Методы борьбы с осложнениями на нефтепромысловом оборудовании

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования российской федерации

Уфимский государственный нефтяной

технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Отчет

о прохождении первой производственной практики

на ЗАО «Опытный завод Нефтехим»

студента гр. МГГ61-12-01

Хвалова Д.В.

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

реагент нефтедобывающий гидратообразование коррозия

ВВЕДЕНИЕ

1. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С ОТЛОЖЕНИЯМИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

1.1 Группа по борьбе с отложениями парафинов и реологией нефти

1.2 Группа по борьбе с отложениями солей

1.3 Группа подготовки нефти

2. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С КОРРОЗИЕЙ

3. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ

4. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ

5. Дневник практики

ВВЕДЕНИЕ

Место прохождения практики ЗАО «Опытный завод Нефтехим» аналитико-технический центр. Суть моей практики заключалась в изучении методов борьбы с осложнениями на нефтепромысловом оборудовании.

В настоящее время ЗАО «Опытный завод Нефтехим» является одним из крупнейших в России и странах СНГ производителем реагентов для нефтедобывающей промышленности.

Закрытое акционерное общество «Опытный завод Нефтехим» создано в 1970 году при научно-исследовательском институте нефтехимических производств (НИИНефтехим) в качестве опытной базы по отработке создаваемых институтом новых технологий химических процессов.

С начала 90-х годов предприятие выходит на новый этап своего развития и приступает к освоению, а с 1993 года специализируется на разработке, внедрении и крупнотоннажном производстве химических реагентов, применяемых при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа.

ЗАО «Опытный завод Нефтехим» представляет собой производственное предприятие полного цикла, обладающего, помимо научной базы, собственными производственными мощностями, позволяющими производить весь спектр представленных химических реагентов.

Производство оснащено высокопроизводительным и технологичным оборудованием, которое позволяет проводить сложные многостадийные синтезы для выпуска качественной и технологически емкой химической продукции. Производство обслуживается высококвалифицированным персоналом, профессиональный уровень которого регулярно повышается посредством обучающих программ и курсов. Производственные процессы и качество выпускаемой продукции контролируются современными, отвечающими международным стандартам методами и средствами.

ЗАО «Опытный завод Нефтехим» имеет собственный емкостной парк хранения готовой продукции, что позволяет рационально использовать производственные мощности, а также качественно планировать отгрузки химических реагентов с учетом потребностей потребителей.

К преимуществам ЗАО «Опытный завод Нефтехим» необходимо отнести наличие ремонтно-механического цеха, поддерживающего технологическое оборудование в работоспособном состоянии, а также решающего вопросы, связанные с производством нового оборудования по собственным конструкторским разработкам.

Отметим также, что предприятие имеет обширный транспортный парк, позволяющий качественно и своевременно решать вопросы, связанные с логистикой продукции.

В настоящее время ЗАО «Опытный завод Нефтехим» является одним из крупнейших в России и странах СНГ производителем реагентов для нефтедобывающей промышленности. Потребителями продукции предприятия являются крупнейшие российские нефтегазодобывающие компании, такие как ОАО «ТНК-ВР», ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ», ОАО НК «ЛУКОЙЛ», ОАО АНК «БАШНЕФТЬ», ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МНГ», ОАО «РОСНЕФТЬ», ОАО «РУССНЕФТЬ».

В перечне выпускаемой продукции более 30 наименований: ингибиторы коррозии серии СОНКОР, деэмульгаторы серии СОНДЕМ, бактерициды серии СОНЦИД, ингибиторы парафиноотложений и растворители АСПО серии СОНПАР, ингибиторы солеотложений серии СОНСОЛ, смазочные добавки к буровым растворам серии СОНБУР, флотоагенты серии СОНКОР, поглотитель сероводорода СОНЦИД-8101s, поглотитель кислорода СОНОКС-1601.

Производственная практика преследует следующие цели:

1) закрепить теоретические знания по дисциплинам специализаций;

2) получить практические представления о предмете дисциплин;

3) приобрести практические навыки работы на рабочих местах;

4) собрать материал и написать отчет о первой производственной практике.

1. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С ОТЛОЖЕНИЯМИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

1.1 Группа по борьбе с отложениями парафинов и реологией нефти

Выпускаемая продукция: растворители АСПО, ингибиторы парафиноотложений, диспергаторы.

Растворители АСПО подбирают в зависимости от состава АСПО (парафиновые, смолистые, смолисто-асфальтеновые, смешанные). Ингибиторы парафиноотложений подбирают в зависимости от обводненности нефти, вязкости нефти, температуре застывания, состава нефти, пласта. Соответственно ингибиторы парафиноотложений делятся на:

- ингибиторы парафиноотложений, предотвращающие выпадение (образование) парафинов;

- вязкостные присадки (реагенты, обладающие деэмульгирующими свойствами, т.е. отделяющие воду в водонефтяной эмульсии);

- депрессорные присадки (реагенты, снижающие вязкость нефти и понижающие температуру застывания малообводненной нефти).

Диспергаторы АСПО - реагенты используемые в смеси с горячей водой. Диспергаторы АСПО образуют дисперсию (разбивают АСПО на мелкие кусочки). Предотвращают слипание АСПО молекул друг с другом, предотвращают налипание на стенки оборудования, используются в качестве профилактики обработки скважины (объемная обработка).

Ингибиторы парафиноотложений.

- образуют пленку на стенках трубопровода.

- являются модификаторами кристаллов АСПО.

Применение реагентов.

Перед применением ингибиторов парафиноотложений скважины прочищают с помощью растворителей АСПО. Объемные обработки с периодичностью от 1 раза в неделю, до 1 раза в месяц. От 200 литров до 3 м3 за 1 обработку. Растворители закачивают в затрубное пространство или выкидную линию скважин.

Кроме того существуют для наиболее осложненных АСПО скважин следующие виды обработок с помощью растворителей:

- «ванна» - остановка скважины от 4 часов до суток - полностью заливается выкидная линия, рассчитывается объем выкидной линии.

- циркуляция скважины на себя - скважина заполняется реагентом (без выкидной линии) от 4 часов до суток.

Наиболее эффективное применение ингибиторов парафиноотложений - постоянная подача в скважину или выкидную линию с помощью БРХ, УДН, БР (дозирующих устройств). Качают с дозировкой 200-5000гр. на тонну нефти. Существуют так же периодические заливки ингибитора в скважину несколько раз в неделю с последующей продавкой.

Растворители обходятся дешевле, ингибиторы дороже. 100% гарантии нет, 50% уже хорошо. Сложности возникают в Башкирии смолистая нефть, Казахстан - высокое содержание парафинов с высокой температурой застывания 30 и выше. В Оренбурге смешанные вида АСПО, есть отложения высокопарафиновые (церезины С36 и выше). Для таких скважин еще не подобрали ингибиторы (сложно ингибировать).

Альтернативные методы борьбы с АСПО.

1. Механические (скребки, поршни).

2. Термические (АДП, ППУ, греющий кабель). Агрегат для депарафинизации - обработка горячей нефтью с температурой около 110°С. Паропередвижная установка - обработка скважины и выкидной линии с помощью пара.

3. Покрытие труб эмалями, предотвращающими налипание АСПО на стенки трубопровода.

АДП, ППУ и скребок самые экономически выгодные способы обработки. Химия дорого, но наиболее безопасно для трубопровода, не повреждает металл, коррозионно- не агрессивна и не содержит хлора.

АДП, ППУ взрывоопасно, т.к использует высокую температуру нагрева. Опасно для обслуживающего персонала, особенно в летний период.

1.2 Группа по борьбе с отложениями солей

Группа по борьбе с отложениями солей занимается разработкой и подбором наиболее эффективных ингибиторов солеотложения, растворителей. Ингибиторы солеотложения предотвращают выпадение неорганических солей.

В технологических процессах различных отраслей промышленности происходит отложение солей и иных осадков на оборудовании. Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.

Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.

Обычно солеотложения представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.

Неорганические отложения встречаются в трех формах:

- в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев - имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются;

- в слоистой форме, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин, заполняющих все сечение трубы;

- в кристаллической форме, такие как барит и ангидрит, образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок удалить его со стенок оборудования не представляется возможным.

Существует достаточно много способов борьбы с солеотложениями, которые делятся на три вида:

Физические методы. К ним относится использование влияния различных электомагнитных, аккустических полей, что является достаточно трудным в техническом исполнении, и требует больших расходов электроэнергии.

Технологические методы, исключающие смешение химически несовместимых вод, способствующие увеличению скорости водонефтяного потока (турбулизация). К этому методу относится и применение защитных покрытий (стекло, эмали, различные лаки, эпоксидная смола). Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, но снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений.

Химические методы - ингибиторная защита скважин.

Химические методы предотвращения отложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей.

Ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:

- Путем непрерывной или периодической подачи в систему, используя специальные дозировочные устройства. Этот метод применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах лифта.

- Периодической закачкой раствора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону. Для этого в призабойную зону закачивается ингибитор солеотложения в виде водного раствора, который в начале адсорбируется на поверхности породы пласта, затем постепенно, в процессе отбора жидкости из скважины десорбируется и выносится из призабойной зоны, обеспечивая существенное снижение солеобразовательных процессов.

Ингибиторы солеотложений разработаны для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений, образующихся на технологическом оборудовании (котлы, котельные и компрессорные установки, бойлероы, трубопроводы, аммиачные установки, холодильники и т.п.).

Однако неотъемлемым условием достижения успеха является правильное ведение водно-химического режима, включая дозирование ингибиторов и аналитический контроль. Подбор ингибиторов солеотложений - сложная задача, включающая в себя этапы по анализу сред и отложений на предмет установления состава и количества солеотложений, лабораторные испытания ингибитора солеотложений, мониторинг эффективности действия ингибитора солеотложений и пр.

Проблема защиты технологического оборудования от солеотложений и коррозии исключительно актуальна для современных систем добычи, транспортировки, переработки нефти. Если существует проблема, ее необходимо отслеживать и не допускать негативных явлений, приводящих к затратам и потерям, особенно в условиях рыночных отношений, когда разработка нефтяных месторождений должна быть экономически эффективной.

Возникают ситуации, когда не представляется возможным взять пробу воды непосредственно с проблемного объекта и доставить ее для анализа в лабораторию. В этом случае достаточно иметь для исследования образцы твердых солеотложений с поверхности компоновок насосного оборудования (погружной элетродвигатель, газосепаратор, погружные насосы (включая детали проточной части ЭЦН, ШГН), насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги и другое подвесное оборудование), фонтанной и запорной арматуры, транспортных (магистральных) трубопроводов, теплообменников (охладителей и нагревателей продукции), резервуаров установок по обработке и очистке пластового флюида. Определение компонентного состава образца солевых отложений в нашей лаборатории проводится в соответствии с ПНД Ф 16.1.8-98 «МВИ массовых концентраций ионов NO3-, NO2-, Cl-, F-, SO42-, PO43- в пробах почв методом ионной хроматографии», ПНД Ф 14.1:2:4.135-2008 «МВИ массовой концентрации элементов в пробах питьевой, природных, сточных вод и атмосферных осадков методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой»*. Используя последнюю методику, возможно определить следующие элементы в образце солеотложений: Li, Be, B, Na, Mg, Al, Ca, Sc, Ti, V, Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, As, Se, Rb, Sr,Y, Zr, Mo, Ag, Cd, In, Sn, Sb, Te, Cs, Ba, La, Ce, Nd, Tb, W, Tl, Pb, Bi, Th, U.

Имея данные по компонентному составу солеотложений, специалисты определят их тип (карбонатно-кальциевые, сульфатно-кальциевые, баритовые, стронциевые осадки и т.д.), и, предполагая компонентный состав воды на объекте, приготовят модельную среду (минерализованную воду), схожую по компонентному составу с водой на проблемном участке. Данная модельная среда послужит объектом для проведения лабораторных испытаний ингибиторов солеотложений.

В процессе разработки и эксплуатации месторождений нефти солевые отложения происходят с преобладанием следующих типов солей: кальцита - СаСО3, гипса - CaSО4ґ2H20, ангидрита - CaSО4, барита - BaSО4, баритоцелестина - Ba(Sr)SО4, галита - NaCl.

Конкретными причинами выпадения солей в осадок служат процессы:

- испарение;

- изменение общей минерализации воды;

- растворение горных пород и газов;

- изменение термобарических условий;

- дегазация воды;

- смешение несовместимых вод.

В настоящее время в нефтепромысловой практике проблема предупреждения солеотложений решается в основном за счет ингибиторной защиты скважин и оборудования. Линейка продуктов компании для борьбы с солеотложениями включает:

- ингибиторы солеотложений;

- растворители солеотложений.

Ингибиторы солеотложений предназначены для высокоэффективного предотвращения осаждений различных по химическому составу солей на всех стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти - для защиты скважин, глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования в условиях высокой минерализации промысловых вод.

Ингибиторы солеотложений компании обладают рядом свойств, позволяющих выделить их в ряду аналогов.

Преимущества ингибиторов солеотложений:

- обеспечивают надежную защиту от отложения солей;

- эффективны в условиях высокой минерализации промысловых вод;

- не содержат неорганических полифосфатов;

- не оказывают отрицательного воздействия на конструкционные материалы нефтепромыслового оборудования;

- не влияют на процессы нефтеподготовки, качество товарной нефти и подтоварной воды.

Применение.

Ингибиторы солеотложений применяются путем непрерывного дозирования в поток жидкости и путем периодической обработки призабойных зон. Дозировка ингибитора солеотложений составляет 10-30 г/мі и в значительной степени определяется содержанием осадкообразующих катионов в промысловой воде, содержанием растворенных газов и специфическими условиями добычи нефти и эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Оптимальная дозировка ингибитора солеотложений устанавливается по результатам опытно-промышленных испытаний.

Растворители солеотложений - универсальные, высокоэффективные растворители отложений карбонатов кальция, обеспечивают защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования в условиях высокой минерализации промысловых вод.

Преимущества растворителя солеотложений:

- эффективно разрушают застарелые отложения солей и продуктов коррозии;

- обладают высокой растворяющей способностью по отношению к осадкам неорганических солей;

- не содержат соляной и прочих минеральных кислот;

- предотвращают повторное выпадение солей из растворов даже при разбавлении и уменьшении концентрации реагента;

- не оказывают отрицательного воздействия на конструкционные материалы нефтепромыслового оборудования;

- не влияют на процессы нефтеподготовки, качество товарной нефти и подтоварной воды.

Применение:

Растворитель карбонатных отложений применяется для периодических промывок нефтепромыслового оборудования. Дозирование производится из расчета растворяющей способности реагента, составляющей 260 г карбоната кальция на литр. Оптимальная дозировка устанавливается по результатам опытно-промышленных испытаний.

1.3 Группа подготовки нефти

Деэмульгацией называется процесс разрушения эмульсий. Соответственно, деэмульгатор -- это вещество-реагент, при помощи которого проводится разрушение определенных эмульсий. Существуют и другие методы разрушения эмульсий. Однако, без использования такого инструмента, как деэмульгаторы, сегодня практически невозможно представить себе работу нефтяной промышленности.

Деэмульгаторы -- поверхностно активные реагенты, вводимые в некоторые водно-нефтяные эмульсии с целью повышения скорости разрушения этих эмульсий. Если в нефти содержится более 0,5 процентов воды, она является некондиционной. Такие реагенты обеспечивают возможность получения товарной нефти, обезвоженной.

Способы, при помощи которых получают эффективные деэмульгаторы, могут быть разными. Практика эмпирического подбора реагентов, получения составов под конкретное месторождение нефти постепенно уходит в прошлое. Существуют научно обоснованные способы разработки универсальных реагентов-деэмульгаторов.

На сегодняшний день выпускается достаточно большое количество реагентов для разрушения эмульсий.

Испытания деэмульгирующей активности предлагаемых составов проводились по стандартной методике бутылочного теста. Методика исследования предусматривает дозирование испытываемых деэмульгирующих составов в товарной форме в охлажденные до 7-12°С пробы эмульсий, перемешивание их на лабораторной мешалке-встряхивателе в течение 30 мин и затем статическое отстаивание в течение 2 ч при температуре 7-12°С и 45-50°С. В процессе отстаивания в пробах фиксируют количество отделившейся воды через определенные промежутки времени, по окончании отстаивания свободная вода отделяется, и в пробе нефти определяют содержание остаточной эмульгированной воды в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Предлагаемые составы получают смешением компонентов.

Добыча нефти неизбежно сопровождается образованием водонефтяных эмульсий, разделение которых составляет главную задачу промысловой подготовки нефти Общепринятой составной частью аналитического обеспечения технологического процесса обезвоживания нефти является лабораторное исследование по подбору деэмульгатора и определению его эффективной дозы В настоящее время практически единственным методом такого лабораторного исследования является боттл-тест, сущность которого заключается в визуальном наблюдении за расслаиванием эмульсии и водоотделением в стеклянных сосудах (бутылях-отстойниках)

Наряду с длительностью и трудоемкостью боттл-тест имеет и такие недостатки как невоспроизводимость промысловых (динамических) условий деэмульсации и неточность определения дозировки деэмульгатора. Вследствие этого результаты лабораторных исследований не всегда подтверждаются в опытно-промысловых испытаниях, а это, в конечном счете, отрицательно сказывается на качестве подготовки нефти

2. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С КОРРОЗИЕЙ

Коррозия металлов -- разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой. Для процесса коррозии следует применять термин «коррозионный процесс», а для результата процесса -- «коррозионное разрушение». Образование гальванических пар с пользой применяют для создания батарей и аккумуляторов. С другой стороны, образование такой пары приводит к неблагоприятному процессу, жертвой которого становится целый ряд металлов, -- коррозии. Под коррозией понимают происходящее на поверхности электрохимическое или химическое разрушение металлического материала. Наиболее часто при коррозии металл окисляется с образованием ионов металла, которые при дальнейших превращениях дают различные продукты коррозии. Коррозия может быть вызвана как химическим, так и электрохимическим процессом. Соответственно, различают химическую и электрохимическую коррозию металлов.

Общая коррозия протекает на всей или на какой-либо части поверхности металла со скоростью 0,1-0,5 мм/год. В результате общей коррозии происходит сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности, при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше, чем на других.

Коррозия пятнами характеризуется образованием на поверхности металла повреждений в виде отдельных пятен, площадь которых значительно превышает глубину проникновения коррозии. Средняя глубина повреждений по месторождениям составляет 0,5-1,0 мм, поэтому данный вид коррозии, хотя и относится к локальным, сравнительно менее опасен, чем другие ее виды.

Коррозия в виде плато представляет собой образование на поверхности металла плоских углублений (плато) круглой, овальной или рельефной форм с характерными небольшими, но многочисленными язвенными повреждениями, расположенными на границе плато с неповрежденным металлом. Скорость данного вида коррозии достигает 1-3 мм/год.

Питтинговая (язвенная) коррозия характеризуется образованием язв (каверн), которые представляют собой полости в металле, начиная с поверхности. В некоторых случаях данный вид коррозии приводит к полному разрушению стенок корпуса и образованию в нем сквозных повреждений.
Скорость язвенной коррозии определяется по глубине образовавшихся повреждений, которые замеряются инструментально. Установив временной период работы оборудования, можно рассчитать скорость локальной коррозии. Например, если замеренная глубина язвенного повреждения - 3мм, а срок эксплуатации оборудования - 8 месяцев, то в пересчете на год скорость коррозии составит: 3x12/8 = 4,5 мм/год.



Контактная коррозия представляет собой процесс, протекающий между двумя разнородными по электрохимическим характеристикам металлами, например, между броней кабеля и корпусом ЭЦН или телом НКТ. Результатом процесса могут быть локальные коррозионные повреждения в виде язв, расположенных цепочкой, или язв, слитых воедино. В условиях скважины на характер контактной коррозии могут влиять утечки переменного тока из кабельной линии, однако ход и особенности данного процесса пока недостаточно исследованы.

Коррозия бороздками (канавками) характеризуется образованием на поверхности металла протяженных локальных повреждений в виде бороздок, которые представляют собой небольшие углубления в металле, расположенные в продольном направлении. Этот вид повреждений достигает в длину 2-5 м при ширине 10-30 мм. Борозды могут быть одиночными или расположенными параллельно. Данный вид коррозии локализуется преимущественно в местах повреждения (царапин) при проведении СПО лакокрасочного или другого покрытия. Скорость коррозии бороздками может достигать 1-3 мм/год.

Мейза-коррозия означает протекание коррозии с распространением ее очага как в глубину, так и по поверхности. Поверхность металла при этом приобретает характерный ступенчатый или ребристый вид, часто наблюдается развитие одной язвы в другой. Очаги мейза-коррозии развиваются преимущественно в средах с высоким содержанием СО2. Скорость мейза-коррозии может достигать 8-10 мм/г.

Внешние проявления биокоррозии металлов мало отличаются от обычной коррозии, поэтому даже специалисты не всегда могут распознать этот вид коррозии и нередко обращаются за помощью к микробиологам. Микробиологическая коррозия может протекать самостоятельно и сопровождать электрохимическую почвенную, атмосферную, морскую и другие виды коррозии металлов. Действие микроорганизмов на металлы может происходить различно. Прежде всего, коррозию металлов могут вызывать агрессивные метаболиты микроорганизмов -- минеральные и органические кислоты и основания, ферменты и другие. Они создают коррозионно-активную среду, в которой в присутствии воды протекает коррозия по обычным законам электрохимии.



Электрохимическая ячейка с испытуемой средой

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЙ МЕТОД

Метод заключается в получении поляризационных кривых, передающих взаимосвязь между потенциалом исследуемого электрода и плотностью тока при поляризации от внешнего источника постоянного электрического тока с последующей оценкой защитной способности ингибитора по плотности тока в ингибированной и неингибированной средах.

Поляризационные кривые могут быть получены гальваностатическим (для металлов, не склонных к пассивации), потенциостатическим или потенциодинамическйм методом.

ГРАВИМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД

Метод заключается в определении потери массы металлических образцов за время их пребывания в ингибированной и неингибированной испытуемых средах с последующей "оценкой защитной способности ингибитора по изменению скорости коррозии.

АППАРАТ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ

1-СЛобразный сосуд: 2-обогреватель; мая среда; 4-мешалка; .«гг-гврмвтячный прете«. 9 - электродвигатель; 7-холодильник; в-барботер. у образцы; 10 -- штатив.

АППАРАТ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ ПРИ ПОВЫШЕННОМ ДАВЛЕНИИ

1--защитный кожух; 2--нагревательный элемент; 3-- активатор; 4--крышка; 5--регулятор температуры; 6 -- термопара; 7 -- продувочный вентиль; 8--вал; 9--узел уплотнения; 10-- вентиль подвода газа; 11--манометр; 12-- прокладка; 13--корпус насоса; 14--кассета с образцами; 15 -- стабилизатор потока; 16-- корпус; 17--испытуемая среда.

3. ЛАБОРАТОРИЯ ПО БОРЬБЕ С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ

Ингибитор гидратообразования предназначен для предотвращения образования газовых гидратов в призабойной зоне, стволах скважин, промысловых коллекторах, системах сбора, подготовки газа и магистральных газопроводах.

Газовые гидраты - метастабильные твердые вещества, напоминающие лед, в которых связанные водородной связью молекулы воды включают в себя кипящие углеводородные молекулы. Структуры, подобно клетке могут полностью окружать, или улавливать, молекулу газа. Температура, благоприятна для образования новых гидратов, близка к температуре замерзания воды. Однако при давлении газовые гидраты способны образовываться при температуре значительно выше температуры точки кипения воды. В условиях высокого давления многочисленные «клетки» могут объединиться, образуя крупные кристаллические агломераты. Такие скопления являются термодинамически устойчивыми даже при температурах, намного превышающих температуру замерзания воды. Подобные гидраты способны образовываться и в неподвижных средах, становясь причиной проблем в обоих случаях, как при течении в трубопроводе, так и во время вынужденных остановок в системе. Образуя в результате твердые вещества создают пробки, которые ограничивают или блокируют подачу потока нефти и газа во время добычи. Эта проблема становится особенно острой в составных трубопроводах при проведении операций на морских основаниях, где важен экономический аспект, т.е. их удаление требует больших затрат, времени и усилий.

В течение многих лет метанол и гликоли традиционно использовались в качестве ингибиторов гидратообразования, но при существующих на сегодняшний день ценах на нефть возникает необходимость поиска более дешевых методик ингибирования. Перед нефте- и газодобывающей промышленностью поставлена непростая задача разработка альтернативных, экономически выгодных и не оказывающих отрицательного воздействия на окружающую среду ингибиторов гидратообразования. Такие новые ингибиторы могут привести к значительным сокращениям расходов не только благодаря более низкой цене на ингибиторы, но и благодаря снижению объемов нагнетания, закачки и сокращению площадей для хранения.

Из литературных данных различаются несколько типов ингибиторов гидратов

- термодинамические ингибиторы, которые используются при больших дозировках (10-60 %) и механизм ингибирования которых заключается в изменении химического потенциала водной или гидратной фаз до таких степеней, что равновесное состояние смещается в область более низких температур или более высоких давлений. Это метанол, этиленглнколь и т.д.

- кинетические ингибиторы, которые используются при низких концентрациях (до 1 %). Механизм их действия не связан с термодинамикой. Они напрямую замедляют рост кристаллов или образование гидратов. Представителями кинетических ингибиторов являются полимеры винилпирролидона, винилкапролактама, сахаридов (оксиалкилат целлюлозы).

- анти-агломераторы, которые также добавляются в малых дозах (до 1 %) и предотвращают агломерацию гидратов. Они допускают образование газовых гидратов. однако также сдерживают их рост, снижая, тем самым, риск закупоривания трубопровода. Ингибнроваиие роста, как полагают, происходит в результате связывания противоагломераторов с поверхностью вновь образованных гидратов и изменения структуры газовой клетки. Далее они могут действовать в качестве диспергатора: их молекулы позволяют ранее образованным гидратам диспергировать в нефтяной фазе, тем самым, создавая условия для перемещения газоводной смеси по трубопроводу. К ним относя к алкилароматические сульфонаты (ПАВ), алкилгликозиды, алкилфенилэтоксилаты (нонилтетраэтоксилат), этоксилаты эфира сорбита и моно-лаурата, оксиалкилаты этилендиамина (дипроксамин).

Новейшим направлением в классе ингибиторов гидратных отложений является получение биоразлагаемых реагентов, которые, не уступая по эффективности действия классическим ингибиторам, являются экологически более предпочтительными.

Таким образом, с момента разработки и начала применения газогидратных ингибиторов нового поколения, было проведено немало исследований, при этом особое внимание уделялось потенциальным воздействиям, которые могут поставить под угрозу не только процесс добычи, но и эффективность любых дополнительно используемых присадок. Как показывает опыт, каждая система требует индивидуального подхода, и ингибитор должен быть изготовлен специально для этой системы по заданным свойствам. В этом случае, для принятия решения следует учитывать и химические свойства воды, состав газа, температуру и область применения. Учет и использование всей этой информации позволяют подобрать наиболее подходящий материал и представляет собой комплексный системный подход. Ключ к успеху состоит в полной интеграции хорошо разработанного научно-технического проекта, детального плана применения и эффективной мониторинговой программы.

Определение эффективности ингибиторов гидратообразовання

Успешное применение ингибиторов газовых гидратов определяется главным образом выбором реагента в соответствии с полным пониманием системы, т.е. использования адекватной методики тестирования.

Обычно моделирование в лабораторных условиях отложений гидратов проводится на системе тетрагидрофуран/соль в простой и специфической испытательной петле. Устройством для испытаний служат всевозможные «качающаяся ячейка», автоклав с мешалкой, «вращающееся колесо» и т.д. Степень эффективности ингибиторов гидратоотложений может быть исследована посредством выявления скорости формированиягидратов.

Экспериментальное оборудование Heriot Watt Institute приспособлено для исследований:

- области устойчивости гидратов в газовых, конденсатных и нефтяных системах присутствии водяного конденсата, пластовой воды и/или органических ингибиторов,

- количества и состава гидратов (или других фаз) в различных условиях эксплуации,

- эффективности кинетических ингибиторов гидратообразования в моделируемых трубопроводных системах (напр., измерение индукционного периода на разных стадиях нагрева)

- подвижности систем, содержащих газовые гидраты (напр., эффективности противоагломератных ингибиторов),

- и визуальных наблюдений за образованием и диссоциацией гидратов в обычных условиях и в пористой среде,

- и выявления количества газовых гидратов,

- и создания различных моделей получения газа из природных газовых гидратов и др.

Весьма интересными являются предложения от РГУ нефти и газа им. Губкина, который предлагает собственные уникальные разработки по тестированию газовых гидратов.

К примеру, в учебно-научно-производственном центре новых газовых технологий создана лабораторная установка по изучению поведения газовых гидратов, как в двухфазной: газ-вода, так и в трехфазной среде: нефть-газ-вода. Установка дает возможность визуально наблюдать образование и разрушение гидратов в объеме, измерять вязкость многофазной среды и ее динамику в течение эксперимента, перемешивать исследуемую смесь, моделируя движение жидкости по трубам. Диапазон рабочих давлений: 0,1-30 МПа, диапазон температур 1-7 °С. Установка позволяет проводить испытания различных ингибиторов, предотвращающих гидратообразование в газопроводах и скважинных системах, а также емкостные и фазовые исследования как в объеме, так и в насыпной пористой среде. На лицевой панели одновременно могут отображаться 12 исследуемых параметров системы.

Кроме того, имеются установки для изучения оптимальных параметров хранения газа в гидратной форме, по изучению газовых гидратов в пористой среде и ряд других устройств для исследования смежных проблем.

Таким образом, на сегодняшний день в мире накоплен огромный опыт в области проблематики газогидратных отложений. Исследователи и инженеры общими усилиями прошли путь от скромных начинаний, зародившихся в умах и лабораториях, до технически выверенных, простых в применении и экономически рентабельных новых реагентов, новых методик их тестирования и контроля на промыслах. Современный уровень теории и практики гидратообразований позволяет получить сопоставимые лабораторные результаты за которыми следуют успешные стендовые и промысловые испытания.

4. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ

Эмульгатор Сонекс является новым направлением. Сонекс используется:

- для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин,

- для глушения добывающих скважин.

Сонекс смешивается с водой, до определенной плотности с помощью солей. Образуется эмульсия определенной плотности, вязкости, стабильности. Реагент впрыскивают в воду, добавляют соли, мешают минут 20. Затем загружают в затрубное пространство (забивает поры от воды). Для глушения скважин заливают Сонекс чтобы не было потока нефти при КРС. Когда поднимают оборудование, загружают столб эмульсии в скважину, чтобы не шел поток воды, нефти. В эмульсии содержится 1,5-10% Сонекса. После КРС легко удаляется, скважина быстро и легко выводится на рабочий режим, не увеличивается обводненность. Не вызывает коррозию оборудования.

5. ДНЕВНИК ПРАКТИКИ

№ п/п	Дата	Перечень и описание выполненных работ	Примечание
1	21.01.	Инструктаж по технике безопасности
2	22.01.	Изучала методику определения биозараженности нефтепромысловых вод.
3	23.01.	Готовила среду Постгейда.
4	24.01.	Изучала методики оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений.
5	25.01.	Изучила работу прибора «Холодный стержень» для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений.
6	26-27.01.		Выходные дни
7	28.01.	Изучала работу установки по изучению газовых гидратов в объеме.
8	29.01.	Наблюдала за процессом тестирования ингибиторов против углекислотной коррозии. Электрохимический метод.
9	30.01.	Наблюдала за процессом тестирования ингибиторов против углекислотной коррозии. Гравиметрический метод.
10	31.01.	Изучала методики оценки эффективности ингибиторов солеотложений.
11	1.02.	Наблюдала за процессом подбора ингибиторов ПО.
12	2-3.02.		Выходные дни

Подпись руководителя по месту прохождения практики

М.П.

Исполнитель:

Размещено на Allbest.ru

...