» ГЛАВНАЯ > К содержанию номера
 » Все публикации автора

Журнал научных публикаций
«Наука через призму времени»

Октябрь, 2017 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №7 2017

Автор: Шестерикова Анастасия Андреевна, студент
Рубрика: Науки о земле
Название статьи: Использование бисульфата натрия для вызовапритока по окончании строительства скважин

Статья просмотрена: 286 раз

УДК     550.822.5, 622.276.72 

Использование бисульфата натрия для вызовапритока по            окончании строительства скважин

Шестерикова Анастасия Андреевна,
Студентка института нефти и газа,
Северо-Кавказский федеральный университет, г.Ставрополь
Овчаров Сергей Николаевич,
технических наук, профессор,
Северо-Кавказский федеральный университет, г.Ставрополь

 

Аннотация. Кольматация призабойной зоны скважины компонентами бурового раствора или технологических жидкостей в процессе интенсификации приводит к снижению дебита скважин. В статье рассматривается одна из причин кольматации призабойной зоны продуктивного пласта – использование бисульфата натрия для интенсификации притока газа при проведении капитального ремонта. Приведены результаты коррозионных исследований раствора бисульфата натрия.

Ключевые слова: скважина, призабойная зона, дебит, приток, бисульфат натрия, коррозия.

Введение

При строительстве скважин и при проведении ремонтно-восстановительных работ используется буровой раствор, который может фильтроваться в призабойную зону скважины, вызывая ее кольматацию. После окончания строительства скважин и проведения капитального ремонта осуществляется вскрытие продуктивного пласта и вызов притока газа с применением технологических жидкостей, компоненты которых также могут являться кольматантами призабойной зоны. Это приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта: изменению проницаемости, пористости, структуры пористой породы и других физических свойств, а в конечном счете к снижению добывных возможностей скважин.

С уменьшением проницаемости горной породы, как известно, снижается дебит скважин. Для интенсификации притока газа после строительства скважин путем удаления глинистого кольматанта на предприятиях ОАО «Газпром» используется 8 % водный раствор бисульфата натрия. Эта технология интенсификации (вызова притока) используется и в ООО «Газпром ПХГ Ставрополь».

Материалы и методы исследований

При проведении исследований использовались методы анализа, сравнения,  синтеза и эксперимент. Исследования основаны  на применении расчетно-аналитических методов, на анализе известных технологий интенсификации. Использовались результаты анализа и изучения промысловых данных. Для изучения коррозионной активности водного раствора бисульфата натрия использовался экспериментальный метод. Расчетные исследования проводились  с применением компьютерных технологий и программ.

Для проведения экспериментов была создана лабораторная установка, схема которой приводится на рисунке 1.

Методика испытаний основана на определении потери массы образца. Подготовка образцов к испытаниям заключается в том, что предварительно  образцы протираются карандашной резинкой и обезжириваются ацетоном, просушиваются фильтровальной бумагой, после чего взвешиваются на аналитических весах с точностью до 0,0002 г. После испытаний продукты коррозии удаляются с образца протравливанием в ингибированной соляной кислоте в течение трех минут. Затем образцы отмываются избытком воды, сушатся и далее взвешиваются.

Опыт осуществляется следующим образом. В склянку 7 помещается 150-200 мл 8% водного раствора бисульфата натрия, образцы подвешиваются на нитках. Склянка соединяется с бюреткой 4 и герметизируется с помощью резиновой пробки.

1 – образцы-свидетели; 2 – водный раствор сульфата натрия; 4 – бюретка с раствором HCl; 5 – U-образный манометр; 6 – поглотительная склянка Дрекселя; 7 – стеклянная емкость; 8 – соединительные трубки.

Рисунок 1 – Схема лабораторной установки для определения коррозионной активности водного раствора бисульфата натрия

Для регулирования давления в склянке 7 используется отвод 8, соединенный со склянкой Дрекселя 6. Замер давления в емкости 7  осуществляется U-образным манометром 5.

После того, как установка собрана и проверена на герметичность, испытуемые образцы  выдерживаются в растворе несколько часов, после чего взвешиваются. Опыт повторяется не менее трех раз. Результаты исследований приведены на рисунке 2.

Для систематизации полученных результатов исследований был применен метод анализа.

Результаты исследований и их обсуждение

Занимаясь вопросами изучения процессов коррозии на объектах ООО «Газпром ПХГ Ставрополь», был исследован так же вопрос использования бисульфата натрия (NaHSO4) для обработки скважин в целях интенсификации. Как известно в продукции скважин присутствует пластовая жидкость – это смесь конденсационной, пластовой воды и фильтрата технологических жидкостей.  В процессе эксплуатации скважины пластовая жидкость, основными компонентами которой являются ионы Сl-, HCO3-, CO3-2, SO4-2, Са+2, Mg+2, Na+ + K+,  характеризуется установившимся солевым равновесием. При обработке призабойной зоны скважины водным раствором бисульфата натрия раствор фильтруется в призабойную зону скважины, что неизбежно приводит к нарушению установившегося солевого равновесия за счет повышения концентрации сульфат-иона SO4-2, Na+ и Н+. В результате повышения концентрации этих ионов в призабойной зоне в осадок начинают выпадать труднорастворимые сульфаты кальция (гипс). Сульфат кальция, выпадая в поровых каналах продуктивного пласта призабойной зоны, закупоривает   призабойную зону скважины, исключая фильтрацию флюида в скважину. Это отрицательно сказывается на ее производительности из-за вторичной кольматации горной породы. Аналогичные процессы образования гипса будут происходить при обработке скважин с карбонатным коллектором.

Одним из химических свойств бисульфата натрия является его окислительная способность. Являясь сильным окислителем бисульфат натрия, в присутствии восстановителей, которыми являются ионы S-2, Fe+2, H-, HSO3- и др. и которые присутствуют в скважине (как правило это продукты углекислотной или биокоррозии), вступает с ними в химическое взаимодействие с образованием осадков, кольматирующих призабойную зону.

Термодинамический анализ показывает, что в призабойной зоне при  введении в нее бисульфата натрия возможны следующие химические превращения [3]

Fe0 + H+ = Fe+2 + H-                       ΔG = -22,05 ккал                                          (1)

Н- + Н+ = Н20

 

HSO4- + 2H- = HSO3- + H2O                   ΔG = -2,37 ккал                                 (2)

HSO4- + 3H- = SO2 + 2H2O                    ΔG = -4,79 ккал                                  (3)

SO2 + 2S-2 + 4H+ = 3S0 + 2H2O             ΔG = -82,5 ккал                                  (4)

Fe+2 + S-2 = FeS                                                                                                   (5)

Ca+2 + SO4-2 = CaSO4                                                                                                                                           (6)

Как следует из приведенных химических уравнений, в продуктах химических реакций появляется твердая фаза – сера, сульфид железа, сульфат кальция - гипс.

Появление серы в продукции скважин при наличии сульфида железа FeS создает условия для образования пожароопасных пирофорных отложений в скважинном оборудовании.

Заметного влияния на дебит скважины одноразовая обработка может и не оказывать, но при повторных обработках, когда будет происходить процесс накопления серы в призабойной зоне или сульфида железа FeS, возможно заметное снижение дебита скважины по газу.

Для решения проблемы были выполнены экспериментальные исследования по обработке керна и шлама со скважин Западно-Серафимовской площади раствором бисульфата натрия. Результаты исследований показали, что при обработке керна 8% водным раствором  бисульфата натрия последний не оказывает заметного влияния на керн. При обработке шлама, который представлен обломками глинистых пород, песчаников, цементного камня и рыхлых слабосцементированных агрегатов, происходит преобразование карбонатов кальция в труднорастворимый гипс (сульфат кальция), который выпадает на поверхности шлама и в порах его агрегатов. Рыхлые агрегаты шлама после обработки становятся более плотными и лучше сцементированными, при этом  зафиксировано увеличение массы на 28 %.

Полученные результаты подтверждают, что использование бисульфата натрия NaHSO4 для интенсификации вызывает вторичную кольматацию призабойной зоны за счет химических превращений.

В таблице 1 представлены результаты промысловых обработок скважин ПХГ 8% раствором бисульфата натрия.

Таблица 1  - Результаты обработки скважин ПХГ бисульфатом натрия

скв.

Дебит скважин, тыс.м3/сут

Коэффициент продуктивности

К21

до

после

до обработки,  К1

после обработки, К2

644

53

132

0,45

1,25

2,78

634

42

120

0,22

0,85

3,86

620

57

190

 

0,54

 

568

170

133

1,17

0,38

0,32

103

176

96

2,13

1,15

0,54

612

 

 

0,25

1,75

7,00

644

 

 

0,38

1,25

3,29

636

 

 

0,278

0,876

3,15

633

 

 

0,293

0,72

2,46

631

 

 

0,376

0,92

2,45

717

 

 

0,374

0,88

2,35

581

 

 

0,582

1,07

1,84

701

 

 

0,491

0,84

1,74

Продолжение таблицы 1

485

 

 

1,45

2,21

1,52

793

 

 

0,075

0,11

1,47

510

 

 

0,791

0,94

1,19

641

 

 

0,93

1,05

1,13

867

 

 

0,87

0,98

1,13

618

 

 

1,013

1

0,99

868

 

 

0,67

0,64

0,96

Из данных таблицы 1 следует, что использование бисульфата натрия в целях интенсификации не всегда оправдано. Связано это с тем, что бисульфат натрия – кислая соль, водные растворы которой имеют сильно кислую среду, рН = 0,7. Обусловлено это образованием серной кислоты в результате гидролиза соли. С повышением температуры степень гидролиза соли возрастает. В этой связи использование 8% водного раствора бисульфата натрия для обработки призабойной зоны скважины вызывает формирование коррозионной среды.

Результаты исследований коррозионного воздействия бисульфата натрия на скважинное оборудование представлены на рисунке 2.

          

Рисунок 2 – Изменение скорости коррозии Ст.20 от температуры в водном растворе бисульфата натрия

При 20о С скорость коррозии образцов НКТ достигает 12 мм/год, с ростом температуры до 60о С скорость коррозии возрастает до 89,4 мм/год.

Одним из известных способов защиты от коррозионного влияния является применение ингибиторов коррозии. Для снижения коррозионного разрушения НКТ при использовании бисульфатных ванн в процессе исследований использовался уротропин. На рисунке 3 показаны результаты влияния добавок уротропина на скорость коррозии образцов НКТ.

Рисунок 3 – Влияние уротропина на скорость коррозии Ст.20 в растворе

бисульфата натрия при 20оС

Количество уротропина, обеспечивающее защиту,  составляет 2,5% к массе раствора при t = 20oC. Экспериментально установлено, что ингибирующие свойства уротропин проявляет при температурах до 50оС, выше этой температуры ингибирующий эффект уротропина отсутствует.

Выводы

На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований можно сделать вывод о том, что использование бисульфатных ванн для интенсификации притока газа способствует формированию агрессивной среды в скважине и при определенных условиях может привести к вторичным процессам кольматации призабойной  зоны пласта за счет химических превращений бисульфата натрия с компонентами пластовой жидкости, а при наличии сероводорода в пластовой жидкости – к накоплению пирофоров.

В целях избежания отрицательных последствий использования бисульфатных ванн необходимо проводить проверку  совместимости пластовой жидкости и продуктивного пласта с водным раствором бисульфата натрия перед обработкой призабойной зоны скважины бисульфатом натрия.

 



Список литературы:

  1. Позин М.Е. Технология минеральных солей: В 2 т. – 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Химия, 1970. – Т. 1. – 800 с.
  2. Иванов С.И., Донсков К.В., Набутовский З.А и др. Противокоррозионная защита объектов Оренбургского газоконденсатного месторождения / / Газовая промышленность. – 2004. - № 7. – С. 75-77.
  3. Гельднев А.О. О защите от углекислотной и сероводородной коррозии на Даулетабад-Донмезском газоконденсатном месторождении / / Оптимальные направления решения задач газовой промышленности ТССР: Тез. докл. – Ашхабад, 1986. – С. 24.
  4. Гетманский М.Д., Еникеев Э.Х. Современное состояние и перспективы ингибирования нефтепромыслового оборудования в средах, содержащих сероводород и двуокись углерода / / Обзорная информация. Сер.: Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. – М.: ВНИИОЭНГ , 1985. - № 8. – С.59.
  5. Тагиров К.М., Лобкин А.Н. Использование выхлопных газов ДВС в нефтегазодобыче. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 146 с.
  6. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. – М.: Недра, 1998. – 271 с.


Комментарии:

Фамилия Имя Отчество:
Комментарий: