Отложение солей — одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность последнего, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды.
Предотвращение солеотложения в скважинах, нефтепромысловом оборудовании и системах внутрипромыслового сбора и подготовки нефти является основным направлением в борьбе с данным процессом, как негативным явлением. Исходя из экономической целесообразности в зависимости от условий и особенностей разработки залежей, доступности технических средств и прочих факторов могут использоваться различные подходы в борьбе с данным явлением[1].
Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, в том числе и при глушении скважин, является химический с использованием ингибиторов отложения солей.
1. Виды солеотложений
В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений возникают солевые отложения с преобладанием следующих типов солей: кальцита — СаО 3, гипса — CaSO4·2H20, ангидрита — CaSO4, бассанита — CaSO4·0,5H2О, барита — ВаSO4, баритоцелестина — Ва(Sr)SO4, галита — NaCl. На поздних стадиях разработки залежей проявляются отложения сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осадки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют сложный петрографический состав, включающий как минеральную, так и органическую часть, которая при химических анализах квалифицируется как «потери при прокаливании». Наряду с углеводородными компонентами и продуктами коррозии, по данным исследований, в составе солевых отложений могут присутствовать десятки различных минералов[3].
Изучение структуры отложений позволило выделить три характерных вида осадков:
1. Плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.
Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при ...
... увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении. Таблица 1 Динамика фонда осложненных скважин по ... и северо-востоке отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта III. Ниже приведены данные, характеризующие особенности строения основных продуктивных пластов VI и II. Пласт VI ...
2. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений из оборудования хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5 — 12 мм. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы длиной 15 — 18 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.
3. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12 — 25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении у этих отложений также можно заметить у стенки оборудования слой более плотный, а по мере удаления от поверхности доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных кристаллов длиной 20 — 27 мм с включением у их основания мелких[4].
Механизм образования солей
Имеется три основных механизма образования солей в нефтяных скважинах при разработке месторождений:
- снижение давления и увеличение температуры добываемых флюидов приводит к выделению растворенного углекислого газа в газовую фазу, что приводит к выпадению осадка:
- Са 2+ + 2(HCO3-) > CaCO3v+ CO2^+ H2O
- Снижение содержания CO2 в растворе приводит к уменьшению концентрации угольной кислоты, что приводит к росту рН раствора, и, как следствие, значительно снижает растворимость CaCO3.
— смешение несовместимых вод (обычно добываемая вода содержит катионы кальция, бария, и стронция и смешение их с закачиваемой водой, содержащей сульфат ионы, приводит к образованию нерастворимых сульфатов, таких как барит, целестин, гипс и ангидрит):
- Ba2+ (Sr2+, Ca2+) + SO42- >
- BaSO4v (SrSO4, CaSO4),
- При смешении флюидов, содержащих сероводород с флюидами, содержащими ионы железа, цинка или свинца образуется в качестве отложений сульфиды:
- Zn2+ + H2S > ZnS
- испарение водных растворов при контакте с оборудованием с высокой температурой (электродвигатели УЭЦН) приводит к перенасыщению ограничено растворимых солей, таких как хлорид натрия, что приводит к высаливанию.
Выпадение твердого вещества в осадок происходит в том случае, если его концентрация в растворе превышает равновесную для данных условий, т.е. когда выполняется неравенство:
Такое превышение возможно в следующих случаях:
- при возрастании фактической концентрации Ci;
- при снижении растворимости, Ciравн .
Первое из этих условий имеет место при смешивании вод разного состава, несовместимых друг с другом, и растворении горных пород (характерно для сульфатов).
Второе — при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, приводящее к изменению равновесной концентрации растворенных веществ Ciравн (характерно для кальцита и других карбонатов)[3].
Основные факторы, влияющие на процесс выпадения солей в промысловых условиях, приведены в таблице 1[1].
Таблица 1
|
Фактор |
Характер и особенности воздействия фактора |
Примечание |
|
|
Смешивание вод: нагнетаемых и пластовых (в продуктивном пласте) |
Смешение вод различного состава (несовместимых) приводит к образованию смеси с концентрацией какого-либо соединения выше равновесной |
Пример: смешение воды с высоким содержанием сульфатных ионов с водой, содержащей ионы кальция, приводит к образованию смеси вод с концентрацией гипса выше равновесной |
|
|
Контактирование движущейся в пласте воды (пластовой и нагнетаемой) с породой пласта |
Вода меняет свой состав в результате выщелачивания растворимых компонентов пласта. В дальнейшем с изменением условий вновь образовавшиеся в результате выщелачивания соединения могут выпадать в осадок |
Необходимым условием выщелачивания является предварительный срыв пленки нефти с поверхности породы |
|
|
Диффузия из нефти в воду активных водорастворимых компонентов |
Природные ПАВ, содержащиеся в нефти, диффундируя в водную фазу, адсорбируются на поверхности зарождающихся кристаллов соли. Это стимулирует в некоторых средах рост кристаллов и их прилипание к поверхностям оборудования, труб и горной породы |
Активными компонентами нефти являются водорастворимые нефтяные кислоты и их соли |
|
|
Попадание в промысловую воду искусственно синтезированных химических соединений |
Некоторые химические реагенты, применяемые в процессе добычи нефти, могут способствовать отложению солей |
Пример: несовместимым химическим реагентом в некоторых случаях выступал ранее широко используемый деэмульгатор НЧК, который часто способствовал образованию гипса |
|
|
Переход двуокиси углерода из воды в газовую фазу |
Уменьшение концентрации СО 2 в воде снижает растворимость кальцита |
Разгазирование воды с выделением СО 2 может быть следствием падения давления, роста температуры и турбулизации потока |
|
|
Испарение воды |
Уменьшение массы растворителя (воды) приводит к прямому повышению концентрации солей и степени пересыщения ими раствора |
Данный фактор в наибольшей степени проявляется на высокотемпературных промысловых объектах. «Холодное» выпаривание происходит в газлифтных скважинах, когда подаваемый с поверхности высоконапорный газ по мере подъема в газлифтных трубах становится недонасыщенным влагой |
|
|
Изменение термодинамических условий(давление, температура) |
Повышение температуры снижает растворимость многих минеральных соединений в кислой, нейтральной и слабощелочной среде (рН?10). Снижение давления может приводить к падению растворимости минеральных соединений и образованию отложений солей |
Давление и температура в промысловых условиях меняются в достаточно широких пределах, что порождает многообразие условий для отложения солей |
|
2. Методы предотвращения солеотложений
Все технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложения. Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна. К ней относят:
1. Технологические:
- Оптимизация источников водоснабжения системы ППД;
- Селективная изоляция обводнившихся пластов в нефтяной скважине;
- Турбулизация потока в водонефтяной смеси;
- Увеличение скорости водонефтяного потока в трубах и аппаратах;
- Использование защитных покрытий;
- Увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного насоса.
2. Физические:
- Магнитная обработка;
- Обработка электрическим током;
- Воздействие акустическими методами.
3. Механические:
- Разбуривание;
- Использование гидромониторов;
- Применение сменных гипсосборников.
4. Химические:
- Применение ингибиторов солеотложений;
- Использование растворов соляной кислоты и хлорида натрия;
- Использование раствора едкого натра;
- Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, в том числе и при глушении скважин, является химический с использованием ингибиторов отложения солей[2].
Ингибирование
К ингибиторам относятся такие химические вещества, добавление которых в раствор неорганической соли резко замедляет процесс осадкообразования.
Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше. ингибитор насос нефть скважина
Характерная структура ингибитора представлена в приложении 1. Это поверхностно активное вещество — пентафосфонат[6].
Методика подбора ингибиторов
Различные типы ингибиторов применяются в различных ситуациях. Один из важнейших критериев — температурные характеристики ингибитора. Каждый ингибитор имеет свой температурный диапазон, то есть область температур, в которой его использование оптимально. Также при подборе ингибитора учитываются его эффективность применительно к данному технологическому процессу, возможность его использования при заданных эксплуатационных условиях, совместимость с другими химическими реагентами, его доступность и возможность регулярных поставок[1].
Одними из основных требований, которые должны предъявляться к ингибиторам солеотложения, являются его адсорбционно-десорбционные свойства. Известно, что нефтегазоносные породы обладают различной смачиваемостью и разной сорбционной способностью. Например, основная добыча нефти на Ромашкинском месторождении осуществляется из девонских залежей, связанных с терригенными коллекторами, представленными песчаниками, в состав которых входят карбонатные минералы. Исходя из этого, для улучшения адсорбционно-десорбционных характеристик ингибитора солеотложения необходимо использовать реагенты, снижающие межфазное натяжение на границе «нефть-ингибирующий раствор» и позволяющие увеличить поверхность контакта как с силикатными и алюмосиликатными минералами, так и карбонатной составляющей в составе цемента.
Потенциальными ингибиторами солеотложений могут быть:
- Низкомолекулярные поликарбоновые кислоты
- Полимеры и сополимеры карбонатных кислот типа акриловой или малеиновой
- Производные сульфокислот
- Органические производные фосфорной и фосфоновой кислот[3].
Ингибиторы солеотложений
В настоящее время для ингибирования солеотложений в той или иной мере используют около 30 химических реагентов и композиций на их основе[1].
Гексаметафосфат натрия, Оксиэтилидендифосфоновая кислота, Реагент ПАФ-1
Товарный реагент хорошо растворим в воде и нерастворим в нефти и органических растворителях; нетоксичен. Ингибитор горюч, но невзрывоопасен, по токсичности относится к умеренно опасным соединениям с невыраженным коэффициентом видовой чувствительности и ориентировочно безопасном уровнем воздействия.
Реагент ПАФ-13
Эта композиция рекомендуется для постоянного дозирования в зимнее время в газлифтных скважинах. При задавке ингибитора в ПЗП используют 2-10%-ные растворы в воде. Реагент ПАФ-13 в количестве 0,1-2 мг/л увеличивает индукционный период более чем в 4 раза.
Реагент ИСБ-1
Способы ввода реагента в систему: постоянное дозирование, разовая закачка в скважину и ПЗП, периодическое дозирование через затрубное пространство скважины.
Удовлетворительная адсорбционно-десорбционная характеристика реагента ИСБ позволяет с достаточной эффективностью осуществлять ингибирование закачкой раствора в ПЗП.
Реагент SP-181
Реагент обладает устойчивостью в пластовых условиях до температуры 80оС. Совместимость ингибитора с пластовой водой зависит от содержания ингибитора в растворе.
Реагент SP-203, Реагент СНПХ-53, Реагент СНПХ-531, Реагент СНПХ-5301
Применяется для обработки скважин, трубопроводов. Может быть использован при небольшой минерализации.
Реагент СНПХ-5100, Реагент СНПХ-5306
На базе отходов химической промышленности разработано несколько модификаций реагента СНПХ-5306.
Корексит 7647, Окисленный лигнин, Триполифосфат натрия (ТПФН)
Гипан (ТУ 6-01-166 — 74) — гидролизованный полиакрилонитрил — применяют в качестве ингибитора солеотложений в аппаратах подготовки нефти.
Хлористый аммоний (NH4Cl), Технология применения ингибиторов
Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации.
В зависимости от условий выделяют следующие методы ингибирования:
- постоянное дозирование ингибитора с помощью дозирующей установки типа УДЭ (УДПХ, БДР и т.д.);
- периодическое дозирование;
- депонирование ингибитора в пласте;
- добавление ингибитора к жидкости глушения;
- дозирование ингибитора в отдельную нагнетательную скважину;
- дозирование ингибитора в группу нагнетательных скважин с КНС[3].
Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, вначале периодическая закачка, затем — через 2-6 месяцев — непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины. Дозированная подача ингибитора в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.
Распространение получил метод периодической подачи ингибитора в затрубное пространство скважины, однако он не всегда эффективен, так как при низких динамических столбах реагент быстро уносится потоком жидкости. В наиболее благоприятных условиях при высоких динамических столбах периодичность подачи ингибитора составляет 15-20 суток. Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта, но при отложении солей в призабойной зоне пласта необходима его задавка в пласт[1].
Список использованной литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/na-temu-himicheskie-reagentyi-dlya-podgotovki-nefti/
1. Химические реагенты для добычи нефти / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. -М.: Недра,1986. -240 с.
2. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии / Л.С. Саакиян, А.П. Ефремов. — М.: Недра, 1982. — 230 с.
3. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения / С.Ф. Люшин, А.А. Глазков, Г.В. Галеева. — М.:ВНИИОЭНГ, 1983.-100 с.
4. Методы борьбы с отложениями гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования / Сыртланов А.Ш.- Уфа,198. -252 с.
5. www.e-library.ru
6. Разработка нефтяных месторождений / Желтов Ю.П. Учеб. для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.:Недра, 1998. -350 c.
Приложение 1
Характерная структура ингибитора
