ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, ПРОДУЦИРУЮЩИХ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩУЮ НЕФТЬ из "Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти" Известно, что пространственная структура, ответственная за проявление аномалий вязкости, в нефтях может быть образована парафиновыми углеводородами и асфальтенами [1, 2]. Изменить процессы структурообразования в дисперсных системах удается путем ввода в эти системы специальных поверхностно-активных веществ [ 13]. Молекулы ПАВ в силу своей дифильности способны адсорбироваться на границах раздела фаз, т.е. на поверхности частиц дисперсной фазы, и менять прочность образуемой ими структуры. [c.16] Добавка ПАВ к высокопарафинистой нефти приводит к заметному изменению ее структурно-механических свойств при пониженных температурах [14, 15, 16]. ПАВ, адсорбируясь на центрах кристаллизации парафинов, предотвращают рост кристалликов и образование ими прочной структуры. [c.16] В пластовых нефтях, где структура образуется асфальтеновы-ми частицами, роль поверхностно-активных веществ играют смолы [ 1 ]. Последние образуют вокруг асфальтеновых частиц адсорбционно-сольватные слои и тем самым ослабляют силы их взаимодействия. Добавление к таким нефтям ПАВ может привести к образованию более мощных адсорбционно-сольватных слоев. Вследствие этого силы взаимодействия между частицами асфальтенов ослабнут, прочность структуры в нефти уменьшится. Стабилизация асфальтеновых частиц молекулами ПАВ облегчит разрушение связей между ними при механическом воздействии. Это выразится в снижении аномалий вязкости нефти. [c.16] Подобное действие ПАВ наблюдается при деэмульсации нефти. Коллоидными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены [17, 18, 19]. Последние образуют на поверхности раздела вода - нефть бронирующие оболочки, которые обладают структурно-механическими свойствами [20, 21, 22]. Деэмульсация нефти с помощью ПАВ и заключается в разрушении этих оболочек. В результате взаимодействия молекул ПАВ с асфальтеновыми частицами дисперсность последних возрастает. Стабилизированные частицы не могут укрупняться и образовывать прочные бронирующие оболочки. При этом резко снижается устойчивость водонефтяных эмульсий [18,19]. [c.16] Реологические параметры нефти зависят от дисперсности распределенных в ней асфальтеновых частиц [ I ]. При пептизации асфальтенов заметно снижаются аномалии вязкости и граничные напряжения сдвига нефти. Поэтому, наблюдая за изменением дисперсности асфальтенов в нефти, можно судить об изменении ее реологических свойств, а также определять влияние различных факторов на эти свойства. [c.17] Для контроля за дисперсностью различных высокомолекулярных соединений пользуются методами светорассеяния, диффузии, ультрацентрифугирования, осмометрии, вискозиметрии, электронной микроскопии, хроматографического фракционирования [13]. Однако ни один из этих методов не является надежным, а некоторые просто неприменимы для контроля за состоянием асфальтенов в нефти без добавления к ней соответствующих растворителей. Причиной этого являются темная окраска и высокая вязкость нефти, а также высокая дисперсность асфальтеновых частиц. Кроме того, перечисленные методы не позволяют исследовать пробы пластовой нефти, содержащей растворенный газ и находящейся под высоким давлением. Этих недостатков нет у метода инфракрасной фотоколориметрии [1, 23]. Поэтому он может успешно использоваться для контроля за состоянием асфальтенов в нефти. [c.17] Известно, что ароматические углеводороды хорошо растворяют или пептизируют асфальтены, повышая их дисперсность, а предельные углеводороды, наоборот, вызывают коагуляцию асфальтеновых частиц [27]. Очевидно, растворы асфальтенов в бензоле должны обладать большей оптической пло1ностью, чем растворы такой же концентрации в гептане. Это было показано в работе [28]. [c.18] Нами [5, 29] изучалось влияние добавок некоторых ПАВ на оптическую плотность в инфракрасных лучах нефтей из скв.103 Манчаровского и скв.828 Таймурзинского месторождений. Эти нефти, содержащие в своем составе соответственно 6,8 и 5,8% мае. асфальтенов, перед началом опытов для удаления механических примесей и остатков воды центрифугировались, а затем стабилизировались при температуре 50 С в течение трех часов. Опыты проводились при 25 С в термостатируемом шкафу. [c.18] Для работы с неразбавленной растворителем нефтью использовался фотоэлектроколориметр ФЭК-М, в котором были установлены германиевые фотоэлементы, чувствительные к инфракрасным лучам со средней длиной волны около 1,5 мкм. Оптическая плотность нефти определялась в кюветах толщиной 1 мм. Многократные определения оптической плотности одних и тех же нефтей показали, что относительные погрешности при этом не превышают 1%. Аппаратура и методика инфракрасной фотоколориметрии нефти описаны в [23, 26, 28]. [c.18] Действие ПАВ на оптическую ллотность нефти усиливается, если после ввода ПАВ смесь подогревали в герметично закрытом сосуде в течение двух-трех часов. Для сравнения измерялась оптическая плотность исходной нефти до и П( сле термообработки. Измерения оптической плотности производились после охлаждения нефти и смеси ее с ПАВ до 25 С. Из рис. 1.3 видно, что оптическая плотность смесей нефти с ПАВ после термообработки заметно увеличивается. [c.19] В соответствии с законом Ламберта - Бера увеличение оптической плотности нефти после растворения в ней оптически менее плотных ПАВ происходит из-за увеличения дисперсности частиц основного красящего вещества нефти - асфальтенов. Молекулы введенных в нефть ПАВ адсорбируются на поверхности частиц асфальтенов, образуя сильно развитые сольватные оболочки. Адсорбция ПАВ частицами асфальтенов сопровождается разрушением агрегатов частиц, т.е. пептизацией асфальтенов. Увеличение сольватации асфальтеновых частиц, как известно, обусловливает ослабление взаимодействия между ними, т.е. уменьшение структурообразования в нефти. [c.19] Более заметное увеличение оптической плотности термообработанной смеси нефти с ПАВ является следствием более сильной пептизации асфальтенов. Очевидно, подогрев смеси ускорил растворение ПАВ в нефти и вызвал более сильное разрушение агрегатов асфальтеновых частиц. В результате адсорбции ПАВ на частицах асфальтенов вероятность их ассоциации после охлаждения уменьшилась. [c.20] Для контроля за состоянием асфальтенов в различных системах, в том числе и в нефтях, часто пользуются так называемым капиллярным методом [17, 30]. Метод заключается в нанесении капли раствора через узкий капилляр или пипеткой на фильтровальную бумагу, которая способна задерживать крупные дисперсные частицы в центре расплывающейся капли. По виду пятна на бумаге после впитывания капли нефти судят о наличии в ней агрегатов асфальтеновых частиц. Равномерная окраска пятна свидетельствует об отсутствии таких агрегатов, а гетерогенная - об их наличии. По изменению вида пятна при добавлении к нефти различных веществ можно оценивать их действие на асфальтены. [c.20] Таким образом, двумя независимыми методами (инфракрасной фотоколориметрии и капиллярным ) показано, что неионогенные ПАВ типа ОП-4 и сепароль-29, введенные в нефть, оказывают пеп-тизирующее действие на ее структурообразующие компоненты -асфальтены (особенно заметное при концентрациях до 0,04% мае.). [c.21] Контролировать влияние ПАВ на дисперсность асфальтенов в пластовой нефти при высоком давлении можно с помощью камеры высокого давления, помещаемой в шахту фотоэлектроколориметра [23,26]. [c.21] При наличии в продукции нефтяных скважин сероводорода заметно снижается эксплуатационная надежность и экологическая безопасность всех нефтепромысловых объектов и, в первую очередь, самих скважин и нефтесборных трубопроводов. В связи с этим вопросам борьбы с сероводородом при добыче нефти, в частности в процессе вторичного вскрытия пласта, а также при проведении подземных ремонтов, уделяется особое внимание. [c.22] Известны способы нейтрализации сероводорода в нефтяных скважинах при вскрытии сероводородсодержащих пластов, а также при проведении подземных ремонтов скважин, включаюгцих закачку в скважину расчетных объемов нейтрализующих жидкостей - водных растворов различных реагентов (например, ЖС-7, МпОз, окислы железа, хлорное железо, технический хлорамин) [31]. Однако использование известных водных растворов при глушении нефтяных скважин перед проведением подземного ремонта приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, резкому увеличению насыщенности пласта водой и, как следствие, снижению коэфф1щиента продуктивности и дебита скважин по нефти, увеличению обводненности их продукции [32]. Кроме того, известные реагенты обеспечивают. нейтрализацию сероводорода только в объеме ствола скважины и, следовательно, продолжительность эффекта от них крайне ма 1а, ограничивается лишь временем проведения подземного ремонта скважины. [c.22] Вернуться к основной статье