Изолирующие свойства СНПХ-8320 изучали на водонасыщенных моделях и моделях с до 300 г/м3, кроме ингибитора солеотложения FX-50, и при фактических локальных дозировках


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
��1 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Министерство образования и науки Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
(Национальный исследовательский университет)
НП «Национальный институт нефти и газа»
Технологическая платформа «Технологии добычи
и использования углеводородов»
НОЦ «Промысловая химия»
МАТЕРИАЛЫ
Международной научно
практической конференции
Всероссийской научно
практической конференции)
НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ
ХИМИЯ
посвященной 85
летию Российского государственного
университета нефти и газа имени И. М. Губкина
26 июня 2015 года
Москва,
Июнь
201
��2 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ОРГКОМИТЕТ
Председатель:
Мартынов В.Г.
ректор РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Заместит
ели председателя:
Силин М.А.
проректор по инновационной деятельности и коммер
циализации разработок, зав. кафедрой технологии хими
ческих веществ для нефтяной и газовой промышленности
РГУ нефти и газа им
ени
И.М.Губкина, ген
еральный
директор ЗАО «Химеко
АНГ»
Кошелев В.Н.
проректор по учебной работе, зав. кафедрой органической
химии и химии нефти РГУ нефти и газа им
ени
И.М.Губкина
Мурадов А.В.
проректор по научной работе РГУ нефти и газа им
ени
И.М.Губкина
Тонконогов
Б.П.
декан факультета химической тех
нологии и экологии РГУ
нефти и газа им
ени
И.М. Губкина
Члены оргкомитета:
Глущенко В.Н.
директор по перспе
ктивному развитию ЗАО «Петрохим»
Магадова Л.А.
директор НОЦ
«Промысловая химия», профессор кафедры
технологии химических веществ для нефтяной и газ
овой
промышленности РГУ нефти и газа им
ени
И.М.Губкина
Мищенко И.Т.
зав
едующий
кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений РГУ нефти и газа им
ени
И.М. Губкина.
Оганов А.С.
зав
едующий
кафедрой бурения нефтяных и газовых
скважин РГУ нефти и
газа им
ени
И.М.Губкина
Телин А.Г.
зам. ген
ерального
директора ООО «РН
УфаНИПИнефть»
Хасанов М.М.
Чертенков
М.В.
еральный
директор ООО «Газпромнефть НТЦ»
зам
генерального директора по технологиям разработки
месторождений ООО "ЛУКОЙЛ
Инжиниринг"
Секретари оргкомитета:
Иванова Л.В.
доцент кафедры органической химии и химии нефти РГУ
нефти и газа им
ени
И.М.Губкина
Давлетшина
Л.Ф.
доцент кафедры технологии химических веществ для
неф
тяной и газовой
промышленности РГУ нефти и газа им
ени
И.М.Губкина


��3 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1. Реагенты для бурения,
заканчивания и ремонта скважин
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИИ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ
А.А. Чезлов, Н.А. Байтенов, А.С. Гумерова
ООО НПЦ «Комплекс
Ойл»
450003, г. Уфа, ул. Силикатная, 20; тел.
(347)2799722,
complex
oil
mail
ЗАО «Сибирская сервисная компания»
628300, г.Нефтеюганск, Промзона,
Парковая,11
ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический
университет» 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1; тел. 8(347) 2420E34,
il: [email protected]
Цементирование хвостовиков в боковых стволах имеет ряд
особенностей, в связи с которыми возникают некоторые проблемы. Одна
из проблем
повышенный уровень давлений при продавке из
за малых
кольцевых зазоров между обсадной колонной и сте
нками скважины, что
может привести к нарушению целостности пластов и поглощениям
тампонажного раствора. Выполненные расчеты, результаты которых
приведены на рис. 1, показали, что если при цементировании обычных
скважин доля гидродинамических давлений при ц
ементировании
составляет около 10%, то при креплении боковых стволов доля
гидродинамических давлений доходит до 40%.
Поскольку при небольших кольцевых зазорах велика доля
гидродинамических давлений, необходимо регулирование реологических
свойств цементных
растворов и проектирование гидравлических режимов
цементирования.
Рисунок 1
Потери давления на гидравлические сопротивления при
различной величине кольцевого зазора
��4 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;При регулировании реологических свойств важным является
снижение динамического нап
ряжения сдвига и пластической вязкости.
Этого можно достичь введением пластификаторов. При использовании
цементного раствора с добавкой пластификаторов доля гидроди
намических давлений даже при малых кольцевых зазорах значительно
снижется (рис.2), снижают
ся давления на устье, что способствует
повышению качества цементирования.
Рисунок 2
Потери давления на гидравлические сопротивления
при разной величине кольцевого зазора:
Цементный раствор без пластификатора;
Цементного раствора с добавлени
ем пластификатора СП
В настоящее время сервисные компании, занимающиеся креплением
скважин,
предпочитают использовать тампонажные
материалы, содержа
щие весь комплекс реагентов в сухой тампонажной смеси. Это позволяет
сократить
время
приготовления тамп
онажных растворов, точнее
выдержать концентрации модифицирующих добавок.
При добавлении пластификаторов в сухом виде могут возникнуть
проблемы
связанные с тем, что пластификаторы начинают эффективно
работать только после их растворения в воде, а сразу по
сле приготовления,
цементные растворы могут иметь высокую вязкость.
Как показывают наши исследования, для эффективной работы
некоторых пластификаторов необходимо достаточно длительное время от
30 до 45 минут для полного растворения реагента в жидкости. Это
необходимо учитывать при проведении операции по цементированию, в
частности
необходимо использование более длительного времени
кондиционирования тампонажных растворов в осреднительных емкостях.
При проведении исследований изучалось влияние технологии
иготовления тампонажных растворов и изменение их реологии в
процессе приготовления, представленные на рис.3 и 4.
��5 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 3
Изменение пластической вязкости при различных
концентрациях пластификатора
Рисунок 4
Изменение динамического напряжения сдви
га при
различных концентрациях пластификатора
Рассмотренные реологические параметры цементных растворов
играют важную роль в процессе цементирования скважин, так как от
физической природы и характера изменения этих параметров и от других
факторов зависит
течение этого процесса.
Реология цементного раствора существенно отличается от реологии
других технических растворов (в частности глинистых). Основной
особенностью реологических параметров цементных растворов является
их непрерывное изменение во времени. В
глинистых растворах
реологические характеристики во времени, как правило, постоянны.
Проведенные эксперименты показали, что реагенты
пластификаторы
начинают работать только после их полного растворения в воде.
Поэтому
при применении цементов, содержащих п
ластификатор в сухом виде,
необходимо обязательное применение осреднительных емкостей и время
кондиционирования должно быть не менее 30 мин.
��6 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В
УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО
НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
М.А. Черыгова, Л.А. Маг
адова, Е.Г. Гаевой
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М.Губкина,
11EEE1, г. Москва, Ленинский пр
кт, 65.
тел. 8(4EE)233
77, [email protected]
В настоящее время большинство месторождений отечественной
нефтегазовой отрасли
находится на поздней стадии разработки, и, как
следствие, характеризуется падением пластового давления. Применение
традиционных водно
солевых жидкостей для глушения скважин является
недопустимым в условиях аномально
низких пластовых давлений (АНПД),
ввиду
их высокой фильтратоотдачи, что негативно влияет на
фильтрационные характеристики продуктивных пластов L1].
Другой причиной, влияющей на снижение производительности
скважин, является образование асфальтено
смолистых и парафиновых
отложений (АСПО) на повер
хности подземного нефтедобывающего
оборудования L2].
Поэтому
елесообразно ориентироваться на разработку техно
логических жидкостей многофункционального назначения с универ
сальными свойствами, позволяющими использовать жидкости для
глушения скважин (ЖГ) о
дновременно для решения представленных выше
задач. Разработка состава ЖГ для скважин с АНПД, сохраняющего
коллекторские свойства продуктивного пласта, а также обладающего
эффективной отмывающей способностью по отношению к АСПО, и
разработка комплексной те
хнологии глушения и промывки скважин с
АНПД являются актуальными научными и практическими задачами.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
задачи:
1) Изучение закономерностей взаимного влияния и функциональных
ролей компонентов в разра
батываемых составах на их отмывающие
свойства и р
азработка
реагента для промывки скважин от АСПО
(Нефтенол УСП).
2) Разработка жидкости для глушения и промывки скважин на
полисахаридной основе, с использованием полученного реагента для
промывки скважин от
АСПО (ПСЖГ
УСП).
3) Создание
комплексной технологии глушения и промывки скважин
с АНПД от АСПО.
Технологическая жидкость ПСЖГ
УСП
разраб
тывалась на основе
состава полисахаридной жидкости глушения скважин (ПСЖГ),
характе
��7 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ризующей
ся низкими фильтрационным
и потерями, регулируемой
плотностью в широких пределах L3]. Для получения состава
ПСЖГ
УСП
был разработан реагент
Нефтенол УСП, состоящий из
специально
подобранной
композиции
поверхностно
активных веществ и смеси
углеводородных растворителей различной прир
оды. Использование его в
составе ПСЖГ
УСП позволило получить ТЖ, обладающую, помимо
положительных фильтрационных характеристик, также и эффективными
отмывающими свойствами от АСПО различных типов.
В результате проведенных исследований, была разработана
неф
ильтрующаяся полисахаридная жидкость для глушения и промывки
скважин на основе реагента Нефтенол
УСП, обладающая эффективной
отмывающей способностью.
Для решения проблемы отмыва ск
ажин с АНПД от АСПО, были
предложены технологии промывки скважин с исполь
зованием разрабо
танного состава ПСЖГ
УСП. Возможно использование ПСЖГ
УСП при
глушении и промывке скважин с АНПД, а также использование его в
качестве блокирующей пачки при комплексной технологии (рис.1), где в
качестве жидкости промывки используется сост
ав на водной основе с
использованием реагента Нефтенола УСП. Применение ПСЖГ
УСП в
качестве блок
пачки в скважинах с АНПД, помимо восстановления
циркуляции при промывке, позволит промыть перфорационную зону
скважин от АСПО.
ЛИТЕРАТУРА
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и
подземного ремонта
нефтяных и газовых скважин.
Краснодар: Сов. Кубань, 2002.
584с.
Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче
нефти: аналитический обзор. Саратов: Изд
во ГосУНЦ «Колледж», 2001.
156 с.
Пат. 224660E РФ, МПК
E 21 B 43/12. Соста
в полисахаридного геля для глушения
скважин и способ его приготовления / Л.А. Магадова, Р.С. Магадов Р.С., В.Н.
Мариненко, М.А. Силин и др. (РФ).
№ 20031107E2/03; Заявлено 15.04.2003; Опубл.
Рисунок 1. С
хема комплексной технологии
промывки скважины с применением ПСЖГ
УСП и
промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол
УСП в скважинах с АНПД
��8 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;НОВЫЕ ЗАДАЧИ ФИЗИКО
ХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ РИР
А.Н
. Куликов, Л.А. Магадова, З.А. Шидгинов,
К.А. Довгий, А.В. Стрелков
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М.Губкина,
11EEE1, г. Москва, Ленинский пр
кт, 65.
тел. 8(4EE)233
77,
ank
[email protected]
Особенности обводнения скважин залежей трудноизвлекаемых запа
сов нефти и характер действия в данных условиях технологий известных
РИР, ОВП и ПНП ставят перед создателями физико
химических техно
логий новые задачи.
Одной из важных задач является разра
ботка технологий водо
изоляционных работ в скважине после неудачно проведенного ГРП,
обусловившего резкое обводнение продукции. Такое случается либо в
результате прорыва трещины ГРП по пласту к фронту вытеснения нефти
водой, либо в результате порыва трещин
ой глинистой перемычки,
разделяющей продуктивный пласт от водонасыщенного. В обоих случаях
водоизоляционный экран целесообразно устанавливать в водонасыщенной
или в заводненной пористой среде вблизи трещины, при этом саму
трещину необходимо сохранить, как
источник поступления нефти в
скважину.
Возможным способом решения такой задачи является последо
вательное использование водонабухающего полимерного состава (ВНП) в
углеводородной среде и состава БТР, являющегося суспензией микро
цемента и ПАВ в углеводор
одной среде. Проведенный эксперимент
показал, что при контактировании сформированного геля ВНП с составом
БТР последний способен вытягивать из геля воду, образуя цементный
камень (Рис. 1). В результате в водонасыщенной пористой среде можно
селективно сформ
ировать жесткий гель, а на контакте с трещиной −
докрепляющую цементную корку.
Одной из потребностей сегодняшнего дня в нефтяной промышлен
ности является разработка относительно недорогих безподходных
технологий ограничения водопритоков (ОВП) в скважинах
. Учитывая, что
в таких условиях докрепление селективного водоизоляционного состава
цементом проводить невозможно рекомендуется использовать составы,
обеспечивающие повышенную прочность геля, образующего во всем
объеме закаченной рабочей оторочки. К таким
составам можно отнести
составы на основе эмульгатора и гидрофобизатора АБР, алюмохлорида
ВИС
1, а также силизоля.
��9 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;
а) б)
Рисунок 1. Эксперимент по возможности форм
ирования цементного камня
на контакте геля ВНП и состава БТР: а
исходное состояние (состав БТР
сверху, гель ВНП снизу), б
цементный камень, образовавшийся на
контакте сост
вов.
При этом учитывая относительно невысокий межремонтный период
эксплуатации
большинства скважин такие технологии целесообразно
использовать в процессе глушения скважин перед очередным ПРС. Это
удобно с точки зрения эксплуатации ГНО, при этом средний МРП погруж
ного насоса близок к среднему периоду эффективности технологий бе
под
ходного ОВП.
На месторождениях с сильно сниженным пластовым давлением при
ликвидации ЗКЦ отмечается повышенное поглощение технологических
жидкостей продуктивным пластом. В результате после проведения таких
работ, например на месторождении Кумколь, в н
есколько раз снижается
дебит жидкости скважины, что при снижении обводненности продукции в
результате РИР не позволяет получить прироста дебита нефти. Данная
проблема ставит задачу разработки временно блокирующих составов. На
данный момент такой состав раз
раб
тывается на основе прямой эмульсии
нефти в воде.
Также одной из важных задач является создание эффективных и
относительно недорогих технологий РИР нагнетательных скважин. При
этом учитывая особенности работы нагнетательных скважин не
рекомендуется пр
и проведении в них РИР использовать твердеющие
составы, такие как цемент, в силу его малой стойкости к деструкции в
данных условиях. Опыт работ по ПНП с использованием осадко
гелеобразующих составов показывает эффективность использования таких
��10 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;составов
при ликвидации ЗКЦ в нагнетательных скважинах путем
кольматации поглощающих пластов. В настоящее время ведутся поиски
технологии селективной кольматации поглощающих непродуктивных
водо
и газонасыщенных пластов. При этом для недопущения снижения
приемистос
ти скважины также целесообразно использовать временно
блокирующие жидкости.
Работы по описанным направлениям продолжаются в настоящее
время.
МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕАГЕНТА РЕГУЛЯТОРА
ВЯЗКОСТИ И РЕОЛОГИИ НРП
20М
В.Л. Заворотный,
И.Ю. Измайлов,
Е. Кузнецов, Заворотная Н.А.
Российский государственный университет нефти и газа им
ени
И.М. Губкина
11EEE1, Москва, Ленинский проспект, 65
тел. 8(4EE) 507
21,доб. 428E,
zavorotny
mail
Высокая эффективность применения технологических жидкостей на
углеводородной основе (ТЖ ЭРУО) определяется качеством применяемых
химических реагентов, например: нефтерастворимых полимеровL1].
Методы оценки их качества, физико
химических и технологических
свойств играют важную роль и обычно представлены в технически
х усло
виях (ТУ)L2], при их производстве оцениваемых в лабораториях произво
дителя и заказчика. В лучшем случае они должны быть отображены в ТУ,
которые составляются производителем и заказчиком, однако не всегда
возможно измерить представленные показатели
свойств реагента в ТУ в
полевых условиях заказчиком.
Целью работы является разработка методик оценки качества
реагента НРП
20М, удовлетворяющих запросы заказчика и потребителя
реагента.

В работе были оценены свойства разных партий «Реагента НР
20М»
нефтерастворимых полимеров на основе полиизопропилена в мине
ральном масле по стандартным методикам в ТУL2] и разработанным
методикам с использованием ротационных вискозиметров (Фанн, Оффайт
и ВСН
3), которые обычно используют в промысловых услов
иях. Были
проведены исследования влияния на реологические свойства концен
траций реагента НРП и температуры в растворах дисперсионных сред
(дизельное топливо, минеральные масла и др.) и модельных эмульсиях.
Разработанные методики показали хорошие результ
аты и были
рекомендованы заказчикам и потребителям. Испытанные методики будут

внесены, в виде изменений в ТУ, качестве новых методик испытания
качества реагента.
ЛИТЕРАТУРА
1. С.Н. Шишков, Заворотный В.Л., Шишков В.С. Исследование влияния
нефтерастворимы
х полимеров на технологические свойства и стабильность
эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе. // Нефтепромысловая
химия / 4
я Всероссийская научно
практическая конференция.
М., РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина, 2008, С. 12E
2. ТУ
54651030
200E, «Регулятор реологии и фильтрации НРП
20М».
ПРИМЕНЕНИЯ РУО (ЭРУО) НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
В.Л. Заворотный
Российский государственный университет нефти и газа им
ени
И.М. Губкина
11EEE1, Москва, Ленинский проспект, 65
тел. 8(4EE) 50
21,доб. 428E,
zavorotny
mail
С 2011
2014 г.г. объемы применения технологических жидкостей ТЖ
ЭРУО возросли, в связи с успешным решением ими многих техноло
гических проблем не всегда решаемых другими технологическими
промывочными жидкостями.
Бол
ьшинство скважин пробуренных на
ТЖ ЭРУО
до 2010 г. велось
при сопровождении (с сервисными услугами) специалистами лаборатории
ТЖ РУО, ряд скважин по РФ (Коми, Ямал, Сахалин и др.) на ЭРУО
пробурены с использованием отдельных химических реагентов (эмульга
оры, гидрофобизаторы и др.), выпускаемых ЗАО « Химеко
ГАНГ».
В последние годы 2010
2014 г.г. бурение с применением
ЭРУО
ведется только через Сервисные компании (ООО «НПК«Эксбур», ООО
«СЦ СБМ», ФКОО
"Бейкер Хьюз Б.В." (Baker HugOes B.V.)
и др.), которым
лаборатория оказывает услуги по приобретении химреагентов, оценке их
качества, обучению инженеров, физико
химическому анализу реагентов,
разработке новых технологий применения ЭРУО в осложненных условиях,
адаптации инструкций и регламентов разработанных Т
Ж РУО по их
применению, повторному использованию, утилизации и технологическим
и экологическим мероприятиям.
Из значимых результатов необходимо
отметить успешно пробуренные скважины в ООО «Дагнефтегаз» на
системе «Эмульпол»(ООО «НПК«Эксбур»). На скважине С
афаралинская
использование ЭРУО позволило пробурить скважину до проектной
глубины (более 5000 м) с температурой более 1E0 градусов, причем
ликвидировать осложнения пришлось с плотностью «Эмульпола»
2,37
��12 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;г/см
ООО «Сервисным Центром СБМ» на эмульсионной
системе
Полиэмульсан (с применением реагентов эмульгатора МР, гидрофобиза
тора АБР, регулятора реологии и фильтрации НРП и органоглины Орбент
E1) было пробурено 58 скважин (ЗБС
41 скв., эксплуатационных
12 скв.,
поисково
оценочных
5 скв.).
ФКОО "Бей
кер Хьюз Б.В." (Baker HugOes B.V.) успешно применяет в
своей системе ЭРУО «
Carbo
Drill
», наши известные отечественные ресур
сосберегающие разработки (реагенты МР, АБР и НРП, ММ
1), при
бурении скважин в РФ (Усинск, Западная и Восточная Сибирь и др.) и
стр
анах СНГ (Узбекистан).
СИНТЕЗ ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНОГО КОМПОНЕНТА БУРОВОЙ
ЖИДКОСТИ
М.М. Люшин, В.Л. Заворотный, Я.Э. Анисимова, К.А. Стародубцева
Российский государственный университет нефти и газа им
ени
И.М. Губкина
11EEE1, Москва, Ленинский проспект, 65
тел. 8(4EE) 507
21,доб. 428E,
zavorotny
mail
При бурении жизнедеятельность различных видов бактерий
приводит к быстрому ухудшению технологических свойств бурового
раствора, которое выражается, в частности, в повышении показателя
фильтрации, ухудш
ении реологических свойств. Одним из наиболее
доступных и эффективных способов подавления жизнедеятельности
бактерий является применение бактерицидов L1].
Целью научно
исследовательской работы является синтез
компонента буровой технологической жидкости, об
ладающего свойствами
биоцида, эмульгатора и гидрофобизатора, снижающего набухание глинис
тых пород. Синтез осуществляется по приведенной ниже схеме:
(CH
CHOH)
Продукт, полученный на основе вт. октилового спирта, фталевого
ангидрида и ди
этаноламина L2], обладает такими свойствами. Элементный
состав:
34,38 %,
53,7 %,
10,16 %,
1,76 %. ИК
спектр
подтверждает наличие групп:
COO
(1650
1550см
),
(3,40
3,45 см
),
(6,90
8,00 см
),
(8,17
8,51 см
) L3], имеет вяз
кую консистенцию.
��13 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ЛИТЕРАТУРА
Применение бактерицидов и ингибиторов коррозии в процессах нефтедобычи. Ю.Д.
Морозов, С.В. Молодкин / Экспозиция нефть газ 2/н (02) апрель 200E г.
23 с.
Казанский Б. А., Гильман Г. Синтез органических препаратов. Сборник 1,
стр. 330
Тарасевич Б.Н. Ик спектры основных классов органических соединений.
Справочные материалы. МГУ имени М.В. Ломоносова, химический факультет, кафедра
органической химии.
Москва, 2012.
��14 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;2. Р
еагенты и технологии их приме
нения в процессах
повышения нефтеотдачи пластов, интенсифик
ации
добычи нефти
ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТИ И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ В
ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Л.К. Алтунина, А. Г. Щербакова, Л.И. Сваровская
Федеральное государственное бюджетное у
чреждение науки Институт
химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, 634055,
Томск, пр. Академический, 4, 8(3822) 4E2
661, e
mail:
[email protected]
Пермокарбоновая залежь высоковязкой нефти Усинского мест
орождения
введена в промышленную эксплуатацию примерно 40 лет назад, и на
данный момент добыча нефти ведется из 863 скважин со средним дебитом
нефти 6,7 т/сутки. Залежь расположена на глубине 1100
1500 м, содержит
нефть с аномально высокой вязкостью в плас
товых условиях
710 мПа·c.
Это почти в 200 раз больше, чем вязкость стандартных нефтей L1].
В работе представлены результаты физико
химических и
микробиологических анализов добываемой нефти и пластовой воды из
скважин на участках опытно
промышленных испыт
аний потокоотклоняю
щих и нефтевытесняющих композиций, разработанных в Институте химии
нефти СО РАН.
Цель работы: Исследовать физико
химические и микробиологичес
кие свойства нефти и пластовой воды на участках применяемых компози
ций для увеличения нефтео
тдачи.
Материалы и методы:
Пробы пластовой воды, сопутствующей нефтям, исследовали на
изменение плотности, вязкости, минерализации, рН и окислительно
вос
становительного потенциала (
), пробы нефти
изменение вязкости и
плотности.
Минерализацию определял
и по ГОСТ 2874
73, основанном на грави
метрическом определении растворенных веществ.
Плотность воды и нефти
определяли по ГОСТ 18EEE5.1
73 «Продукты химически жидкие. Методы
определения плотности».
Вязкость воды и нефти определяли на
вибрационном вискозиме
тре
«Реокинетика».
Измерение рН проводили на
милливольтметре рН
130, Е
на милливольтметре рН
673М с использо
ванием хлорсеребряного электрода.
В пластовых флюидах численность микрофлоры трех физиологи
ческих групп, участвующих в циклах углерода, азота и
серы исследовали
методом посева на селективные среды L2].
��15 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Результаты:
Технология увеличения нефтеотдачи с применением композиции
МЕТКА
представляет собой термотропную полимерную гелеобразую
щую систему, предназначенную для перераспределения фильтрационны
потоков пластовых флюидов в неоднородных коллекторах. В рамках ОПР
на Усинском месторождении композицию закачивали в скважины №№
3083 и 4243.
После обработки композицией, в скв. № 4243 отмечено
снижение рН пластовой воды (от нейтрального в слабокислую ст
орону с
последующим возвращением к нейтральному и слабощелочному);
изменение
от +180 до
20 мВ с последующим увеличением до +150 мВ;
повышение минерализации с 8.4 до 23.3
г/дм
После обработки в пробах
пластовой воды определен карбамид (компонент компо
зиции) в
концентрации 0.02
0.2г/дм
, который может служить питательным
субстратом для пластовой микрофлоры.
Микробиологический анализ пластовых флюидов до применения
композиции показал присутствие малого количества гетеротрофной
микрофлоры
0.4
0.5 тыс кл
еток/
см
. Несмотря на то, что обработка
композицией МЕТКА сочеталась с парообработкой, в первый месяц после
введения скважин в эксплуатацию численность микрофлоры в них
увеличилась до 85
E2 тыс клеток/см
, через 4 месяца
до 1600 тыс
клет/дм
. Численность
СВБ не превышала 0.45 тыс клеток/
(невысокая),
концентрация сульфат
иона изменялась от 24 до 203 мг/дм
. Численность
ДНБ составляла 0.025
2.5 тыс клеток/
, что сопоставимо или значитель
но выше, чем для аэробной микрофлоры.
Вязкость нефти в обеих ука
занных скважинах после обработки
увеличилась вдвое.
Композиция
Загущенная НИНКА
предназначена для повышения
нефтеотдачи вязких нефтей. В ее состав входят ПАВ, аммиачная буферная
система и акваурат. Были проанализированы добывающие скважины №№
3004, 2752,
2805, расположенные на участке испытания композиции.
Скважины №№ 2752 и 2805 гидродинамически связаны.
Исходное значение рН пластовой воды на этом участке составляло
7.0
7.4, минерализация 67.6
77.3 г/дм
, ЕO
от
230 до +70 мВ. После обра
ботки композици
ей
340 до
300 мВ, значительно снизилась минера
лизация 5.3
8.9
г/дм
. Снижение минерализации может быть связано с
разбавлением пластовой воды конденсированным паром либо с измене
нием фильтрационных потоков и поступлением менее минерализованной
воды.
Отмечен рост доли ароматических, гетероорганических и металло
органических соединений. При этом вязкость нефти снижалась в 2.5
3.5
раза, что может быть обусловлено формированием эмульсии с пониженной
вязкостью.
Гетеротрофная микрофлора до обработки композ
ицией определялась
в количестве 0.24
0.6 тыс клеток/см
, после обработки ее численность
��16 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;увеличилась до 2.85 тыс клеток/см
. Можно предположить, что микро
флора поступала из соседних, непрогретых пропластков и размножалась в
присутствии азотистых субстратов
, как компонентов буферной системы
композиции.
Технология повышения нефтеотдачи с применением композиции
ГАЛКА НТ
проводилась на Усинском месторождении для ограничения
водопритока и перераспределения потоков в низкотемпературных залежах
высоковязких нефтей
в отсутствие паротеплового воздействия. На
опытном участке отобраны и проанализированы пробы пластовой воды и
нефти из добывающих скв. №№ 3070, 1242, 1270, 124E, 1251. До обработки
композицией значение рН пластовой воды определялось близко к
нейтральному
6.8
7.7 ед, минерализация варьировала в пределах от 15.3 до
82.2 г/дм
, ЕO
от
240 до +85 мВ. После обработки значение рН воды
изменлось незначительно,
увеличилось до +105 мВ, минерализация
снизилась во всех скважинах, кроме № 3070.
Вязкость добываемо
й нефти после обработки изменялась
неоднозначно: в пробах воды из двух скв.
№№ 124E и 1270
увеличи
лась на 15
20 %, в № 1242
не изменилась. Это можно объяснить поступ
лением более вязкой нефти из нижележащих слоев вследствие перерас
пределения фильтр
ационных потоков.
В составе нефти из добываемой скв. № 3070 значительно возросла
доля аренов и цикланов, снизилось содержание алканов, а также увели
чилась минерализация воды с параллельным увеличением концентрации
всех исследуемых ионов. Численность гетер
отрофов и СВБ упала вдвое. В
нефти, добываемой из скважины № 1251, соотношение отдельных классов
УВ изменилось незначительно, ионный состав воды, причем концентрации
разных ионов менялись разнонаправленно. Численность микрофлоры
повысилась незначительно.
Изменения состава и свойств пластовых флюидов свидетельствуют о
смене направления гидропотоков в пласте.
Исследования выполнены при финансовой поддержке Соглашения о
предоставлении субсидии № 14.607.21.0022 от 05.06.2014, выполняемого в
рамках ФЦП «Исслед
ования и разработки по приоритетным направлениям
развития научно
технологического комплекса России на 2014
годы».
ЛИТЕРАТУРА
http
glavteh
materials
publication
promyslovye
ispytaniya
tekhnicheskikh
resheniy
dlya
dobychi
vysokovyazkoy
nefti
permokarbonovoy
Методы почвенной микробиологии и биохимии. Под ред. Звягинцева Д.Г. / Москва,
Изд
во Московского ун
та.
304 с.
Алтунина Л. К., Сваровская Л. И.,
Полищук Ю. М., Токарева О. С.
/ Реабилитация
нарушенной природной среды на тер
ритории нефтедобывающих предприятий
Нефтехимия,
том 51
№ 5.
С. 387
391.
��17 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПОПУТНО
ДОБЫВАЕМОЙ
ВОДЫ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Н.П.
Григорьева,
О.В.
Лукьянов,
А.В.
Семенов,
О.Б.
Собанова
ОАО «Научно
исследовательский ин
ститут по нефтепромысловой химии»
420061, г. Казань, ул. Н. Ершова, 2E
тел. 8(843)272
14, факс 8 (843) 272
81,
mail
info
neftpx
По мере выработки запасов нефти из терригенных коллекторов все
более заметную
роль в поддержании уровня добычи занимают залежи
нефти в карбонатных коллекторах, традиционно считающиеся трудно
извлекаемыми.
Такие коллектора характеризуются резкой
неоднород
ностью проницаемости по толщине и
простиранию
, что
является
одной из
основных
ричин низкой продуктивности скважин на поздней стадии
разработки месторождений L1, 2, 3].
В России накоплен богатый опыт в области разработки карбонатных
коллекторов. Однако проблема изоляции попутно
добываемой воды при
добыче нефти из карбонатных коллекто
ров остается актуальной и требует
постоянного совершенствования.
Проанализировав положительные
и отрицательные аспекты
большинства
существующих
технологий, а также проведя дополнительные
эксперименты по изучению процессов гелеобразования в пористой среде
привлечением результатов работ в смежных областях
4,5
, нами
разрабо
тана
композиция СНПХ
8320
для
обработки призабойной зоны (ОПЗ) в
карбонатных коллекторах
омпозиция СНПХ
8320 представля
ет
собой
инвертную
эмульсию
состоящую
из
углеводородов, кисло
ты, неорганических солей
эмульга
тор
СНПХ
9777
Технология обработки призабойной зоны добывающих скважин
основана на способности
композиции
СНПХ
8320 при взаимодействии с
карбонатной составляющей коллектора, а также с пластовой водой
образовывать как
гелеобразные осадки, так и устойчивые высоковязкие
системы.
Изолирующие свойства СНПХ
8320 изучали
на водонасыщенных
моделях и моделях с остаточной водо
нефтенасыщенностью L
]. Водона
сыщенная модель имитировала поведение композиции в хорошо промы
тых уч
астках пласта.
��18 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рис. 1. Зависимость изменения подвижности жидкости в водонасыщенной
модели от объема закаченной жидкости при вводе реагента СНПХ
8320:
область 1
ввод оторочки реагента
Как и следовало ожидать,
введени
первых объемов реагента
сразу
прив
ело к п
адени
подвижности
жидкости
, область 1 (рис.
). Это связано,
первых, с эмульгирующей способностью
композиции
, котор
ая
при
контакте с водой
увеличивает свои вязкостные характеристики до потери
текучести, и
, во
вторых, кислотный компонент
реагиру
с карбонатной
породой, приводит к гелеобразованию. В результате в пористой среде
образуется структурированная гелем вязкая
блокирующая система с
высоким начальным напряжением сдвига
, препятствующая водопритоку
по водонасыщенным участкам.
Точка с нулевой
подвижностью означает,
что после 24
х часовой выдержки модель при перепаде давления в
0,1
не фильтрует через себя жидкость, то есть на пути водяного
фронт
а образовался изолирующий экран,
для прорыва которого
потребовалось создать перепад давления в 0
МПа/м.
нижение подвиж
ности по воде произошло примерно на два порядка.
Водо
нефтенасыщенная модель позволила изучить
поведение
компо
зиции
в коллекторе с остаточной нефтенасыщенностью (после воздействия
заводнением)
и влияние ее на коэффициент нефтеотд
ачи (КНО).
��19 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рис.
. Изменение проницаемости (1) и КНО (2) в зависимости от
количества закаченного реагента СНПХ
8320 и количества прокаченной
воды:
область
ввод оторочки реагента
Из рисунка 2 видно, что п
осле ввода реагента СНПХ
8320 произош
ло резко
е падение суммарной подвижности жидкости в модели
пласта за
счет блокирования промытых участков, путем образования в них изоли
рующей системы. Следствием воздействия реагента стало вытеснение неф
ти из ранее неохваченных заводнением участков модели и увели
чение
КНО на 30
На основании лабораторных исследований разработана технология,
опытно
промышленные испытания
которой были проведены
на
пяти до
бывающих скважинах
Сундур
Нязинско
месторождени
«Удмурт
нефть». Скважины опытного участка
ведут отбор
нефти из
отложени
башкирского яруса,
представленных
преимущественно неоднородными
карбонатами. К моменту обработки месторождение интенсивно
эксплуа
тировалось
около 20 лет. Обводненность продукции закачиваемой водой
составляла от 87 до EE%.
В течение перв
ого месяца после проведения
обработок дополнительная добыча нефти по участку составила свыше 1000
тонн.
Таким образом, промысловый эксперимент полностью подтвердил
теоретические предпосылки и результаты лабораторных исследований.
ЛИТЕРАТУРА
Багринцева К.И
. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти
и газа// М. 1EEE
285 с.
Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к
карбонатным коллекторам// М.: Недра, 1E80.
202 с.
��20 &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;3. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи нео
днородных пластов на поздней стадии
разработки// М.: Недра, 2002.
63E с.
Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов
теория и практика их
применения. Труды научно
практической конференции
YIII
Международной выставки
«Нефть, газ. Нефтехимия
2001» (Ка
зань, 5
8 сентября 2001 г.) В 2
х томах.
Том 1.
Казань, 2002 г.
512 с.,
Том
. Казань, 2002 г.
448 с.
Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения
нефтеотдачи.
Уфа: Изд
во БашНИПИнефть, 2003.
233 с.
Методическое руководс
тво по определению коэффициента вытеснения нефти водой
в лабораторных условиях/ Миннефтепром
ВНИИ// М. 1E75.
73 с.
РЕАГЕНТ ДЛЯ
ИОННОГО НАГРЕВА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Я.В. Ившин, О.В. Угрюмов, Н.В. Борисова
ЗАО Научно
производственный центр
Химтехно
420
061 г.Казань, Н.Ершова 35 А, тел. 8E173E08681,
mail
ivshin
kstu
Добыча трудноизвлекаемых тяжелых и высоковязких запасов нефти
сегодня является одной из актуальных задач нефтедобывающей промыш
ленности.
Термически
е методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют
в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений,
содержащих высоковязкие нефти, и являются приоритетными среди других
методов. Тепловое воздействие является комплексным: уменьшается
вязко
сть нефти, увеличивается ее подвижность, ослабевают структурно
механические свойства, улучшаются условия для капиллярной пропитки и
смачиваемости вытесняющего агента, что приводит к увеличению
коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи. Один из способо
нагрева нефти реализуется за счет протекания электрического тока. При
этом используют нагревательные кабели, индукционные подогреватели,
обычные стандартные спиральные теплоэлектронагреватели (ТЭНы),
ионные нагреватели. На наш взгляд, ионные нагреватели
являются
наиболее перспективными, особенно для скважин с относительно
невысоким дебитом L
1,2
].
Принцип работы ионного нагревателя основан на прямом
взаимодействии теплоносителя, занимающего пространство между
электродами, с электрическим током.
В ионном н
агревателе тепловая
энергия генерируется за счет протекания переменного тока промышленной
частоты через электролит, в который погружены электроды. Ионный
нагреватель обладает рядом неоспоримых преимуществ, среди которых
следует отметить:
��21 &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ; простоту конструк
ции и технического обслуживания;
отсутствие перегрева, а значит и невозможность коксования
компонентов нефти;
высокую производительность;
отсутствие перегорающего элемента;
высокую долговечность
годы непрерывной работы.
В одном из электробезопасных испол
нений ионный нагреватель
представляет собой металлический цилиндр с помещенным в него метал
лическим электродом. Электрод изолирован относительно внутренних
стенок цилиндра насадками из диэлектрического материала и подключен к
фазовому проводу, а цилиндр
к нулевому проводу. Цилиндр гермети
зирован, часть его заполнена жидкостью с ионной проводимостью. Такая
конструкция нагревателя позволяет успешно использовать его при добыче
высоковязких нефтей, поскольку он выгодно отличается от других
электрических уст
ройств: нагревательных кабелей, индукционных подо
гревателей, металлических спиралей и т.п. Нагреватель располагается
непосредственно в скважине около насоса и окончания насосно
компрессорной трубы. В зависимости от поставленных задач, температура
стенки н
агревателя варьируется от 50 до 250
При разработке конструкции электронагревателя и дальнейшей его
эксплуатации следует учитывать влияние различных параметров на его
мощность и долговечность работы. Среди них можно выделить: гео
метрические факторы (пл
ощадь электродов, объем электролита, межэлек
тродное расстояние), материал электродов и состав электролита. Электро
лит в данной системе играет решающую роль, поскольку его электропро
водимость определяет мощность теплоотдачи, а состав
коррозионно
элект
рохимическую стойкость электродов. При этом необходимо учиты
вать, что свойства электролита существенно зависят от температуры и
давления.
Нами создан ряд электролитов для ионного нагревателя, под общей
маркой
ТЭПИОН
»,
которые удовлетворяют всем эксплуат
ационным
требованиям. Электролит представляет собой прозрачную жидкость
водный раствор с добавлением вспомогательных веществ. Производится
серийный ряд электролитов для нагревателей различной мощности и типа.
Электролит пожаровзрывобезопасен, при соблюде
нии элементарных
требований техники безопасности не оказывает вредного воздействия на
здоровье лиц связанный с его испытанием и применением. Разработана и
апробирована в полевых условиях методика подбора электролита для
конкретных условий работы каждой неф
тедобывающей скважины. Также
разработан простой и удобный метод контроля качества электролита,
основанный на измерении его электропроводимости
Систематические лабораторные исследования и многолетняя
эксплуатация нескольких десятков ионных нагревателей, в
которых
��22 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;используются электролиты ТЭПИОН, на ряде месторождений нефти
Татарстана показали их высокую эффективность. При этом следует
особенно отметить тот факт, что кроме увеличения добычи нефти
(суточный прирост до 50%), существенно облегчается работа нас
осно
компрессорного оборудования, что выражается в резком снижении коли
чества его отказов и связанных с этим затрат на ремонт.
ЛИТЕРАТУРА
Я.В. Ившин. Р.А.Кайдриков. Ионный нагреватель для нефтедобывающих скважин.
Вестник КГТУ, 2014, Т.17. №12, с.163
Я.В.Ившин. Электрод и электролит для ионного нагрева высоковязкой нефти.
Вестник КГТУ, 2015, Т.18. №2, с.177
ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ НА
СТАБИЛЬНОСТЬ АПАВ Р
30 В СМЕСИ С ПОЛИАКРИЛАМИДОМ
Э.Р. Чукаева, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочуха
Башкирский государственный университет, химический факультет,
кафедра высокомолекулярных соединений и общей химической
технологии, 450076, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32; тел. 8(E17)4454555,
mail:
[email protected]
list.ru
В последние десятилетия большое внимание уделяется исследова
нию физико
химических свойств растворов смесей мицеллообразующих
поверхностно
активных веществ (ПАВ) L1]. Из многочисленных областей
применения ПАВ эмульсии являются одной из главных. Э
мульсией
называют дисперсную систему, состоящую из двух или более жидких фаз,
одна из которых (дисперсионная среда) является непрерывной. Бывают
прямые эмульсии (с водной дисперсионной средой, иначе называемые
эмульсиями типа «масло в воде», М/В) и обратны
е эмульсии (в которых
дисперсионной средой является несмешивающаяся с водой жидкость,
иначе называемые эмульсиями типа «вода в масле», В/М) L2].
Целью данной работы было определение влияния минерализации
пластовой воды «Западная Сибирь» на стабильность вод
онефтяной
эмульсии анионного поверхностно
активного вещества (АПАВ Р
30) в
смеси с полиакриламидом (ПАА). В качестве объектов исследования были
взяты:
1.Анионное поверхностно
активное вещество под рабочим названием Р
натриевая соль карбоновых кислот
с концентрацией 1,00 % масс.
(рис.1) L3].
��23 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;


Где R
Рис. 1.
Поверхностно
активное вещество ПАВ Р
30.
2. полимер
полиакриламид с молекулярной массой 16,5 млн. и величиной
заряда 25 % марки
SPECFLOC
7950
20 с концентрацией 0,5 % масс.
(рис.2)
[4].
Рис. 2.
Полиакриламид.
3. минерализованная пластовая вода «Западная Сибирь» состава: NaCl,
MgCl
O, CaCl
, NaHCO
O в минерализации 75 г/л L5].
4. нефть Тананыкского месторождения
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Из порошкообразного образца готовился раствор полимера (0,5 %
мас
.) на дистиллированной воде. Далее готовился раствор поверхностно
активного вещества (1,00% мас
с.), смешивался с раствором ПАА и с
пластовой водой «Западная Сибирь» 75 г/л. Полученный раствор смеши
вался с нефтью и проверялся на стабильность.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
На рисунке 3 приведена зависимость массового содержания
нефтяной пленки и водонеф
тяной эмульсии смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) +
ПАА (0,5 % масс.) от объема добавленной нефти при минерализации
пластовой воды 75 г/л.
Из рисунка 3 видно, что нефтяная пленка и водонефтяная эмульсия
смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА (0,5 % масс.) ведут себя с
табильно в
значениях добавленной нефти
д.н.=(1
3) мл, после точки инверсии
раствор смеси повышает свою нефтеемкость.
На рисунке 4 приведена зависимость массового содержания нефтя
ной пленки и водонефтяной эмульсии смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА
(0,5 % м
асс.) от времени стабилизации при минерализации пластовой
воды 75 г/л.
Из рисунка 4 видно, что нефтяная пленка и водонефтяная эмульсия
смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА (0,5 % масс.) ведут себя стабильно.
N
a
��24 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;
Рис. 3.
Зависимость массового содержани
я нефтяной пленки и

водонефтяной эмульсии смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА

(0,5 % масс.) от объема добавленной нефти при

минерализации пластовой воды 75 г/л.
Рис. 4.
Зависимос
ть массового содержания нефтяной пленки и

водонефтяной эмульсии смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА

(0,5 % масс.) от времени стабилизации при минерализации

пластовой воды 75 г/л.
ВЫВОДЫ
Изучено влияние минерализации пластовой воды «Западная Сибирь»
на стабильность АПАВ Р
30 в смеси с ПАА. Показано, что нефтяная
пленка и водонефтяная эмульсия смеси ПАВ Р
30 (1 % масс.) + ПАА (0,
��25 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;% масс.) ведут себя стабильно в значениях добавленной нефти
д.н.=(1
3)
мл, после точки инверсии раствор смеси повышает свою нефтеемкость.
Показано, что нефтяная пленка и водонефтяная эмульсии стабильны во
времени.
ЛИТЕРАТУРА
Абрамзон А.А. Поверхностно
активные вещества. Свойства и применение.
е изд.;
перераб. и доп.
Л.: Химия, 1E81.
304 с.
Плетнев М.Ю. Поверхностно
активные вещества и композиции.
М.: ООО «Фирма
Клавель», 2002, 768 с.
Ващенко А.В., Дашкина Э.Ф., Идогова Я.В., Халикова А.Р., Проч
ухан К.Ю., Прочухан
Ю.А. Определение совместимости анионного поверхностно активного вещества с
пластовыми водами и его влияние на стабилизацию водонефтяной эмульсии
Международная научно
практическая конференция (HX Всероссийская научно
практическая конф
еренция) НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ. г.Москва.2014. с. 88
Ващенко А.В., Идогова Я.В., Халикова А.Р., Дашкина Э.Ф., Прочухан К.Ю. Влияние
пав на стабилизацию водонефтяной эмульсии.
Республиканская конференция
молодых ученых «Научное и экологическое обеспе
чение современных технологий» с
международным участием. Уфа. УГУЭС. 2014. С.106
Ващенко А.В.,Идогова Я.В.,Мукминова И.Р.,Акъюлова Г.И.,Прочухан К.Ю.,Прочухан
Ю.А. Влияние водных растворов анионного поверхностно
активного вещества на
нефтеемкость и стабилиз
ацию эмульсии.
СБОРНИК
НАУЧНЫХ
ТРУДОВ
SWORLD
PERSPECTIVE INNOVATIONS IN SCIENCE, EDUCATION, PRODUCTION AND
TRANSPORT ‘2014

Том
30.№4
Одесса
КУПРИ
ЕНКО
., 2014.
ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ
ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ
ПОЛИОКСИХЛОРИДА АЛЮМИНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Л.А.Магадова, М.Б.Балтаева, К.А.Потешкина
Российский государственный университет нефти и газа
имени
И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский
проспект, д.65, корп. 1, (4EE)507
16, [email protected]
Большинство месторождений нефти России эксплуатируются
методом заводнения, что обеспечивает поддержание пластового дав
ления
и высокий темп извлечения нефти.
Однако при таком способе добычи
неуклонно растет обводненность скважинной продукции и неравномерная
выработка запасов в неоднородных, сложно построенных коллекторах.
Повышение нефтеотдачи неоднородных залежей за счет
вовлечения в
��26 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;разработку низкопроницаемых пластов является особенно важным в связи
с тем, что наиболее крупные месторождения в России вступают в позднюю
стадию эксплуатации, а доля трудноизвлекаемых запасов нефти неуклонно
возрастает L1]. Для повышения нефт
еотдачи в неоднородных низкопрони
цаемых пластах одними из перспективных методов являются потокооткло
няющие технологии, в которых используются неорганические гелеобра
зующие композиции.
Ранее в научно
образовательном центре (НОЦ)
«Промысловая хи
мия» был
и разработаны композиции для повышения нефтеотдачи пластов
на основе полиоксихлорида алюминия, карбамида и ацетата натрия
[2].
Данные композиции
представляют собой низковязкие истинные растворы,
характеризующиеся длительным индукционным периодом гелеобразо
ния, однако их эффективность зависит от внешних условий (температура,
рН), что вызывает необходимость подробного исследования процесса
гелеобразования.
Целью данной работы явилось и
зучение закономерностей протека
ния процессов гелеобразования в разработ
анных системах: полиоксихло
рид алюминия
карбамид
ацетат натрия.
Как известно из литературных источников, механизм гелеобразо
вания систем на основе соли алюминия и карбамида основан на процессе
гидролиза карбамида, в ходе которого происходит постепен
ное повышение
рН раствора.
При этом образующиеся продукты гидролиза взаимодейст
вуют с солью алюминия, в результате чего через определенное время
происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алю
миния и во всем объеме раствора мгновенно об
разуется гель
[1].
Системы, разработанные в НОЦ «Промысловая химия», в отличие от
известных композиций, являются трехкомпонентыми, вследствие чего
процесс гелеобразования имеет более сложный механизм. Для изучения
механизма было исследовано изменение рН дв
ухкомпонентных и трех
компонентных систем во времени (рисунок 1). На основании полученных
данных было предположено протекание нескольких конкурирующих
реакций в трехкомпонентной системе, приводящих, в конечном итоге, к
образованию гидроксида алюминия.
Для
подтверждения предполагаемого механизма гелеобразования
разработанных композиций было проведено исследование состава гелей с
помощью метода ИК
спектрометрии в разные моменты времени, которые
были выбраны исходя из изменения рН на рисунке 1.
На рисунке 2
представлены ИК
спектры гелей, образовавшихся через
E00 и 1080 минут гелеобразования трехкомпонентной системы.
На данных
спектрах наблюдаются пики характерные для основного ацетата
алюминия, хлорида аммония и гидроксида алюминия (таблица 1).
��27 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 1
Зависимость рН двухкомпонентных и трехкомпонентной
систем от времени при E0°С
Рисунок 2
спектр гелей, образовавшихся через E00 и 1080 минут
гелеобразования трехкомпонентной системы: полиоксихлорид алюминия
карбамид
ацетат натрия
Основываясь на
полученных результатах, был сделан вывод о проте
кании следующих основных стадий процесса гелеобразования разработан
ных композиций на основе полиоксихлорида алюминия.
��28 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;На первой стадии происходит образование основного ацетата алюми
ния (1),
параллельно с
которым протекает процесс гидролиза карбамида (2,
3), который препятствует образованию вязкого коллоидного раствора,
поскольку выделяющийся гидроксид аммония взаимодействует с основ
ным ацетатом алюминия, что приводит к замещению ацетатной группы на
гидрок
сильную и образованию гидратированных форм иона алюминия.
(OH)
Cl + CH
COONa → Al
(OH)
COO + NaCl (1)
(NH
CO + H
2NH
(2)
(3)
На последнем этапе протекает медленная полимеризация образовав
шихся гидрок
сокомплексов и образование пространственной сетки геля
гидроксида алюминия:
LАl(Н
↔LАl
(ОН)
↔ LАl
(ОН)
↔ полимерные

астицы.
Таким образом, проведенные исследования показали, что образо
вание геля гидроксида алюминия в разработанных композициях имеет
сложный механизм и протекает через несколько промежуточных стадий,
благодаря чему время гелеобразования и вязкостные ха
рактеристики
композиций имеют высокие значения.
ЛИТЕРАТУРА
Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов
Западной Сибири
: Учебное пособие.
Томск: Изд
во ТПУ.
С. 166.
Патент на изобретение РФ 252EE75
Состав многофун
кционального реагента
для физико
химических медотов увеличения нефтеотдачи (
МУН
ПОДБОР ПОТОКООТКЛОНЯЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ НА ОСНОВЕ
ПОЛИОКСИХЛОРИДА АЛЮМИНИЯ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ПРОЦЕССА ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА
СРЕДНЕ
ХУЛЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Л.А.Магадо
ва, К.А.Потешкина, М.Б.Балтаева,
С.А.Харланов, В.А.Дедечко
Российский государственный университет нефти и газа имени
И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский
проспект, д.65, корп. 1, (4EE)507
16,
[email protected]
ОАО «РИТЭК»,
115035, г. Москва, Большая Ордынка, д.3,
495) 620
29,
[email protected]
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов совре
менными, промышленно о
своенными методами разработки во всех нефте
добывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетвори

тельной, однако потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года
в год. Средняя конечная нефтеотдача по различным странам и регионам
составляет
от 25 до 40%
[1]
Остаточные или неизвлекаемые запасы нефти,
большая часть которых сосредоточена в низкопроницаемых пропластках
коллектора,
достигают в среднем 55
75% от первоначальных геологичес
ких запасов в недрах. Для решения данной проблемы использую
т потоко
отклоняющие технологии, которые позволяют увеличить охват пласта
заводнением путем создания водонепроницаемого барьера в высокопро
ницаемых пропластках. Однако существующие методы
регулирования
фильтрационных потоков характеризуются весьма существ
енными недос
татками, в связи с чем
актуальными являются задачи разработки новых
реагентов, позволяющих значительно увеличить коэффициент извлечения
нефти (КИН) на уже разрабатываемых месторождениях.
В научно
образовательном центре «Промысловая химия» были
разработаны композиции для повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) на
основе полиоксихлорида алюминия, карбамида и ацетата натрия
[2].
Данные составы
представляют собой истинные растворы и обладают
длительным временем гелеобразования, что позволяет создать эк
ран
на
удаленном расстоянии от нагнетательной скважины в низкопроницаемых
коллекторах.
Целью данной работы явилось исследование
основных свойств
композиции для условий Средне
Хулымского месторождения, а также
одбор композиции с необходимыми характеристика
ми для проведения
процесса повышения нефтеотдачи пластов на данном месторождении.
В таблице 1 представлены результаты исследования времени гелеоб
разования разработанных композиций и их аналогов
[3,4]
при
температурах 25, 60, 85°С, а также значения вязкост
и композиций и их
аналогов, полученных на вискозиметрах «Реокинетика» и
Grace
5600.
Таблица 1
Время гелеобразования и вязкостные характеристики
разработанных композиций и их аналогов
компози
ции
рН,
25ºС
Время гелеобразования, ч
(код по классификатор
у Сиданка)
Вязкость, мПа*с
при 25 ºС
при 60 ºС
при 85 ºС
«Реокине
тика»
Grace
M5600
4,90
(I)
4 (I)
2265
32288
4,84
150 (
(J)
(J)
3797
37179
4,78
0 (E)
142
(J)
3560
37906
4,66
72 (H)
165
(K)
3 (K)
4674
57688
4,60
200
(F)
161 (
4341
52737
ВИС
1*
4,93
(I)
2836
29563
ГАЛКА**
3,99
6 (K)
2970*
34647
-
[
]
,
**
-
[
4
]

��30 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Следует отметить, что благодаря подобранному дополнительному
реагенту
ацетату натрия, индукционный период гелеобразования, а
также
вязкостные характеристики имеют более высокие показатели по
сравнению с композициями без него.
Поскольку самыми высокими значениями вязкости и времени
гелеобразования обладает композиция №4, именно этот состав был
предложен в качестве инновационног
о реагента для проведения ПНП на
Средне
Хулымском месторождении. При закачке данного гелеобра
зующего состава в проницаемостно неоднородный пласт состав будет
проникать главным образом в заводненный высокопроницаемый проплас
ток за счет преимуществ последн
его по фазовой проницаемости.
Рисунок 1
Время образования геля
на
пресной воде
при поэтапном
прогреве
до пластовой температуры

Рисунок 2
Время образования геля
на
модели пластовой воды
при
поэтапном прогреве
до пластовой температуры
Так как в
ходе заводнения происходит охлаждение пласта, при
закачке раствор композиции может нагреться до пластовой температуры

только через определенное время. Д
ля изучения прогрева на каждом
участке пласта б
ыло произведено математическое моделирование
непре
рывной
закачки
пачки
анализируемой композиции в условиях
Средне
Хулымского
месторождения на программе
симуляторе.
С использованием полученных данных были проведены исследова
ния, моделирующие постепенный прогрев композиции в пласте. Для этого
через определенные
временные этапы, рассчитанные заранее, температура
повышалась до соответствующей температуры (рисунки 1,2).
Как видно из приведенных графиков, при постепенном увеличении
температуры индукционный период гелеобразования композиции №4
увеличивается, что позво
ляет создать экран на более удаленных участках
от нагнетательной скважины, учитывая неравномерный нагрев состава в
пласте, тем самым значительно увеличить коэффициент охвата пластов
заводнением, что приведет к дополнительному приросту дебита нефти.
ЛИТЕРАТ
УРА
Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение
нефтеотдачи на поздней стади
и разработки месторождений.М.:
Недра, 2004.
Патент на изобретение РФ 252EE75
Состав многофункционального реагента для
физико
химических медотов ув
еличения нефтеотдачи (
МУН
Патент на изобретение РФ 2475635 «Способ разработки обводненной нефтяной
залежи»
Патент на изобретение СССР 16554554 «Состав для повышения нефтеотдачи»
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСОНОСОДЕРЖАЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ
КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
М.А. Силин, В.А. Цыганков, П.К. Крисанова
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Российский государственный
университет нефти и газа имени И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая
химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский проспект, д.65, корп. 1, тел. +7 (4EE)
507
16, [email protected]
Значительное уменьшение коэффициентов продуктивности
одна из
основных трудностей в разработке газовых скважин. Снижение продук
тивности главным образом связано с ухудшением фильтрационно
емкост
ных свойств коллектора. Резу
льтативным методом восстановления филь
трационно
емкостных свойств являются кислотные обработки ПЗП.
При кислотной обработке терригенных коллекторов в качестве
активного агента кислотной композиции используется грязевая кислота
(смесь соляной и плавиковой
кислот). Непростой задачей стала борьба с
образованием нерастворимых продуктов реакций плавиковой кислоты,
��32 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;которые, кольматируя пласт, могут свести к нулю эффективность кислот
ной композиции или даже усугубить положение в пласте.
В разработке и освоении г
азовых скважин также существует
проблема возникновения водяных блокад. Обводнение газовых скважин
способствует разрушению ПЗП, тем самым, вызывая водопескопрояв
ления. Также поступление воды в скважину приводит к ее самозадавли
ванию, что влечет к снижению
добычи газа. В связи с этим, одним из
наиболее перспективных методов обработки терригенных коллекторов
газовых скважин является спиртокислотные обработки. Спирты, являясь
поверхностно
активными агентами, действенны при обработке обширных
зон защемленной в
оды, так как благоприятствуют более полному
извлечению жидкости из порового пространства и снижают водоносность
пласта. Помимо этого, спирты повышают давление насыщенных паров,
значительно снижает плотность рабочего раствора, что облегчает процесс
извлечен
ия отработанной жидкости из скважины. Однако спирты
способны усугублять и провоцировать процесс образования нераствори
мых осадков. Перспективным методом борьбы с осадкообразованием
является применение комплексонов, которые способны образовывать
устойчивые
растворимые комплексы с ионами металлов, препятствуя
выпадению солей этих металлов в осадок.
В работе представлена разработка спиртокислотной композиции,
содержащей хелатный агент, для обработок терригенных коллекторов
газовых скважин. В зависимости от ус
ловий могут быть выбраны более
агрессивные или щадящие кислотные составы (соотношения и концентра
ции соляной и плавиковой кислоты). Исследованию подвергались составы
с различным содержанием спирта (20
40% изопропанола) и хелатного
агента (0,4
2% ЭДТА
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАВ
НЕФТЕНОЛ К МАРКИ НК
40/10 ДЛЯ ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩИХ
ОБРАБОТОК КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Ю.Р. Кускильдина, А.В. Антусёва, М.В. Казак, Г.Г. Печерский
РУП «Производственное объединение
«Белоруснефть», БелНИПИнефть,
Республика Беларусь, 246003, г. Гомель, ул. Книжная 15Б
[email protected]
С целю оптимизации рецептуры и снижения стоимости кислотных
композиций, применяемых на месторождениях
РУП «Производственное
объединение «Белоруснефть»
проведены исследования по определению
��33 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;оптимальной концентрации поверхностно
активного вещества (ПАВ)
Нефтенол К марки НК
40/10 производства ЗАО «Петрохим».
По данным производителя (результаты лабораторных и
промысловых испытаний) оптимальная концентрация ПАВ Нефтенол К
марки НК
40/10 в качестве добавки в кислотные составы (КС) ‒ 4 %.
В ходе выполнения исследований установлена зависимость значений
межфазного натяжения на границе нефть/КС (15 %
HCl
+ 3 % уксус
ная
кислота) от концентрации (4,0
0,5 %) ПАВ Нефтенол К марки НК
40/10.
Межфазное натяжение определяли методом висячей капли с помощью
прибора для измерения краевого угла DSA100 (Kruss GmNH, Germany).
Выполненные эксперименты по оценке влияния концентрац
ии ПАВ
Нефтенол К марки НК
40/10 на скорость растворения карбонатной породы
(карбонатность не менее E3%) в КС при температурах 60
(имитирующих пластовые) показали, что при увеличении концентрации
ПАВ происходит снижение скорости взаимодействия КС с по
родой
(особенно данная зависимость прослеживается при температуре 60
С в
первые 30
60 минут контакта).
При исследовании взаимодействия КС с различным содержанием
ПАВ Нефтенол К марки НК
40/10 с легкой нефтью (динамическая
вязкость 1E,4 мПа·с) при 60
С отме
чено полное разделение эмульсии через
30 мин независимо от концентрации ПАВ. Однако исследование эмульсий
приготовленных на основе тяжелой нефти (динамическая вязкость 534
мПа·с), показало, что данные эмульсии характеризуются длительной
стабильностью незав
исимо от концентрации ПАВ.
По результатам выполненных исследований для улучшения
проникающей способности КС, снижения скорости реакции КС с породой
и предотвращения образования стойких эмульсий рекомендовано
применять ПАВ Нефтенол К марки НК
40/10 в конце
нтрациях 2,0
3,0%.
ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ПЛАСТОВЫХ ВОД
НА ПРОЦЕСС ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ
КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ПОЛИОКСИХЛОРИДА АЛЮМИНИЯ
Л.А.Магадова, К.А.Потешкина, М.Б. Балтаева, А.В.Мурашова
Российский государственный универс
итет нефти и газа имени
И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский
проспект, д.65, корп. 1, (4EE)507
16,
magadova
[email protected]
himeko
Разработка неоднородных низкопроницаемых коллекторов, невоз
можна без применения потокоотклоняющих
технологий, среди которых
��34 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;одним из самых эффективных методов является использование компози
ций на основе полиоксихлорида алюминия, карбамида и ацетата натрия,
разработанных в научно
образовательном центре «
Промысловая
химия»
[1].
Целью данной работы явля
лось изучение влияния типа пластовой во
ды на индукционный период гелеобразования разработанных композиций.
Для проведения исследования б
ыло приготовлено
4 модели
минерализованных вод: гидрокарбонатно
натриевая, сульфатно
натриевая,
хлор
кальциевая, хлор
магниевая. Количество растворяемых солей были
подобраны таким образом, чтобы соотношения ионов в водах
удовлетворяли классификационным
коэффициентам по В.А. Сулину L2].
В ходе исследования было выявлено, что наиболее заметный эффект
на процесс гелеобраз
ования составов оказала гидрокарбонатно
натриевая
вода
наблюдалось образование пены, что объясняется выделением угле
кислого газа при реакции гидрокарбоната натрия с хлоридом алюминия. В
растворе, приготовленном на хлор
магниевой воде наблюдалось образов
ние взвешенных частиц. Гели, образовавшиеся в хлор
кальциевой и
сульфатно
натриевой водах, отличались наиболее высокой плотностью и
длительным временем гелеобразования.
Таким образом, состав и общее содержание солей, растворенных в
пластовой воде, оказы
вает влияние на протекание процессов гелеобразо
вания в разработанных потокоотклоняющих
композициях на основе поли
оксихлорида алюминия. Влияние каждого иона, содержащегося в пласто
вых водах, и их совместного воздействия требуют более подробного
изучения.
ЛИТЕРАТУРА
Патент на изобретение РФ 252EE75 «
Состав многофункционального реагента для
физико
химических медотов увеличения нефтеотдачи (
МУН
Сулин В. А. Воды нефтяных месторождений СССР, ОНТИ, 1E35.
ИЗМЕНЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ СКФ CO
В ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ СО ВР
ЕМЕНЕМ
Э.Э. Рамазанова
, М.М. Асадов
, Э.Н. Алиев
НИИ «Геотехнологические проблемы нефти, газа и химия»
1010, Азербайджан. г. Баку, ул. Д. Алиевой, 227
НАНА Институт катализа и неорганической химии
11143, Азербайджан. г. Баку, пр. Г. Джавида,
113
mail
mirasadov
gmail
com
С целью изучения
зменени
концентрации
флюида диоксида
углерода (
СКФ CO
в тяжелой нефти со временем
анализированы
экспериментальные данные
��35 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Учитыва
, что в экспериментах
для системы СКФ СО
нефть,
измеряемой величиной является масса растворенного СКФ СО
конкретный момент времени, а не профиль концентрации в вертикальном
направлении жидкости
проводили
егрессию.
ри
данной температуре
и давлении использовали зависимос
ть
изменения
концентраци
СКФ СО
от времени, выбрав для начальной концентрации C
(рисунок).
Рисунок
Изменение концентрации
СКФ CO
тяжел
нефт
времен
ем.
оэффициент диффузии
системе
СКФ CO
тяжелая нефть
является
постоянн
завис
давле
ния и растворимо
сти компонентов
при данной температуре.
ЛИТЕРАТУРА
Рамазанова Э.Э., Асадов М.М., Алиев Э.Н.
Диффузия в системах СКФ
2
нефть
Материалы
Международной научно
практической
конференции
Всероссийской научно
рактической
конференции)
Нефтепромысловая Химия
Москва.
РГУ нефти и газа имени И.М.
Губкина
С. 28.
Рамазанова
Асадов
Алиев
Термобарические зависимости
коэффициента диффузии в системах СКФ CO
нефть //
Технологии
добычи и использования углеводородов.
2014. № 3.
ИЗУЧЕНИЕ РАСТВОРЯЮЩЕ
Й СПОСОБНОСТИ
ФТОРСОДЕРЖАЩИХ КИСЛО
ТНЫХ СОСТАВОВ ПО
ОТНОШЕНИЮ К КВАРЦУ С
ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБО
ТОК ПЕСЧАНЫХ КОЛЛЕКТ
ОРОВ
Л.А. Магадова, А.Н. Сиротин, З.Р. Давл
етов, М.Д. Пахомов
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина
11EEE1 , г. Москва, Ленинский просп., д. 65, корп.
тел
.: 8 (499) 507
16, e
mail: [email protected]
Как правило, в ходе изучения кинетики растворения мине
ралов,
слагающих полимиктовые терригенные коллекторы, внимание исследо
вателей преимущественно сфокусировано на взаимодействии кислотных
��36 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;составов с минералами глинистого и карбонатного цемента, без учета
реакций кислотных систем с каркасными силикатами, с
оставляющими
основу породы, что обусловлено существенно более низкими скоростями
растворения последних по сравнению с карбонатами и глинистыми
минералами. Вместе с тем, кинетика растворения каркасных силикатов,
представленных кварцем и полевыми шпатами, пр
иобретает основное
значение в случае проектирования кислотной обработки слабозаглинизи
рованных песчаников.
Было исследовано взаимодействие ряда фторсодержащих кислотных
композиций с моделью кварцевой составляющей терригенного коллектора,
в качестве котор
ой было использовано кварцевое стекло. За основу
фторсодержащих составов были взяты фтористоводородная кислота и
фторид аммония, дополнительными реагентами являлись бесфтористые
минеральные соли и кислоты органической и неорганической природы.
Скорость рас
творения кварца определяли гравиметрическим методом при
температурах 20 и 80
С, время выдержки модельных образцов в кислотных
составах составляло от 0,5 до 6,5 ч.
В ходе проведенных исследований определены зависимости
скорости растворения кварца от времени
, температуры и концентраций для
различных фторсодержащих составов, показаны различия в скорости
растворения кварцевой породы в зависимости от природы фторсодер
жащего реагента, показана возможность регулирования кинетики процесса
в исследованных системах
добавлением бесфтористых реагентов и
изменением их соотношения к фторсодержащим компонентам.
На основе полученных данных разработана сухокислотная система
на основе фторида аммония и сульфаминовой кислоты, позволяющая
варьировать скорость растворения ква
рца при аналогичном содержании
фторид
ионов и отличающаяся меньшим образованием осадков по
сравнению с грязевой кислотой.
РАЗРАБОТКА
ПАВ
СПИРТОКИСЛОТНОГО СОСТАВА ДЛЯ
ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
М.А. Силин, Л.А. Магадова, М.Д. Пахомов, З.Р. Да
влетов
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М. Губкина, 11EEE1, г.Москва, Ленинский просп., д.65, к.1,
тел
.: 8
16, e
mail: [email protected]
Как известно, в настоящее время происходит рост добычи нефти из
низкопрон
ицаемых и сложно построенных коллекторов. Для успешного
освоения и разработки данных объектов необходимы эффективные методы
��37 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;интенсификации нефтедобычи, значительное место среди которых
занимают кислотные обработки призабойной зоны пласта.
Усложнение услов
ий нефтедобычи и ухудшение качества
добываемой нефти (увеличение плотности, вязкости, содержания асфаль
тено
смолистых веществ, утяжеление фракционного состава) предъявляют
повышенные требования к используемым кислотным композициям.
Зачастую технологически
е жидкости, обладающие всеми необходимыми
свойствами, являются сложными системами, содержащими химические
реагенты различного функционального назначения.
Для решения проблем обработок низкопроницаемых коллекторов на
базе Научно
образовательного центра «Про
мысловая химия» при РГУ
нефти и газа имени И.М. Губкина был разработан интенсифицирующий
спиртокислотный состав, который представляет собой водноспир
товой раствор неорганических, органических кислот и поверхностно
активных веществ различных типов. На
кислотный состав, предназна
ченный для обработки как карбонатных (марка
А), так и терригенных
коллекторов (марка Б), был получен патент на изобретение
РФ №2543224.
Рабочие растворы разработанного состава характеризуются низким
межфазным натяжением на грани
це с ТС
1 (0,15 мН/м), что способствует
более глубокому проникновению кислоты в пласт за счет снижения
капиллярных сил, особенно при низких проницаемостях коллектора, и
облегчает вызов притока при освоении скважины после обработки.
Кислотный состав обладае
т низкой коррозионной активностью:
скорость растворения стали Ст3 при 20
С составляет 0,12 г/(м
ч), при E0
5,36 г/(м
ч). Рабочие растворы состава стабильны при нагревании (60
С), не застывают при охлаждении до минус 50
С и удерживают в своем
объем
е 5000
трехвалентного железа при повышенной температуре
(60
Было установлено, что кислотный состав обладает низкой раство
ряющей способностью по отношению к породе коллектора в начальные
интервалы времени контакта и поддерживает процесс растворе
ния в
течение 5 часов при E0
С. Помимо этого кислотный состав совместим с
пластовыми нефтями: не образует устойчивых эмульсий и осадков.
На основе полученных данных и результатов физического
моделирования кислотной обработки в условиях, близких к пластовым
сделан вывод о высокой эффективности и технологичности разрабо
танного ПАВ
спиртокислотного состава.
��38 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ИССЛЕДОВАНИЕ ОСАДКООБРАЗОВАНИЯ ПРИ КИСЛОТНЫХ
ОБРАБОТКАХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Л.А. Магадова, З.Р. Давлетов, М.Д. Пахомов
Российский государственны
й университет нефти и газа
имени И.М. Губкина, 11EEE1, г.Москва, Ленинский просп., д.65, к.1,
тел
.: 8
16, e
mail: [email protected]
Кислотная обработка добывающих скважин в настоящее время
является наиболее востребованным методом интенсифик
ации нефтеизвле
чения в условиях как карбонатных, так и терригенных пластов, что
обусловлено простотой и доступностью технологий, относительно
низкими затратами метода L1].
Для воздействия на минералы терригенного пласта
каркасные и
слоистые силикаты
в основе кислотных составов зачастую используют
фтористоводородную кислоту. Однако при протекании химических реак
ций с участием
образуются различные продукты, которые способны
выпадать в осадок, кольматируя поры призабойной зоны пласта, что, в
свою оче
редь, может значительно снизить эффективность кислотной
обработки L2, 3].
Целью данной работы являлось изучение влияния основных
факторов на процесс осадкообразования при кислотных обработках
терригенных коллекторов.
В качестве объекта исследования использ
овали экстрагированный
керновый материал терригенного коллектора, содержащий 54% кварца,
32% полевых шпатов, 7% слюдистых минералов, 7% глинистых минера
лов, следовое количество пирита. Полевые шпаты представлены альбитом
и микроклином, слюдистые минералы
мусковитом, глинистые минералы
каолинитом и хлоритом.
Для определения минералогического состава породы до и после
кислотной обработки использовали порошковый рентгеновский дифракто
метр
ARL
TRA
Thermo
Scientific
), элементный состав отработанных
раст
воров кислотных составов определяли с помощью рентгено
флуоресцентного спектрометр
ARL
PERFORM
Thermo
Scientific
В ходе проведения работы была исследована растворимость породы
в растворах плавиковой и соляной кислот при их различных
соотношениях. Ра
створимость изучали с использованием дезинтегри
ванной породы гравиметрическим методом. Концентрация
изменялась
в диапазоне 1
3% масс., содержание
HCl
12% масс. Время выдержки
кислотных составов с породой составляло от 1 до 8 часов при 20
С.
Было обнаружено, что растворимость породы коллектора возрастает
в 2,0
2,2 раза при увеличении концентрации
с 1 до 3%, а также при
��39 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;повышении температуры обработки с 20 до 80
С. Изменение времени
выдержки кислоты с породой с 1 до 8 часов значительно не вл
ияет на
растворимость: увеличение составило 1,2
1,3 раза. Основная доля раство
рения происходит в течение первого часа, что, вероятно, обусловлено
реакцией с кислотами наиболее чувствительных компонентов коллектора
слюдистых и глинистых минералов.
Данные
минералогического состава кернового материала после
обработки указывают на отсутствие глинистого минерала хлорита во всех
исследованных образцах, что согласуется с литературными данными L4, 5].
При повышенной температуре (80
С) и длительном времени выдерж
ки
часов) в образцах полностью растворяются мусковит и каолинит.
Особый интерес представляют результаты определения степени
кристалличности кернового материала. Степень кристалличности исход
ного образца составляла E1%; для обработанных кислотой образцо
значение показателя варьировалось в диапазоне 26
53%, причем
наименьшая кристалличность соответствует максимальной концентрации
, высоким температурам и продолжительностям обработки. По всей
видимости, существенные количества аморфной фазы вызваны разл
жением минералов коллектора и осаждением продуктов реакций.
Для подтверждения процесса осадкообразования были определены
элементные составы отработанных растворов кислот. Результаты анализа
свидетельствуют о непрерывном повышении концентрации
и однов
менном снижении содержания
Si
при увеличении времени выдержки кис
лоты с породой. Данный факт указывает на осаждение коллоидного крем
незема, образующегося в процессе растворения минералов коллектора.
ЛИТЕРАТУРА
Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромыслов
ая химия: Изд. в 5
ти томах.
Т.4.
Кислотная обработка скважин / Под ред. проф. И.Т.Мищенко.
М.: Интерконтакт
Наука, 2010.
703 с.
Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А. и др. Кислотные обработки пластов и
методики испытания кислотных составов: Учеб.
пособие для студентов вузов.
М.:
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011.
120 с.
Гейхман М.Г., Исаев Г.П., Середа Н.Е. и др. Кислотная обработка терригенных и
карбонатных коллекторов: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсат
ных месторождений.
М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007.
104 с.
Simon D.E., Anderson M.S. Stability of Clay Minerals in Acid, paper SPE 19422
presented at the SPE Formation Damage Control Symposium, Lafayette, Louisiana, 22
23
February, 1990
Hartman R.L., Lecer
��40 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА НА ОСНОВЕ
КОЛЛОИДНОГО КРЕМНЕЗЕМА ДЛ
Я ИЗОЛЯЦИИ
ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
М.А. Силин, В.Ю. Роднова, Л.А. Магадова
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М. Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, 65, тел. +7(4EE) 507
16,
[email protected]
Одной из сложных задач в настоящее время является качественное
проведение ремонтно
изоляционных работ, особенно в низкопроницаемых
коллекторах. Такие операции, как устранение негерметичности обсадной
колонны, изоляция отдельных пласто
в и подошвенной воды, ликвидация
межпластовых перетоков и восстановление цементного камня за обсадной
колонной, являются трудоемкими, требуют тщательного подбора изоли
рующих составов, часто отличаются низкой эффективностью. Наиболее
часто применяемые реаг
енты, такие, как жидкое стекло, смолы,
тампонажные цементы, сшитые полимерные системы, не в силах
полностью справиться с этими проблемами, особенно учитывая возрас
тающие требования к безопасности реагентов для человека и окружающей
среды L1].
Среди водои
золирующих составов большое распространение
получили составы на основе жидкого стекла с силикатным модулем 2,0
3,5. В качестве добавок используются чаще всего соляная кислота и
хлорид кальция. Однако применение соляной кислоты не отвечает требо
ваниям безо
пасности, а составы с хлоридом кальция характеризуются
трудно управляемым временем осадкообразования. В отличие от тради
ционного жидкого стекла коллоидный кремнезем (кремнезоль) с модулем
10 имеет определенный размер частиц, может превращаться в гель по
д
воздействием неорганических солей. Такие составы имеют регулируемое
время гелеобразования, низкую вязкость, способность разрушаться под
воздействием щелочей, следовательно, могут использоваться в том числе
для временной изоляции водопритоков.
В работе п
роведен сравнительный анализ коллоидного кремнезема и
его химического аналога
жидкого стекла с различными силикатными
модулями в качестве базовых реагентов водоизолирующих композиций.
В результате реакции сшивки между коллоидными силикатными
частицами ф
ормируется прочный тампонирующий материал. Скорость
процесса гелеобразования зависит от концентрации соли
гелеобразователя
и температуры. Время гелеобразования варьируется в пределах от 2 до 80
часов в зависимости от температуры.
��41 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Полученный тампонирующий
материал обладает высокими струк
турно
механическими свойствами, способен растворяться в щелочной
среде, что делает возможным применение композиции для временного
блокирования водопритоков.
В работе изучены низкотемпературные свойства композиции.
Выявлено,
что добавка 10% МЭГ обеспечивает размораживание состава с
сохранением низкой вязкости и способности к гелеобразованию.
В лаборатории моделирования пластовых процессов было проведено
тестирование разработанной композиции, предназначенной для тампо
нировани
я водонасыщенных участков продуктивного пласта.
Прони
цаемость модели определялась по пресной воде и составила 0,313 Д.
Закачка композиции объемом, равным 1 поровому объему производилась
при температуре 23°С. Далее состав выдерживался при атмосферном
давле
нии при 80°С в течении 24 часов. После выдержки была произведена
закачка модели пластовой воды с плотностью 1,012 г/см
Рисунок 1
Изменение перепада давления после последовательной
закачки в водонасыщенную насыпную модель состава и пластовой воды
огласно графику, остаточный фактор сопротивления составил
2686,8, что говорит о значительном снижении проницаемости водонасы
щенной модели и применимости композиции для изоляции водопритоков.
0,01
0,1
Начальная проницаемость водонасыщенной модели по воде
D
Перепад давления,
bar
Относительный накопленный объём закачки,
зак/
пор
Закачка
состава
при
Закачка пластовой воды при
ост.=
FlR=
см
/час
Закачка пресной
воды при
Нагрев модели
пласта до
С и
выдержка
часа
FlR=
/час
��42 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ЛИТЕРАТУРА
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И. Материалы и
реагенты для
ремонтно
изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.
М.: ООО «Недра
Бизнесцентр», 2004.
34E с.
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ РЕСУРСА ГИБКИХ ТРУБ ЗА СЧЕТ
ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПРИ КИСЛОТНЫХ
ОБРАБОТКАХ
Ю.М. Тимербулатова, Л.Ф.Давлетши
на, Л.И. Толстых, М.Д. Пахомов
Российский государственный университет нефти и газа имени
И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский
проспект, д.65, корп. 1, тел. +7 (4EE) 507
16, [email protected]
Гибкая труба (ГТ) в состав
е колтюбинговой установки эксплуати
руется в сложных условиях, вследствие чего снижается ее срок службы,
показателем которого является число возможных спускоподъемных
операций (СПО) до потери герметичности («жизненный ресурс» трубы).
Коррозия под воздейств
ием растворов, применяемых при кислотных
обработках (КО), также вносит вклад в сокращение этого показателя.
Для защиты внутрискважинного оборудования от кислотной корро
зии применяются ингибиторы коррозии. В большинстве случаев они
представляют собой орган
ические соединения, содержащие гетероатомы,
которые взаимодействуют с металлом, и углеводородные радикалы, кото
рые образуют экранирующий слой. Ассортимент ингибиторов коррозии на
сегодняшний день широк и разнообразен и для выявления наиболее
эффективных и
з них проводят оценку скорости коррозии стали СТ
3 в
кислотной среде в статических условиях.
В НОЦ «Промысловая химия» для оценки ингибиторов коррозии,
применяемых для соляно
кислотных обработок с помощью колтюбин
говых установок, проводились испытания на
установке «Переносная
лаборатория по оценке эффективности ингибиторов коррозии» в дина
мических условиях (при создании движущегося потока кислоты). Экспери
менты проводились на образцах гибких труб из высокопрочной низко
легированной стали А606. Для исслед
ований брались следующие ингиби
торы коррозии: «ИКУ
118»; «
100», «СОЛИНГ», «Метилан
2».
Все составы показали высокую эффективность при их анализе по
стандартной методике на стали СТ
3, скорость коррозии не превышает
г/(м
*ч)
(табл. 1.)
Далее гравиме
трическим методом измерялась скорость коррозии
после двухчасового воздействия ингибированной кислотой на сталь гибкой
��43 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 1
Скорость коррозии стали Ст
3 в 12%
ной соляной
кислоте (
потока
= 0 м/с, τ = 24 часа,
= 20
Состав
корр
, г/(м
*ч)
та х.ч. без инг
8,98
та ОАО "КАУСТИК"
0,13
та ОАО "ХИМПРОМ"
0,07
та х.ч. с инг ИКУ
118, 0,2 %
0,07
та х.ч. с инг ИКУ
118, 0,1 %
0,09
та х.ч. с инг NJ
100, 0,2%
0,05
та х.ч. с инг NJ
100, 0,1%
0,07
трубы (А606) при скоростях п
отока 0,75, 1,0, 1,25, 1,5 м/с. Строились
кривые зависимости скорости коррозии гибких труб от скорости потока.
Так как в реальных условиях скорость закачки соответствует 3,0 м/с, то
полученные кривые экстраполировали (рис.1). Далее производился расчет
утон
ения стенки трубы за одну КО и сравнивались значения для ингибиро
ванных составов и соляной кислоты без ингибитора.
Рисунок 1
Зависимость скорости коррозии стали А
606 в 12%
ной
ингибированной соляной кислоте от скорости потока (τ=2 ч,
=20
Если не
учитывать влияние других факторов на снижение ресурса
трубы, можно говорить об увеличении ресурса за счет применения
ингибированных кислотных составов в сравнении с применением
неингибированной кислоты. Высокую эффективность показали кислоты
ОАО «КАУСТИК»
с ингибитором Солинг, ресурс увеличится в 3,43 раза;
��44 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;для кислоты ОАО «ХИМПРОМ» с ингибитором Метилан
в 6,82 раза;
для кислоты соляной х.ч. с ИКУ
118 и NJ
100
в 3,07 и 6,62 раза
соответственно.
Как показывают полученные результаты, такой способ оценк
ресурса гибкой трубы позволяет наглядно оценить эффективность ингиби
торов коррозии при кислотных обработках с помощью колтюбинга и
спрогнозировать экономическую эффективность применения того или
иного ингибитора.
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ
ДЛЯ
КИСЛОТЫХ ОБРАБОТОК НА ОСНОВЕ ВЯЗКОУПРУГИХ
ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
Д.Н. Малкин, Е.Г. Гаевой, П.К. Крисанова
Российский государственный университет нефти и газа имени
И.М.Губкина, НОЦ «Промысловая химия»,
119991,
г. Москва, Ленинский
проспект, д.
65, корп. 1, тел. +7 (4EE) 507
16, [email protected]
Одним из наиболее распространенных методов интенсификации
добычи нефти в карбонатных коллекторах являются кислотные обработки.
Несмотря на многолетний опыт применения данного метода интенсифи
ции значительная часть обработок не приводит к требуемым
результатам.
Основной причиной низкой эффективности кислотных обработок
является преимущественная фильтрация кислотного состава в высокопро
ницаемые пропластки, в то время как низкопроницаемые просло
и практи
чески не подвергаются воздействию кислоты.
В данной работе проводилось исследование самоотклоняющихся
кислотных систем, имеющих в своем составе вязкоупругое поверхностно
активное вещество
80». Исследования показали, что ПАВ
80» в зна
чительной степени увеличивает вязкость растворов солей
NaCl
KCl
по сравнению с пресной водой. Было принято решение
исследовать вязкость системы, получаемой после нейтрализации соляной
кислоты карбонатом кальция.
В работе проводилось исследовани
е влияния вязко
упругого ПАВ на
эффективную вязкость ингибированной соляной кислоты до и после
реакции ее с карбонатной породой.
В качестве объекта исследования выступала ингибированная 17 %
HCl
с добавкой ПАВ «НД
80» в количестве 6%, 8%, 10% объемных.
��45 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Реа
кцию кислотного состава с карбонатной породой (мраморными куби
ками) проводили при температуре 25
С в течение 30, 60, E0 минут. Реоло
гические характеристики составов до и после реакции с карбонатной
породой определялись на ротационном вискозиметре «ROeot
est». Резуль
таты исследования представлены на рисунках 1, 2.
Рисунок 1
Изменение вязкости составов при нейтрализации
Рисунок 2
Зависимость количества растворенной породы от времени
нейтрализации
По мере нейтрализации соляной кислоты наблюдается
рост
эффективной вязкости составов. Так же отмечается значительное умень
��46 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;шение скорости растворения карбонатной породы при увеличении
концентрации ВУПАВ, что связано с замедлением диффузионных процес
сов в получаемой после нейтрализации соляной кислоты вяз
кой системе.
Образующаяся высоковязкая система может выступать в роли
отклонителя для новых порций кислоты, что приведет к повышению
эффективности кислотной обработки. Кроме того, пониженная скорость
реакции загущенной кислотного состава с карбонатной поро
дой позволяет
увеличить зону реакции кислоты при ОПЗ.
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОГО ГЕЛЯ НА ОСНОВЕ
ПАВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР
Л.А. Магадова, В.Б. Губанов, Фан Ву Ань
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М. Губкина, НОЦ «П
ромысловая химия»,
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, 65, тел. (4EE) 507
91,
[email protected]
com
Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов
является ПАВ
полимерное заводнение. Эта технология используется для
извлечения нефтей с пов
ышенной вязкостью из структурно
неоднородных
коллекторов на разных стадиях разработки месторождений.
Основная задача ПАВ
полимерного заводнения состоит в наиболее
полном извлечении остаточной нефти за счет увеличения коэффициента
охвата и коэффициента выт
еснения нефти. Это достигается снижением
межфазного натяжения на границе нефть
нефтевытесняющий агент и
увеличением гидродинамического градиента давления.
Состав ПАВ
полимерной композиции обязательно адаптируется к
термобарическим условиям объекта обраб
отки.
Однако в условиях объектов миоцена и олигоцена месторождения
Белый тигр пластовая температура находится в диапазоне 70
120°
. В
данных температурных условиях происходит термическая деструкция
большинства полимерных составов.
Вследствие этого, альтер
нативным решением проблемы явилось соз
дание термостабильного геля на основе анионоактивных и неионогенных
ПАВ, имеющего высокую вязкость и позволяющего при применении его
воздействовать одновременно на коэффициент охвата и вытеснения
нефти.
��47 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Кроме ПАВ
, в состав геля входили препараты микробиохимичес
кого происхождения препараты повышающие эффективность ПАВ и
выполняющие роль термостабилизаторов. В зависимости от условий при
менения, такой высоковязкий поверхностноактивный гель (ВПГ) мог быть
приготовл
ен с вязкостью от 30 сСт до 180 сСт.
Закачка геля в объеме 100 т, была осуществлена на участке олигоце
на месторождения Белый Тигр в нагнетательную скважину 202. В течение
года после закачки дебит нефти, воды и расход газа для газлифта
наблюдались в 6 доб
ывающих скважинах: 60, E8, 806,815,816 и 817.
Анализ динамики обводненности для 6 добывающих скважин, пока
зал, что практическая обводненность добываемой продукции по сравне
нию
с прогнозом после проведенной закачки уменьшилась примерно на 2
3 %.
Общий ра
сход газа для газлифта для 6 добываемых скважин,
составлявший примерно 800 м
на тонну нефти, после обработки сокра
тился до 600 м
на каждую тонну нефти.
В результате обработки, в течение E месяцев с момента закачки с
участка было добыто 11 038,30 тонн д
ополнительной нефти.
Выводы:
Проведенная обработка показывает возможность эффективного
применения физико
химических методов повышения нефтеотдачи в
условиях добычи на месторождении Белый Тигр,
В настоящее время в НОЦ «Промысловая химия» при РГУ нефти и
газа имени И. М. Губкина ведется научно
исследовательская работа по
созданию термостабильного полимерного состава, добавка которого
позволит существенно снизить затраты на ПАВ при применении данной
технологии.
ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ РЕАГ
ЕНТОВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИК
ПРИТОКА НА АГКМ
Р.Е. Зонтов, Д.А.Малышев
ООО «Газпром добыча Астрахань», 414000, г. Астрахань,
ул. Ленина/ул. Бабушкина, д.30/33, литер строения А, тел. (8512) 31
51,
факс (8512) 3E
33,
dmalyshev
astrakhan
dobycha
gazprom
В связи с низкой п
роницаемостью продуктивных коллекторов
Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), обеспечение
планируемого уровня добычи невозможно без проведения мероприятий по
��48 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;интенсификации притока газа. Большое количество операций по интенси
фикации притока
газа, проведённых на одной скважине, постепенное
обводнение продукции скважин, накопление шлама и продуктов коррозии
в стволе и на забое, требовали внедрения новых составов кислотного
воздействия. С этой целью на АГКМ разработаны и внедрены новые
реагент
ы и технологии.
В 2011 г. внедрена эффективная технология комплексной очистки
НКТ и забоя
при освоении скважин после строительства и ремонта
использованием деструктирующе
диспергирующего кислотного состава
«Флаксокор110».
В 2014 г.
были выполнены опытно
промысловые
испыта
ния нового реагента «Дискор 10», предложенного в качестве альтернативы
Флаксокору 110. По результатам испытаний реагент «Дискор10» показал
свою эффективность и рекомендован к внедрению.
Впервые на скважинах АГКМ внедрена комплексная т
ехнология
интенсификации притока газа с элементами водоизоляции. Внедрение
технологии интенсификации притока газа с элементами водоизоляции на
основе реагента RX
380 позволило выполнять работы на обводненных
скважинах, при этом увеличивать дебит по газу на
фоне снижения ВГФ.
В 2012 г. на скважинах АГКМ при освоении с ГНКТ впервые был
применен ПАВ
отклонитель «Сурфогель» (отечественный аналог системы
VDA). Технология обработки продуктивного пласта с применением
Сурфогеля выполнялась и при закачках с устья с
кважины, что позволило
увеличить добычные возможности скважин за счёт временной блокировки
«промытых» и вовлечения в разработку ранее не обработанных интервалов
продуктивного пласта. В 2014г. выполнены опытно
промысловые
испытания нового реагента «Stream
», предложенного в качестве
альтернативы уже применяемого в настоящее время « Сурфогеля».
��49 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;3. Р
азработка и применение современных
деэмульгаторов,
защитных материалов и ингибиторов коррозии,
солеотложения и парафиноотложения
при добыче и
транспорте
нефти и газа
НОВЫЙ БАКТЕРИЦИД ФЛЭК
ИКБ
703
А.В. Денисова
ООО «ФЛЭК» 614055, г. Пермь, Белоярский переулок, 3,
тел. 8(342) 2E4
90,
flek
flek
pnsh
Актуальность проблемы биокоррозии нефтепромыслового оборудо
вания и снижение нефтеотдачи пластов (в результате закупоривания
нефтяного пласта скоплением биомассы бактерий либо продуктами их
метаболизма) из года в год становится значимой. Бездействие или непра
вильный подход к решению данной проблемы приводит не то
лько к
отказам нефтепромыслового оборудования, уменьшению объемов добы
ваемой нефти, но и в конечном итоге к экологической катастрофе.
На фоне полученных низких значений мониторинга скорости
коррозии трубной стали наблюдается рост сероводорода в воде и су
льфида
железа в нефти, что свидетельствует о наличии
сульфатвосстанавливаю
щих бактерий (СВБ) и биокоррозии оборудования.
Всеми известный метод предупреждения биокоррозии с примене
ние ингибиторов коррозии
бактерицидов (ИКБ) в настоящее время самый
распр
остраненный и
эффективный. Особенностью данного метода являет
ся момент привыкания и адаптации микроорганизмов к действию опреде
ленной активной основы ИКБ. В связи с этим, возникает задача поиска
новых химических веществ, воздействующих на механизмы разв
ития бак
териальных клеток.
В 2013г. ООО «ФЛЭК» разработало и в настоящее время промыш
ленно применяет новый ИКБ
ФЛЭК
ИКБ
703 (ТУ 2458
038
2013).
В ходе проведения лабораторных испытаний согласно РД 3E
973
установлена высокая эффективность
действия данного реагента в
биозараженных средах ООО «ЛУКОЙЛ
Пермь» и ООО «Юкатекс
Югра»
(табл. 1, 2).
В результате лабораторных исследований установлено, что реагент
ФЛЭК
ИКБ
703 проявляет бактерицидную активность для планктонных
форм СВБ в биозараженных
средах: ООО «ЛУКОЙЛ
Пермь» при
дозировках 100
150 г/м
, ООО «Юкатекс
Югра»
80 г/м
��50 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 1
Эффективность действия бактерицида ФЛЭК
ИКБ
703 на
сульфатредукцию накопительных культур СВБ биозараженных объектов
ООО «ЛУКОЙЛ
Пермь» (микробное число
индекс активности
50,0%)
Месторождение
Защитный эффект бактерицида
при его содержании г/м
100
150
200
Москудьинское
100
100
100
Опалихинское
100
100
100
Баклановское
100
100
100
Рассветное
100
Павловское
100
100
Кокуйское
100
100
Шумовское
100
100
Таблица 2
Эффективность действия бактерицида ФЛЭК
ИКБ
703 на
сульфатредукцию накопительных культ
ур СВБ в подтоварной воде РВС
Каюмовского месторождения ООО
«Юкатекс
Югра»
(микробное число
, индекс активности
100%)
Результаты визуального осмотра склянок (+)
рост бактерий, (
отсутствие бактерий / дозировка бактерицида, г/м
Контроль
100
150
В период с октября 2014г. по апрель 2015г
. проведены успешно
опытно
промысловые испытания (ОПИ) бактерицида ФЛЭК
ИКБ
703 в
системе нефтесбора Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс
Югра».
Постоянное дозирование реагента осуществлялось с помощью УДР
1,6 со средней расходной нормой 80 г/м
. Содержа
ние СВБ до закачки
бактерицида в промысловых средах системы нефтесбора, отобранных с
кустов: 3, 4, 6, E, 30, 32 составляло
1000
1000000 кл/см
При осуществлении контроля за биозараженностью промысловых
сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%
ная
эффективность
действия бактерицида ФЛЭК
ИКБ
703 по подавлению жизнедеятельности
СВБ (в отобранных пробах промысловых сред СВБ отсутствовали), что
согласно РД 3E
973
83 и РД 03
00147275
2001 явилось положитель
ным результатом.
В настоящее время бакте
рицид ФЛЭК
ИКБ
703 промышленно
закачивается в системе нефтесбора Каюмовского месторождения ООО
«Юкатекс
Югра».
��51 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТ
ИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИС
АДОК В
ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»
А.В. Теплоухова
ЗАО «Ванкорнефть», 660077, г. Красноярск, ул. 78
й Доброволь
ческой
бригады, д.15, тел. (3E1) 274
EE, факс: (3E1) 274
45,
info
vankoroil
Магистральный нефтепровод «Ванкорское месторождение
КНПС
«Пурпе»
общей протяженностью 585,2
диаметром 820 мм, имеющий
толщи
ну стенки от 11 до 14 мм
расположен в условиях Крайнего Севера,
где значительную часть времени температура окружающей среды
стигает
С и ниже. Товарная продукция транспортируется по
надземному/подземному трубопроводу, большая часть которого
34E,E к
пролегает в зоне преобладания многолетнемерзлых грунтов.
Добыча нефти на Ванкорском месторождении ведется с
Нижнехетского (НХ) и Яковлевского (ЯК) продуктивных горизонтов.
Нефть Яковлевской свиты является легкой и малопарафинистой, нефть же
Нижнехетско
го горизонта легкая, но имеет значительное содержание
парафинов.
то может привести к потенциальным проблемам, связанным с
отложением парафинов, в частности
критично большому давлению при
повторном запуске трубопровода.
При транспортировке нефти по маги
стральному нефтепроводу
Ванкорское месторождение
КНПС «Пурпе»
возможны следующие
осложнения:
нтенсивное отложение парафина на стенках трубопровода;
величение вязкости нефти и рост давления на участках
максимально охлаждения нефти;
иск критического
роста давления в нефтепроводе при
накоплении отложений и запуске скребков.
ля обеспечения бесперебойного внешнего транспорта нефти
Ванкорской группы месторождений по магистральному нефтепроводу в
условиях Крайнего Севера, с одновременным снижением гидравл
ического
сопротивления, в ЗАО «Ванкорнефть» было принято решение о
применении противотурбулентной присадк
наряду с
ингибитором
парафиноотложений
В декабре 2010 года были проведены первые в истории ЗАО
«Ванкорнефть» опытно
промышленные испытания
(ОПИ)
про
тивотур
булентной присадки FLO MXA (полимера со сверхвысоким молекулярным
весо
, диспергированно
в органическом носителе) компании «Бейкер
Хьюз Б.В.»
на участке «УПСВ
Юг
2» магистрально нефтепровода
«Ванкорское месторождение
КНПС «Пурпе».
Основны
е цели ОПИ
противотурбулентной присадк
FLO MXA
��52 &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;1. оценка увеличения пропускной способности участка «УПСВ
Юг
2» для определения производительности всего магистрального
нефтепровода;
достижение 25%
го уровня снижения гидравлического сопро
тивления, опре
деление эффективности
противотурбулентной присадки
FLO MXA
В ходе ОПИ эффективность
противотурбулентной присадк
FLO
MXA
составила 31,4% при дозировке 15,1
Промышленная закачка
противотурбулентной присадк
FLO MXA
была начата в
12:00 03.05.2011 года
и продолжается в непрерывном
режиме. В настоящее время противотурбулентная
присадк
FLO MXA
применяется на магистральном нефтепроводе
«Ванкорское месторождение
КНПС «Пурпе»
с закачкой в двух точках ГНПС и НПС
2 при
выведенной в резерв НПС
1. Ввод присад
ки в нефтепровод после ГНПС с
дозировкой 6,7
и 2,7
на НПС
2 позволяет снизить гидравлическое
сопротивление магистрального нефтепровода на 41% и обеспечить
производительность трубопровода 22 млн.т/год (2E70 м
/час) и давление 60
кгс/см
на выходе ГН
ПС и 57 кгс/см
на выходе НПС
2.
С целью создания базы альтернативных присадок в ЗАО
«Ванкорнефть» в феврале 2014 года на участке «ГНПС
2» были
проведены ОПИ
противотурбулентной присадк
FLOWTREAT»
компании ООО «Миррико Сервис» (РФ)
. Однако испы
тания признаны
неудовлетворительными, так как достигнуть заданного режима перекачки
нефти 2E00 м
/час (21,8 млн.т/год) не удалось. Процесс закачки присадки с
увеличением ее расхода до 40 л/час не дал желаемого результата.
С целью реализации программ
по и
мпортозамещению
феврале
апреле 2015 года на участке «ГНПС
2» магистрального
нефтепровода
«Ванкорское месторождение
КНПС «Пурпе»
были
проведены повторные ОПИ
модернизированной присадки «M
FLOWTREAT» марк
С производства ООО «МИРРИКО» и
первичные
ПИ противотурбулентной присадки
«ТУРБУЛЕНТМАСТЕР 8010»
производства ООО «Мастер Кемикалз»
Основными целями испытаний являлось достижение
технологического режима перекачки
расход нефти Q = 2E70 м³/ч; давление на выходе ГНПС Р ≤ 63 кгс/см
расход нефт
и Q = 3200 м³/ч; давление на выходе ГНПС Р ≤ 63 кгс/см
и установление
оптимальных удельных норм расхода испытываемого
реагента
В ходе ОПИ были получены следующие результаты:
Для
противотурбулентн
присадк
FLOWTREAT»
марк
С :
1.1. при расходе пр
исадки
28,5 л/ч и расходе нефти 2E70 м3/ч
эффективность
составила 33,3%.
онцентрация
присадк
E,6 г/т
��53 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;1.2.
при расходе
присадки
40 л/ч и расходе нефти 3200 м3/ч
эффективность
41,0%.
, ко
нцентрация
присадк
12,5 г/т.
2. ОПИ
противотурбулентной
присадк
«ТУРБУЛЕНТМАСТЕР
8010» производства ООО «Мастер Кемикалз»
признаны
неудовлетворительными, несмотря на то, что имеется положительный
опыт применения в других компаниях:
2.1
не удалось обеспечить первоначально требуемый
технологический режим перекач
ки: расход нефти Q = 2E70 м³/ч; давление
на выходе ГНПС Р ≤ 63 кгс/см2
, даже при максимальном расходе присадки
47,4 л/час
2.2 не удалось подтвердить возможность снижения рабочего
давления на выходе ГНПС с помощью
противотурбулентной присадк
«ТУРБУЛЕНТМАС
ТЕР 8010» ООО «Мастер Кемикалз».
Таким образом, на сегодняшний день ЗАО «Ванкорнефть» имеет
положительный опыт промышленного применения импортной
противотур
булентной присадки FLO MXA компании «Бейкер Хьюз Б.В.»
и допуск к
промышленному применению
противо
турбулентной
присадки «M
FLOWTREAT» марк
С производства ООО «МИРРИКО»
, полученный на
основании удовлетворительных результатов опытно
промышленных
испытаний 2015 года.
Надеемся, что со временем отечественные аналоги противотурбу
лентных присадок сумеют за
нять лидирующие позиции в рейтинге
эффективных альтернативных присадок, способных за минимальное
количество времени снижать гидравлическое сопротивление и
осуществлять бесперебойную перекачу требуемого количества нефти с
оптимальными экономическими затрат
ами.
РАЗРАБОТКА ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ
РАЗРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
КАМЕННОГО И ЕМ
ЕГАНСКОГО НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская
Казанский национальный исследовательский
технологический университе
т,
420015, г. Казань, ул. К. Маркса, 68,
тел. 8(E15)060E508,
[email protected]
Разработка Каменного и Ем
Еганского нефтяных месторождений
Талинского лицензионного участка
Ханты
Мансийского автоно
много
округа (ХМАО) происходит на поздней стадии. Наблюдается массовое
��54 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;обводнение нефтяных пластов и продукции скважин. Дальнейшее стабиль
ное функционирование столь сложной системы как технологический
процесс добычи нефти невозможно без применения техноло
гий,
предусматривающих использование различных химических реагентов
(индивидуальных веществ и композиций на их основе).
На Каменном и Ем
Еганс
ком нефтяных месторождении
«РН
Няганьнефтегаз» (в прошлом нефтяная компания ОАО «ТНК

Нягань») применяют хим
ические методы воздействия на нефтяные пласты
и их модификаций с целью увеличения нефтеотдачи, а также постоянно
проводят обработки призабойной зоны пластов с использованием неорга
нических кислот (соляная, плавиковая) и композиции на их основе. Таким
обра
зом, продукция скважин характеризуется образованием мелкодис
персных, устойчивых к разрушению нефтяных эмульсий. Высокая стой
кость эмульсий обусловлена высоким содержанием поверхностно
активных веществ (ПАВ), механических примесей в виде песка, связанной
пластовой воды в мелкодиспергированном состоянии, устойчивым
пенообразованием в большом объеме продукции скважин.
Лабораторными исследованиями, проведенными на водонефтяных
эмульсиях Каменного и Ем
Еганского нефтяных месторождений ХМАО,
было установлено, ч
то применение химических реагентов для интенси
фикации добычи нефти на поздней стадий разработки вышеперечисленных
нефтяных месторождений имеет негативный характер и приводит к
повышению агрегативной устойчивости водонефтяных эмульсий L1].
Кроме того, в пр
оцессе подготовки нефти на УПСВ
ДНС
«Каменное» происходит образование вторичных эмульсий, в результате
этого в технологическом резервуаре присутствует не поддающийся
разрушению межфазный эмульсионный слой (МЭС) толщиной до 3
метров. Микроскопическими иссл
едованиями также было установлено,
что МЭС представляет собой гетерогенную смесь воды, нефти и эмульги
рующих веществ, которые здесь представлены микрочастицами гелеоб
разной структуры различного размера и формы. Гелеобразующие частицы
представляют собой
агломераты водонабухающих полимеров, высокомо
лекулярных ПАВ и механических примесей.
Все это является результатом побочного эффекта от применения
методов увеличения нефтеотдачи с использованием неорганических
кислот и щелочей, синтетических ПАВ, композици
и углеводородных
растворителей с ПАВ, полимерами, гидрофобизаторами
[2].
Таким образом, в настоящее время актуальными остаются вопросы
разработки новых эффективных деэмульгаторов отечественного производ
ства из нефтехимической продукции для разрушения уст
ойчивых
водонефтяных эмульсий, поступающих на УПН, и вторичных эмульсий
промежуточных слоев, образовавшихся в технологических аппаратах, с
��55 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;целью повышения эффективности процесса подготовки нефти и снижение
финансовых затрат на подготовку 1 тонны нефти.
абораторные исследования деэмульгирующей эффективности
реагентов марки Алкиокс проводились в условиях, максимально прибли
женных к реальным условиям подготовки нефти (температура сепарации,
временной фактор, гидродинамические характеристики, дозировка, обв
ненность продукции) на УПСВ
ДНС «Каменное» и ЦТП «Красноленин
ский» ОАО «РН
Няганьнефтегаз» на естественных свежеотобранных
водонефтяных эмульсиях, отобранных перед точкой ввода деэмульгатора.
Испытания деэмульгаторов проводились по стандартной методике
«бутылочной пробы».
В работе использовались индивидуальные реагенты
деэмульгаторы
марки Алкиокс, производимые ООО «Алкиокс», и многофункциональные
композиционные составы на основе этих реагентов.
Проведенные лабораторные испытания деэмульгирующей эффек
тив
ности деэмульгаторов серии Алкиокс в сравнении с базовыми деэмульга
торами, применяющиеся на УПСВ
ДНС «Каменное», УПН
1 и УПН
ЦТП «Красноленинский», показали наилучшие результаты композицион
ного состава Алкиокс
541.
При моделировании процесса подгот
овки нефти на
УПСВ
ДНС
«Каменное», УПН
1, УПН
2 ЦТП «Красноленинский» было выявлено, что
разработанный композиционный состав Алкиокс
541 обеспечивает как
наилучшую динамику отделения воды, так и наилучшую глубину обезво
живания нефти
за счет проявления син
ергизма действия компонентов,
входящих в состав разработанного композиционного состава. Значение
остаточного содержания воды композиционного деэмульгатора Алкиокс
541 в 2 раза ниже по сравнению с базовыми реагентами.
Таким образом, на основании лабораторны
х исследований деэмуль
гатор Алкиокс
541 был рекомендован для проведения опытно
промыш
ленных испытаний на УПСВ
ДНС «Каменное» и ЦТП «
Красноленин
ский».
После проведения опытно
промышленных испытаний деэмульгатора
Алкиокс
541 на объектах ОАО «РН
Няганьнефт
егаз» было установлено:
1. Деэмульгатор Алкиокс
541 производства ООО «Алкиокс» показы
вает хорошую динамику отстоя при подготовки нефти на
УПСВ
ДНС
«Каменное» и ЦТП «Красноленинский» (УПН
1 и УПН
2) ОАО «РН
Няганьнефтегаз» по сравнению с базовыми реагента
ми и обеспечивает
высокую степень разрушения водонефтяных эмульсий, поступающие на
УПН.
2. Высокая эффективность Алкиокс
541 подтверждается тем, что при
применении данного деэмульгатора на УПСВ
ДНС «Каменное» удалось,
как предотвратить образование МЭС, так
и удалось практически
полностью разрушить МЭС, который до начала проведения опытно
про
��56 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;мышленных испытаний достаточно долгое время находился в товарном
нефтяном резервуаре.
3. Деэмульгатор отечественного производства Алкиокс
541 позво
ляет повысить эффект
ивность подготовки нефти на УПСВ
ДНС
«Каменное» и ЦТП «Красноленинский», при применении которого наблю
даются более стабильные параметры подготовки нефти на УПСВ
ДНС
«Каменное», УПН
1 и УПН
2 ЦТП «Красноленинский».
4. В ходе опытно
промышленных испытаний у
далось снизить удель
ный расход Алкиокс
541 на УПСВ
ДНС «Каменное» и ЦТП «Красно
нинский» на 20% и 25 % соответственно, что позволяет уменьшить
финансовые затраты на подготовку нефти 1 тонны нефти.
5. Поэтому реагент Алкиокс
541 рекомендован для промышл
енного
применения на УПСВ
ДНС «Каменное», УПН
1 и УПН
2 ЦТП
«Красноленинский» ОАО «РН
Няганьнефтегаз».
ЛИТЕРАТУРА
1. Исследование формирования водонефтяных эмульсий Каменного и Ем
Еганского нефтяных месторождений Ханты
Мансийского автономного округа /
анов Д.Г., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета.
Т.17, № 6.
С. 242
2. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на
УПСВ «Каменное» / Цыганов Д.Г., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского
технологического университета.
Т.17, № 10.
С. 212
ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГ
О КИСЛОРОДА НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИ
ТОРОВ КОРРОЗИИ НА ПР
ИМЕРЕ
НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СРЕ
Д МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Ф.Ш. Шакиров
, О.В.Угрюмов
, Л.В.Кудряшова
, И.Р
.Шакирова
, О.И.
Закомолдин
, Н.Р. Каюмова
1) Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 423236, г.Бугульма,
ул.М.Джалиля, д.32
2) ЗАО «НПЦ «Химтехно», 42002E, г. Казань, а/я 35, тел. 8(855) E47
66,
fshakirov
tatnipi
Многочисленными исследованиями у
становлено, что скорость
коррозии стали в сточной воде, не содержащей кислород, при умеренном
движении среды не превышает 0,05 мм/год, тогда как в аэрированной
сточной воде скорость коррозии возрастает в десятки раз L1].
Растворенный кислород оказывает сил
ьное негативное влияние на
��57 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;эффективность ингибиторной защиты и значительно увеличивает скорости
коррозии. Результаты исследований наиболее широко применяемых на
месторождениях Республики Татарстан ингибиторов коррозии показы
вают, что резкое снижение защит
ного эффекта с 86
8E % до 43
58 %
наблюдается при концентрации кислорода 0,1 мг/л. Дальнейшее увели
чение концентрации кислорода в сточной воде до 0,5 мг/л приводит к
снижению защитного действия до 20
40 %. При этом следует отметить, что
скорости коррозии
при дозировании ингибиторов даже при концентрации
кислорода 0,1 мг/л выше, чем скорость коррозии без ингибитора в
отсутствии кислорода.
Результаты лабораторных исследований подтверждены стендовыми
экспериментами на ряде объектов ОАО «Татнефть». Попадание к
ислорода
имитировалось дозированием в сточную воду пресной воды. Например, на
рис. 1 приведена динамика скорости коррозии в присутствии и отсутствии
ингибирования при исследованиях в сероводородсодержащей сточной
воде на очистных сооружениях (ОС) Дюсюмовск
ой УПВСН при
концентрациях кислорода 0 и 0,3 мг/л. При отсутствии растворенного
кислорода в воде контрольная скорость коррозии составляет порядка 0,14
мм/год и существенно снижается в присутствии ингибитора коррозии. При
концентрации растворенного кислород
а 0,3 мг/л происходит резкое, более
чем в 5,5 раз, увеличение коррозионной активности сточной воды, причем
при подаче ингибитора коррозии в кислородсодержащую сточную воду
скорость коррозии значительно выше, чем скорость коррозии в
неингибированной воде пр
и отсутствии кислорода.
Рисунок 1. Динамика скорости коррозии при стендовых исследованиях
эффективности ингибитора Гекор
30E0 на Дюсюмовской УПВСН
��58 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 2. Зависимость защитной эффективности ингибиторов коррозии
от концентрации кислорода при стендо
вых исследованиях: 1
Гекор
3090
на Павловских ОС; 2
3 на Горкинских ОС; 3
Напор
1007 на
Миннибаевских ОС; 4
Гекор
30E0 на Дюсюмовской УПВСН; верхние
графики
защитная эффективность ингибиторов при фоновой
концентрации кислорода
На рис. 2 прив
едены зависимости защитной эффективности приме
няемых ингибиторов коррозии от концентрации кислорода на 4 объектах
ОАО «Татнефть». Абсолютные значения защитного эффекта при стендо
вых исследованиях несколько отличаются от результатов лабораторных
экспериме
нтов, но тенденция снижения защитной эффективности
сохраняется. Особенно сильное влияние кислорода на эффективность
ингибиторов наблюдается в сероводородсодержащей среде (кривая 4).
Таким образом, результаты исследований показали, что:
1) Защитная эффекти
вность всех исследованных ингибиторов уже
при минимальном попадании кислорода значительно снижается, особенно
в сероводородсодержащей среде.
2) Скорость коррозии в присутствии кислорода в воде даже при
дозировании ингибитора коррозии выше, чем скорость кор
розии при
отсутствии кислорода без ингибитора. По результатам лабораторных
исследований одинаковые значения скорости коррозии в неингиби
рованной бескислородной среде и скорости коррозии в присутствии
ингибиторов наблюдаются уже при значении концентрации к
ислорода
порядка 0,05 мг/л.
3) При эксплуатации оборудования и промысловых сооружений,
обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти к
транспорту, необходимо предупреждать попадание кислорода в техноло
гические потоки, что повысит экологическу
ю безопасность и обеспечит
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Защитный эффект, %
Концентрация кислорода, мг/л
��59 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;более высокую рентабельность месторождения за счёт снижения ава
рийности при эксплуатации системы подготовки скважинной продукции.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения.
М.: Не
дра. 1E76. 1E2 с.
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ НА СУТОРМИНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ
(ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ, ИНГИБИТОРОВ
КОРРОЗИИ И
СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ)
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДГОТОВКИ
ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
М.А. Силин, Н.М Журавлёва, Г.С. Хузина
Российский государст
венный университет нефти и газа имени И.М.
Губкина
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, 65, корпус 1
тел. 8(E16)057
96,
naty
ik
narod
.ru
Эксплуатация нефтяных месторождений на средней и поздней
стадиях разработ
ки сопровождается извлечением значительного объема
попутно
добываемой воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, загрязне
на нефтепродуктами, которые диспергированы в воде. Загрязненная вода
фактически представляет собой прямую эмульсию «нефть в воде».
астовая вода утилизируется методом закачки в продуктивные
пласты для интенсификации добычи нефти путем поддержания пластового
давления.
Присутствие нефти в закачиваемой в пласт воде нежелательно как по
технологическим, так и по экономическим причинам.
фть снижает приемистость пласта, оседая на породе и закупоривая
поры, и для восстановления приемистости требуется проведение
специальных операций.
Максимальная концентрация нефтепродуктов в воде для заводнения
нефтяных пластов нормируется отраслевым станда
ртом ОСТ 3E
225
Целью работы стало изучение влияния солюбилизирующих свойств
применяемых на Суторминском месторождении химреагентов, а именно:
деэмульгаторов АКВАТЕК
600 марка C и ФЛЭК
011, ингибитора
коррозии КорМастер 1035 и ингибиторов солеотложен
ия Инфор
1,
Акватек
525, FХ
50, как один из факторов, вызывающих осложнение
процесса подготовки пластовой воды Суторминского месторождения.
��60 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Задачей исследований являлась оценка солюбилизирующих свойств
деэмульгаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения н
а моделях
пластовых вод, в точках дозирования с моделированием условий внутри
промыслового сбора скважинной продукции и системы подготовки
пластовой воды в лабораторных условиях:
при выявленных фактических максимальных локальных
дозировках,
при нормиру
емых локальных дозировках на объектах
внутрипромысловой системы сбора и подготовки скважинной продукции,
при рекомендуемых максимальных локальных дозировках по
литературным данным.
Факторами, влияющими на проявление солюбилизирующих свойств
химреагентов
являются: состав добываемой нефти, ионный состав
добываемой пластовой воды, существующие схемы и технологии
внутрипромыслового сбора и подготовки скважинной продукции, состав и
свойства дозируемых реагентов, удельный расход дозируемых реагентов в
точках ло
кальной дозировки, взаимное влияние дозируемых реагентов.
Результаты исследований показали, что высокие локальные дози
ровки ингибиторов солеотложения, превышающие 300 г/м
, влияют на
эффективность подготовки пластовой воды, усложняя процесс подготовки
или
вообще делая его невозможным традиционными методами, а именно:
приводят к солюбилизации нефти в воде до 4E мг/дм
, из
за чего
методом динамического отстоя в РВС подготовить подтоварную воду
невозможно;
приводят к образованию взвешенных частиц, которы
е за 24 часа
статического отстоя полностью не осаждаются. Образованные взвешенные
частицы при транспорте в трубопроводах внутрипромысловой системы
сбора скважинной продукции могут адсорбировать нефтепродукты, что
также в дальнейшем осложняет подготовку вод
ы методом отстоя.
Установлено, что состав и свойства химреагентов влияют на
солюбилизирующую способность, что особенно проявляется для
ингибитора солеотложения FX
50, который можно дозировать только при
нормируемых дозировках в количестве 30 г/м
По резул
ьтатам исследований при моделировании совместного
дозирования деэмульгаторов, ингибиторов коррозии и солеотложения во
внутрипромысловой системе сбора и подготовки скважинной продукции
на ДНС
11 с УПСВ и ДНС
13 с УПСВ установлено, что фактические
максимальн
ые локальные дозировки ингибитора коррозии при
дозировании ингибиторов солеотложения в количестве до 300 г/м
, кроме
ингибитора солеотложения FX
50, и при фактических локальных
дозировках деэмульгаторов на качество подготовки пластовой воды на
ДНС
11 с УПС
В и ДНС
13 с УПСВ влияния не оказывают.
��61 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИ
ВНОСТИ ХИМИЧЕСКИХ
РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ТРАНСП
ОРТИРОВКИ НЕФТИ ЯРУ
ДЕЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А.В. Лужецкий, И.М. Шониезов, А.В. Останин
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.
Губкин
а, 11EEE1, Москва, Ленинский проспект д. 65,
тел. +7(4EE) 507
mail
ismat
shon
[email protected]
gmail
com
При транспортировке высокопарафинистых нефтей возникают
серьезные проблемы, связанные
кристаллизацией парафинов и возраста
нием вязкости нефти. В связи
с этим повышается давления в трубопроводе,
расход электроэнергии на насосы и их износ, уменьшается пропускная
способность трубопровода
Одним из наиболее эффективных, технологически и экономически
целесообразных методов улучшение реологических свойств нефт
и и
снижение образования
асфальтосмолопарафиновых
отложений (АСПО),
является применение депрессорных присадок и ингибиторов АСПО.
сследуемая
нефть Ярудейского месторождения является легкой
малосмолистой с высоким содержанием высокоплавких парафинов
(табл
ица 1). Результаты исследования в
лияния депрессорных присадок и
ингибиторов парафиноотложений на температуру застывания
и образова
ние АСПО нефти Ярудейского месторождения представлены в таблице 2.
Таблица 1.
Физико
химические характеристики нефти
Показат
ель
Значение
Содержание парафинов, % масс.
Кинематическая вязкость при 20 º
,мм

5,605
Температура застывания, º
Таблица 2.
Результаты сравнительного анализа эффективности
химических реагентов по Т
заст.
и по ингибированию АСПО
Наименовани
е
реагента
Температура
застывания, º
Эффективность
ингибирования АСПО, %
ДПГк028
93,12
Химеко ДП
92,05
Basoflux 42 L
90,05
��62 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Наибольшую эффективность при дозировке 500 г/т проявили реагенты
ДПКг 028 и Химеко ДП, снизившие температуру застыва
ния на 27 и 26
С,
соответственно. Эффективность ингибирования АСПО которых составила
E3,12 и E2,05 %, соответственно. Установлена оптимальная температура
нагрева нефти, обеспечивающая максимальную эффективность действия
присадок, которая составила 55°С.
��63 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;4. П
рименение водорастворимых полимерных материалов в
процессах эксп
луатации нефтяных месторождений
РАЗРАБОТКА НОВОГО АКРИЛОВОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ
ОГРАНИЧЕНИЧЕНИЯ ВОДОПРОТОКОВ В СКВАЖИНЫ
А.С.
Гумерова,
А.В.
Чезлова, А.А.
Чезлов,
С.В.
Колесов, Е.А.
Глухов
ООО НПЦ «Комплекс
Ойл»
450003, г. Уфа, ул. Силикатная, 20; тел.
(347)2799722,
mail
complex
oil
mail
Уфимский институт химии РАН 450072, г. Уфа, пр. Октября, 71; тел.
(347)2356166,
mail
kolesovservic
rambler
Значите
льное число нефтяных месторождений находятся на
завершающей стадии разработки, для которой характерен обводненный и
малодебитный фонд скважин. Известно, что при достижении обвод
ненности добываемой жидкости свыше E6
E8%, эксплуатация скважин
экономически н
е целесообразна и часть запасов остаются не отобранными
из пласта. С целью повышения рентабельности разработки месторождений
и довыработки запасов нефти применяется большое количество водоизо
лируюших составов и реагентов. Среди реагентов одним из
наиболее
изученных и широко применяемых как в нашей стране, так и за рубежом
является низкомолекулярный водорастворимый полимер акрилового ряда
гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) различных марок и
производителей L1, 2, 3
].
Гипан представляет собой продукт, полученный
гидролизом полиакрилонитрила каустической содой.
На основе гипана разработано много достаточно эффективных
осадкообразуюших композиций, применение которых ограничено рядом
недостатков:
невозможность примене
ния при малой минерализации пластовых и
закачиваемых вод (при концентрации солей менее 160 г/л),L1, 4, 5, 6], что
связано с неполной коагуляцией гипана и преждевременной деструкцией
образовавшегося осадка;
вынос осадка реагента из пласта при освоении и э
ксплуатации
скважин из
за не достаточного сцепления осадка с породой L4];
высокая стоимость.
В связи с этим представляет практический интерес разработка новых
высокоэффективных недорогих реагентов класса низкомолекулярных
акриловых полимеров.
В ООО Н
ПЦ «Комплекс Ойл» накоплен достаточный опыт по
производству акриловых полимеров (Реагенты серии РЕАКОМ
ТУ
2458
88121705
2010). В настоящее время совместно с лабораторией
��64 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;стереорегулярных полимеров Уфимского института химии РАН разра
ботан новый
эффективный низкомолекулярный акриловый полимерный
реагент Реаком
С для ограничения водопритоков в скважины. Реагент
получен гидролизом полиакрилонитрила силикатом натрия (Патент №
2503702) и представляет собой однородную жидкость, менее вязкую, чем
това
рная форма гипана. Следует отметить, что при простом смешивании
гипана с силикатом натрия происходит разделение смеси на две фазы и не
получается однородной системы.
В ИК спектре нового продукта отсутствует поглощение в области
2248
2253 см
, характерное
для нитрильной группы. Одновременно
имеется поглощение в области 1650
1700 см
, указывающее на наличие
амидных групп, и более интенсивная полоса поглощения 1554 см
, по
видимому, связанная с появлением −СОО
групп. Имеется также полоса
поглощения в обла
сти E00
1100 см
, характерная для колебаний группы
Si
. Кроме того, данные элементного анализа реагента Реаком
С
показывают содержание некоторого количества неорганического
компонента, о чем свидетельствует высокое содержание в нем золы (более
60 % мас
с). Вероятной причиной появления неорганической составляющей
в гидролизованном полимерном продукте может быть предполагаемое в
L7] промежуточное образование полиимидов кремниевой кислоты.
Соответственно, полученный полимерный продукт Реаком
С,
представляе
т собой сополимер акриламида и акриловой кислоты (акрилата
натрия), содержащий некоторое количество звеньев имидоэфира
кремниевой кислоты.
Проведённые исследования показали, что в отличии от гипана,
Реаком
С образует не только осадок с катионами полив
алентных металлов,
но и прочный гель с соляной кислотой. Это даёт возможность применения
реагента при малой минерализации пластовых и закачиваемых вод.
На основе нового реагента разработаны осадко и гелеобразующие
композиции для ограничения водопритоков
. В марте этого года реагент
Реаком
С успешно прошёл промысловые испытания на месторождении
Кумколь АО «Тургай
Петролеум».
ЛИТЕРАТУРА
1. Рогачёв М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачёв, К.В.
Стрижнев.
М.: Недра
Бизнесцентр, 2006.
2E5 с.
2. Петров Н.А. Ограничение притока воды в скважинах / Н.А. Петров, А.В. Кореняко,
Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко.
СПб.: ООО «Недра», 2005.
130 с.
3. Кадыров Р.Р. Ремонтно
изоляционные раьоты в скважинах с использованием
полимерных материалов.
Казань: Издательство «Фэн» Академии наук РТ, 2007.
Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев,
В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков.
Уфа: РИЦ АНК«Башнефть», 2000.
424 с.
��65 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;5. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора те
хнологий и материалов для ремонтно
изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко,
М.Г. Гейхман и др.
Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.
138 с.
6. Демахин С.А. Селективные методы ограничения водопритока в нефтяные скважины /
С.А. Д
емахин, А.Г. Демахин.
Саратов: Изд
во ГосУНЦ «Колледж», 2003.
167 с.
7. Зильберман Е. Н., Старко А. А., Померанцева Э. Г. Исследование гидролиза
полиакрилонитрила при высоких температурах / / Высокомол. соед. А.
Т.1E.
№12.
С.2714
ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ НА
ДИНАМИЧЕСКУЮ ВЯЗКОСТЬ ПОЛИМЕРА
Э.Р. Чукаева, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
Башкирский государственный университет, химический факультет,
кафедра высокомолекулярных соединений и общей химической
технологии, 4500
76, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32; тел. 8(E17)4454555,
mail
prochukhanky
list
Полимерное заводнение
метод повышения эффективности заводне
ния пластов, заключающийся в том, что в воде растворяется высоком
оле
кулярный химический реагент
полимер, обладающий способностью даже
при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать
ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.
Полимерное заводнение обеспечивает выравнивание п
рофиля вытеснения
нефти и контроль за его подвижностью и используется для ограничения
водопритоков и в добывающие скважины L1, 2].
Кроме того, полимеры обладают рядом ограничений по
применимости: по температуре пласта, вязкости нефти, минерализации
пласт
овых вод, проницаемости коллектора. При температуре выше 130
происходит термическая деструкция полиакриламида. При перемешивании
полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение
структуры раствора и снижение его вязкости. В случае выс
окой мине
рализации воды необходимо повышение концентрации раствора в 2
3 раза.
Вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения
дополнительного сопротивления пористой среды, для нагнетания поли
мерных растворов всегда требуется более выс
окое давление, чем при
обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные
темпы разработки. По этой причине полимерное заводнение может
оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах.

качестве агента полимерного заводнения
чаще всего используется полиак
риламид
[3].
Применение раствора полимера дает возможность снизить по
верхностное натяжение на границе «нефть
вода», увеличить подвижность
нефти и улучшить вытеснение ее водой, повысить вязкость раствора и
увеличить нефтеотда
[4].
Объектами исследования стали:
1.Полимер
полиакриламид (ПАА) с молекулярной массой 16,5 млн. и
величиной заряда 25% марки
SPECFLOC
7950
20 [5].



Рис. 1. Полиакриламид
2.Растворы ПАА различной минерализации: раствор № 1
12,5 г/л; № 2
25 г/л; № 3
50 г/л; № 4
75 г/л; № 5
100 г/л;

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Приготовление раствора полимера ос
уществлялось следующим
образом: из навески порошкообразного образца готовился концентри
рованный раствор (0,5 % масс.) на дистиллированной воде. Затем он
смешивался с пластовой водой «Западная Сибирь» минерализациями 12,5
г/л; 25 г/л; 50 г/л; 75 г/л; 100
г/л.
На реометре
MARS HHH. были
проверены вязкостные характеристики ПАА с пластовой водой «Западная
Сибирь».
В таблице 1 приведены значения динамической вязкости растворов
ПАА в условиях пластовых температур при различных минерализациях.
Таблица
1.
Динамическая вязкость ПАА (0,5 %масс.) в условиях

пластовых температур, Па·с
Минерализация
пластовой воды
«Зап.Сиб.» г/л
Значение динамической вязкости ПАА при изученных
температурах, Па·с
100
12,5
0,040253
0,021634
0,005243
0,001524
0,001273
0,054273
0,029453
0,00872
0,003625
0,001524
0,068745
0,045563
0,024673
0,008569
0,005781
0,089857
0,06674
0,04102
0,02645
0,020101
100
0,104523
0,08364
0,059832
0,04312
0,035463
��67 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ; Рис.2.
Зависимость динамической вязкости ПАА ( 0,5 % масс.) от

пластовой температуры при разной минерализации.1

минерализация пластовой воды «Западная Сибирь» 12,5 г/л;

25 г/л; 3
50 г/л; 4
75 г/л;
100 г/л;
Из рисунка 2 видно, что с ростом температуры динамическая
вязкость при минерализации 100 г/л, 75 г/л и 50 г/л закономерно уменьша
ется, а при минерализации 25 г/л и 12, 5 г/л в интервале температур от 80
до 100
С изменяется незначительно.
ВЫВОДЫ
Изучено влияние минерализации пластовой воды «Западная Сибирь»
на динамическую вязкость ПАА. Показано, что при минерализации 100
г/л, 75г/л и 50 г/л закономерно уменьшается, а при минерализации 25 г/л и
12, 5 г/л в интервале температур от 80 до 10
С изменяется незначительно.
ЛИТЕРАТУРА
Берлин А.В
. Физико
химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное
воздействие: Обзор. Часть HH. Изучение эффективности полимерного
воздействия//Научно
технический вестник ОАО «НК «Роснефть».
2011.
№ 11.
С.
Савицкая М.Н., Холодова Ю.Д. Полиакриламид
К.: Техника, 1E6E.
188 с.
Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи
М.: Недра,
308с.
Идогова Я.В., Ващенко А.В.,
Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А.
Влияние ПАВ на
динами
ческую вязкость системы ПАВ
Полимер.
Башкирский Химический журнал.
г.Уфа. 2014.Т.21. №4.с 48
Идогова Я.В., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Влияние минерализации воды на
реологические свойства полимера. Башкирский химический журнал. г. Уфа. 2014.Т.21.
с. 80
Динамическая вязкость, Па*с
Температура,
г/л
г/л
г/л
г/л
г/л
��68 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕСС
А КИСЛОТНОЙ ДЕСТРУКЦ
И РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРА
КТЕРИСТИК ГЕЛЯ ДЛЯ Г
РП НА
ВОДНОЙ ОСНОВЕ, СОДЕР
ЖАЩЕГО БОРАТНЫЙ СШИВ
АТЕЛЬ
М.М. Мухин, Д.Н. Малкин, Л.А. Чирина, А.А. Насветникова
оссийский государственный университет
нефти и газа
имени И.М. Губкина
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65
Тел. 8(4EE)
233
67,
liubov
fedorova
mail
Одним из наиболее применимых методов повышения продуктив
ности добывающих скважин и увеличения приемистости нагнетательных
скважин является гидр
авлический разрыв пласта (ГРП), при проведении
которого за счет приобщения к выработке слабодренируемых зон и
пропластков возможно увеличение конечной нефтеотдачи пласта.
В настоящее время на месторождениях Российской Федерации, а
также в мировой практик
е большая часть работ по ГРП проводится с
применением водного полисахаридного геля.
Водные полисахаридные гели представляют собой растворы
полимера природного происхождения
чаще всего гуаровой камеди или
продуктов ее химической модификации, «сшитые» в сл
ожные
пространственные структуры соединениями бора, стронция, циркония.
«Сшивка» позволяет кратно увеличить вязкостные характеристики
жидкости по сравнению с исходным раствором полимера и, таким
образом, улучшить технологические показатели геля, которые п
озволяют
эффективно создавать трещину ГРП и вносить в нее расклинивающий
материал.
С другой стороны, после проведения процесса ГРП необходимо
извлечь закаченную жидкость разрыва из пласта, для чего требуется
снижение ее вязкости до значений, позволяющих ра
зрушенной жидкости
перемещаться из трещины в скважину. Для этого в гель при закачке
вводятся специальные реагенты
деструкторы. Наиболее распростра
ненным является деструктор окислительного действия, который в водной
среде при пластовой температуре выделя
ет свободный кислород,
разрушающий молекулы полисахарида.
На практике полного разрушения цепочек полисахарида во многих
случаях не наблюдается. Это может быть связано с недостаточным
количеством окислителя или относительно низкой пластовой темпера
турой.
роме того, некачественная деструкция геля для ГРП окисли
тельными деструкторами может вызывать проблемы как при «освоении»
скважины, так и с промысловой подготовкой нефти и воды.
��69 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Существующие исследования
-2] показывают,
что
сшивка полиса
харидного загус
тителя на основе гуара соединениями бора происходит при
щелочном значении рН. В работе L3] показано, что полное разрушение
сшитой системы
то есть разрушение цепочек полимера и связей полиса
харид
бор
будет происходить в результате снижения рН системы,
напри
мер, воздействием кислоты. Однако необходимо учитывать, что кислотная
обработка после ГРП может разрушить расклинивающий материал и,
таким образом, оказать негативное влияние на проводимость полученной
трещины. Кроме того, проведение дополнительных т
ехнологических
операций повлечет за собой дополнительные затраты.
Известно, что вязко
упругая составляющая вязкости сшитого геля
’) зависит от показателя
системы, причем непосредственно «сшивка»
геля в присутствии боратного сшивателя происходит в обла
сти значений
pH� 8 [1].
Принято считать, что наиболее реакционноспособной формой
боратного сшивателя полисахаридного геля является ион B(
, тогда
как борная кислота
значительно менее реакционноспособна L4].
При этом под «сшивкой» геля подразум
евается протекание реакции
конденсации борат
иона с гидроксильными группами гуара L5].
O
H
H
(
O
H
)
O
H
H
H
H


8
O
H
H
O
H
H
O
H
H


8
Исследование влияния рН среды на образование и разрушение
«сшитой» структуры для системы
гуаровая камедь
бор, наиболее часто
применяемой в промысловой практике, позволит предложить деструкторы,
регулирующие pH среды и вводимые в состав геля непосредственно при
его приготовлении.
На первом этапе исследований была определена зависимость
реологич
еских характеристик геля после добавления в него сшивателя от
величины pH (рисунок 1).
Вязкость 0,3% водного раствора гуаровой камеди со значением pH
7,21 при скорости сдвига 170 с
составила 44,E5
мПа·с, что
характеризует
«несшитый» или так называемый «л
инейный» гель.
Кислотность среды изменялась путем добавления в гель раствора
лимонной кислоты различной концентрации в количестве 2,2 г на 100 г
геля непосредственно перед добавлением раствора «сшивателя»
тетрабората натрия. Расчетное содержание бора в г
еле составило 1,674
ммоль/кг.
��70 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 1 Зависимость вязкости геля
при 25°
от величины pH
после добавления раствора тетрабората натрия.
В области значений
геля 7,1 и менее вязкость геля после
добавления раствора тетрабората натрия находится на уро
вне 41
мПа·с
что соответствует значению вязкости «линейного» геля. Следовательно,
можно считать, что в данной области значений pH геля его «сшивки» не
происходит.
Реакция конденсации борат
иона с гидроксильными группами гуара
начинает протекать в облас
ти значений pH 7,1
7,8, где исследуемый гель
характеризуется несколько большей вязкостью в сравнении с «линейным»
гелем, но значительно меньшей вязкостью в сравнении со «сшитыми»
гелями. Практически полностью «сшитым» гель становится при значении
pH 8,E, т
огда как дальнейшее уменьшение концентрации раствора
добавляемой лимонной кислоты и связанное с этим повышение pH
практически не влияет на вязкость геля.
Из полученных данных следует, что
«сшитого» геля может быть
снижен на некоторую величину при сохран
ении вязкости геля на
приемлемом для технологии проведения процесса ГРП уровне.
Стоит отметить, что водные растворы тетрабората натрия
характеризуются практически постоянным значением pH в достаточно
широкой области концентраций: при концентрации тетрабора
та натрия
0,1688 ммоль/кг (по безводной форме) pH раствора составляет 8,85 ед.,
тогда как при концентрации 76,24 ммоль/кг (т.е. в 451 раз выше)
E,24 ед.
Таким образом, обоснованным направлением исследований
становится разработка деструктора кислотного т
ипа, не влияющего на
реологические характеристики геля в начальный период времени и
позволяющего провести процесс ГРП с высокой эффективностью, но
одновременно с этим снижающего pH геля во времени, что позволит
извлечь деструктурированный гель из трещины п
осле проведения процесса
ГРП.
200
400
500
600
4
5
6
7
8
9
10
pH геля
Вязкость при 170 с
–1
, мПа•с
��71 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; В качестве таких деструкторов могут быть использованы эфиры
органических кислот, которые в результате реакции гидролиза образуют
кислоту и спирт. Перспективным является применение для указанных
целей простейших эфиров лимонно
й кислоты. Триметиловый эфир
лимонной кислоты (триметилцитрат) при стандартных условиях
существует в твердом агрегатном состоянии, при этом трудно растворим в
воде. Напротив, триэтиловый эфир лимонной кислоты (триэтилцитрат)
представляет собой жидкость, ра
створимую в воде, что делает применение
триэтилцитрата в качестве компонента геля на водной основе более
предпочтительным.
ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВОВ
СШИТЫХ ГЕЛЕЙ НА ОСНО
ПОЛИМЕРОВ АКРИЛАМИДА
ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В
РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО
ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Т.А.Исма
гилов, М.З.Игдавлетова, И.М.Ганиев, А.Г.Телин
ООО «РН
УфаНИПИнефть», 450103, Республика Башкортостан, г.Уфа,
ул.Бехтерева, 3/1, тел. (347) 2E2
45, 293
10, факс (347) 2E2
91,
email
mail
ufanipi
Различные сшитые полимерные системы широко приме
няются для
изоляции водонасыщенных высокопроницаемых коллекторов, макро
микротрещин. Чаще всего для этих целей используются составы на основе
частично гидролизованного полиакриламида (ПАА). Однако, практика
применения сшитых гелей показывает, что необхо
димо учитывать
конкретные условия их применения
степень минерализации пластовых и
подтоварных вод, характер и параметры изолируемого порового объема,
температуру и т.д.
Анализ мирового опыта по технологии изоляции воды в условиях
наличия высокопроницаемы
х коллекторов показывает, что на основе
полимеров можно получить три типа изолирующих составов:
Адсорбированные несшитые полимеры:
занимают очень небольшую часть порового объема,
обычно блокируют какую
то часть поровых каналов,
обеспечиваемое сни
жение проницаемости
от низкого до среднего,
вследствие колебаний минерального состава пород непредсказуемы
по уровню адсорбции и обеспечиваемому снижению проницаемости.
Слабые сшитые гели (концентрация ПАА до 0,3 % масс.) и
коллоидно
дисперсионные г
ели (КДТ):
��72 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;- занимают небольшую часть порового объема,
обычно состоят из небольших частичек геля, блокирующих
поровые каналы,
обеспечиваемое снижение проницаемости
от низкого до среднего,
как правило, непредсказуемы по размеру частиц, концентрации
частиц и обеспечиваемому снижению проницаемости,
вязкость после сшивки колеблется в широких пределах.
3. Сильные сшитые гели (концентрация полимера ≥ 0,3 % масс.):
занимают большую часть, если не весь поровый объем,
насыщенный водой,
снижают проницае
мость до уровня микродарси,
вода перемещается в самом геле,
обеспечивают значительное снижение проницаемости,
более предсказуемые, чем слабые гели и несшитые полимеры.
В настоящее время чаще всего в качестве сшивателя применяют
ацетат хрома. Однако,
практика и проведенные исследования показали, что
в высокоминерализованной среде, где имеются ионы поливалентных
металлов, более химически активных, чем хром (
), например, кальций,
магний, марганец, цинк, наблюдается постепенное замещение хрома на эти
еталлы, что приводит к разрушению гелей.
Согласно опубликованным данным L1], только высококачественный
частично гидролизованый полиакриламид может быть использован для
получения коллоидно
дисперсионного геля с цитратом алюминия. При
этом отмечается, что к
оллоидные растворы работают лучше в пресной
чистой воде, и значительно ухудшают свои свойства при общей
минерализации 25
30 г/л. Проекты с минерализацией выше не являлись
успешными. Для приготовления коллоидно
дисперсионных гелей
требуется меньше алюминия
по сравнению с образованием трехмерного
геля
соотношения полимер/цитрат алюминия должно быть в пределах от
20/1 до 100/1. Для получения дисперсных гелей лучшим является
высокомолекулярный ПАА с высокой степенью гидролиза и низкой
концентрацией. На рисун
ке 1 представлено сравнение структур
коллоидально
дисперсного геля (КДГ) и полимерного сшитого геля (ПСГ).
При процессе сшивки ПАА цитратом алюминия конкурирует два
процесса: внутримолекулярная сшивка и межмолекулярная сшивка
макромолекул через карбоксильн
ые группы. Для обеспечения
межмолекулярной сшивки молекулярная масса ПАА и степень его
гидролиза (СГ) должны быть достаточно большими (ММ 20 млн. у.е., СГ
30 %
моль) L2]. На рисунке 2 представлена схема сшивки цитратом
алюминия.

Рисунок 1
Сравне
ние структур
коллоидально
дисперсного геля
(КДГ) и полимерного сшитого геля
(ПСГ)
Рисунок 2
Схема сшивки
цитратом алюминия
Оптимальное соотношение полимер
алюминий 1:45. Избыток ионов
алюминия адсорбируется породой и не зависит от того, закачивается
дельно раствор ЦА или в растворе с ПАА. КДГ адсорбируется на породе
меньше, чем исходный ПАА, что объясняется его более жесткой
структурой. При фильтрации через керн не происходит
хроматографического разделения КДГ. Ионами хрома в пресной воде в
основном п
роисходит межмолекулярная сшивка. Ионы кальция, магния и
железа способны сшивать только по внутримолекулярному механизму, что
приводит к снижению реологических свойств.
На рисунке 3 представлен химизм сшивки ПАА ионами металлов
переменной валентности.
Рисунок 3
Химизм сшивки ПАА ионами металлов переменной
валентности
Пространственная сшивка макромолекул ПАА трехвалентными
ионами алюминия и хрома происходит через ионную связь с
карбоксильной группой, что приводит к чувствительности к минеральной
агрес
сии пластовой воды (ионы
Fe
, Са,
Сравнение структур КДГ и ПСГ
Слабые гели
Сильные гели
(СН
СОО)
[C
OH(COO)
O
r
+
H
H
O
H
H
O
H
O
l
+
H
H
O
H
H
O
Цитрат алюминия
Ацетат хрома
��74 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;В присутствии ионов
Fe
происходит необратимая обменная
реакция: трехвалентный алюминий и хром обмениваются на
двухвалентный кальций или магний и трехвалентное железо, которые в
основном сшивают внутримолекулярн
о. Повышение степени
минерализации воды и механического воздействия приводят к потере
реологических свойств и к механической деструкции.
Органические сшиватели образуют гели с ковалентными связями
через оксимет
леновые и сложноэфирные мостики. Ковалентны
е связи
более стабильны к минеральной агрессии и механической деструкции.
Химизм сшивки органическим сшивателем представлен на рисунке 4.
Рисунок 4
Химизм сшивки органическим сшивателем.
Проведенные лабораторные исследования показали, что сильные
ли снижают проницаемость любой породы до примерно одинаково
низкого значения. У сильных гелей остаточный фактор сопротивления
увеличивается с увеличением начальной проницаемости. На рисунке 5
приведено сравнение сильных и слабых гелей в плане изменения кон
ечной
проницаемости породы и фактора остаточного сопротивления.
Рисунок 5
Сравнение слабых и сильных гелей
CONHCH
NHCO
H
H
O
N
H
H
H
O
N
H
C
H
H
H
Мостики сшивки
H
H
O
N
H
H
H
O
N
H
C
H
H
H
Орг.
сшиватель
Трехмерная сшивка
Нач. прониц. породы, мД
сильный гель
слабый гель
Остат. фактор сопротивления
0.001
0.01
0.1
Нач.
прониц
. породы,
слабый гель
сильн. гель
Конечная проницаемость породы,
��75 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Необходимо отметить, что сильные гели позволяют снизить
начальную проницаемость до определенного значения. Слабые гели при
близком значении нач
альной проницаемости не позволяют получить
стабильный результат
конечное значение проницаемости колеблется в
широких пределах. На рисунке 6 представлена Зависимость
проницаемости по воде К
при остаточной нефтенасыщенности после
обработки сильными и слаб
ыми гелями от начальной проницаемости воды
0 при остаточной нефтенасыщенности
Рисунок 6
Зависимость
проницаемости по воде К
при
остаточной нефтенасыщенности
после обработки сильными и
слабыми гелями от начальной
проницаемости воды
0 при
остат
очной нефтенасыщенности
Рисунок 7
ависимость
проницаемости модельной
пористой среды после обработки
сильным гелем
Сильные гели более устойчивы в пластовых условиях. На рисунке 7
представлена з
ависимость проницаемости после обработки сильным гелем
моде
льной пористой среды.
Как видно из рисунка, остаточный фактор сопротивления после
обработки сильным гелем сохраняется более 700 суток.
По сравнению с сильными сформировавшимися гелями, загущенные
полимеры и частично сформированные гели характеризуются гора
здо
меньшей эффективной вязкостью при размещении в трещинах. На рисунке
8 приведена зависимость эффективной вязкости геля от степени сшитости
в трехмерный гель в трещинах.
На рисунке E приведены результаты п
ромыслового опыта
применения гелеполимерной систе
мы сильными и слабыми гелями с
применением комплексного органического сшивателя.

Рисунок 8
ависимость
эффективной вязкости геля от
степени сшитости в
трехмерный гель в трещинах
Рисунок E
Результаты
ромыслового опыта закачки ГПС
Как видно из
рисунка, при з
акачке слабого геля (красная область)
отмечаются нестабильное значение вязкости композиции и низкий темп
роста давления. При закачке сильного геля (зеленая область) за время
закачки давление неуклонно росло со средней скоростью 0,25 атм/сут,
вязкость композиции имеет постоянно высокое значение. При этом для
достижения необходимого давления сильного геля необходимо закачать во
много раз меньше, чем слабого геля. Таким образом, варьируя сшивателем
и концентрацией полимера, можно формировать ге
ли с различными
свойствами в соответствии с условиями применения.
ИТЕРАТУРА
SPE/DOE 27780 J.C.Mack and J.E.Smith (1994)
SPE 129927 K.Spildo, A.Skauge and T.Skauge (2010)
��77 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;5. П
оверхностно
активные вещества в нефтяной и газовой
промышле
нности
РАЗРАБОТКА ПАВ НА ОС
НОВЕ РЫБНЫХ ЖИРОВ ДЛ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДК
ОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В
НЕФТЕДОБЫЧЕ
В.В. Василевич
, С.Р. Деркач
, П.О. Федосеев
, Л.А. Магадова
, В.Л.
Заворотный
, М.А. Силин
, М.М. Мухин
ФГБОУ ВПО «Мурманский Государственный Технический
Университет»
183010 Мурманск, ул. Спортивная 13, Тел.: +7(8152)25
72, Факс:
7(8152)40
mail
office
mstu
edu
ФГБОУ ВПО «Российский Государственный Университет Нефти и Газа им.
И.М. Губкина»
11EEE1 Мо
сква, Ленинский пр
т., д. 65
Тел.
+7 (499)507
Факс:
+7(499)507
mail
[email protected]
gubkin
Освоение запасов углеводородов Арктического шельфа требует
применения современных технологий, позволяющих эффективно
качественно выполнять работы по строительству морских скважин в
сложных природно
климатических условиях без нанесения ущерба
окружающей среде. Отрицательные температуры, неблагоприятная погода
и арктические льды в значительной степени затрудняют проведен
ие
мероприятий по локализации и устранению последствий потенциальных
техногенных катастроф, таких как разлив нефти и нефтепродуктов или
образование неконтролируемого подводного фонтана. Во многом, успех
крупных энергетических проектов зависит от проведения
комплексного
анализа рисков и выбора технологий, позволяющих минимизировать эти
риски.
Разработка и внедрение технологий для проведения буровых работ в
условиях Арктического шельфа является первоочередной задачей,
определяющей возможность экологически без
опасного освоения нефтяных
месторождений. В связи с этим актуальной является проблема создания
новых экологически малоопасных рецептур технологических жидкостей и
поиск доступных сырьевых источников для их производства.
При создании рецептур таких жидкосте
й применяются поверх
ностно
активные вещества (ПАВ), отвечающие повышенным требованиям
экологической безопасности. Так, использование буровых растворов на
углеводородной основе (на основе инвертных эмульсий) со специальными
��78 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;добавками ПАВ позволяет решать п
роблему повышения нефтеотдачи и
снижения степени загрязненности пласта при первичном вскрытии.
Работа направлена на разработку биологически разлагаемых ПАВ,
синтезированных на основе рыбных жиров, для их использования в
инвертных эмульсиях, являющихся осно
вой бурового раствора.
Методами ИК Фурье
спектроскопии, газожидкостной хроматогра
фии, хромато
масс
спектрометрии, титриметрии, изучены характеристики
рыбных жиров как сырья для синтеза ПАВ, отвечающих требованиям
экологической безопасности.
Показано, что
жиры содержат фракции (до 40% масс.) свободных
карбоновых кислот с длиной углеводородного радикала от 13 до 23 атомов
углерода. Обнаружено преимущественное содержание мононенасыщенных
и полиненасыщенных жирных кислот. Содержание олеиновой кислоты в
некотор
ых образцах составляет до 15% масс. Показано, что подобные
жиры могут служить основой для создания как водорастворимых, так и
маслорастворимых экологически малоопасных биоразлагаемых ПАВ L1].
Осуществлен синтез ПАВ из технических рыбных жиров, выбраны
усло
вия синтеза. Исследованы свойства синтезированных ПАВ с учетом
их применения в экологически безопасных буровых растворах и
технологических жидкостях. Получены обратные (инвертные) эмульсии на
основе синтезированных технических ПАВ, изучена устойчивость
эму
льсий методом измерения электростабильности. Реологические
свойства эмульсий исследованы методами ротационной вискозиметрии
при различных условиях деформирования.
Изучено влияние синтезированных эмульгаторов на технологические
характеристики рассматриваемы
х эмульсий. Сделаны выводы о
перспективности использования полученных обратных эмульсий в
качестве основы для получения буровых растворов.
Работа выполнена при поддержке компаний «Статойл АСА» и ЗАО
«Химеко
ГАНГ».
ЛИТЕРАТУРА
Мухин М.М., Магадова Л.А., Сил
ин М.А., Василевич В.В., Федосеев П.О., Деркач
С.Р.
Характеристика рыбных жиров, используемых для синтеза ПАВ в нефтяной
промышленности
// НТЖ. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе.
М.:
ВНИИОЭНГ, 2015.
№2.
С.32
��79 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ВЛИЯНИЕ ВОДНОГО РА
СТВОРА АНИОННОГО
ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА Р
30 НА
НАБУХАЕМОСТЬ ГЛИН
Г.И. Акъюлова, А.А. Рыбакова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
(МО РФ ФГБОУ ВПО «Башкирский Государственный Университет»,
450076, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32
тел
. 8 (917) 445
55, e
mail:
[email protected]
В нефтяной промышленности поверхностно
активные вещества
широко применяются при различных технологических процессах бурения
и добычи нефти. Многочисленными исследованиями установлено,
что
добавка поверхностно
активных веществ (ПАВ) в нагнетаемую воду
значительно повышает эффективность процесса вытеснения нефти водой
по сравнению с обычным заводнением. Поэтому при заводнении пластов
широко используют закачку водных растворов ПАВ.
При вз
аимодействии растворов с породой пласта происходят
сложные физико
химические процессы.
Для нефтяников большой интерес представляет явление набухания
глины в продуктивном пласте при взаимодействии с водой и растворами
щелочи и ПАВа. Явление набухания глин
непосредственно влияет на
проницаемость пласта, нефтеотдачу и приемистость нагнетательных
скважин.L1]
Для достижения качественного вскрытия нефтяных пластов
необходимо уменьшить величину поверхностного натяжения на грани
це "фильтрат раствора
пластовый флюид", применяя ПАВ и умень
шать смачивание поверхности водой и увеличивать смачивание
поверхности углеводородом (увеличить угол смачивания), используя
гидрофобизаторы .L2]
Для определения набухания глин использовался метод Жигача
рова
с использованием прибора ПКН
2L3]. Этот способ основан на определении
объема сухой глины (глинопорошка) по мере набухания его в исследуемой
жидкой средеL4]. Согласно этому методу, образцы глинопорошка массой 1
г. помещались в прибор, пропускали водны
й раствор и фиксировали
увеличение объема в течение 24 часов.
В данной работе для подавления набухания глин предлагается
рабочий раствор разработанного ранее вещества анионное ПАВ Р
30 на
основе растительного сырья с использованием воды, минерализаци
ей 1
грамм солей на литр водыL5].
Исследованию был подвергнут образец бентонитовой глины марки
ПБМГ производства ОАО «Бентонит» г.Курган.
��80 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Для определения химического состава глины был проделан
рентгено
флуоресцентный анализ. Результаты представлены на рис
.1.
Показано, что в составе глины ПБМГ содержится такие элементы,
как
Si
53%,
23%,
Fe
18% и др.
Для оценки подавляющий способности реагента выполнены
несколько серий экспериментов:
В первой серии экспериментов жидкостями вызывающими
набухание
глин являются дистиллированная вода, модель пластовой воды
(МПВ) «Западная Сибирь», общей минерализацией 20 грамм солей на литр
воды, раствор щелочи концентрациями 0,1%масс., 1%масс., 5%масс..
После прекращения набухания глин в каждой из жидкостей оценива
ли
коэффициент набухания К (рис.2).
��81 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Во второй серии экспериментов глинопорошки были обработаны с
раствором
анионного ПАВ
30 концентрациями 0,2% масс.,
0,5%масс.,
0,7%.,масс. и 1,0%масс. Экспериментальные исследования по определению
коэффициента н
абухания глины в Р
30 представлены на рис.3.
По истечению 24 часов коэффициент набухания глины ПБМГ в
дистиллированной воде составляет 1,3, на МПВ «ЗС»
1,74.
Увеличение
концентрации щелочи в водном растворе приводит к замедлению глино
набухания, коэф
фициент набухания уменьшается от 1,3 до 0,16. При
обработке водным раствором Р
30 концентрацией 0,2% масс. наблюдается
интенсивное увеличение объема образца
коэффициент набухания дости
гает максимального значения
4,07. При увеличении концентрации
пове
рхностно
активного вещества идет уменьшение коэффициента
абу
хания на 28,E% для 0,5%масс. Р
30, на 3E,5%
для 0,7%масс., на 38,5%
для 1,0% масс.
Таким образом, в случае низкопроницаемого терригенного коллек
тора с высоким содержанием монтмориллонитовог
о компонента примене
ние анионных ПАВ может быть ограничено в следствии интенсификации
процесса глинонабухания, тем не менее использование данного реагента
может быть рекомендовано в процессах интенсификации добычи нефти в
высокопроницаемых коллекторах и п
ромытых терригенных коллекторах.
ЛИТЕРАТУРА
Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М.: Недра, 1E8E. С.160;
Абрамзон А.А., Зайченко Л.П., Файнгольд С.Н. Поверхностно
активные
вещества. Синтез, анализ, свойства, применение. Под ред. А.А.
Абрамзона. Л.,
Химия, 200 с., 1E88.
��82 &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;3. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин. Изв. ВУЗов « Нефть и газ»,
1E5E, №10, с. 31
Латыпов Б. М., Латыпов Т. Б., Прочухан Ю. А., Прочухан К. Ю., Скляр А., Сулла М.,
Шмидт М. Патент РФ № 243168E. 2010.
зьмичева Е.О., Дашкина Э.Ф, Прочухан Ю.А., Пташко О.А., Глущенко В.Н.
Разработка экологически безопасных ПАВ и адаптации их к условиям
нефтедобывающей промышленности. Сб
рник наукових прадь «Развиток науки на
сучастном этап
» м. Киев, 20 грудня 2012 року.
С.20
ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДОВЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ
АНИОННЫХ
ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ В ПРОЦЕССАХ
НЕФТЕДОБЫЧИ
Э.Р. Мурадасилова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
Башкирский государственный университет, химический факультет,
кафедра высокомолекулярных соединений
и общей химической
технологии 450076, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32; тел. 8(E17)4454555, e
mail:
[email protected]

Известно, что одной из важнейших проблем нефтедобывающей
промышленности является повышение из
влечения остаточных запасов
нефти на месторождениях. В последнее время успешно применяется
разработка нефтяной залежи заводнением с применением водных раство
ров поверхностно
активных веществ (ПАВ) и полимеров. L1,2]
Полимерные растворы, обладая повышенной
вязкостью, лучше вытесняют
нефть и связанную пластовую воду. Ранее трудность использования
анионных поверхностно
активных веществ (АПАВ) связывали с возмож
ным нежелательным образованием солей в условиях минерализованной
пластовой воды. L3] Сейчас эти сое
динения
применяются
чаще благодаря
диссоциации с образованием анионов (часто мицеллообразующих),
обусловливающих поверхностную активность на границе раздела фаз. L4]
В работе рассмотрели степень влияния анионных ПАВ и полимера
на нефтеотмывание с МПВ «Запа
дная Сибирь» (20 г/л). В опытах
участвовал полиакриламид (ПАА) марки
А7E50
20 (молекулярная масса
16,5 млн.; величина заряда 25%).
В качестве испытуемых поверхностно
активных веществ были взяты анионные реагенты от ведущих мировых
производителей: Tainolin
2NC (
Taiwan NJC Corp.
) и EMPHCOL
(Huntsman
International LLC
, Бельгия), которые широко применяются при
производстве моющих средств и нефтепромысловых реагентов. Также
было использовано ранее разработанное и синтезированное АПАВ на
основе натриевых с
олей жирных кислот с рабочим названием Р30 (1). L5]
��83 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Все реагенты относятся к категории химических соединений «Зеленая
химия» и соответствуют минимальному классу опасности.
где R
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Импортные и отечественный образцы
ПАВов использовались
совместно в различных соотношениях (1:5, 1:2, 1:1, 2:1, 5:1) для оценки
возможности совместного применения. Суммарная концентрация рабочего
раствора составляла 1% мас.
Оценка нефтеотмывающей способности растворов ПАВ осуществля
лась гр
авиметрическим методом с использованием подготовленных
металлических пластин по следующей методике: взвешенные стальные
пластинки (m
) были опущены в нефть и после естественного стекания
нефти по истечении 30 минут взвешивались повторно (m
). Пластинки
пог
ружались в рабочий раствор реагента и через 30 минут выдержки в
режиме встряхивания сушились на воздухе в течение 3 часов, взвеши
вались (m
). Степень нефтеотмывания оценивали по следующей формуле:

100%
где
степень
нефтеотмывания, % мас.
По результатам испытаний вычисляется среднеарифметическое
значение эффективности отмыва нефти в %.
Те составы растворов, которые проявили себя лучше остальных
были протестированы повторно с добавлением ПАА.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Ре
зультаты экспериментальных исследований нефтеотмывающей
способности растворов представлены в виде графиков.
Показано, что импортный образец Tainolin
проявил
себя лучше, чем Р30. Наибольшая разница в нефтеотмывании для раствора
ПАВ и раствора ПАВ
в смеси с полимером достигнута для образца Р30.
Видно, что результаты исследований для зарубежного реагента
EMPICOL
меньше, чем для синтезированного нами вещества, что
доказывает эффективность и рентабельность разработанного нами ранее
ПАВ.
Р30
��84 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рисунок 1.
Нефтеотмывающая способность смеси образцов Р30 и Tainolin
Рисунок 2. Нефтеотмывающая способность смеси образцов Р30 и
EMPICOL
ВЫВОДЫ
Показано, что для интенсификации процесса нефтеотмывания
импортные ПАВы могут быть применены совместно с о
течественной
добавкой лишь в некоторых пропорциях. Эффективными признаны
соотношения: для Р30 и Tainolin
1:2 и в случае Р30 и
EMPICOL
5:1.
Во всех случаях полимер положительно влияет на нефтеотмывающую
способность ПАВ, увеличивая её на 0,5
4,6 %.
% ПАВ;
% ПАВ;
% ПАВ;
Tainolin AES
N/;
% ПАВ +
% ПАА;
% ПАВ +
% ПАА;
% ПАВ +
% ПАА;
Tainolin AES
N/;
Нефтеотмывание,мас.%
% ПАВ
% ПАВ +
% ПАА
% ПАВ;
% ПАВ;
% ПАВ;
HANCOLE
AS;
% ПАВ +
% ПАА;
% ПАВ +
% ПАА;
% ПАВ +
% ПАА;
HAN/OLE AS;
Нефтеотмывание,мас.%
% ПАВ
% ПАВ +
% ПАА
��85 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ЛИТЕРАТУРА
Поверхностно
активные вещества. Синтез, свойства, анализ, применение. К.Р.
Ланге. Под науч. ред. Л. П. Зайченко.
СПб.: Профессия. 2007.
240 с.
Усманова Л.Р., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Поверхностно
активные вещества
для интенсифик
ации процессов нефтедобычи.
Fundamental science and technology
promising developments II. Vol. 1
Москва
Родионов, И.В. Проблемы применения передовых методов нефтеизвлечения в
нефтегазодобывающей, отрасли / И.В. Родионов // Нефтяное
хозяйство. 2003.
№ 4.
С. 17
Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений
с трудноизвлекаемыми запасами.
М.: Нефть и газ, 1EE6.
1E0 с.
Исламов Э.Р., Прочухан К.Ю., Нефедова И.В., Алексанян Г.Г., Гимаев Р.Н., Прочух
ан
Ю.А. // Вестник БГУ.
с. 35.
КИНЕТИКА НАБУХАНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ВОДНЫХ
РАСТВОРАХ АНИОННЫХ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ
ВЕЩЕСТВ НА ОСНОВЕ РАСТИТЕЛЬНОГО СЫРЬЯ
А.А. Рыбакова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
МО РФ ФГБОУ ВПО «Башкирский Государс
твенный Университет»,
450076, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32
Тел
. 8(917)4454555, e
mail:
[email protected]
Одной из проблем при интенсификации нефтедобычи в терригенных
коллекторах с помощью водных растворов щел
очей и анионных
поверхностно
активных веществ (АПАВ) является набухания глины в
продуктивном пласте под воздействием реагента. Процесс глинонабухания
непосредственно влияет на проницаемость пласта, нефтеотдачу и
приемистость нагнетательных скважин L1].
При
разработке нефтяных месторождений с поддержанием
пластового давления закачкой воды, особенно на заключительных стадиях
разработки встречается проблема низкого обхвата продуктивного пласта
закачиваемой водой
[2].
Важнейшим показателем, влияющим на устой
вую приемистость, является качество подготовки призабойной зоны
нагнетательных скважин, вводимых под закачку после бурения или
переводимых из эксплуатационного фонда
L3]. Поэтому вопрос
предупреждения потери приемистости и выявление основных причин ее
ухуд
шения, на фоне которых необходимо разработать эффективные
мето
ды регулирования фильтрационно
емкостных характеристик в призабой
ной зоне пласта, позволяющие качественно и количественно восстановить
ее и увеличить охват пластов заводнением
[4].
В настоящее
время данный

вопрос является актуальным в связи с постоянно меняющимися во времени
пластовыми условиями, экономическими затратами и ужесточением
экологических требований.L5]
Исследованию были подвергнуты образцы бентонитовых глин марок
ПБН и ПБМБ производ
ства ОАО «Бентонит» г.Курган. Образец ПБН
базовый состав, а глинопорошок ПБМБ получен активацией из базового
образца обработкой водным раствором кальцинированной соды.
Глинопорошки были обработаны щелочными растворами
поверхностно
активных веществ (ПАВ)
с рабочими названиями «Р
30»,
44», «Р
58» концентрацией 0,2%масс., 0,5%масс., 0,7%масс., 1,0%масс.
Основные различия интенсивности процесса глинонабухания ПБН и
ПБМБ в зависимости от концентрации ПАВ представлены на рис.1 и рис.2.
По истечении 60 минут,
глина марки ПБН при обработке щелочным
раствором Р
30 концентрацией 0,2%масс., 0,5%масс., 0,7%масс., 1,0%масс.
наблюдается интенсивное увеличение объема образца
набухание и
достигает максимального значения
56,8%. Тестируя раствором Р
44 с тем
же диап
азоном концентрации мы видим, что идет менее интенсивное
набухание до 50,3%.
В ситуации с
раствором
состава
58,
набухание
С пав, %масс.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Набухание, мм
30
40
50
Р-30
Р-44
Р-58
Рис.1 Зависимость набухания глины ПБН от концентрации
поверхностно
активного вещества.

Спав, %масс.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Набухание, мм
40
50
60
70
80
Р-30
Р-44
Р-58
Рис.2 Зависимость набухания глины ПБМБ от концентрации
поверхностно
активного вещества.
достигает своего максимального значения при концентрации 0,5%масс
40,8%, и дальше, вплоть до концентрации 1,0%масс. идет незначи
тельное
ингибирование набухания до 28,5%.
Для глинопорошка марки ПБМБ данные по графику спустя 1 час
следующие: для 1,0%масс.Р
30 идет увеличение набухания на 71,2 %м,
для 1,0%масс. Р
44
на 58,6%, для 1,0% Р
на 66,3%. Следовательно,
увеличение кон
центрации поверхностно
активных веществ, таких как Р
и Р
44 в водном растворе приводит к увеличению глинонабухания для
ПБН, что нельзя сказать о составе Р
58.
Таким образом, заводнение нефтяной залежи с анионными поверх
ностно
активными веществами
гическое продолжение и развитие
такого метода увеличения нефтеотдачи, как щелочное заводнение продук
тивных пластов. Использование АПАВ при третичных методах интенси
фикации добычи нефти в терригенных коллекторах будет особенно
эффективно в высоко проницае
мых и промытых коллекторах.
ЛИТЕРАТУРА
Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М.: Недра, 1E8E.С.1
Мухамадиев В.Ф., Усманова Л.Р., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Вестник
Башкирского университета.2012.Т.17.№2. с.8E8
Усманова Л.Р., Кузьмич
ева Е.О., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Защита окр.
среды в нефтегазовом комплексе. 2014. №10. С.42
��88 &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;4. Латыпов Б.М., Латыпов Т.Б., Прочухан Ю.А., Прочухан К.Ю., Скляр А., Сулла
М., Шмидт М. Патент РФ №243168E. 2011;
Мухамадиев В.Ф., Усманова Л.Р., Прочухан
К.Ю., Прочухан Ю.А. Химическая
перфорация упорных руд с целью интенсификации проницаемости для водных
растворов. // СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ
SWORLD
Scientific research and
their practical application. Modern state and ways of development.
Одесса. 2013. Т.
48. № 3. С. 81
СЫРЬЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НА БАЗЕ
ГИДРОКСИ
1,3
ДИОКСАЦИКЛОАЛКАНОВ
С.О. Дмитриева
, А.А. Богомазова
, Н.Н. Михайлова
ФГБОУ ВПО Башкирский государственный университет,
терлитамакский филиал,
453103, г. Стерлитамак, пр. Лен
ина, д.4E
ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический
университет,
450064, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,
тел. 8(347)242
54,
ximik
[email protected]
mail
Извлечение остаточ
ной нефти и интенсификация нефтедобычи
являются центральными вопросами нефтепромысловой химии. Мы
получили и исследовали высокоэффективные растворители способные
разрушать гипсо
углеводородные отложения и стимулировать нефте
отдачу.
К таким растворителям о
тносятся сложные и простые эфиры
диоксановых спиртов. Последние являются побочными продуктами произ
водства изопрена и до настоящего времени не находят квалифицирован
ного применения L1].
Мы изучили их этерификацию на примере модельных 5
гидроксо
1,3
диок
санов и 4
гидрксометил
1,3
диоксоланов (смесь изомеров) L2].
Смесь гетероциклических спиртов
1а,б
реагирует с хлорангидридом
бензойной кислоты
с образов
анием эквимолярной смеси соответ
ствующих бензоатов
. Взаимодействие изомерной смеси
с хлора
гидридами
дикарбоновых кислот (терефталевой
глутаровой
) приво
дит к сложной смеси соответствующих диэфиров
(схема 1).
В результате
ацилирования 5
этил
гидроксометил
1,3
диоксана
хлорангидридами
получены моно
и диэфиры
(схема 2).
В результате реакций с высоким выходом были получены
соответствующие ацетаты, бензоаты, малонаты и др. Также целевые
��89 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;сложные эфиры количественно образовывались при переэтерефикации
этиловых эфиров соответствующих кислот диоксановыми спиртами
В ходе проведения опытов установлено, что микроволновое
излучение ускоряет этерификацию и периэтерификацию, а выход целевых
эфиров гетероциклических спиртов достигает 85
90%.
В докладе приводятся данные о поверхностно
активных свойствах
полученных соедин
ений и их способности вытеснять углеводороды из
обводненных
Схема 1
O
O
H
O
O
H
2
O
O
O
O
O
O
O
3
3
O
O
O
R
O
O
O
O
O
R
O
O
O
O
O
O
O
R
O
O
O
O
O
O
O
+
6
,
6
,
6
,
2
4
),
Схема 2
O
H
O
O
O
C
H
O
H
O
R
O
O
O
O
O
C
H
2
2
4
9
1
8
),
ЛИТЕРАТУРА
1. Богомазова А.А., Михайлова
Н.Н., Злотский С.С. Современная химия циклических
ацеталей. получение. Реакции. Свойства //
LAP
LAMBERT
Academic
Publishing
87с.
2. Гиниятуллина Э.Х., Злотский С.С. Синтез и трансформации циклических ацеталей
трис(оксиметил)пропана // Вестник
БГУ.
Уфа, 2010.
Т.15.
№3.
С.578
Работа выполнена в рамках государственного задания при финансовой поддержке со
стороны Минобрнауки России в рамках базовой части.
��90 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ЭМУЛЬГАТОРОВ ДЛЯ ТЖ
В.Л. Заворотный,
В.А. Мазуро
в, М.В.Заворотная, Д.Ю. Мельник,
А.В. Заворотный
Российский государственный университет нефти и газа
ени
И.М. Губкина
11EEE1, Москва, Ленинский проспект, 65
тел. 8(4EE) 507
21,доб. 428E,
zavorotny
mail
В настоящее время при строительстве и
разработке нефтяных и
газовых месторождений широко используются эмульсионные технологи
ческие жидкости на водной и углеводородной основе
ТЖ ЭРВО и ТЖ
ЭРУО. Устойчивость таких эмульсий в основном зависит от типа
эмульгатора. В качестве эмульгаторов испо
льзуются коллоидные ПАВ
органические соединения содержащие азот
, кислород
, фосфор и др.
полярные группы, причем у прямых эмульгаторов ГЛБ=8
10, а инвертных
(обратных) эмульгаторов ГЛБ = 3
8. В работе были исследованы синтези
рованные на ЗАО «Петрохим»
эмульгаторы на основе жирных кислот
различного происхождения и аминоспиртами, полиаминами, а также
оксиэтилированными продуктами. Синтезированные соединения представ
ляют в основном смеси сложных эфиров с аминоспиртами, разной
степенью замещения, или амин
ы, амиды, соли.
Эмульгирующую способность оценивали по технологическим пара
метрам и показателю электростабильности (приборы ПЭС
1000 и Фанн 23
), эмульсий с различными соотношениями: дизельное топливо (ГОСТ
305
82) или минеральное масло ММ
1 и минерали
зованная водная фаза от
E0/10 до 50/50. В качестве водной фазы использовали: водный раствор
хлорида натрия (ρ=1,1E7 г/см
); б) водные растворы хлорида кальция
(ρ=1,120 г/см
и ρ=1,125 г/см
) или рассолы биоразлагаемых солей
формиатов натрия и калия. Рез
ультаты исследований показали, что
наиболее устойчивые обратные эмульсии получаются на эмульгаторах
моно эфирах жирных кислот с аминоспиртами или аминоамидах(типа МР
и Нефтехимеко) и на минерализованных растворах хлорида кальция,
причем электростабильно
сть полученных 2,0 %
х эмульсий может
достигать 350
650 вольт, что говорит об их очень высокой агрегативной
устойчивости. Проведенные исследования позволили рекомендовать разра
ботанные рецептуры эмульгаторов для их промышленного применения.
Проведены экс
периментальные и расчетные исследования экотокси
кологических характеристик эмульгаторов, показано, что они относятся к 4
классу опасности.
��91 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;6. Э
кологические аспекты производства и применения
химических реагентов в нефтяной и газовой
промышленности
РАЗРАБ
ОТКА СПОСОБА УТИЛИЗАЦИИ КАТАЛИЗАТОРНОЙ
ПЫЛИ
З.А. Шидгинов, И.В. Крупеня, К.А. Довгий, М.В. Трофимова
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М.Губкина,
11EEE1, г. Москва, Ленинский пр
кт, 65.
тел. 8(4EE)233
77, [email protected]
В установках каталитического крекинга, функционирующих в
режиме псевдоожиженного слоя, используется цеолитный катализатор.
Частицы катализатора, вовлеченные в интенсивный паро
газовый поток,
сталкиваясь между собой и с элементами конструкции установки,
исти
раются. В блоке регенераторе, вследствие локальных участков повышен
ной температуры, катализатор изменяет кристаллическую структуру, теряя
прочность. Обозначенные факторы ведут к измельчению катализатора и
уносу его из регенераторного блока совместно
с дымовыми газами, из
которых пыль извлекается и ссыпается на временное хранение в
металлические контейнеры.
Катализаторной пыли был присвоен четвертый класс опасности для
окружающей природной среды. Однако не установлены конкретные
проявления опасного в
оздействия. Для нее запрещена утилизация методом
захоронения, поэтому акту
льным является поиск возможных путей
утилизации (применения) катализаторной пыли.
Катализаторная пыль
представляет собой тонкодисперсный серый
порошок, обладает повышенной слежива
емостью, истинной плотностью 4
г/см
, хорошими сорбционными свойствами, содержат в составе:
SiO
56,8%
масс
, Al
~ 37,7%
масс
~ 1,7%
масс
TiO
~ 1,5%
масс
и др.
Привлекательный способ утилизации этого отхода
добавлять
катализаторную пыль к там
понажному микроцементу, а благодаря
большим ее ресурсам эта практика может получить широкое применение.
В ходе испытаний установлено влияние катализаторной пыли на свойства
цементного камня, такие как прочность цементного камня, растекаемость
цемента, филь
тратоотдача и время схватывания цемента.
Одно из главных свойств цемента
это конечная прочность
цементного камня. Для установления диапазона «рабочих» концентраций
��92 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;катализаторной пыли были проведены серии опытов измерения прочности
камня акустическим мет
одом.
Рисунок 1. Зависимость суточной прочности цементного камня от
содержания в нем пыли
Рисунок 2. Зависимость начала схватывания цементного раствора от
содержания в нем пыли
��93 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;На рисунке видим приближающуюся к линейной зависимость
прочности цементного
камня от содержания в нем катализаторной пыли,
откуда следует, что добавкой катализаторной пыли возможно значительно
повысить прочность цементного камня.
По показаниям ультразвукового измерителя прочности также была
исследована зависимость начала схватыв
ания от содержания пыли.
На рисунке 2 по времени начала набора прочности мы видим
ускоряющее действие добавки катализаторной пыли. Однако этот
параметр легко регулируется добавкой замедлителя схватывания.
Также в ходе экспериментов было выявлено, что катал
изаторная
пыль не влияет на растекаемость цемента и фильтратоотдачу.
ЛИТЕРАТУРА
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И. Материалы и реагенты для ремонтно
изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.
М.: ООО «Недра
Бизнесцентр», 2004.
34E с.
емахин С. А., Демахин А. Г. Химические методы ограничения водопритока в
нефтяные скважины: Справочное пособие.
М.: «Изд
дом Недра», 2011.
213 с.
Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных
месторождений на основе ограничения
движения вод в пластах.
М.: ООО
«Недра
Бизнесцентр», 1EEE.
285 с.
Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в
нефтяные скважины: Учебное пособие.
Саратов: ГосУНЦ «Колледж», 2003
164 с.
Клещенко И. И., Зозуля Г. П., Ягафаров А.
К. Теория и практика ремонтно
изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие.
Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.
386 с.
Уметбаев В. Г., Мерзляков В. Ф., Волочков Н. С. Капитальный ремонт скважин.
Изоляционные работы.
Уфа: РИЦ АНК «Башнефть»,
424 с.
Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И. Теория и практика
предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и
эксплуатации: Справ.пособие: В 6 т.
М.: ООО «Недра
Бизнесцентр», 2001.
Т.3.
3EE с.
Гасумов Р.А., Нерсес
ов С.В., Мосиенко В.Г. Технология изоляции притока
пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах: Обз. инф. Сер.:
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.
М.:
ООО «ИРЦ Газпром», 2005.
107 с.
Ходаков Г.С. Основные метод
ы дисперсионного анализа порошков. М.:
Стройиздат, 1E68. 1E8с.
Ходаков Г.С. Метод измерения удельной поверхности высокодисперных порошков
по фильтрации газа. Колл. ж. 1EE5. Т.57. №2. С.280
��94 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;7.
Физико
химические исследования нефтей и реагентов,
при
меняемых для добычи нефти и газа
ПРОЯВЛЕНИЕ МЕХАНОХИМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ ПРИ
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМ МОДЕЛИРОВАНИИ НАГНЕТАНИЯ
ВОДЫ В ТРЕЩИНОВАТЫЕ КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
Н.Н. Михайлов
, С.Н. Попов
оссийский государственный университет
нефти и газа
ени
И.М.
Губкина, 11E
2E6, Москва, Ленинский пр
т, д.65, к.1,
тел
903
79,
mail
folko
[email protected]
mail
Институт проблем нефти и газа РАН, 11E
333, Москва, ул. Губкина, д.3,
тел. (4EE) 135
81,
mail
popov
mail

При разработке нефтяных месторождений повсеместно используется
нагнетание воды для поддержки пластового давления (ППД) и
интенсификации добычи углеводородного сырья, как для терригенных, так
и для карбонатных коллект
оров. В таком случае могут проявляться,
механохимические эффекты, связанные с взаимодействием нагнетаемой
воды и пород
коллекторов, в особенности для трещиноватых карбонатных
коллекторов. В связи с этим, в рамках данной работы были проведены
лабораторные э
ксперименты по исследованию влияния взаимодействия
пород
коллекторов, пластовых и нагнетаемых вод на фильтрационно
емкостные и упругие свойства продуктивных объектов на примере
карбонатных монолитных образцов керна и образцов керна с трещинами,
отобранных
из турнейско
фаменских отложений месторождений севера
Пермского края. Пластовые воды нефтяных месторождений данного
региона представлены рассолами хлоркальциевого типа с высокой
минерализацией
до 250 г/дм
и выше (Таблица 1). На исследуемом место
рождени
и для нагнетания планируется использовать пресные подземные
воды с глубины до 100 м с минерализацией
0.5г/дм
Таблица 1).
Таблица 1.
Ионный состав пластовой и нагнетаемой воды.
Наимено
вание
пробы
Содержание, мг/дм
Минера
лизация
HCО
2
-
2+
2+

пластовая
вода
39,65
523,7
189650
23200
2800
77720
нагнета
емая вода
189,1
10,92
153,7
74,68
9,2
52,62
��95 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;В первой серии экспериментов проводились исследования образцов
керна с трещинами. В начале экспериментов дав
ление обжима образцов
составляло 0.5МПа, а затем увеличивалось до 26МПа, что соответствует
эффективному напряжению для условий залегания данного продуктивного
объекта. В процессе эксперимента отбирались пробы воды с нарастанием
объема. Это делалось с той ц
елью, чтобы проследить процесс прорыва
нагнетаемой воды и определить
будет ли происходить растворение солей
из породы в начале эксперимента. В результате, в течение испытаний через
образцы профильтровалось воды, объемом около 2 долей исходного
порового о
бъема образцов.
На рис.1(а) показаны результаты одного из экспериментов. В начале
опытов наблюдается резкое снижение проницаемости, что является
следствием уменьшения трещинной проницаемости в процессе увеличения
давления обжима. Затем, все оставшееся врем
я, образец выдерживается
под действием постоянного эффективного напряжения 26МПа. В таком
состоянии образцы выдерживались в течение двух часов, что требовалось
для завершения геомеханического эффекта деформирования трещин. Затем
в образец начинает подавать
ся пресная вода, которую планируется
использовать для системы ППД.
В результате экспериментов было получено несколько характерных
участков изменения проницаемости: 1) начальное резкое снижение
проницаемости, связанное с увеличением давления обжима и смыка
нием
стенок трещин, когда образцы приводятся к пластовым условиям; 2) в
дальнейшем происходит резкое увеличение проницаемости, связанное, по
мнению автора, с растворением легкорастворимых солей из образцов
породы; 3) на заключительной стадии экспериментов
наблюдается
монотонное снижение проницаемости, обусловленное ослаблением и
растворением острых стенок трещины под воздействием давления обжима
и фильтрующейся воды с уменьшающейся минерализацией.
Во второй серии экспериментов карбонатные образцы насыщались
дистиллированной водой и через них также фильтровали дистилли
рованную воду. Для испытаний использовались монолитные и трещино
ватые образцы керна, на которые воздействовали циклической нагрузкой.
В результате было получено характерное изменение проницаем
ости и
упругих свойств образцов в зависимости от циклов нагрузки
разгрузки
(рис.1(б)): 1) проницаемость образцов существенно снижается, как в
процессе увеличения нагрузки, так и при выдержке под постоянным
эффективным напряжением; 2) при снижении нагрузки
проницаемость
восстанавливается лишь частично, что говорит о присутствии
необратимых пластических деформациях в породе; 3) коэффициент
Пуассона в процессе экспериментов ведет себя неоднозначно
нельзя
определить какой
либо закономерности при нагрузке и вы
держке
��96 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ; &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;Рис.1. Изменение проницаемости образцов керна с трещинами и
минерализации профильтровавшейся воды при воздействии постоянной (а)
и циклической (б) нагрузки в зависимости от отношения вытесненного
объема воды к объему порового пространства (а
) и от времени
эксперимента (б).
образцов; 4) модуль упругости увеличивается, как в процессе нагрузки, так
и при выдержке образцов, что говорит об их уплотнении. Авторы
мД
мД
мД
мД
мД
г/дм
г/дм
г/дм
г/дм
г/дм
г/дм
100
150
200
250
300
350
400
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,2
1,4
1,6
1,8
минерализация, г/дм
проницаемость, мД
V/V
пор, д.е.
проницаемость
начало фильтрации пресной воды
минерализация
г/дм
г/дм
г/дм
г/дм
0,5
1,5
2,5
3,5
4,5
0,000
0,005
0,010
0,015
0,020
0,025
0,030
0,035
0,040
минерализация, г/дм
проницаемость, мД
время, часы
й цикл
й цикл
й цикл
минерализация
а)
��97 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;отмечают, что полученное изменение фильтрационно
емкостных и
упругих свойств образцов
является следствием проявления
механохимических эффектов.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ПОКАЗАТЕЛЯ «ПЛОЩАДЬ ОТСЛАИВАНИЯ ПОКРЫТИЯ ПРИ
КАТОДНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ» ДЛЯ СИСТЕМЫ
АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ «ТЕХНОКОР» НА
СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ
ПРЕДЪЯВЛЯ
ЕМЫМ К
НАРУЖНОМУ ЗАЩИТНОМУ ПОКРЫТИЮ УСИЛЕННОГО ТИПА
НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ КРАСОК ЗАВОДСКОГО
НАНЕСЕНИЯ.
Р.Н. Мамин, Н.В. Борисова, А.А. Антонова, О.В. Угрюмов
Закрытое Акционерное Общество «Научно
производственный центр
«Химтехно», 42002E, г. Казань, а/я
35, тел. +78432EE7027;
факс. +78432EE7028;
mail
info
himtehno
Защита нефтепромыслового и трубопроводного оборудования от
коррозии эмалевыми покрытиями является одним из наиболее
эффективных и доступных методов для предотвращения коррозионных
процес
сов. Новые антикоррозионные композиции марки ТЕХНОКОР,
разработки ЗАО «НПЦ «Химтехно», рекомендованы для защиты нефте
промыслового, нефтехимического и технологического оборудования от
воздействия агрессивных сред, находящихся в различных уровнях эксплуа
ации (водонефтяная эмульсия с сероводородом, высокоминерализован
ные сточные воды нефтепромыслов, товарная нефть и нефтепродукты, кис
лоты (соляная, серная, плавиковая), хлорметаны, хлорорганика, щелочи).
По своим физико
механическим и защитным свойствам п
окрытия на
основе композиций ТЕХНОКОР соответствуют уровню аналогичных пока
зателей широко применяемых материалов типа БЭП, ЭП
10, Инерта
(финской фирмы
),
COPPON
(Великобритания),
Ameron
(Нидерланды),
Permatex
(Германия).
Эмали ТЕХНОКОР
700 реком
ендуются для получения химстойких
защитных покрытий по металлам в нефтедобывающей, нефтехимической
отраслях промышленности, машиностроении, судостроении, строи
тельстве.
Одним из наиболее важных показателей при использовании
эмалевых покрытий является «пло
щадь отслаивания покрытия при катод
ной поляризации» и соответствие полученных при испытаниях значений

требованиям ГОСТ Р 51164
E8 «Трубопроводы стальные магистральные.
Общие требования к защите от коррозии».
Для проведения испытаний использовались cледующ
ие приборы и
оборудование:
потенциостат (катодный тестер) с выходным напряжением в
диапазоне ±2 В фирмы «
Golesfeld
GmbH
»,
потенциостат (катодный тестер) с выходным напряжением в
диапазоне +2 В фирмы «
Golesfeld
GmbH
»,
электроды сравнения стандартные
хлорсеребряные по ГОСТ 177E2;
вспомогательные электроды
платинированные титановые
стержни;
сушильный шкаф «
Е 400» фирмы «
Memmert
GmbH
»,
цилиндры с крышками из токонепроводящего материала
(поликарбонат); внутренний диаметр 80 мм, высота 100 мм;
прибор для измерения геометрических параметров
многофункциональный «Константа К 5» фирмы ЗАО «Константа»,
электроискровой дефектоскоп «
Elcometer
D 266» фирмы «Elcometer
Instruments Ltd.»,
термогигрометр «
Compact
1» фирмы «GANN»,
термометр
цифр
овой
«Elcometer D 266»
фирмы
«Elcometer
Instruments Ltd.»
Использовались образцы
системой антикоррозионного покрытия
«Технокор», размерами 100x100x4.5 мм в количестве 8 шт. Перед
выполнением испытаний образцы были проверены на соответствие
предъявляемым
техническим требованиям по показателям свойств:
«внешний
вид»,
«толщина» и «диэлектрическая сплошность».
Диаметр искусственного дефекта в покрытии составлял 6
мм,
качестве электролита использовали 3 %
ный водный раствор хлорида
натрия. Образцы выдерживал
ись в растворе электролита под действием
наложенного катодного тока в течение:
30 сут при температуре (20±5) °С в количестве 4 шт.;
30 сут при температуре (40±3) °С в количестве 4 шт.
Подаваемое напряжение на каждый образец составляло (минус
1,50±0,05)
В и непрерывно контролировалось с помощью электрода
сравнения.
В случае проведения испытаний при повышенной температуре
образцы были помещены на весь период в сушильный шкаф,
обеспечивающий поддержание требуемой температуры с точностью не
менее ±3 °С.
При
оценке результатов испытаний за площадь катодного
отслаивания покрытия принимали оголенную поверхность металла вокруг
искусственного дефекта, от которой покрытие легко отслоилось.

Результаты испытаний системы антикоррозионного покрытия
«Технокор» разработ
ки ЗАО «НПЦ «Химтехно» на соответствие
требованиям ГОСТ Р 51164
E8 представлены в таблице.
По результатам проведенных лабораторных испытаний образцов с
системой антикоррозионного покрытия «Технокор» можно сделать вывод
о том, что защитное покрытие по показ
ателю «площадь отслаивания
покрытия при катодной поляризации» при температурах (20±5), (40±3) °С
соответствует требованиям ГОСТ Р 51164
E8 «Трубопроводы стальные
магистральные. Общие требования к защите от коррозии», предъявляемым
к наружному защитному пок
рытию усиленного типа на основе эпоксидных
красок заводского (базового) нанесения.
Показатели свойств
покрытия
Фактические
данные
испытаний
Норма согласно
требованиям ГОСТ Р
51164
(конструкция № 4)
1. Внешний вид
Покрытие зеленого цвета,
матовое, имее
однородную
поверхность,
дефекты
отсутствуют,
соответствует
требованиям
Покрытие должно
иметь однородную
поверхность
без
визуальных дефектов
(пузыри, отслоения,
вздутия, пропуски)
2. Толщина покрытия,
мм
0,40
0,81 (ср. 0,58)
не менее 0,35
3. Диэлектриче
ская
сплошность. Отсутствие
электрического пробоя
покрытия при
напряжении, кВ/мм
2,0
4. Площадь отслаивания
покрытия при катодной
поляризации, см, после
30 сут испытаний в
3 % растворе НС
при
температуре:
(20±5) °С
(40±3) °С
1,5 (ср. 1,0)
3,9
5,4 (ср. 4,6)
не более:
5,0
10,0
Примечание
согласно требованиям ГОСТ Р 51164
E8 норма для наружного
защитного покрытия усиленного типа на основе эпоксидных красок завод
ского (базового) нанесения (конструкция №4), предназначенного
для изоля
ции магистральных и промысловых трубопроводов и отводов от них
диаметром до 820 мм включительно.
��100 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО ИЗ ВОДОНЕФТЯНЫХ
ЭМУЛЬСИЙ РАЗЛИЧНОГО СОСТАВА
В.К. Миллер, Л.В. Иванова, Ю.А. Пугачева
Российский государст
венный университет нефти и газа
ени
И.М.Губкина
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, 65
ivanova
gubkin
.ru
Постепенное обводнение нефтяных месторождений предполагает
снижение отложений за счет гидрофилиза
ции поверхности оборудования,
что препятствует закреплению гидрофобных кристаллов парафиновых
углеводородов (ПУ). Однако на практике наблюдается обратная
зависимость, поэтому определение влияния количества и качества водной
фазы на процесс образования отло
жений является актуальным задачей.
Методом «холодного стержня» исследован процесс образования
АСПО из водонефтяной эмульсии (ВНЭ) Карсовайского и Чутырского
месторождений при варьировании содержания водной фазы и ее
минерализации. Была использована пластов
ая вода (ПВ) хлор
кальциевого
типа, изменение содержания минеральных солей достигалось разбавле
нием ПВ дистиллированной водой (ДВ).
Рис. 1. Зависимость количества отложений от обводненности и содержание
воды в составе АСПО месторождений: а) Карсов
ай; б) Чутырь
Для обоих нефтей наблюдается схожая зависимость
возрастание
доли водной фазы в составе ВНЭ сопровождается усилением процесса
осадкообразования (рис
унок
1), что, вероятно, связано с формированием
устойчивых водонефтяных эмульсий.
Данный ф
акт подтверждается количественным распределением в
составе АСПО углеводородной и водной фаз. Так при обводненности 20 %
отмечается увеличение доли углеводородной части отложений, по
%
35
57
76
5
10
15
Количество АСПО, г/
нефти
Обводненность, %
Углеводородная часть
Вода
%

37
%
54
%
73
2
4
6
8
Количество АСПО, г/
нефти
Обводненность
Углеводородная часть
Вода

��101 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;сравнению с количеством отложений из безводной нефти. При после
дующем рос
те обводненности доля органической фазы незначительно
снижается, а масса отложений возрастает за счет воды, вовлекаемой в
процесс эмульгирования. Следовательно, процесса инверсии фаз с
образованием эмульсии прямого типа, способствующей смачиванию
поверхнос
ти, не происходит. По
видимому, формирование отложений из
ВНЭ, как и из безводной нефти, заключается в возникновении и росте
кристаллов ПУ при контакте эмульсии с охлажденной поверхностью.
Снижение минерализации пластовой воды, в случае поддержания
пластов
ого давления пресным заводнением, может способствовать
усилению процесса осадкообразования, что подтверждается полученными
зависимостями для исследуемых нефтей (рис
унок
2).
Рис. 2. Зависимость количества отложений от обводненности нефти и
минерализа
ции водной фазы ВНЭ месторождений:
Карсовай; б)
Чутырь
Для эмульсии с минерализацией водной фазы 50 г/л различия в
количестве образуемых отложений, по сравнению с ВНЭ на ДВ, не
значительны, с переходом к ПВ с минерализацией 150 и 250 г/л отмечает
ся
существенное снижение парафиноотложений. Для нефти Карсовайского
месторождения зависимости имеют более выраженный характер. Данный
факт объясняется устойчивостью образующихся эмульсий. Так при
использовании ДВ образуется 100% агрегативно устойчивая ВНЭ,
в то
время как увеличение содержания минеральных солей в водной фазе
приводит к снижению значения устойчивости.
С одной стороны, полученная зависимость может быть объяснена
разностью плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, чем
больше разница пл
отностей, тем легче происходит процессе разделения
ВНЭ. Исходя из этого, различают трудно расслаиваемые (Ар = 0,200
0,250
г/см
), расслаиваемые (Ар = 0,250
0,300 г/см
) и легко расслаиваемые (Ар =
0,300
0,350 г/см
) эмульсииL2]. Поскольку основу процесса о
тделения воды
от нефти составляют гравитационные силы, следовательно, снижение
100
Количество АСПО,
г/
г нефти
Обводненность, %
ПВ
г/л
ПВ
г/л
ПВ
г/л
5
10
100
Количество АСПО,
г/
г нефти
Обводненность, %

ПВ
г/л
ПВ
г/л
ПВ
г/л
��102 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;плотности воды, а значит и ее минерализации, уменьшает силу тяжести.
Для исследуемых нефтей при минерализации воды до 150 мг/л сохраняется
вероятность расслоения эмульсии. После
дующее опреснение приводит к
образованию высокоустойчивых ВНЭ, поскольку получаемые значения
разности плотностей лежат ниже заданного уровня для трудно
расслаиваемых ВНЭ (табл.1).
Таблица 1.
Расчет разницы плотностей воды и нефти в эмульсии
Плотность
фти,
г/см
Плотность воды, г/см
(минерализация)
1,000 (ДВ)
1,032 (ПВ 50)
1,0E7 (ПВ 150)
1,161 (ПВ 250)
Δ = ρ
0,879
0,12
0,15
0,22
0,28
С другой стороны, присутствие в эмульгированной воде минеральных
солей, возможно, оказывает влияние на харак
тер и количество ПУ
вовлекаемых в процесс осадкообразования. Для выявления возможных
зависимостей методом ГЖХ определено молекулярно
массовое
распределение (ММР)
алканов в углеводородной части АСПО (табл.2.)
Таблица 2. ММР
алканов в АСПО, выделившихся
из 40% ВНЭ при
разной минерализации водной фазы
Образец
Карсовайское м
Чутырское м
ƩС10
ƩС16
ƩС>22
ƩС10
ƩС16
ƩС>22
40,7
35,8
23,5
44,9
32,8
22,3
ПВ 50
40,4
35,4
24,2
37,3
35,5
27,3
ПВ 150
42,2
35,1
22,8
34,8
41,5
23,7
ПВ 250
47,9
37,9
14,2
33,2
47,6
19,2
Снижение интенсивности осадкообразования для эмульсий на
минерализованной воде, объясняется уменьшением количества высоко
молекулярных
алканов участвующих в процессе формирования отло
жений на холодной поверхности. Причем, для
эмульсии с минерализацией
ПВ 50 мг/л отмечается максимальное значение данной группы ПУ.
Для нефти Карсовайского месторождения с ростом минерализации
количество среднеплавких ПУ практически не изменяется, в то время как
легкоплавкие парафины являются основ
ными ПУ, формирующими
отложения из эмульсии на ПВ. Для нефти Чутырского месторождения
отмечается обратная зависимость, при снижении доли легкоплавких пара
финов, содержание среднеплавких
алканов значительно увеличивается.
Таким образом, содержание и мине
рализация водной фазы, при
образовании эмульсий оказывают существенное влияние на процесс
формировании отложений. Снижение количества АСПО из ВНЭ на
��103 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;минерализованной воде обусловлено характером и устойчивостью
формируемой эмульсии, разностью плотностей фаз
и изменением
характера ПУ, участвующих в процессе осадкообразования.
ЛИТЕРАТУРА
Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности
формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки
нефтяных местор
ождений.
М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.
324 c.
2. Персиянцев М. Н., Гришагин А. В., Андреев В. В., Рябин А. Н. О влиянии свойств
нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании
продукции скважин // Нефтяное хозяйство, 1EEE.
№ 3.
С. 47
РАЗОВАНИЕ ИОННЫХ ЖИДКОСТЕЙ КАК МЕТОД
ВЫДЕЛЕНИЯ НАФТЕНОВЫХ КИСЛОТ ИЗ КИСЛЫХ НЕФТЕЙ
Кудрявцев Д.А., Иванова Л.В.
, Кошелев В.Н.
Российский государственны
университет нефти и газа
ени
И.М. Губкина, 11EEE1, Москва, Ленинский пр
т., д. 65,
9851742967,
littleboot
Высококислотные нефти на сегодняшний день составляют значи
тельную долю в общем балансе мировой добычи нефти. Россия, Бразилия,
Китай и Западная Африка являются основными поставщиками да
нного
класса нефтей на мировые рынки. Кислотные нефти получили свое
название ввиду высокого значения кислотного числа (КЧ более 0,5 мг КОН
на г нефти). Основной вклад в данную величину вносят нафтеновые
кислоты (НК)
смеси циклических, алифатических, аром
атических и
смешанных карбоновых кислот. Благодаря НК, нефти приобретают корро
зионную агрессивность, при контакте с водой образуют стойкие эмульсии,
на разделение которых требуются большие мощности блока ЭЛОУ, но
наиболее существенной проблемой является о
бразование нафтенатов
кальция, которые отлагаются на стенках промыслового оборудованияL1].
Для снижения КЧ нефтей предложено множество методов
начиная
с применения новых видов ингибиторов коррозии и высококачественных
сплавов, заканчивая химической обра
боткойL1]. Важно отметить, что
кислотные нефти могут стать источником НК
ценных продуктов для
нужд нефтехимии, сельского хозяйства и металлургической промыш
ленности. Несмотря на значительный спрос, на территории РФ НК
практически не производятся, в то в
ремя как в развитых странах перед
непосредственной переработкой и транспортом, нефти обрабатываются
щелочными растворами. При обращении с подобными нефтями особенно
��104 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;остро становится вопрос об экологической стороне данного процесса, ведь
всем известны после
дствия щелочной экстракции НК на канадском
месторождении нефтебитуминозных песков АтабаскаL2]. Щелочные стоки,
богатые НК, губительны для морских организмов, а последствия
разработки Атабаски многие ученые уже окрестили как экологическую
катастрофу. В связ
и с вышесказанным важно предложить не только новые
методы снижения КЧ нефтей, но и способ сохранения НК, которые на
данный момент закупаются Россией в соседних странах.
Из литературных данных известно, что соединения ряда имидазола
могут образовывать с ки
слотами т.н. «ионные жидкости». Использование
ионных жидкостей в процессах экстракции выросло в несколько раз, с
помощью них успешно удаляют остаточную серу, полиароматические
углеводороды и азоторганические соединения из нефтяных фракций.
Ионные жидкости
обладают необычными свойствами (не летучи,
термически стабильны, не воспламеняемы), а по своей природе, это соли,
которые в нормальных условиях являются жидкостями L3].
Молекула имидазола содержит пиррольный и пиридиновый атом
азота, что придает ему амфо
терность. Пиридиновый атом азота способен
образовывать катион имидазолия с карбоновой кислотой, на чем и основан
процесс выделения НК из углеводородных систем:
C
H
C
O
O
H
N
N
C
H
C
O
O
N
N
H
Еще одним важным свойством ионной жидкости является высок
ая
полярность, что обусловливает легкость разделения с углеводородами. В
ходе процесса не образуется вода, а выделенные ионные жидкости можно
разлагать на исходный имидазол и нафтеновые кислоты.
В данной работе нами было предложено использовать спиртовой
раствор имидазола (20%) для экстракции НК из нефтей. Условия
проведения процесса были следующими: соотношение «реагент: нефть»
0,4:1,
экстракции = 40°С, время экстракции
30 минут.
В качестве объектов исследования были выбраны тяжелые нефти
нафтено
роматического основания, которые помимо высоких КЧ и
значительной окисленности, являются смолистыми, вязкими и с низким
выходом светлых фракций (табл
ица
1).
Результаты опытов по выделению НК из нефтей с помощью
имидазола отражены в таблице 2.
Несмотря на
меньшую степень извлечения НК из нефтей (по
сравнению с традиционными методами щелочной промывки), экстракция
имидазолом не сопровождается образованием стойкой обратной эмульсии,
��105 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;что не ведет к увеличению массы нефти. Меньшую степень экстракции
имидазолом
можно
компенсировать
счет
циркуляции
системе,
Таблица 1.
Физико
химическая характеристика объектов исследования.
Показатель
Нефть месторождения
Метод
определения
Ярега
Русское
Мещеряки
Севанское
Плотность при 20°С,
кг/м
ГОСТ 3E00
Выход фракций до 200°С
ГОСТ 2177
Выход фракций
300°С
ГОСТ 2177
Спектральные
коэффициенты
спектроскопия
Окисленность
Кислотное число, мг
ГОСТ 5E85
Групповой
состав
Насыщенные
ВЭЖХ
Арены
Смолы
Асфальтены
Таблица 2.
Сравнительная характеристика основных показателей
процесса очистки сырых нефтей с применением имидазола.
Показатель*
Нефть месторождения
Ярега
Русское
Мещеряки
Севанское
A, %
67,13
76,76
65,57
70,12
B, %
99,87
99,53
104,13
101,49
R, %
95,12
94,47
92,29
91,42
Содержание НК, %
0,65
1,21
1,27
1,41
КЧ выделенных НК, мг
КОН/г
148
144
132
165
Нейтральные соединения в
НК, %
6,12
2,13
8,11
5,67
=
где
степень удаления нафтеновых кислот из нефти,
и КЧ
кислотные
числа нефтей до и после экстракции.
=
100%
, где
выход нефти,
масса очищенной нефти,
масса исходной нефти

=
100%
, где
выход реагента,
масса исходного экстрагента,
масса
рег
енерированного экстрагента
делая экстракцию многократной. Меньшее содержание нейтральных
компонентов в экстрактах является дополнительным доводом в пользу
имидазола, ведь данный факт отменяет необходимость в доочистке сырых
НК.
Имидазол показал свою эффек
тивность в процессе реакционной
экстракции НК из тяжелых нефтей, его использование сводит к минимуму
образование стабильных водонефтяных эмульсий и исключает
образование больших объемов сточных вод. В заключении важно сказать,
что даже, несмотря на то, что
внедрение принципиально новых
химических реагентов в нефтяную промышленность должно быть
доказано и обосновано с экономической, экологической и технологической
точек зрения, важно предлагать новые методы, потенциально способные
заменить существующие.
ЛИТ
ЕРАТУРА
James G. Speight. High Acid Crudes// CD&W Inc., Laramie, Wyoming, USA.
Зейналов Э.Б., Ищенко Н.Я. Нафтеновые кислоты в окружающей среде: факторы
экологического риска//Нефтегазовые технологии.
№11.
R. Martínez
Palou and R. Luque
// Energy
Environ. Sci.
ПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЧКИ ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ МЕТОДОМ
ВИБРАЦИОННОЙ ВИСКОЗИМЕТРИИ
И. С. Кожевников
Институт Химии Нефти,
634021
г. Томск
пр. Академический, 4,
т. 8(3822)4E2457,
www
gmail
com
Гелеобразующие составы используются для перераспр
еделения
фильтрационных потоков. Будучи изначально маловязкими ньютонов
кими жидкостями, в пластовых условиях они формируют гель
, вязкость
системы скачкообразно увеличивается
. Для определения
момента гелеоб
разования логично использовать
вязкостно
темпера
турные или вязкостно
временные кривые
Вибраци
онный метод измерения вязкости
изначально
был разработан для ньютоновских жидкостей, в случае которых излуча
емая пробным телом волна быстро затухает, а результат измерения не
��107 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;зависит от размеров измерительной
ячейки. В случае неньютоновских
жидкостей вследствие изменения свойств среды становиться возможным
перенос
излучаемой волны и ее отражение от стенки сосуда.
При этом
испускаемая и отраженная волна интерферируют,
результат измерения
становиться зависимым
от размеров сосуда. Это обстоятельство предла
гается использовать для определения точки гелеобразования. Теоретически
показано и подтверждено экспериментально, что с увеличением волнового
хода кривые вязкости и их огибающие смещаются
. П
редлагается
проводит
ь параллельные эксперименты в ячейках различного размера, а
точку расхождения огибающих получаемых при этом зависимостей
следует интерпретировать как точку гелеобразования.
Работа выполнена при финансовой поддержке Соглашения о предоставлении
субсидии №
14.607.21.0022 от 05.06.2014,
выполняемого в рамках ФЦП
«Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития
научно
технологического комплекса России на 2014
2020 годы»
ВЛИЯНИЕ СОСТАВА УГЛЕ
ВОДОРОДОВ НА ГИДРОФО
БИЗАЦИЮ
КАРБОНАТНЫХ
ПОРОД
.Н. Михайлов
, К.А. Моторова
, Л.С. Сечина
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.
Губкина, 11EEE1, Москва, Ленинский проспект, д. 65,к. 1, 8(4EE)233
25,
gubkin
Московский государственный университет им.
Ломоносова, 11
EEE1, г. Москва, Воробьевы горы, (4E5) E3E
00,
www.msu.ru,
Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук,
11E333, Москва, ул. Губкина, д. 3, 8(4EE)1357371
Любые методы увеличения нефтеотдачи в разной степени изменяют
физико
химические, поверх
ностные и термобарические условия в пласте, в
результате которых добыча углеводородов увеличивается. При планиро
вании мероприятий по увеличению нефтеотдачи следует учитывать
смачиваемость, которая контролирует структуру многофазного потока и
характер расп
ределения насыщающих флюидов в пласте, а так же является
величиной не постоянной и зависит от состава минеральной поверхности,
свойств насыщающих флюидов и взаимодействия между ними. Мы
используем понятие микроструктурной смачиваемости, когда гидрофиль
е и гидрофобные участки поверхности приурочены к микрострук
турным неоднородностям пласта. Микроструктурная смачиваемость харак
��108 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;теризуется коэффициентом гидрофобизации (степень гидрофобизации)
как доля площади поверхности пор занятая углеводородами.
Изуче
на микроструктурная смачиваемость карбонатных коллекторов
Астраханского газоконденсатного месторождения и Усинского нефтяного
месторождения. Установлено, что природная гидрофобизация образцов
керна Астраханского месторождения составляет 22%, Усинского мест
рождения
61%. Образцы пород Астраханского месторождения состоят из
кальцита (E7%), доломита (2%), нерастворимый остаток составляет 1%.
Образцы пород Усинского месторождения состоят из кальцита (EE,E%).
Зависимость степени гидрофобизации от состава поро
д не найдена. То
есть, степень гидрофобизации карбонатных пород зависит от состава
углеводородного сырья. Изучалась степень гидрофобизации гексаном,
деканом, конденсатом, керосином, дизельным топливом на образцах керна
Астраханского месторождения. Сопостав
ляя данные по степени гидрофо
бизации пород различными углеводородами с естественной гидрофобиза
цией пород сделан вывод о составе углеводородов в пласте в изученном
интервале глубин на Астраханском месторождении. В изученном интер
вале глубин Астраханског
о месторождения находится конденсат с
температурой кипения до 170
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДО
ВАНИЯ
ОДИН ИЗ КЛЮЧЕВЫХ
ФАКТОРОВ ПОВЫШЕНИЯ Э
ФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТН
ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Т.Э. Нигматуллин, А.Г. Телин, В.А. Стрижнев, Р.Р. Мукминов
ООО «РН
УфаНИПИн
ефть» (450103, г. Уфа, ул. Бехтерева, д. 3/1,
(347)
293
10 доп. 2457,
[email protected]

Проектирование высокозатратных геолого
технических мероприятий
(ГТМ), таких как гидроразрыв пласта, водоизол
яционные работы, бурение
боковых стволов, получило широкую практику в нефтепромысловом деле
в России и за рубежом. Количество различных химических соединений,
применяющихся в указанных технологических процессах, с каждым годом
растет, а сами реагенты приоб
ретают все более широкий спектр свойств. С
другой стороны, с возрастанием качества реагентов, как правило, растет их
цена, и, как следствие, стоимость обработки каждой скважины. В связи с
этим корректный подбор реагентов и применяемых технологий является
дним из ключевых факторов технологической успешности и экономи
ческой эффективности операции.
��109 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Подбор реагентов, композиционных составов и обоснование их
оптимальных рецептур для конкретных условий применения производится
на основании физико
химического, ре
ологического и фильтрационного
тестирования в лабораторных условиях.
В данной работе на примере ремонтно
изоляционных работ (РИР) в
скважинах показано, что лабораторные исследования являются одним из
ключевых факторов повышения эффективности ГТМ. В работе
отмечены
общие принципы планирования и проведения лабораторного тестирования,
приведен набор обязательных, на наш взгляд, исследований
водоизоляционных составов в зависимости от их химической природы и
механизма действия, приведены некоторые полученные рез
ультаты и их
практическое применение при построении дизайна РИР. Кратко освещен
опыт функционирования в ООО «РН
УфаНИПИнефть» центра
компетенции ОАО «НК «Роснефть» по направлению РИР.
МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ РИСКА
ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ В П
РОЦЕССЕ
НЕФТЕДОБЫЧИ
И.В. Валекжанин, А.И. Волошин, В.В. Рагулин, А.Г. Телин
ООО «РН
УфаНИПИнефть», 450103, г. Уфа, ул. Бехтерева, д. 3
тел. 2E2
E0, факс 2E2
91,
[email protected]
В процессе
разработки нефтяных месторождений на разных ее этапах
«добычникам» приходится сталкиваться с различными осложнениями,
существенно влияющими на нефтедобычу.
Одним из наиболее часто встречающихся осложнений, причем,
проявляющимся на различных этапах разрабо
тки месторождения, является
солеотложение.
Инжиниринг данного риска обычно начинается с исследования состава
попутно
добываемых вод всех продуктивных горизонтов месторождения.
Причем явно недостаточно ограничиваться исследованием общепринятого
шестикомпон
ентного состава. Требуется обязательное установление ион
ного содержания катионов бария, стронция, железа, сульфат
аниона в
попутно
добываемых водах.
По результатам моделирования оценивается склонность вод каждого
продуктивного горизонта к выпадению трудн
орастворимых солей в
термобарических условиях скважины.
��110 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Для подтверждения прогнозных оценок проводится анализ состава
солеотложений с рабочих органов УЭЦН, ПЭДов и другого скважинного
оборудования.
При совместной разработке пластов месторождения требуется
оценка
совместимости пластовых вод в термобарических условиях скважины.
Необходимы также исследования совместимости пластовых вод и всей
номенклатуры технологических растворов, применяемых в процессе
проведения ремонтных работ на скважине, операций ГРП,
промывок и т.
д.
Общеизвестные факты несовместимости гидрокарбонатно
натриевых
пластовых вод и кальцийсодержащих растворов глушения,
содержащих пластовых вод и деструкторов геля ГРП на персульфатной
основе способны существенно усложнить процессы нефт
едобычи из
за
солеотложений в ПЗП.
На развитие проблемы солеотложения во времени существенно влияет
и динамика изменения ионного состава воды, закачиваемой для
поддержания пластового давления. Зачастую при закачке вод с повышен
ным ионным содержанием относ
ительно пластовой воды соответствую
щего горизонта на определенном этапе процессы солеотложения могут
значительно интенсифицироваться.
Проведенные исследования позволяют дать прогнозную оценку
развития проблемы солеотложения на месторождении, определить ли
бо
скорректировать затраты на борьбу с данным явлением на перспективу.
На основании выявленных зон риска солевыпадения труднораство
римых солей на месторождении выбираются технологии и реагенты для
предупреждения солеотложения. Производится оценка экономич
еской
целесообразности использования той либо иной технологии и реагента.
Устанавливаются критерии применимости соответствующей технологии.
Разрабатывается матрица технологий.
Представленный алгоритм инжиниринга солеотложения неоднократно
успешно апробиров
ан нами при проведении исследовательских работ на
месторождениях ОАО «НК «Роснефть».
��111 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ИССЛЕДОВАНИЕ СЛОЖНЫХ
ЭФИРОВ ОЛЕИНОВОЙ КИС
ЛОТЫ
В КАЧЕСТВЕ ДЕПРЕССОР
НЫХ ПРИСАДОК В НЕФТИ
ГАЗОКОНДЕНСАТЕ УРЕНГ
ОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИ
Примерова О.В., Иванова Л.В.
, Макова А.А.
Российский государственный университет нефти и газа имени
.М.Губкина.
11EEE1, г. Москва, Ленинский проспект, 65,
Тел. +7(4EE)233
30,
ivanova
gubkin
В связи с сокращением ресурсов нефтяных
месторождений с
благоприятными реологическими и технико
экономическими показате
лями в промышленную эксплуатацию интенсивно вовлекаются месторож
дения северных районов. Нефтяные системы большинства из них харак
теризуются повышенным содержанием парафинов.
При добыче, эксплуа
тации и транспорте таких нефтяных систем возникают проблемы, связан
ные с их высокими значениями температуры застывания.
Наиболее эффек
тивным и экономически целесообразным способом улучшения низкотем
пературных свойств нефтей являетс
я использование депрессорных
присадок. Одним из направлений создания депрессорных присадок наряду
с разработкой полимерных присадок является создание высокомолеку
лярных ПАВ на основе высших эфиров, амидов и аминных производных
моно
и дикарбоновых кислот.
В ходе данной работы были синтезированы сложные эфиры олеино
вой кислоты с различной длиной алкильных радикалов: бутилолеат, триде
цилолеат, глицерилолеат, поливинилолеат (ПВС 2000) и эфир олеиновой
кислоты и смеси полиоксиэтилированных высших спиртов ОС
20.
Мольное соотношение спирт : кислота при синтезе эфиров составляло 1:1.
В случае поливинилолеата мольные соотношения составляли 1:1 и 1:0,8.
Синтезированные эфиры олеиновой кислоты были испытаны в
качестве депрессорных присадок в нефти и газоконденсате
Уренгойского
месторождения
. Выбранные объекты являются высокопарафинистыми
системами,
содержание твердых парафинов
составляет 6,E и E,1 для
газоконденсата и нефти соответственно.
В ходе испытаний было выявлено, что депрессорные свойства эфиров
олеиновой
кислоты улучшаются с увеличением длины алкильной цепи.
качестве депрессора в газоконденсате лучше остальных эфиров себя
проявил тридецилоле
т (депрессия 1
. В
нефти
эффективность показали
поливинилолеат
(10
, полученный при мольном соотношении спир
т:
кислота 0,8:1 в расчете на мономер ПВС и эфир ОС
20.
Полученные данные свидетельствуют о том, что сложные эфиры на
основе олеиновой кислоты проявляют депрессорный эффект в
парафинистых нефтяных системах.
��112 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ИСПЫТАНИЯ ДИСПЕРГАТОРОВ НА ОСНОВЕ
АЛКЕНИЛСУКЦИНИ
МИДОВ В ПАРАФИНИСТЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМАХ
Ю.С.Таранец, Л.В. Иванова
Российский Государственный Университет нефти и газа им
ени
И.М.Губкина 11EEE1, Москва, Ленинский проспект, 65,к.1
mail:
ivanova
@gubkin.ru
Углеводородные системы с высоким с
одержанием н
алканов относят
к трудноизвлекаемым, наряду со смолисто
асфальтеновыми нефтями. В
настоящее время одной из наиболее актуальных
задач
при добыче,
транспортировке и хранении высокозастывающих углеводородных систем
является регулирование их вязко
стно
температурных свойств. Это связано
с потерей текучести углеводородных систем и осложнением
осуществления технологических процессов при понижении температуры
окружающей среды
L1]. В последнее время при транспортировке
высокозастывающих углеводородных с
истем все чаще стали применяться
депрессорные и диспергирующие присадки, которые улучшают низкотем
пературные свойства: снижается температура застывания, падает
эффективная вязкость, уменьшается влияние пластичных сил, и как
следствие, снижаются потери нап
ора на трение.
В данной работе было проведено исследование диспергаторов на
основе синтезированных в лаборатории алкенилсукцинимидов с различной
длиной углеводородной цепи с целью регулирования низкотемпературных
свойств парафинистого газового конденсата и
нефти Уренгойского
месторождения. Концентрация вводимых присадок варьировалась в
пределах 0,1
0,005%масс.
Полученные данные показали, что
в газоконденсате
наиболее
эффективной оказалась присадка на основе алкенилсукцинимида с алкиль
ным радикалом С
(депрессорный эффект более 20
С).
Увеличение
длины алкильного радикала привело к ухудшению функциональных
свойств присадки.
В нефти Уренгойского месторождения
испытуемые алкенилсукци
ниниды
не проявили достаточной эффективности, что может быть
объяснено
групповым химическим составом (содержанием смол) и
пространственным
фактор
ами
, вероятно, данные присадки слишком
низкомолекулярные для данной нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Колесников С.И., и др.// Влияние управляемой кавитации на низкотемпературные
свойства конд
енсата Ачимовского горизонта Уренгойского НГКМ. // «Нефть, газ и
бизнес» 2013.№12 с. 5E
��113 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;8.
Информационное обеспечение и маркетинг в области
производства и применения химических реагентов для
нефтяной и газовой промышленности
ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИОНИРОВА
НИЮ ПОДСИСТЕМЫ
«ПЕРСОНАЛ» СИСТЕМЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ
ПРЕДПРИЯТИЯ
С.А.Шадымухамедов
ОАО «Газпромнефть» 1E0000,
Петербург, ул.Почтамтская, д.3
5; тел.
(812) 363
52, доб. 2220, е
mail
Shadymukhamedov
SA
gazprom
neft
Высокое качество функционир
ования производственной системы
нефтепромысловой химии, состоящей из элементов: персонал,
оборудование, технология, химический реагент, контроль качества, сильно
зависит от качества работы подсистем обеспечения производственного
процесса.
Элементами подсис
темы обеспечения производственного процесса
«персонал» являются:
структура предприятия
функционал персонала
стандартизация
обучение
тестирование.
В ОАО «Газпром нефть» впервые по отношению к задачам
нефтепромысловой химии разработаны требования к элем
ентам
подсистемы и требования к взаимосвязям этих элементов.
Одним из наиболее современных направлений развития задачи
нефтепромысловой химии в рамках развития вышеописанных элементов
является автоматизация процессов нефтепромысловой химии.
Автоматизация
процессов является следующим шагом задачи
стандартизации процессов.
��114 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА
НА ОСНОВЕ ТИТАНОВОГО КОАГУЛЯНТА В ПРОЦЕССАХ
ДОБЫЧИ НЕФТИ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В.В. Муляк, М.В. Чертенков, Н.А.
Веремко, В.П. Родак, Л.Д. Давыдкина,
Н.А. Черепанова, К.В. Андреев
ООО «ЛУКОЙЛ
Инжиниринг»,
Россия 127055, г.Москва, ул. Сущевский Вал, д.2
Для подготовки воды хозяйственно
питьевого и промышленного
назначения до нормативных параметров, очистки промышл
енных и
бытовых сточных вод, а также для других целей очистки воды, в том числе
от специфических загрязнений зачастую используется титановый
коагулянт (ТК). Данный реагент представляет собой сложную композицию
на основе соединений титана и алюминия, состоя
щую из гидроксидов,
хлоридов и оксигидрохлоридов титана и алюминия. Повышенная
адсорбционная активность по сравнению с аналогами, позволяющая
поглощать из очищаемой воды ионогенные соединения за счет адсорбции,
обусловлена высокой валентностью (HV) титана
С ноября 2012 г. по настоящее время на Мало
Усинском
месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ
Пермь») реализуется пилотный проект
по закачке воды, очищенной с применением титанового коагулянта, что
является первым опытом применения указанного реагента в процессе
добыч
и нефти.
В рамках реализации проекта закачка воды, очищенной с
применением титанового коагулянта начата 08.11.2012
г. при рабочей
концентрации
г/м
, которая снижена в сентябре 2013 г. до 50г/м
, без
ухудшения качества подготавливаемой воды.
Качество
воды, очищенной с применением титанового коагулянта в
концентрации 100
50 г/м
соответствует нормам СТП (таблица 1).
По результатам контроля за изменением физико
химических
характеристик вод (6
ти компонентный анализ, рН, общая минерализация,
содержание м
ех.примесей), установлено:
увеличение общей минерализации воды, очищаемой с применением
различных концентраций титанового коагулянта;
повышение концентрации Cl
ионов;
значительное уменьшение концентрации HCO3 и других
солеобразующих ионов (Сl, SO
a и Mg), являющихся основными
источниками возможного солеотложения;
��115 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 1
Показатель
По нормам
СТП
03.4
001
На выходе из
РВП
3 до
начала ОПР
На выходе из
РВП
3 на
01.05.2015г.
Содержание ТВЧ,
мг/дм
10,0
3,8
Содержание
нефтепродуктов,
мг/дм
47,6
9,1
сдвиг рН в кислую область, что способствует растворению, как
образованных солевых отложений, так и минералов коллекторов
(карбонаты, сульфиды и т.д.);
снижение межфазного натяжения на границе подготовленная вода
нефть с 40мН/м
до 24 мН/м.
По результатам трассерных исследований установлено
перераспределение направлений фильтрационных потоков и вовлечение в
работу каналов с меньшей проницаемостью.
По участку проведения ОПР отмечена тенденция улучшения
показателей разработки:
увеличение закачки воды на 10
15%;
стабилизация текущей обводненности продукции.
Оценка дополнительной добычи нефти на 01.04.2015 г. по участку
составила около 2,E6 тыс. тонн нефти (2,3% от общей добычи по
пилотному участку).
Таким образом, применение ти
танового коагулянта в системе
подготовки воды позволяет:
произвести очистку подготавливаемой воды в соответствии с
нормами СТП;
снизить осложнения, связанные с потерей приёмистости
нагнетательных скважин;
Изменение химического состава закачиваемой воды
позволяет:
повысить нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды и ее
проникающую способность;
предотвратить процессы солеотложения и улучшить коллекторские
свойства продуктивного пласта,
что является предпосылкой для увеличения КИН.
Следующим, из возм
ожных направлений применения титанового
коагулянта, является его использование для улучшения состояния
разработки и регулирования охвата пластов заводнением в
потокоотклоняющих технологиях.
��116 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;СТАБИЛИЗИРУЮЩЕЕ ДЕЙСТВИЕ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА ПОЛИЭТ
ИЛЕН
ГЛИКОЛЕВОГО
ЭФИРА ЛАУРИЛОВОГО СПИРТА НА ФОРМИРОВАНИЕ
ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
И.Р. Мукминова
, А.В. Ващенко
, С.А. Вахрушев
, К.Ю. Прочухан
Ю.А. Прочухан
Башкирский государственный университет
химический факультет, 450076, г. Уфа,
ул. Заки Вали
ди, 32, +7
(917)
445
mail
prochukhanky
list
ОАО «Башкирский научно
исследовательский и
проектный институт нефти», 450006, г. Уфа, ул. Ленина, 86/1
mail
vahrushevsa
bashneft
По существующим
представлениям, в пластовых условиях не
происходит диспергирование смесей нефть
вода, т.е. водонефтяные
эмульсии (ВНЭ) не образуются. Считают, что водонефтяные эмульсии
формируются исключительно в результате подвода к потоку механической
энергии в стволе
скважины, при прохождении штуцеров, сужений колонны
НКТ, клапанов глубинных насосов и т.д. L1].
В промысловых водонефтяных эмульсиях, стабилизированными
природными поверхностно
активными веществами (ПАВ), инверсия
(обращение) фаз не происходит. Ее можно в
ызвать, например, введением в
эмульсию эмульгатора, стабилизирующего противоположный тип
эмульсии. Эмульгатор
это вещество, предотвращающее коалесценцию и
повышающее устойчивость эмульсии. Эмульгаторы разных типов при
одновременном применении действуют а
нтагонистически. Обращение фаз
происходит постепенно: сначала разрушается исходная эмульсия и
возникает неустойчивая система, в которой одновременно присутствуют
частицы исходной и обратной эмульсий со сложными образованиями, и
только после энергичного раз
мешивания и введения достаточного
количества эмульгатора происходит полное обращение фаз L2].
При выборе эмульгатора необходимо учитывать их лучшую
растворимость в той жидкости, которую предполагается сделать внешней
фазой; хорошую адсорбционную способнос
ть на границе раздела двух
жидкостей; дифильное строение стабилизатора. А также молекулы
стабилизатора должны иметь такую длину, что образовавшийся со
стороны внешней фазы адсорбционный слой не должен допустить
сближения капель на расстояния, где начинаетс
я преобладание ван
дер
ваальсового притяжения. В процессе эмульгирования устойчивые
��117 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;эмульсии образуются только тогда, когда эмульгатор способен быстро
заполнять адсорбционный слой и залечивать дефекты адсорбционного
слоя при его нарушении.
Как любая лиофоб
ная система, макроэмульсия не может быть
устойчивой в отсутствие эмульгатора. Наиболее часто используемыми
эмульгаторами являются ПАВ, полимеры и высокодисперсные порошки,
возможна также комбинация этих вариантов L3].
Как правило, чем ближе фазы по полярно
сти (чем ниже величина
межфазного натяжения между двумя жидкостями), тем устойчивее
эмульсия. Но при получении стабильных эмульсий только низкого
значения межфазного натяжения недостаточно. Это говорит о том, что
помимо снижения величины межфазного натяжен
ия, ПАВ выполняет
несколько и других функций, формируя защитный адсорбционный слой на
каплях, двойной электрический слой, таким образом, предотвращая
слияние капель (коалесценцию).
Механизм стабилизирующего действия ПАВ обусловлен их
способностью адсорбиро
ваться на поверхности твердых частиц или
капелек жидкости, снижать межфазное натяжение на границе раздела фаз,
снижать запас поверхностной энергии, образовывать защитную пленку,
сольватный слой, двойной электрический слой.
В связи с этим, целью данной рабо
ты являлось изучение механизма
стабилизирующего действия эмульгатора полиэтилен
гликолевого эфира
лаурилового спирта на формирование водонефтяной эмульсии.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Были проведены эксперименты по оценке нефтеемкости и по оценке
формировани
я стабильной водонефтяной эмульсии в течение времени на
примере эмульгатора
лаурет
Tainolin
7), полиэтилен
гликолевый
эфир лаурилового спирта L4].
Процессы инверсии эмульсии: коалесценции капель, стабилизации
эмульсии, флокуляции и расслоения иллю
стрируют микрофотографии.
Рис. 1
. 0,2
2,0% растворы ПАВ в зависимости от времени стабилизации.
��118 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Происходит коалесценция капель нефти в большие агломераты,
образование «нефтяной сетки». Инверсия фаз происходит при значении
времени
=7 мин.
Рис.2
. Завис
имость содержания ВНЭ от добавленной нефти.
При увеличении объема добавленной нефти и при увеличении
концентрации ПАВ содержание ВНЭ уменьшается. Исходя из
представленной зависимости, 0,2
1,0 % мас. водные растворы ПАВ
проявляют хорошую степень нефтеемкос
ти ПАВ, нет необходимости
увеличивать концентрацию ПАВ.
Рис.3
. Зависимость содержания ВНЭ от времени стабилизации.
В случае ПАВ концентрации 0,5 и 1,0 % наблюдается формирование
стабильной эмульсии, ПАВ концентрации 0,2 % разрушает эмульсию.
ПАВ концен
трации 0,2
1,0 % мас. обладает хорошей степенью
нефтеемкости
при увеличении объема добавленной нефти не образует
стабильной водонефтяной эмульсии. Но ПАВ концентрации 0,5 и 1,0 %
��119 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;мас. при длительном времени отстаивания стабилизирует водонефтяную
эмульсию
«ЛИТЕРАТУРА»
1. Шерман Ф. Эмульсии. М.: Мир, 1E72.
2. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии. /Под ред. Мителла К.М.:
Мир, 1E71.
3. Ланге К.Р. Поверхностно
актвные вещества.Синтез, свойства, анализ и применение.
/Перевод с англ. под ред. Л.П.
Зайченко. С
Пб.: Профессия, 2005, 240 с.
4. Ващенко А.В., Идогова Я.В., Мукминова И.Р., Акъюлова Г.И., Прочухан К.Ю.,
Прочухан Ю.А. Влияние водных растворов анионного поверхностно
активного
вещества на нефтеемкость и стабилизацию эмульсии.
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ
SWORLD
«Перспективные инновации в науке, образовании, производстве и
транспорте 2014»
Том 30. №4
Одесса: КУПРИЕНКО С.В., 2014.
С.73
ВЛИ
ЯНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА
КОКОГЛЮКОЗИДА НА
РАЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ ПУТЕМ
ХИМИЧЕСКОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ
И.Р. Мукминова
, А.В. Ващенко
, С.А. Вахрушев
, К.Ю. Прочухан
Ю.А. Прочухан
Башкирский государственный университет
химический факультет, 450076, г. Уфа,
Заки Валиди, 32, +7
(917)
mail
prochukhanky
list
ОАО «Башкирский научно
исследовательский и
проектный институт нефти», 450006, г. Уфа, ул. Ленина, 86/1
mail
vahrushevsa
bashneft
Процессы добычи нефти сопровождаются образованием
водонефтяных эмульсий (ВНЭ). В скважине нефть соприкасается с
пластовыми водами, но при естественных условиях эмульсии не
образуется. Для образования эмульсии необходимо нал
ичие в нефти
природных эмульгаторов или поверхностно
активных веществ (ПАВ),
наличие сильного механического воздействия (перемешивания), которое и
осуществляется при заборе нефти и транспортировке ее по стволу
скважины. Для интенсификации добычи на последн
их стадиях разработки
месторождения в скважину для создания давления закачивается вода, в
результате обводненность нефти может достигать E0% L1].
Перерабатывать обводненную нефть нельзя, т.к. вода является и
лишним балластом, и содержит минеральные соли, к
оторые вызывают
��120 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;коррозию оборудования. Поэтому необходимо водонефтяную эмульсию
разрушить. Для этого применяют химический метод
обработка
деэмульгаторами L2].
Механизм действия деэмульгаторов заключается в адсорбции на
границе раздела фаз «нефть
вода» и
в замещении природных
эмульгаторов. Капельки воды в окружении деэмульгатора начинают
притягиваться друг другу, образуя хлопья (пленки деэмульгаторов вокруг
капель остаются). В процессе хлопьеобразования (флокуляции)
поверхностная пленка глобул воды ослабев
ает, и капельки сливаются
(коалесцируют) L3].
В этой связи, целью данной работы являлось изучение влияние
концентрации поверхностно
активного вещества на процесс разрушения
водонефтяной эмульсии.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Объектом исследования является коко
глюкозид (милкозид 302).
Были проведены эксперименты по выявлению лучшей степени
нефтеемкости и лучшей эффективности деэмульсации ПАВ L4].
Рис.1
. Зависимость эффективности деэмульсации от объема
добавленной нефти в водных растворах ПАВ в концентрационном
диапазоне 0,2
1,0% мас.
При увеличении значения объема добавленной нефти содержание
водонефтяной эмульсии уменьшается. В изученном диапазоне
концентраций ПАВ показывает лучшие нефтеемкостные свойства,
увеличение концентрации ПАВ нецелесообразно.
��121 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Рис.2
Зависимость эффективности деэмульсации от времени в
водных растворах ПАВ в концентрационном диапазоне 0,2
1,0%мас.
В случае 0,2%мас. раствора ПАВ наблюдается формирование
нестабильной водонефтяной эмульсии. Повышение концентрации ПАВ
приводит к стабилиз
ации эмульсии. Т.е. оптимальной концентрацией ПАВ
в процессе деэмульсации при длительном времени стабилизации эмульсии
можно считать концентрацию, равной 0,2 % мас.
Из представленных данных можно сделать вывод, что лучшей
степенью нефтеемкости ПАВ обладае
тпри концентрации 0,2 % мас. При
длительном времени отстаивания водонефтяная эмульсия разрушается под
действием ПАВ концентрации 0,2 %мас.
При концентрации ПАВ С
пав
0,2 % мас. происходит процесс
коагулирования частиц ПАВ в отдельную фазу, поэтому они не
аспределены по объему водонефтяной эмульсии, и тем самым они
ухудшают процесс деэмульсации ВНЭ.
«ЛИТЕРАТУРА»
Вольцов А.А., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Максимочкин В.И. Интенсификация первичной
подготовки нефти //Пробемы и методы обеспечения надежности и без
опасности объектов
трубопроводного транспорта углеводородного сырья: тез.докл. науч.
практ. конф.
Уфа:
Изд
во ТРАНСТЭК, 2004.
С.131
Левченко Д.Н. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М., Издательство
«Химия». 1E67. С. 200.
Монсон Л.Т.
мическое разрушение нефтяных эмульсий. 2
й Мировой нефтяной
конгресс. Париж, июнь 14
1E. 1E37. 38 с.
Ващенко А.В., Идогова Я.В., Мукминова И.Р., Акъюлова Г.И., Прочухан К.Ю.,
Прочухан Ю.А. Влияние водных растворов анионного поверхностно
активного вещества
на нефтеемкость и стабилизацию эмульсии.
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ
SWORLD
«Перспективные инновации в науке, образовании, производстве и транспорте
2014»
м 30. №4
Одесса: КУПРИЕНКО С.В., 2014.
С.73

ФАМИЛЬНЫЙ
УКАЗАТЕЛЬ
Акъюлова Г.И

Алиев Э.Н.
Алтунина Л.К.
Андреев К.В.

Анисимова
Я.Э.
Антонова А.А.
Антусева А.В.
Асадов М.М.
Байтенов Н.А.
Балтаева М.Б.
Башкирце
ва Н.Ю.
5
,2
8
,3
3

3

Бого
мазова А.А.
Борисова Н.В.
Валекжанин И.В.
Ващенко А.В
09
116,119
Василевич В. В.
Вахрушев С.А.
Веремко Н.А.
116,119
4

Волошин А. И.
Гаевой Е. Г.
Ганиев И.М.
Глухов Е.А.
1

Губанов В. Б.
Григорьева Н.П.
Гумерова А.С.
,6
3

Давлетов З.Р.
,38
Давлетшина Л. Ф.
Давыдкина Л.Д.
4

Дедечко В.А.
Денисова А. В.
Дергач С.Р
7

Дмитриева С.О.
Довгий К. А.
Журавлёва Н. М.
Заворотный В.Л.
Заворотная М.В.
10,11,12
7
,9
0

Завор
отный А.В.
Закомолдин О.И.
ов
Иванова Л.В.
,11
2

Ившин Я.В.
Игдавлетова М.З.
Измайлов И.Ю.
Исмагилов Т.А.
Казак М.В.
Каюмова Н.Р.
Кожевников И. С.
Колесов С.В.
3

Кошелев В. Н.

Кри
санова П.К.
Крупеня И.В.
Кудряшова Л.В.
Кузнецов А.Е.
1
,4
4

1

6

Кудрявцев Д.А.
Куликов А. Н.
Кускильдина Ю.Р.
Лужецкий А.В.
Лукьянов О.В.
Люшин М.М.
Магадова Л. А.
Мазуров В.А.
3
5
,3
6
,

38,40,
Макова А.А.
Малкин Д. Н.
ышев Д.А.
Мамин Р.Н.
7

Мельник Д.Ю.
Миллер В.К.
Михайлов
. Н.
,10
Михайлов
Н. Н
Моторова К. А.
Мукминов Р. Р.
Муляк В.В.
Мурадасилова Э.Р.
Мукминова И.Р.
Мурашова А.В.
4

2

116,119
Мухин М. М
Насветникова А. А.
8

Нигматуллин Т. Э.
Останин А.В.
1

Пахомов М. Д.
Печерский Г.Г.
Попов С.Н
,38
2



Потешкина К. А.
Примерова О. В.
Прочухан К. Ю.
,116,119
Прочухан Ю. А.
,116,119
Пугачева Ю.А.
Рагулин В.В.
09
Рамазанова Э.Э.
Родак
В.П.
4

Роднова В.Ю.
Рыбакова А.А.
Сваровская Л.И.
Семенов А.В.
Сечина Л. С.
Силин М.А.
,40
Сиротин А.Н.
Сладовская О.Ю.
Собанова
О.Б.
Стародубцева К.А.
Стрижнев В.А.

Стрелков А.В.

Таранец Ю.С.
Телин А.Г.
Теплоухова А.В.
1

Тимербулатова
Ю.М.
Толстых Л.И.
Трофимова М.В.
Угрюмов О.В.
6
,9
7

Фан Ву Ань
6

Федосеев П.О.
Харланов С.А.
Хузина Г.С.
Цыганков В.А.
Цыганов Д.Г.

Чезлов А.А.
Чезлова А.В.
Черепанова Н.А.
,6
3

3

4

Черыгова М.А.
Чертенков М.В.
Чирина Л.А.
Чукаева Э.Р.
Шадымухамедов
С.А.
Шакиров
Ф.Ш.
Шакирова И.Р.
6

Шидгинов З.А.
Шониезов И.М.
Щербакова А.Г.







��125 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ОГЛАВЛ
стр.
1. Реагенты для бурения, заканчивания и ремонта
скважин
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИИ ТАМПОНАЖНЫХ
МАТЕРИАЛОВ
А.А. Чезлов, Н.А. Байтенов
, А.С. Гумерова
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОМЫВКИ
СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО
НИЗКОГО
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
М.А. Черыгова, Л.А. Магадова, Е.Г. Гаевой
НОВЫЕ ЗАДАЧИ ФИЗИКО
ХИМИЧЕСКИХ
ТЕХНОЛОГИЙ РИР
А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, З.А. Шидгинов,
К.А.
Довгий, А.В. Стрелков
МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕАГЕНТА
РЕГУЛЯТОРА ВЯЗКОСТИ И РЕОЛОГИИ НРП
20М
В.Л. Заворотный, И.Ю. Измайлов, А.Е. Кузнецов,
Н.А.Заворотная
ПРИМЕНЕНИЯ РУО (ЭРУО) НА СОВРЕМЕННОМ
ЭТАПЕ
В.Л. Заворотный
СИНТЕЗ ПОЛИ
ФУНКЦИОНАЛЬНОГО
КОМПОНЕНТА БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ
М.М. Люшин, В.Л. Заворотный, Я.Э. Анисимова,
К.А. Стародубцева
2. Реагенты и технологии их применения в процессах
повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации
добычи нефти
ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТИ
И ПЛАСТОВОЙ
ВОДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УСИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Л.К. Алтунина, А. Г. Щербакова, Л.И. Сваровская

ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПОПУТНО
ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ В КАРБОНАТНЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
Н.П. Григорьева, О.В. Лукьянов, А.В. Семенов,
О.Б. Собанова
РЕАГЕНТ ДЛЯ ИОННОГО НАГРЕВА
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Я.В. Ившин, О.В. Угрюмов, Н.В. Борисова
ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
НА СТАБИЛЬНОСТЬ АПАВ Р
30 В СМЕСИ С
ПОЛИАКРИЛАМИДОМ
Э.Р. Чукаева, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦ
ЕССА ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ
ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА
ОСНОВЕ ПОЛИОКСИХЛОРИДА АЛЮМИНИЯ ДЛЯ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Л.А.Магадова, М.Б.Балтаева, К.А.Потешкина
ПОДБОР ПОТОКООТКЛОНЯЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ
НА ОСНОВЕ ПОЛИОКСИХЛОРИДА АЛЮМИНИЯ
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
ПРОЦЕССА ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА СРЕДНЕ
УЛЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Л.А.Магадова, К.А.Потешкина, М.Б.Балтаева, С.А.Харланов,
В.А.Дедечко
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСОНОСОДЕРЖАЩЕГО
СОСТАВА ДЛЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
М.А. Силин, В.А. Цыганк
ов, П.К. Крисанова
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ
ПАВ НЕФТЕНОЛ К МАРКИ НК
40/10 ДЛЯ
ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩИХ ОБРАБОТОК
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Ю.Р. Кускильдина, А.В. Антусёва, М.В. Казак,Г.Г. Печерский

ЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ
ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ПРОЦЕСС
ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ
КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ПОЛИОКСИХЛОРИДА
АЛЮМИНИЯ
Л.А.Магадова, К.А.Потешкина, М.Б. Балтаева,
.В.Мурашова
ИЗМЕНЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ СКФ CO
В ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ СО В
РЕМЕНЕМ
Э.Э. Рамазанова, М.М. Асадов, Э.Н. Алиев
ИЗУЧЕНИЕ РАСТВОРЯЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
ФТОРСОДЕРЖАЩИХ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ ПО
ОТНОШЕНИЮ К КВАРЦУ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБОТОК ПЕСЧАНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Л.А. Магадова, А.Н. Сиротин, З.Р. Давлетов,
М.Д. Пахомов
РАЗРАБОТКА
ПАВ
СПИРТОКИСЛОТНОГО
СОСТАВА ДЛЯ ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
М.А. Силин, Л.А. Магадова, М.Д. Пахомов, З.Р. Давлетов
ИССЛЕДОВАНИЕ ОСАДКООБРАЗОВАНИЯ ПРИ
КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТКАХ ТЕРРИГЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Л.А. М
агадова, З.Р. Давлетов, М.Д. Пахомов
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА НА
ОСНОВЕ КОЛЛОИДНОГО КРЕМНЕЗЕМА ДЛЯ
ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ
СКВАЖИНАХ
М.А. Силин, В.Ю. Роднова, Л.А. Магадова
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ РЕСУРСА ГИБКИХ ТРУБ ЗА
СЧЕТ
ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ
ПРИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТКАХ
Ю.М. Тимербулатова, Л.Ф.Давлетшина, Л.И. Толстых,
М.Д. Пахомов

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ
ДЛЯ КИСЛОТЫХ ОБРАБОТОК НА ОСНОВЕ
ВЯЗКОУПРУГИХ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ
ВЕЩЕСТВ
Д.Н. Мал
кин, Е.Г. Гаевой, П.К. Крисанова
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОГО ГЕЛЯ НА
ОСНОВЕ
ПАВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР
Л.А. Магадова, В.Б. Губанов, Фан Ву Ань
ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПРИТОКА НА АГКМ
Р.Е. Зонтов, Д.А.Малышев
3. Разработка и применение современных
деэмульгаторов, защитных материалов и ингибиторов
коррозии, солеотложения и парафиноотложения при
добыче и транспорте нефти и газа
НОВЫЙ БАКТЕРИЦИД ФЛЭК
ИКБ
703
А.В. Денисова
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТИВ
ОТУРБУЛЕНТНЫХ
ПРИСАДОК В ЗАО «ВАНКОРНЕФТЬ»
А.В. Теплоухова
РАЗРАБОТКА ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩЕГО СОСТАВА
ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВЫХ
ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ КАМЕННОГО И ЕМ
ЕГАНСКОГО НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская
ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО КИСЛОРОДА НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ НА
ПРИМЕРЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СРЕД
МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Ф.Ш. Шакиров
, О.В.Угрюмов
Л.В.Кудряшова,
И.Р.Шакирова
О.И. Закомолдин, Н.Р. Каюмова
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИСПОЛЬ
ЗУЕМЫХ НА
СУТОРМИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ (ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ,
ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ)

НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДГОТОВКИ ПЛАСТОВОЙ
ВОДЫ
М.А. Силин, Н.М Журавлёва, Г.С. Хузина
ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ХИМИЧЕСКИХ
РЕАГЕНТОВ ДЛЯ
ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ
ЯРУДЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А.В. Лужецкий, И.М. Шониезов, А.В. Останин
4. Применение водорастворимых полимерных
материалов в процессах эксплуатации нефтяных
месторождений
РАЗРАБОТКА НОВОГО АКРИЛОВОГО РЕАГЕНТА
ДЛЯ ОГРАНИЧ
ЕНИЧЕНИЯ ВОДОПРОТОКОВ В
СКВАЖИНЫ
А.С. Гумерова, А.В. Чезлова, А.А. Чезлов, С.В. Колесов,
Е.А. Глухов
ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
НА ДИНАМИЧЕСКУЮ ВЯЗКОСТЬ ПОЛИМЕРА
Э.Р. Чукаева, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА
КИСЛОТНОЙ
ДЕСТРУКЦИИ
И РЕОЛОГИЧЕСКИХ
ХАРАКТЕРИСТИК ГЕЛЯ ДЛЯ ГРП НА ВОДНОЙ
ОСНОВЕ, СОДЕРЖАЩЕГО БОРАТНЫЙ СШИВАТЕЛЬ
М.М. Мухин, Д.Н. Малкин, Л.А. Чирина,
А.А. Насветникова
ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВОВ СШИТЫХ ГЕЛЕЙ НА
ОСНОВЕ ПОЛИМЕРОВ АКРИЛАМИДА ДЛЯ
ВОДОИЗОЛ
ЯЦИИ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО
ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Т.А.Исмагилов, М.З.Игдавлетова, И.М.Ганиев, А.Г.Телин
Поверхностно
активные вещества в нефтяной и газовой
промышленности
РАЗРАБОТКА ПАВ НА ОСНОВЕ РЫБНЫХ ЖИРОВ
ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ,
ИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕДОБЫЧЕ
В.В. Василевич, С.Р. Деркач, П.О. Федосеев, Л.А. Магадова,
В.Л. Заворотный, М.А. Силин
, М.М. Мухин

ВЛИЯНИЕ ВОДНОГО РАСТВОРА АНИОННОГО
ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА Р
30 НА
НАБУХАЕМОСТЬ ГЛИН
Г.И. Акъюлова, А.А. Рыбакова,
К.Ю. Прочухан,
Ю.А. Прочухан
ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДОВЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ
АНИОННЫХ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ
ВЕЩЕСТВ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ
Э.Р. Мурадасилова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
КИНЕТИКА НАБУХАНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В
ВОДНЫХ РАСТВОРАХ АНИОННЫХ
ОВЕРХНОСТНО
АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ НА
ОСНОВЕ РАСТИТЕЛЬНОГО СЫРЬЯ
А.А. Рыбакова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
СЫРЬЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НА
БАЗЕ ГИДРОКСИ
1,3
ДИОКСАЦИКЛОАЛКАНОВ
С.О. Дмитриева, А.А. Богомазова, Н.Н. Михайлова
РАЗРАБОТКА И
ИССЛЕДОВАНИЕ ЭМУЛЬГАТОРОВ
ДЛЯ ТЖ
В.Л. Заворотный, В.А. Мазуров, М.В.Заворотная,
Д.Ю. Мельник, А.В. Заворотный
6. Экологические аспекты производства и применения
химических реагентов в нефтяной и газовой
промышленности
РАЗРАБОТКА СПОСОБА УТИ
ЛИЗАЦИИ
КАТАЛИЗАТОРНОЙ ПЫЛИ
З.А. Шидгинов, И.В. Крупеня, К.А. Довгий, М.В. Трофимова
7. Физико
химические исследования нефтей и реагентов,
применяемых для добычи нефти и газа
ПРОЯВЛЕНИЕ МЕХАНОХИМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ
ПРИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМ МОДЕЛИРОВ
АНИИ
НАГНЕТАНИЯ ВОДЫ В ТРЕЩИНОВАТЫЕ
КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
Н.Н. Михайлов, С.Н. Попов

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ПОКАЗАТЕЛЯ «ПЛОЩАДЬ ОТСЛАИВАНИЯ
ПОКРЫТИЯ ПРИ КАТОДНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ» ДЛЯ
СИСТЕМЫ АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ
«ТЕХНОКОР» НА СОО
ТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ К НАРУЖНОМУ ЗАЩИТНОМУ
ПОКРЫТИЮ УСИЛЕННОГО ТИПА НА ОСНОВЕ
ЭПОКСИДНЫХ КРАСОК ЗАВОДСКОГО НАНЕСЕНИЯ.
Р.Н. Мамин, Н.В. Борисова, А.А. Антонова, О.В. Угрюмов
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО ИЗ
ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ РАЗ
ЛИЧНОГО
СОСТАВА
В.К. Миллер, Л.В. Иванова, Ю.А. Пугачева
ОБРАЗОВАНИЕ ИОННЫХ ЖИДКОСТЕЙ КАК МЕТОД
ВЫДЕЛЕНИЯ НАФТЕНОВЫХ КИСЛОТ ИЗ КИСЛЫХ
НЕФТЕЙ
Д.А.Кудрявцев, Л.В.Иванова, В.Н.Кошелев
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЧКИ ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ
МЕТОДОМ ВИБРАЦИОННО
Й ВИСКОЗИМЕТРИИ
И. С. Кожевников
ВЛИЯНИЕ СОСТАВА УГЛЕВОДОРОДОВ НА
ГИДРОФОБИЗАЦИЮ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД
Н.Н. Михайло
в, К.А. Моторова, Л.С. Сечина
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ОДИН ИЗ
КЛЮЧЕВЫХ ФАКТОРОВ ПОВЫШЕНИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНО
ИЗОЛЯЦИО
ННЫХ
РАБОТ
Т.Э. Нигматуллин, А.Г. Телин, В.А. Стрижнев, Р.Р. Мукминов
МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ В
ПРОЦЕССЕ НЕФТЕДОБЫЧИ
И.В. Валекжанин, А.И. Вол
ошин, В.В. Рагулин, А.Г. Телин
ИССЛЕДОВАНИЕ СЛОЖН
ЫХ ЭФИРОВ ОЛЕИНОВОЙ
КИСЛОТЫ В КАЧЕСТВЕ ДЕПРЕССОРНЫХ
ПРИСАДОК В НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТЕ
УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Примерова О.В., Иванова Л.В., Макова А.А.
ИСПЫТАНИЯ ДИСПЕРГАТОРОВ НА ОСНОВЕ
АЛКЕНИЛСУКЦИНИМИДОВ В ПАРАФИНИСТЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
Ю.С.Таранец, Л.В. Иванова
8. Информационное обеспечение и маркетинг в области
производства и применения химических реагентов для
нефтяной и газовой промышленности
ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИОНИРОВАНИЮ
ПОДСИСТЕМЫ «ПЕРСОНАЛ» СИСТЕМЫ
НЕФТЕПРОМЫСЛОВО
Й ХИМИИ ПРЕДПРИЯТИЯ
С.А.Шадымухамедов
ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО
РЕАГЕНТА
НА ОСНОВЕ ТИТАНОВОГО
КОАГУЛЯНТА В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ И
СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В.В. Муляк, М.В. Чертенков, Н.А. Веремко, В.П. Родак,
Л.Д. Давыдкина, Н.А. Черепанова, К.В. Андреев
СТАБИЛИЗИРУЮЩЕЕ ДЕЙСТВИЕ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА ПОЛИЭТИЛЕН
ГЛИКОЛЕВОГО ЭФИРА ЛАУРИЛОВОГО СПИРТА НА
ФОРМИРОВАНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
И.Р. Мукминова
, А.В. Ващенко, С.А. Вахрушев,
К.Ю. Прочух
ан
, Ю.А. Прочухан
116
ВЛИЯНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ПОВЕРХНОСТНО
АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА
КОКОГЛЮКОЗИДА НА
РАЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
ПУТЕМ ХИМИЧЕСКОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ
И.Р. Мукминова, А.В. Ващенко, С.А. Вахрушев,
К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан
119
ФАМИЛЬНЫЙ УК
АЗАТЕЛЬ
ОГЛАВЛЕНИЕ
125

Приложенные файлы

  • pdf 7080112
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий