеличении температуры. Однако снижение эффективности разработанного
состава при увеличении температуры незначительно, а эффективность
составляет более 90 % при любой температуре. В то время как при
предотвращении отложений BaSO4 повышение температуры увеличивает
эффективность ингибирования, так как растворимость BaSO4 увеличивается с
13
увеличением температуры.
Растворимость CaCO3 сильно зависит от рН раствора. Поэтому
определилась эффективность ингибирования отложений СаСО3 при
изменении рН раствора в пределах от 6 до 10. Результаты показали, что при
увеличении значения рН раствора от 6 до 10 эффективность разработанного
состава ингибитора солеотложений уменьшается с 96 % до 91 %. При любом
значении рН разработанный состав ингибитора солеотложений имеет
эффективность более 90 %. Кроме того, эффективность промышленных
ингибиторов в этом диапазоне рН снижается с 87 % до 75 % для ОЭДФК, с
91 % до 84 % для НТФ, с 83 % до 71 % для ДТПМФ и с 89 % до 78 % для
ПФКК соответственно. Поэтому эффективность ингибирования образования
отложений СаСО3 существенно зависит от кислотности среды.
Определилось влияние концентрации ионов кальция и бария на
эффективность ингибиторов солеотложений при 30 мг/л и 80 °C. Результаты
показали, что при увеличении концентрации ионов кальции в растворе с 200
до 15000 мг/л отмечается несущественное снижение эффективности
разработанного состава ингибитора солеотложений и НТФ. При этом
эффективность разработанного состава и НТФ уменьшается с 95,2 % до 91,0
% и с 91,7 % до 86,9 % соответственно. В то время как эффективность
ОЭДФК, ДТПМФ и ПФКК при повышении концентрации ионов кальция до
15000 мг/л снижается значительно. Также увеличение концентрации ионов
бария снижает эффективность ингибирования отложений BaSO4. До
концентрации 1000 мг/л бария эффективность разработанного состава
ингибитора солеотложений остается неизменной (более 90 %). При более
высоких концентрациях бария (с 1000 до 3000 мг/л) в растворе
эффективность ингибирования разработанного состава уменьшается до 86,6
%. Однако существенно снижается эффективность рассматриваемых
промышленных ингибиторов при увеличении концентрации ионов бария.
Увеличение концентрации ионов кальция и бария способствует ускорению
процесса кристаллизации и выпадения солей, в результате чего снижается
эффективность ингибирования.
Проводились тесты с закупоркой трубы для определения эффективности
и минимальной рабочей концентрации разработанного состава ингибитора
солеотложений в динамических условиях при 80 °C. На рисунке 5
представлены результаты тестов с закупоркой трубы. На рисунке показано,
что количество осаждения солей в трубке в значительной степени зависит от
концентрации разработанного композиционного состава ингибитора
солеотложений. Как видно из рисунка, при отсутствии разработанного
состава в растворе, а также при его низких концентрациях (меньше 25 мг/л),
в трубке выпадает соль и, следовательно, увеличивается перепад давления.
При применении разработанного состава ингибитора солеотложений в
концентрации 25 мг/л не происходит отложение солей в течение 150 минут
прокачки раствора. При этом давление не снижается и не происходит
14
блокировка трубки из-за отложений солей. Поэтому можно сделать вывод,
что в концентрации более чем 25 мг/л разработанный состав имеет высокую
эффективность ингибирования в динамических условиях.
Перепад давления,
кПа
300
250
без ингибитора
200
5 мг/л
150
25 мг/л
100
50
0
0
30
60
Время, мин
90
10 мг/л
20 мг/л
120
150
Рисунок 5 – Изменение перепада давления в трубе при определении минимальной
концентрации разобранного состава ингибитора солеотложений
Определялась скорость коррозии металлических образцов в растворе
разработанного состава ингибитора путем измерения потери массы образцов.
Результаты исследования показали, что в растворе разработанного состава
наблюдается допустимая скорость коррозии (менее 0,1 мм/год) при его
любой концентрации.
В четвертой главе рассмотрены моделирование процесса закачки воды
и его влияния на показатели разработки месторождений. Также приведены
результаты определения межфазного натяжения на границе «нефть  водный
раствор разработанного состава», фильтрационных исследований по
изучению изменения проницаемости породы вследствие солеотложений,
предотвращения их образования в образцах керна и определения
адсорбционно-десорбционных
свойств
ингибиторов
солеотложений.
Смоделированы
процессы
адсорбции
и
десорбции
ингибитора
солеотложений в зависимости от обводненности, периода эксплуатации
скважин, изотермы и расстояния от забоя скважины.
При моделировании процесса заводнения доказано, что при закачке в
пласт воды наблюдается низкий темп падения пластового давления и дебита
нефти, и высокий коэффициент нефтеотдачи (51 %).
Проводились экспериментальные исследования по измерению
межфазного натяжения на границе «нефть  водный раствор разработанного
состава». В ходе исследований концентрация всех компонентов
разработанного состав ингибитора солеотложений, кроме концентрации
ПАФ-1 и 5%-ного раствора соляной кислоты. На основании анализа
результатов, полученных при измерении межфазного натяжения на границе
«нефть  водный раствор разработанного состава», обнаружено, что
оптимальные концентрации ПАФ-1 и 5%-ного раствора соляной кислоты в
разработанном составе находятся в пределах от 4 % до 6 % и от 8 % до 10 %
15
соответственно. В этих концентрациях среднее значение межфазного
натяжения составляет менее 6 мН/м. Использованная нефть в экспериментах
относится к легкому типу и ее плотность составляет около 852 кг/м3.
Содержание серы в нефти составляет около 1,08 масс. %. При 80 °С ее
вязкость составляет почти 0,66 мПас.
При исследовании влияния разработанного состава на изменение
динамической вязкости нефти доказано, что снижение вязкости нефти в
присутствии разработанного состава больше, чем при его отсутствии.
Вязкость нефти в присутствии разработанного состава уменьшается
примерно в семь раз, когда температура снижается с 80 °С до 20 °С.
Изменение вязкости нефти демонстрирует способность разработанного
состава взаимодействовать с молекулами в нефтяных дисперсных системах, а
также показывает снижение интенсивности межмолекулярных сил.
Проводились фильтрационные исследования с закачкой рабочего
раствора в объемном соотношении 1:1 закачиваемой и пластовой вод через
образцы керна. Использованные образцы керна относятся к карбонатному
типу (из месторождений Ирана на поздней стадии разработки, обводненность
больше 80%) по литологическому типу пород: известняк (87 %), доломит (12
%), и другие (алевролиты, мрамор и так далее  7 %). Средняя
проницаемость и пористость образцов составляет 0,03 мкм2 и 17,3 %
соответственно.
Для количественной оценки уменьшения проницаемости ПЗП,
вызванного осаждением CaCO3, проводились фильтрационные исследования
при 80 °C и давлении 20 МПа. Испытания проводились при разных скоростях
фильтрации (5, 10 и 20 мл/мин) рабочего раствора без добавления
ингибитора и с добавлением ингибитора. На рисунке 6 показано изменение
отношения текущей (К1) к начальной (К0) проницаемостей. Как показано на
рисунке 6, при увеличении скорости закачки степень ухудшения
коллекторских свойств уменьшается. Поэтому более высокие скорости
приводят к более низкому осаждению CaCO3 в образцах керна, и,
следовательно, к меньшему снижению проницаемости. На рисунке 6
показано, что разработанный состав и НТФ уменьшают скорость осаждения
CaCO3 в образцах керна. Видно, что сохраняемость проницаемости при
применении разработанного состава выше, чем при применении НТФ.
Скорость закачки раствора не оказывает существенного влияния на
эффективность разработанного состава ингибитора солеотложений в
фильтрационных исследованиях. При этом проницаемость породы
составляет свыше 93 % от начального значения проницаемости. Это
значительно больше, чем значение сниженной проницаемости (58 % от
начального значения проницаемости) при отсутствии ингибитора
солеотложений. Однако эффективность НТФ зависит от скорости закачки
раствора.
16
CaCO3
0,9
без ингибитора
0,8
0,7
20 мл/мин
10 мл/мин
5 мл/мин
0,6
0,5
1
Отношение проницаемостей
(К1/К0), д.ед.
Отношение проницаемостей
(К1/К0), д.ед.
1
0
20
40
60
80
Время закачки, мин
100
CaCO3
0,9
0,8
новый состав
0,7
20 мл/мин
10 мл/мин
5 мл/мин
0,6
0,5
0
НТФ
20
40
60
80
Время закачки, мин
100
Рисунок 6 – Изменение проницаемости образцов керна вследствие выпадения
карбоната кальция в зависимости от времени закачки
1
CaSO4
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0
20
40
60
80
Время закачки, мин
новый состав
ПФКК
ДТПМФ
100
Отношение проницаемостей
(К1/К0), д.ед.
Отношение проницаемостей
(К1/К0), д.ед.
На рисунке 7 отражены зависимости отношения проницаемостей породы
(К1/К0) из-за отложений CaSO4 и BaSO4 от времени закачки раствора при
концентрации 30 мг/л ингибитора, и при 80 °C и 6 мл/мин. Как показано на
рисунке 7, степень снижения проницаемости породы при использовании
разработанного состава ниже, чем при использовании промышленных
ингибиторов в обоих случаях (CaSO4 и BaSO4). Видно, что в конце периода
прокачки, при применении разработанного состав, ОЭДФК, ПФКК, НТФ и
ДТПМФ в случае выпадения CaSO4 значения проницаемости составляют 93,5
%, 89,6 %, 86,4%, 82,4 % и 76,4 % от начального значения проницаемости
соответственно. Также при выпадении BaSO4 проницаемость породы в
присутствии разработанного состав, ОЭДФК, ПФКК, НТФ и ДТПМФ
составляет 92,4 %, 86,8 %, 84,6 %, 81,9 % и 80,9 % от начального значения
проницаемости соответственно.
1
BaSO4
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0
20
40
60
80
Время закачки, мин
новый состав
ПФКК
ДТПМФ
ОЭДФК
НТФ
без ингибитора
100
ОЭДФК
НТФ
без ингибитора
Рисунок 7 – Изменение проницаемости образцов керна вследствие выпадения
сульфата кальция и бария в зависимости от времени
17
Для
прогноза
уменьшения
проницаемости
ПЗП
вследствие
солеотложений использовалась формула Tahmasebi и др.1 (2010).
Полученные экспериментальные данные сравнивались с данными
рассчитанными по формуле для прогноза снижения проницаемости
карбонатных образцов керна в результате осаждения сульфата кальция при
заводнении. Прогнозируемые значения проницаемости пород по формуле
были близки к экспериментальным значениям. Таким образом, формула
Tahmasebi и др. была принята в качестве основной для разработки новой
модели для прогноза снижения проницаемости пород вследствие выпадения
сульфата кальция в карбонатных образцах керна. При этом использовались
экспериментальные значения проницаемости пород при различных
температурах, поровых объемах прокачки (время закачки) и скоростях
закачки. Остальные параметры оставались постоянными.
Получена новая модель для прогноза значения пониженной
проницаемости пород вследствие выпадения солей при заводнении с
помощью программы Matlab, которая отражается в виде следующей
формулы:
К1
 exp(  3,88 PV inj
К0
 0 A(
T 0 , 74
) (1 .4 С н  1,6 ) 0 , 95
69
),
бq
(4)
где K1 – текущая проницаемость (после выпадения солей), мкм2; K0 –
первоначальная проницаемость, мкм2; PVinj – количество фильтрованных
поровых объемов, м3/м3; 0 – пористость керна начальная, д.ед.; A – площадь
поперечного сечения, см2; T – температура, °С; Сн – степень насыщенности
воды сульфатом кальция, д.ед.; б: эмпирический коэффициент, мин/см; q –
скорость закачки, см3/мин.
На рисунке 8 представлены результаты сравнения экспериментальных
данных по изменению проницаемости пород вследствие солеотложений с
прогнозируемыми данными из разработанной формулы (4). Видно, что
прогнозируемые значения проницаемости при выпадении сульфата кальция
достаточно близки к экспериментальным значениям в течение прокачки
рабочего раствора. Кроме того, значение коэффициента детерминации
(достоверности
аппроксимации)
между
экспериментальными
и
прогнозируемыми данными составляет почти 0,99. Это подтверждает
точность разработанной формулы для прогноза снижения проницаемости
горных пород при выпадении сульфата кальция.
Tahmasebi H.A. Dimensionless correlation for the prediction of permeability reduction
rate due to calcium sulphate scale deposition in carbonate grain packed column / H.A.
Tahmasebi, R. Kharrat, M. Soltanieh // Journal of the Taiwan Institute of Chemical
Engineers. – 2010. – Vol. 41. – No. 3. – pp. 268-278.
1
18
прогнозированное
экспериментальное
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0
20
40
60
Время закачки, мин
80
Отношение проницаемостей
(прогнозированное К1/К0), д.ед.
Отношение проницаемостей
(К1/К0), д.ед.
1
100
1
0,9
R² = 0,9865
0,8
0,7
0,6
0,5
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
Отношение проницаемостей
(экспериментальное К1/К0), д.ед.
Рисунок 8 – Прогнозирование изменения коэффициента проницаемости образцов
керна вследствие выпадения CaSO4
На рисунке 9 представлены результаты определения адсорбционнодесорбционных свойств ингибиторов солеотложений в карбонатных
образцах керна при фильтрационных исследованиях. При этом применялись
разработанный состав, ПФКК, НТФ и ДТПМФ. Закачка рабочего раствора в
образцы керна производилась в режиме постоянного расхода (6 мл/мин) при
температуре 80 °С. Относительная концентрация ингибитора определялась
отношением текущей концентрации ингибитора (после закачки на выходе
кернодержателя, С1) к его начальной концентрации (перед закачкой на входе
кернодержателя, С0). На рисунке 9 изображен профиль изменения
концентрации ингибиторов при их адсорбции на поверхности породы и
выносе с поверхности. Как показано на рисунке 9, процесс адсорбции
продолжается до прокачки 16 поровых объемов. При исследовании
десорбции в течение прокачки первых 4 поровых объемов относительная
концентрация всех ингибиторов резко снижается.
Предельная адсорбция (С1/С0=1) разработанного состава, ПФКК, НТФ и
ДТПМФ достигается при прокачке 10, 11, 14 и 15 поровых объемов
соответственно. Таким образом, разработанный состав обладает высокой
скоростью адсорбции на поверхности карбонатных образцов керна.
Повышение скорости адсорбции разработанного состава происходит
благодаря компонентам на основе фосфоновых кислот. Также в процессе
десорбции минимальная относительная концентрация разработанного
состава, ПФКК, НТФ и ДТПМФ происходит при прокачке через образцы
керна 38, 36, 34 и 31 поровых объемов соответственно. Поэтому при
использовании разработанного состава продолжительность периода выноса
реагента из породы увеличивается на 5,5 %, 11,8 % и 22,6 % по сравнению с
ингибиторами ПФКК, НТФ и ДТПМФ соответственно.
19
Отношение текущей к
начальной концентрации
ингибитора (С1/С0), д.ед.
1
0,8
новый состав
ПФКК
НТФ
ДТПМФ
0,6
0,4
0,2
0
00 44
12 0
4
8 12 16 20
24 28 32 36 40
88 12
16 20
24
28 32 36 40
44 48 52
Поровый объем прокачки, ед.
Рисунок 9 – Изменение концентрации ингибиторов в зависимости от количества
порового объемного прокачки через образцы в процессах адсорбции и десорбции
Смоделирован
процесс
изменения
концентрации
ингибитора
солеотложений при адсорбции и десорбции в зависимости от обводненности,
периода эксплуатации скважин, расстояния от забоя скважин и типа
изотермы. Доказано, что повышение обводненности снижает эффективную
концентрацию ингибитора при десорбции. Также отмечено, что
концентрация выносимого ингибитора солеотложений при изотерме
Ленгмюра снижается медленнее, чем при изотерме Фрейндлиха.
Проведены расчеты необходимого количества разработанного состава
ингибитора солеотложений для задавливания в ПЗП и скважину.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Результаты выполненных исследований позволили сделать следующие
основные выводы и рекомендации:
1.
Показано, что основными факторами, влияющими на процесс
выпадения неорганических солей, являются: перенасыщенность ионами вод,
температура, давление, ионная сила, несовместимость вод, испарение,
условие движения потока, свойства горных пород и водородный показатель.
А наиболее эффективными методами предотвращения солеотложений в
скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта являются химические
методы с применением ингибиторов солеотложений.
2.
При прогнозировании выпадения неорганических солей в
процессе заводнения установлено следующее:
 Выявлено, что влияние температуры на изменение тенденции к
образованию отложений солей, индекса насыщенности солями вод и
осадконакопления гораздо существеннее, чем влияние давления.
 Показано, что с повышением температуры значительно увеличивается
осадконакопление карбоната кальция. Увеличение давления снижает
интенсивность образования отложений карбоната кальция, но не
20
существенно. При смешивании закачиваемой и пластовой вод, при низких
содержаниях закачиваемой воды выпадение карбоната кальция происходит
существеннее.
 Доказано, что с увеличением температуры и снижением давления
увеличивается интенсивность выпадения сульфата кальция (ангидрита) в
зависимости от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод в
процессе закачки воды в пласт. В условиях высокого давления выпадение
сульфата кальция происходит при высоких температурах.
 Установлено, что максимальное количество осадков сульфата бария
выпадает в объемном соотношении 60:40 закачиваемой и пластовой вод.
Количество осадков (осадконакопление) сульфата бария не зависит от
изменения температуры и давления, а зависит от отношения смешивания
несовместимых вод при заводнении.
3.
Обнаружено, что индукционный период кристаллизации
карбоната кальция зависит от условия движения потока (изменения скорости
вращения мешалки). Максимальное значение индукционного периода
происходит при увеличении скорости потока, когда число Рейнольдса
достигает значения в 6487.
4.
Разработан новый композиционный состав ингибитора
солеотложений для предотвращения выпадения карбонатных и сульфатных
солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта, который
состоит из 1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновой кислоты (ОЭДФК),
диэтилентриамин-пента
(метиленфосфоновой
кислоты)
(ДТПМФ),
полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты (ПАФ-1), хлорида
аммония, изопропилового спирта, 5%-ного раствора соляной кислоты и воды.
Установлено, что разработанный состав ингибитора имеет высокую
эффективность ингибирования в статических и динамических условиях.
Получен положительный синергетический ингибирующий эффект между
компонентами разработанного состава ингибитора.
5.
Установлено, что разработанный композиционный состав
ингибитора солеотложений в концентрации 30 мг/л обладает высокой
эффективностью ингибирования для предотвращения отложений карбоната
кальция, сульфата кальция и сульфата бария. При изменении температуры
(60-120 °С), объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод, и
концентрации катионов в растворе (Ca2+ до 15000 мг/л и Ba2+ до 3000 мг/л)
эффективность ингибирования разработанного состава изменяется
незначительно. При любой температуре (40-120 °С) разработанный состав
ингибитора солеотложений совместим с пластовыми и закачиваемой водами,
а также с горной породой при его разных концентрациях. Разработанный
состав имеет низкую коррозионную активность благодаря наличию реагента
ОЭДФК.
6.
Доказано, что, несмотря на снижение растворимости солей
карбоната кальция и сульфата кальция с повышением температуры,
21
эффективность разработанного состава ингибитора солеотложений не
существенно снижается при увеличении температуры. Данное явление,
предположительно, связано с его ингибирующими свойствами, которые не
зависят от температуры. Эти свойства эффективно подавляют рост
кристаллов солей и изменяют их форму и размер.
7.
Установлено, что проницаемость образцов керна карбонатных
коллекторов при заводнении вследствие выпадения неорганических солей
снижается до 55 % от начальной проницаемости. По результатам
фильтрационных исследований было установлено, что степень ухудшения
проницаемости вследствие выпадения солей сульфата кальция и карбоната
кальция возрастает за счет повышения температуры и снижения скорости
закачки. Применение разработанного состава ингибитора солеотложений
снижает вероятность выпадения солей в ПЗП, и при этом значение
проницаемости пород остается выше 92 % от начального значения
проницаемости породы при любых условиях (температура, скорость закачки
и тип соли).
8.
Разработана новая модель для прогнозирования изменения
проницаемости карбонатных коллекторов вследствие отложений солей в
ПЗП, обладающая высокой точностью.
9.
Разработанный состав ингибитора солеотложений обладает
улучшенными
адсорбционно-десорбционными
свойствами,
которые
позволяют увеличить период выноса ингибитора из ПЗП. Это достигается за
счет содержания компонентов на основе фосфоновых кислот.
10.
Обоснована технология предотвращения солеотложений в
призабойной зоне пласта и скважинном оборудовании с применением
разработанного композиционного состава ингибитора. Определены
необходимое количество компонентов разработанного состава ингибитора
солеотложений и объем продавочной жидкости при его задавливании в ПЗП
и скважину.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Публикации в изданиях, входящих в перечень ВАК и в базы данных WoS
и/или Scopus, и патент на изобретение:
1. Хормали А. Комплексная технология предотвращения отложений
неорганических солей при добыче нефти / А. Хормали, Д.Г. Петраков //
Территория Нефтегаз. – 2017. – № 10 – С. 50-55.
2. Хормали А. Исследование образования и ингибирования
неорганических солей при заводнении / А. Хормали, Д.Г. Петраков //
Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 12. – С. 37-41.
3. Хормали А. Исследование отложения карбоната кальция и сульфата
бария в наличии ингибитора парафина / А. Хормали, Д.Г. Петраков //
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – №
22
12. – С. 39-41.
4. Пат. 2637537 (РФ) МПК C 09 K 8/528, C 09 K 8/74. Состав для
предотвращения солеотложений в добыче нефти / А. Хормали, Д.Г.
Петраков, Д.С. Тананыхин, Л.А. Шангараева. – № 2016144277; заявл.
10.11.2016; опубл. 05.12.2017, Бюл. № 34.
5. Khormali A. Increasing efficiency of calcium sulfate scale prevention using
a new mixture of phosphonate scale inhibitors during waterflooding / A. Khormali,
A.R. Sharifov, D.I. Torba // Journal of Petroleum Science and Engineering
(Elsevier). – 2018. – Vol. 164. – pp. 245-258. (Scopus и WoS)
6. Khormali A. Study of adsorption/desorption properties of a new scale
inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in
oil reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov, R. Nazari Moghaddam // Journal of
Petroleum Science and Engineering (Elsevier). – 2017. – Vol. 153. – pp. 257-267.
(Scopus и WoS)
7. Khormali A. Prevention of formation damage caused by mineral scale
deposition in carbonate reservoirs using scale inhibitors / 79th EAGE Conference
and Exhibition – Energy, Technology, Sustainability - Time to open a new
Chapter. – 12-15 June 2017. – Paris, France. – pp.1-3. (Scopus)
8. Khormali A. Investigation of formation damage of reservoir rocks due to
inorganic salt precipitation / 5th EAGE Scientific and Practical Conference on
Tyumen 2017: Earth Sciences - The Key to Sustainable Development of Mineral
Resources. – 27-30 March 2017. – Tyumen, Russia. – pp. 1-5. (Scopus)
9. Khormali A. Laboratory investigation of a new scale inhibitor for
preventing calcium carbonate precipitation in oil reservoirs and production
equipment / A. Khormali, D.G. Petrakov // Petroleum Science. – 2016. – Vol. 10. –
No. 2. – pp. 320-327. (Scopus и WoS)
10. Khormali A. Prediction and inhibition of inorganic salt formation under
static and dynamic conditions–Effect of pressure, temperature, and mixing ratio /
A. Khormali, D.G. Petrakov, A.R. Farmanzade // International Journal of
Technology. – 2016. – Vol. 7. – No. 6. – pp. 943-951. (Scopus и WoS)
11. Khormali A. Experimental analysis of calcium carbonate scale formation
and inhibition in waterflooding of carbonate reservoirs / A. Khormali, D.G.
Petrakov, M.J. Afshari Moein // Journal of Petroleum Science and Engineering
(Elsevier). – 2016. – Vol. 147. – pp. 843-850. (Scopus и WoS)
12. Khormali A. Prediction of the calcium sulfate deposition under reservoir
conditions for water injection process / A. Khormali, M.F. Ghasemi, D.G.
Petrakov, H. Jafarpour // 4th International Conference GeoBaikal 2016: From East
Siberia to the Pacific - Geology, Exploration and Development. – 22-26 August
2016. – Irkutsk. – Russia. – pp. 1-5. (Scopus)
13. Khormali A. Combination drive mechanism simulation during production
in carbonate oil reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov, H. Jafarpour // 7 th EAGE
Saint Petersburg International Conference and Exhibition: Understanding the
Harmony of the Earth's Resources Through Integration of Geosciences. – 11-14
23
April 2016. – Saint Petersburg, Russia. – pp. 56-60. (Scopus)
14. Khormali A. Prevention of calcium carbonate precipitation during water
injection into high-pressure high-temperature wells / A. Khormali, D.G. Petrakov,
A. Benson Lamidi, R. Rastegar // SPE European Formation Damage Conference
and Exhibition. – 3-5 June 2015. – Budapest, Hungary. – pp. 1118-1128. SPE
paper: 174277-MS. (Scopus)
Другие публикации:
1. Хормали А. Отложение и предупреждение сульфата кальция при
заводнении / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Сборник трудов XI всероссийской
научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития
нефтегазового комплекса России». – 8-10 февраля 2016 г. – Москва. – С. 131.
2. Хормали А. Влияние полимерного ингибитора асфальтенов на
эффективность процесса ингибирования карбоната кальция / А. Хормали,
Д.Г. Петраков, П.В. Рощин // Международный научно-исследовательский
журнал. – 2015. – № 5 (36). – С. 88-90.
3. Хормали А. Исследование влияния ингибиторов АСПО на снижение
интенсивности солеотложений в системе «пласт-скважина» / А. Хормали,
Д.Г. Петраков, Х. Джафарпур // Электронный научный журнал
«Нефтегазовое дело». – 2015. – № 5. – С. 200-214.
4. Хормали А. Исследование по предупреждению солеотложений в
комплексной системе разработки нефтяных месторождений с применением
ингибиторов / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Сборник трудов 69-ой
международной молодежной научной конференция «Нефть и Газ – 2015». –
14-16 апреля 2015 г. – Москва. – С. 302.
5. Хормали А. Экспериментальные исследования химических реагентов
предупреждения выпадения неорганических солей / А. Хормали, Д.Г.
Петраков // Сборник трудов Международной молодежной конференции
«Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса». –
23-29 ноября 2014 г. – Уфа. – С. 182-183.
6. Khormali A. A comprehensive study on prediction and inhibition of
calcium sulfate scale formation in oil reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov // 8 th
EAGE Saint Petersburg International Conference & Exhibition  Innovations in
Geosciences – Time for Breakthrough. – 9-12 April 2018. – Saint Petersburg,
Russia. – pp. 1-5.
7. Khormali A. An in-depth study of scale formation of calcium carbonate and
its chemical inhibition / A. Khormali, D.G. Petrakov, G.Y. Shcherbakov // Iranian
Journal of Oil & Gas Science and Technology. – 2014. – Vol. 3. – No. 4. – pp. 6777.
8. Khormali A. Experimental study of scale inhibitors for prevention of
calcium carbonate deposition in synthetic formation water / A. Khormali, D.G.
Petrakov, G. Shcherbakov // International Journal of Material Science Innovations
(IJMSI). – 2014. – Vol. 2. – No. 2. – pp. 18-28.
24
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа