Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Лекция №35 Методы борьбы с отложениями солей.





Лекция №35 Методы борьбы с отложениями солей.

1. Общие сведения

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:

Fe+2 + S'2 =FeS2

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:

Ga+2 + SO42 = CaS04i

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:

Ca^+COs^CaCCbJ

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 — 1СВЫщ.

Квыщ^^-Н»-/.^) Р0

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


P q - общее содержание минерала в образце, %.

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

минералом -V0 >по формуле:

УВ = У*~РНКВЫЩ 09)

Ю4

где:

Vj - объбм залежи, м3;

Р - объёмная плотность пород, т/м3;

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:

C'i = ECi-Di(40) i=l

где:

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:

nK=CCjl+2 csq^(41)

где:

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

Затем, определяют ионную силу раствора - Ц. :

1 i=n И = ~- l?'rZi(42)

2 1=1

где:

Z,i - заряд данного иона.

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

I - область целевого дрйтд

П - область предельной (пороговой) эффективности ингибитора;

(уу[тдй и

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

IV - область появления parrgopy"HY "Т""тиякс1> м<уулу «сатт»онамп сотей н-иншбнгором.

Общие требования К ингибиторам-

1. Высокая эффективность;

2. УСТОЙЧИВОСТЬ При чдрмгиу дядгаетпиге тпшгиу и шлгучягу трмпиратуряу'

3. Технологичность;

4. Реагенты не должны

"Tb ттегмчттпг

5. Реагенты не должны

Класс: ПАФ-l; ПАФ-2; ПАФ-13А; ДПФ-1; ПАФ41.

Многолетний опыт их применения свидетельствует:

Для предотвращения образования отложений карбоната кальция наиболее эффективны:

СНПХ 5301 и ПАФ-41.

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

Однако, данные реагенты достаточно дороги.

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:

q.Q.£3M —— .10-5(50)

где:

Hi - расход ингибитора, л/ч;

q - удельный расход ингибитора, г/т;

Q - производительность по жидкости, т/ч;

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

W - массовая доля воды, %.

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».

Безреагентные методы.

К ним относят:

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.

Лекция №35 Методы борьбы с отложениями солей.

1. Общие сведения

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:

Fe+2 + S'2 =FeS2

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:

Ga+2 + SO42 = CaS04i

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:

Ca^+COs^CaCCbJ

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 — 1СВЫщ.

Квыщ^^-Н»-/.^) Р0

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


P q - общее содержание минерала в образце, %.

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

минералом -V0 >по формуле:

УВ = У*~РНКВЫЩ 09)

Ю4

где:

Vj - объбм залежи, м3;

Р - объёмная плотность пород, т/м3;

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:

C'i = ECi-Di(40) i=l

где:

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:

nK=CCjl+2 csq^(41)

где:

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

Затем, определяют ионную силу раствора - Ц. :

1 i=n И = ~- l?'rZi(42)

2 1=1

где:

Z,i - заряд данного иона.

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.









ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2021 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.