Химические реагенты и технологии для ингибирования отложений солей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Тюменский государственный нефтегазовый университет"

Институт промышленных технологий и инжиниринга

Кафедра "Переработка нефти и газа"

Реферат на тему:

"Химические реагенты и технологии для

ингибирования отложений солей"

по дисциплине: "Химические реагенты для нефтяной и газовой

промышленности"

Выполнила: Юлдашева Г.Р.

Проверил: Байда А.А.

Тюмень 2014

Содержание

Введение

1. Виды солеотложений

2. Методы предотвращения солеотложений

Список использованной литературы

Введение

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.

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

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 (МРТУ 6-09-745 - 63) - порошкообразное вещество - предназначен для предотвращения солеотложений в аппаратах подготовки нефти, в скважине и наземных коммуникациях. Реагент обладает высокой эффективностью. При его добавлении происходит увеличение индукционного периода кристаллизации и резкое замедление процесса выделения гипса из пересыщенного водного раствора.

Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ, ТУ 6-09-20-54 - 79) - представляет собой белый кристаллический продукт, предназначен для предупреждения отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта, подземном и наземном оборудовании скважин, в системе подготовки нефти и воды.

Реагент ПАФ-1 (аминофосфат) - водный раствор темно-коричневого цвета. Предназначен для предупреждения отложений солей в призабойной зоне пласта, нефтяной скважине, системе подготовки нефти и воды.

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 (ТУ 6-05-05 - 78) - ингибитор на основе полиэтиленполиамин - метилфосфоновых кислот и их солей обладает высокой эффективностью при обработке газлифтных скважин. Подобен реагенту ПАФ-1.

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 (ТУ 6-02-1171 - 79) - нитротриметилфосфоновая кислота (НТФ) - предназначен для предотвращения отложения солей при добыче, сборе и подготовке нефти.

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 - раствор органических фосфатов - предназначен для предупреждения отложений сульфата и карбоната кальция. Классифицируется как горючее вещество с категорией пожароопасности "Б".

Реагент обладает устойчивостью в пластовых условиях до температуры 80оС. Совместимость ингибитора с пластовой водой зависит от содержания ингибитора в растворе.

Реагент SP-203 - раствор органических фосфатов - предназначен для предотвращения отложений сульфатов кальция и бария. По пожароопасности подобен реагенту SP-181.

Реагент СНПХ-53 - 70%-ный водный раствор 1-оксиэтилидендифосфоновой кислоты и фенольных оснований - предназначен для предупреждения отложений барита.

Реагент СНПХ-531 - модификация реагента СНПХ-53 - предназначен для предотвращения баритовых отложений в условиях высокой минерализации.

Реагент СНПХ-5301 - композиционный состав на основе азотфосфорсодержащих соединений - предназначен для предотвращения отложений солей сложного состава, включающих сульфат бария.

Применяется для обработки скважин, трубопроводов. Может быть использован при небольшой минерализации.

Реагент СНПХ-5100 - водный раствор акрилового типа в кислотной и нейтрализованной среде. Предназначен для предупреждения отложений солей сложного состава в любых водных и водонефтяных системах.

Реагент СНПХ-5306 - композиционный состав на основе азотфосфорсодержащих соединений - предназначен для предотвращения отложений минеральных солей, включая сульфаты и карбонаты кальция, магния и бария.

На базе отходов химической промышленности разработано несколько модификаций реагента СНПХ-5306.

Корексит 7647 - полимер - предназначен для предупреждения отложений карбоната кальция и сульфатов бария, кальция и стронция. Совместим с высокоминеральной пластовой водой. Горюч, принадлежит к категории "Б" по пожароопасности.

Окисленный лигнин (ОСТ 59-16 - 76) представляет собой темно-коричневый порошок, предназначен для отложений минеральных солей, эффективен в системах и аппаратах темплообмена, распределительных устройствах отстойных аппаратов. Его применяют для предотвращения отложений кальцита и гипса. При ингибировании отложений гипса в систему добавляют соду.

Триполифосфат натрия (ТПФН) (ГОСТ 13493-77) - представляет собой белый порошок. Применяют для предупреждения отложений солей в аппаратах промысловой подготовки нефти.

Гипан (ТУ 6-01-166 - 74) - гидролизованный полиакрилонитрил - применяют в качестве ингибитора солеотложений в аппаратах подготовки нефти.

Хлористый аммоний (NH4Cl) - предназначен для предотвращения отложений карбонатных солей.

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

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

Размещено на Allbest.ru