Лекция №35 Методы борьбы с отложениями солей.

Лекция №35 Методы борьбы с отложениями солей.

В большинстве нефте- и- газодобывающих районах России разработка месторождений сопровождается отложением минеральных солей как в призабойной зоне пласта, так н в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании.

В результате, ухудшаются условия разработке пласта, понижается дебит скважин и увеличивается число ремонтов подземного и наземного оборудования, обусловленных ростом гидравлического сопротивления, ухудшением теплообмена, усилением язвенной коррозии.

Отложения солей в нефтепромысловом оборудовании наблюдаются либо в виде мягкой накипи либо в виде слоистой монолитной структуры. Первый вид отложений встречается редко и представляет собой рыхлую массу, легко удаляемую потоком жидкости. Второй вид отложений встречается гораздо чаше н имеет плотную структуру, обладающую хорошим сцеплением с поверхностью металла, крайне трудно удаляемую механическим путем.

По химическому составу отложения представляют собой смеси неорганических солей, продуктов коррозии, механических примесей и нефтяных компонентов (в основном AСПO).

Неорганические соли, в основном, представлены хлоридом натрия, карбонатами кальция и магния, а также сульфатами кальция. В гораздо меньших количествах встречаются соли железа, алюминия, бария, стронция, различные силикаты и т.д.

Как правило, в отложениях преобладает один тип неорганических солей (в основном, карбонатный или сульфатный).

Практически всегда, основная массовая доля в отложениях принадлежит неорганическим солям.

Структура выпадающих монолитных солевых отложений также различна - от крупных, чётко выраженных кристаллов до плотных камиеобразных осадков.

2. Причины образования солевых отложений, а) Смешение химически несовместимых вод.

Различают исходно несовместимые воды и воды, становящиеся несовместимыми при движении но пласту (скрытая несовместимость).

Примерами исходно несовместимых вод могут служить воды девона и карбона. Первые, как правило, обогащены ионами железа, вторые - сульфидными ионами. При их смешении в системе ППД, пласта или эксплуа-тационной скважине в результате химической реакции происходит образование осадка сульфида железа:

Вторым примером исходно несовместимых вод могут служить пресные и сточные (или пластовые) воды.

Если первые содержат существенное количество сульфатных ионов, а вторые относятся к хлоркалыцие-вому типу, то при их смешении в системе ППД, пласте или эксплуатационной скважине вполне возможно образование перенасыщенного раствора с выпадением осадка гипса, по уравнению:

Если же первые содержат существенное количество карбонатных ионов, а вторые относятся к сильно минерализованным водам хлоркальциевого типа то при их смешении вполне возможно образование осадка карбоната кальция, по уравнению:

Скрытая несовместимость обусловлена изменением химического состава вод при их движении по пласту от нагнетательной к эксплуатационной скважине.

Известно, что начальное обводнение скважины происходит но одному из высоко проницаемых прослоев неоднородного пласта. Вследствии того, что порода ещё обладает остаточной гидрофобностыо, вода её не смачивает и выщелачивание ионов из породы, пласта не происходит; поэтому, первой прорывается в скважину вода закачиваемого состава. Но рано или поздно наступает момент прорыва воды в скважину по новому обводнившемуся прослою. К этому времени первый прослой уже лишился гндрофобности и состав, воды начал меняться вследствии её контакта с породой. В результате, при закачке одной и той же воды в эксплуатационной скважине могут смешиваться уже разные воды, которые уже вполне могут оказаться несовместимыми.

Количество выщелачиваемого минерала зависит не только от его общего содержания, но и от пористости, проницаемости, расположения его кристаллов относительной ёмкости, коллектора и ионного состава закачиваемой воды.

Способность к выщелачиванию каждого минерала коллектор» характеризуется коэффициентом выщелачивания — 1С_ВЫщ.

где: Р _Выщ - количество выщелачиваемого из образна минерала, %;

После достижения максимального значения К^щ не меняется сколько бы данной воды не прокачали через коллектор.

Длительность процесса выщелачивания можно оценить по следующей методике:

сначала определяют сколько максимально можно нояучнпгводы, насыщенной данным выщелачиваемым

Р - среднее содержание выщелачиваемого минерала в пласте, %;

С - количество минерала, содержащегося в 1 м³ насыщенного раствора, т.

Если V0^ Vj> "то ^вьнчелачиваниедашкн«минерала будет нроиеходить в течении всего нериода разработки.

Аналогичные расчёты могут быть произведены и для других минералов.

Для того, чтобы определить, приведет ли подобное выщелачивание к образованию солевых отложений при смешении различных вод необходимо осуществить следующие расчеты, приведённые нами в качестве примера, для гипса:

Прежде всего, определяют химический состав образовавшейся смеси вод, путём расчета содержания каждого иона -C'i > по уравнению:

Ci -содержание данного иона в данном типе воды; D| -доля воды данного тина в смеси.

Для оценки насыщенности гипсом смеси вод рассчитывают так называемое произведение концентрации:

Сг;_а+² ^и CcQ-2 мольные концентрации соответствующих ионов.

После этого необходимо воспользоваться соответствующим графиком изсправочной литературы (рис.130).

График характеризует границу между насыщенными (гипсом в данном случае) и ненасыщенными водами.

Если расчетная точка лежит выше кривой то воды насыщены гипсом и образование отложений становится неизбежным.

РИС. 132. ЗаВИСИМОСТЬ ммппицггиа пйрачуотпугпгя hraynra

П - область предельной (пороговой) эффективности ингибитора;

Ш - область образр^ачит тераспкури^м^х &гтянупл между

IV - область появления par^rgopy"H^Y "Т""т^иякс^1> ^м<уулу «^сатт»о^нам^п сотей н-иншбнгором.

2. УСТОЙЧИВОСТЬ При чдрмгиу дядгаетпиге тпшгиу и шлгучягу трмпиратуряу'

Многолетний опыт их применения свидетельствует:

Для предотвращения образования отложений карбоната кальция наиболее эффективны:

Для предотвращения образования отложений гипса наиболее эффективны: ПАФ-13А и ПАФ-41.

Поэтому, следует признать перспективными усилия на создание более дешевых реагентов, не уступающих вышеперечисленным по эффективности. Это, прежде всего, продукты окисления лингнна (лннтин - это смесь нитропроизводных поликарбонатных кислот с системой сопряженных хромофоров, имеющих в бензольном кольце заместители, типа: -СООН; -ОН; -СО*; NO^.

Их расход порядка 20 г/т воды, обычно в виде ~ 1 % раствора.

В последние годы появилась новая товарная форма полностью растворимого в воде окисленного яингина (реагент ЛАУ). Его дозирование не превышает 7 - 10 г/г воды.

Кроме отечественных реагентов в России используют и ряд импортных ингибиторов. Наиболее популярен катамип. эффективность которого сопоставима с отечественными марками.

Поскольку, наиболее интенсивные отложения солей наблюдаются в оборудовании сепарации газа, блоках нагрева, обезвоживания и обессоливания нефти, а также запорной арматуре и трубопроводных коммуникациях, то наиболее целесообразно подавать ингибитор на приём сырьевого насоса перед ступенью обезвоживания; перед аппаратами нагрева; перед ступенями газосепарации и в линию промывочных пресных вод. Как правило, ингибитор солеотложения подают в несколько точек не смешивая с другими реагентами и лишь до тех пор, пока обводнённость продукции превыпает 5 %.

Подачу ингибитора при этом рассчитывают по формуле:

р - плотность ингибитора в товарной форме, кг/м³.

Если ингибитор подаётся в две точки, то распределение расходов ингибитора определяется по выражению:

Подбор ингибитора осуществляется согласно отраслевого РД 39-641-41 «Методика подбора ингибиторов отложения солей для технологических процессов подготовки нефти»; а технологические принципы их использования осуществляются согласно отраслевому РД 39-0147103-319-86 «Технология защиты высокотемпературного оборудования подготовки нефти от отложения солей. Инструкция по применению».

Методы снижающие силы агдезии (нанесение защитных покрытий и уменьшение шероховатости стенок);

Методы, снижающие обводнённость добываемой продукции (водоизоляционные приёмы);

Методы электромагнитного н акустического воздействия на продукцию скважин.

Остановимся более подробно на последних методах Под действием магнитного поля изменяется структура солевых отложений, приобретающих вид аморфного шлама, легко смываемого потоком жидкости. Однако, данные методы эффективны только в том случае, веди обработке подвергается продукция, ещё не содержащая зародышей солей. В противном случае, эффекта может не быть.

Под действием акустического (ультразвукового) устройства происходит существенное понижение агде-зионных способностей солевых отложений. Однако, данный метод эффективен только в том случае, если обработке подвергается продукция, не содержащая свободной газовой фазы, интенсивно поглощающей ультразвуковые колебания.