«Нефтегазовая Вертикаль», №12/2008
А. ШИПИЛОВ Технический директор, ЗАО «Полиэкс»
Как известно, кислотная стимуляция добывающих скважин является одним из важнейших современных элементов технологии повышения нефтеотдачи пласта. Среди отечественных сервисных и нефтедобывающих компаний для этих целей наиболее широко используется ингибированная соляная кислота и кислотные композиции (составы) на ее основе.
Эффективность кислотной стимуляции нефтяных скважин существенным образом зависит от качества применяемой соляной кислоты. Присутствие в ней даже незначительного количества ионов железа и других примесей приводит к резкому снижению эффективности кислотной обработки призабойной зоны пласта скважин и, в конечном итоге, к существенному снижению планируемого прироста добычи углеводородов с обработанной скважины.
Так же повышенное содержание ионов железа ведет к необходимости использовать ингибиторы коррозии в высоких концентрациях.
В настоящий момент для производства ингибированной соляной кислоты компании-производители зачастую используют абгазную соляную кислоту, являющуюся отходом химических производств, и ингибитор солянокислотной коррозии, который подбирается с учетом возможности ингибировать конкретную абгазную кислоту, поступающую в виде отхода с того или иного производства.
Нормируемые показатели качества абгазных кислот, согласно ТУ производителей, — это внешний вид, концентрация кислоты, содержание железа (обычно на уровне 0,03%, 300 ppm) и допустимая скорость коррозии при 20 С° (менее 0,2 г м2/ч).
Повышенное содержание железа в абгазных кислотах имеет существенные негативные последствия для нефте- и газодобытчиков, т.к. оно всегда приводит к образованию гидроокиси железа после истощения кислоты и, как следствие, к кольматации и снижению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что ведет к падению добычи углеводородов с обрабатываемой скважины.
Далее, помимо образования гидроокисей железа в ПЗП, в случае использования абгазной соляной кислоты у клиента всегда появляется еще одна проблема — возникает необходимость использовать ингибиторы коррозии в высоких концентрациях, что со своей стороны может приводить к образованию стабильных нефтекислотных эмульсий и кольматации ПЗП.
Так, увеличение содержания трехвалентного железа в отработанной до 0,25% кислоте приводит к снижению проницаемости керна до 20 раз. Проницаемость не снижается только при содержании железа в отработанной кислоте менее 0,00005% (0,5 ppm).
Другим негативным моментом присутствия в соляной кислоте ионов железа является необходимость повышенного расхода ингибитора для гарантированного обеспечения допустимой скорости коррозии.
Таким образом, увеличение концентрации хлорида железа в соляной кислоте до 0,01% приводит к снижению эффективности всех ингибиторов (ВНПП-2-В, ИКУ, КИ-2), на которых проводились исследования. Причем снижение эффективности в зависимости от случая могло достигать от 3 до 5 раз.
Следовательно, для восстановления защитного эффекта рабочая концентрация ингибитора в абгазных кислотах должна многократно повышаться, что, помимо собственно экономических потерь клиента от снижения нефтедобычи с конкретной скважины, ведет к удорожанию и закупаемой абгазной кислоты в пересчете на основное вещество.
Другой причиной, приводящей к необходимости повышать концентрацию ингибитора в соляной кислоте, является требование обеспечить низкую скорость коррозии при повышенных температурах, что становится особенно актуально при кислотных обработках высокотемпературных скважин (см. «Зависимость скорости коррозии от ингибитора при температуре 95 С°»).
Скорость имеет значение
При температуре 20 и 50 С° скорости коррозии у различных ингибиторов сопоставимы, но при высокой темпера туре(95 С°) защитный эффект ингибитора в синтетической соляной кислоте отличается более чем в десять раз (см. «Зависимость скорости коррозии от ингибитора при температуре 95 С°» и «Зависимость скорости коррозии (г/м2ч) в 20%-ной HCl от типа ингибитора при различных температурах»). Причем скорость коррозии увеличивается в ряду В-2 < «Солинг» < На пор-КБ < ВНПП-2-В. Лучший защитный эффект при темпера туре 95 С° проявляют ингибиторы В-2 и «Солинг», наихудший результат — у ВНПП-2-В. Важно отметить, что при ингибировании ингибитором В-2 абгазной кислоты скорость коррозии многократно выше, чем при ингибировании им же синтетической кислоты, что, очевидно, связано с наличием в абгазной кислоте примесей, негативно влияющих на ингибитор.
Необходимость использовать ингибитор для абгазных кислот в высоких концентрациях по выше приведенным причинам (наличие в кислоте ионов железа и повышенная температура) не только экономически невыгодна, но и имеет отрицательные последствия, связанные с эмульсеобразованием.
Как известно, при контакте кислоты и нефти происходит образование стойких нефтекислотных эмульсий, негативно влияющих на проницаемость ПЗП, а значит, и эффективность кислотной стимуляции.
Стойкость нефтекислотной эмульсии зависит от ряда факторов, среди которых определяющим является наличие в компонентах эмульсии поверхностно-активных веществ (ПАВ-эмульгаторов). Это могут быть как природные соединения, находящиеся в нефти, так и соединения техногенного характера, и, в первую очередь, ингибиторы кислотной коррозии (см. «Физические характеристики ингибиторов и скорость коррозии» и «Межфазное натяжение на границе керосин- 20% HCl, ингибированной различными ингибиторами»).
Влияние на эмульсеобразование
Примечательно, что величина межфазного натяжения на границе ингибированная кислота — керосин, то есть поверхностная активность у разных типов ингибиторов отличается более чем в 20 раз при сопоставимых значениях скорости коррозии (максимальное отличие скорости коррозии — менее чем в два раза при 20 С°) и хорошо коррелирует со склонностью к образованию нефтекислотной эмульсии. Очевидно, что этот параметр может использоваться для прогнозного тестирования пригодности ингибированной кислоты для технологий ПНП.
С другой стороны, хорошо известно, что склонность к образованию эмульсий у различных типов нефти различна. Поэтому на примере двух ингибиторов, «Солинг» и «ВНПП-2-В», отличающихся по межфазному натяжению более чем в десять раз, было исследовано их влияние на эмульсеобразование различных типов нефти: «легкой», «средней» и «тяжелой» (см. «Влияние ингибиторов на стойкость нефтекислотной эмульсии»).
Результаты исследований показали, что соляная кислота, ингибированная «Солингом», обладает деэмульгирующими свойствами и способствует лучшему разрушению эмульсий для всех исследованных типов нефти.
Неразрушающаяся эмульсия образуется лишь при использовании «легкой» нефти Шершневского месторождения (Пермский край). Однако увеличение концентрации ингибитора «Солинг» до 1% приводит к полному разрушению эмульсии менее чем за один час. Все исследованные виды нефти с кислотой, ингибированной ВНПП-2-В, образуют более стойкие эмульсии. Более того, увеличение концентрации ингибитора ВНПП-2-В до 1% для «легкой» нефти не оказывает никакого дополнительного деэмульгирующего эффекта.
Выводы
Тип ингибитора кислотной коррозии влияет на стойкость образующейся при контакте кислоты и нефти нефтекислотной эмульсии. Что, в свою очередь, может приводить к снижению эффективности кислотной обработки из-за образования стойких нефтекислотных эмульсий.
Таким образом, наиболее эффективным вариантом для кислотной стимуляции нефтяных скважин и повышения нефте- и газоотдачи пластов является использование соляной кислоты с минимальным содержанием ионов железа (менее 1 ppm) и ингибированной с использованием ингибиторов с низким межфазным натяжением.