ОСОБЕННОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СУЛЬФИДОВ И КАРБОНАТОВ-ЖЕЛЕЗА И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ДАННЫМ ЯВЛЕНИЕМ

В последние годы, в связи с вступлением многих месторождений в последнюю стадию разработки, сопровождающуюся ростом зараженности добываемой продукции сероводородом и углекислым газом, доля осадков сульфидов и карбонатов железа в общем объёме солевых отложений существенно возросла.

Так, в НГДУ «Арсланнефть» в 1999 г анализ осадков солей из 165 скважин показал, что они более чем на 40 % представлены сульфидами железа;

в НГДУ «Краснохолмскнефть» более 80 % всех отложений солей содержат сульфиды железа. По данным исследований причин отказов более 500 глубишюнасосных установок скважин Самотлорского месторождения сделано заключение, что 25 % всех отказов произошло именно из-за засорения насосов сульфидами и карбонатами железа.

К настоящему времени можно считать однозначно установленным, что основное количество подобных соединений образуется непосредственно в скважине в результате прямого взаимодействия сероводорода и углекислого газа со скважинным оборудованием. Причём, основными зонами образования сульфида железа являются участки от забоя до насоса и от динамического уровня до устья скважины. При этом, скорость коррозии металла в первой (жидкостной) зоне достигает 0,5 -1,0 r/м² час, а во второй (газовой) 0,2 - 0,5 г/м² час. В результате, в первой зоне (при стандартной поверхности коррозии равной 500 м²) образуется до 42 кг отложений в сутки, а во второй зоне (при стандартной поверхности коррозии, равной 1000 м²) образуется до 80 кг отложений в сутки. При этом, осадки второй зоны гораздо более гидрофобны и обладают большей загрязняющей способностью.

Для второй зоны наиболее эффективным методом борьбы с данным явлением служит периодическая очистка механическими способами обсадной колонны с последующим иигибированием очищенной поверхности сырой нефтью с повышенной вязкостью, для обеспечения улавливания и удержания в себе осадков сульфидов и карбонатов железа с периодической заменой на свежую порцию без остановки скважины. Для загущения нефти хорошо подходит, например, низкомолекулярный полиэтилен. Кроме подобной загущенной нефти (жидкий пакер) могут использоваться обратные водоиефтяные эмульсии, стабилизированные эмульгатором ЭН-1.

Для первой зоны существует несколько подходов: это установка на забое стационарного дозатора ингибитора; предварительная задавка в пласт ингибитора; применение специальных покрытий; стекло пластиковых хвостовиков, изолирующих обсадную колонну, и т.д.

в объёме 0,5 - 1 м на 1 м мощности продуктивного пласта (например, УНИ-1), способного снизить содержание агрессивного компонента на 70 -90 % в течении 5-6 месяцев.

ОБРАЗОВАНИЕ СУЛЬФИДОВ ЖЕЛЕЗА В НАЗЕМНОМ ОБОРУДОВАНИИ

В наземном оборудовании сульфиды железа образуются не только за счёт коррозии стали под действием сероводорода, но и во многом за счёт биоценноза на стальных стенках и днище труб, емкостей и резервуаров, что и будет подробно рассмотрено в разделе, посвященному борьбе с коррозией. Кроме сульфидов в наземном оборудовании могут также образовываться меркалтиды железа, разумеется, при наличии в нефти меркаптанов.

Все эти соединения обладают пирофорными свойствами, т.е. они способны самовозгораться при контакте с воздухом, что, в отличии от ранее рассмотренного подземного оборудования, довольно часто и наблюдается

Так, летом 1985 г в нефтяных парках Куйбышевнефть и Оренбург-нефть загорелось и взорвалось по 1 резервуару; пожар перекинулся на соседние ёмкости и уничтожил оба парка полностью, а это по 2 десятка больших резервуаров. Весной 1994 г в Башкирии (НГДУ Туймазанефть) после опорожнения взорвался резервуар ёмкостью 5000 м³; взрыв разрушил соседний резервуар такой же емкости и повредил несколько резервуаров по 1000 м³.

Сульфиды железа образуются, как правило, в виде мелких кристалликов, собранных в пористый осадок. Их состав зависит от концентрации сероводорода, давления, температуры и содержания солей в нефти. Так, при невысоких концентрациях сероводорода в основном образуются: моносульфид железа - FeS; кансит - FegS, и его изоморфная форма макннавит - FegS«. При повышенных температурах в основном образуется - маркизит (дисульфид) -FeSz. При нормальных температурах - Fe₂S₃ и т.д.

Пирофорная активность этих соединений различна. Самые главные пирофоры это Fe₂S₃ и FegS,, а из меркаптидов к самовозгоранию способен лишь этилмеркаптан.

Процесс самовозгорания проходит несколько стадий:

1. Сначала влага воздуха вызывает гидролиз соответствующих соединений, например:

2. Затем, выделившийся сероводород восстанавливает оксиды железа, например:

3. Параллельно сероводород и сам окисляется:

Рыхлый и пористый осадок сульфидов плохо проводит тепло и смесь начинает разогреваться, при этом, резко возрастает роль реакции непосредственного окисления сульфидов:

В последней реакции выделяется до 3200 кДж/кг исходного сульфида.

В результате, смесь ещё более интенсивно разогревается и при достижении 260 - 300°С образующиеся мелкие кристаллики серы способны воспламениться. Правда, для этого необходимо, чтобы вода и нефть, которыми пропитаны отложения, предварительно успели испариться. Этим и объясняется наличие так называемого латентного периода в течении которого самовозгорания не наблюдается.

От вспыхнувших кристалликов серы загораются АСПО и плёнка нефти на стенках сосуда до которой дотекает плавящаяся и горящая сера, и только потом следует взрыв нефтяных паров.

Если слой пирофора 2-3 мм, то тепло успевает рассеяться в пространстве и смесь до температуры воспламенения не разогревается.

А вот если слой пирофора достиг 3-5 мм, самовоспламенение вполне возможно.

Для борьбы с данным явлением используют следующие методы:

1. Защитные покрытия. Они малоэффективны, т. к. в любом покрытии имеются дефекты, а для самовозгорания площадь отложений значения не имеет.

2. Опорожнять резервуары, ёмкости, трубопроводы следует постепенно, чтобы выделившееся тепло успевало рассеяться в пространстве; ещё лучше при этом заполнять освободившееся место техническим азотом, выхлопными газами автотранспорта, водой или другой порцией нефти.

3. Использовать ингибиторы сероводородной коррозии и бактериоциды.

Эффективность действия ингибиторов солеотложения (для карбонатов).

На эффективность действия подобных реагентов решающее значение оказывает состав воды в точке ввода (табл.35-а). Из таблицы следует, что:

1. Ингибитор ПАФ-13А уж если применять, то только для ингибирования солееотложения СаСОз в скважинах, попутно - добываемая вода которых не содержит избытка гидрокарбонат - ионов (вода хлор - кальциевого типа);

2. Ингибитор СНПХ - 5301 для ингибирования солеотложения СаСОз всё таки можно использовать в скважинах со значительным избытком гидрокарбонат

3. Реагент СНПХ -5312С превосходит по эффективности ингибитор СНПХ

- 5301, но только для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат -ионов, а для вод с избытком гидрокарбонат - ионов эффективность этих реагентов находится практически на одном уровне;

4. Ингибитор СНПХ -5311 эффективнее реагента СНПХ - 5301 для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат - ионов;

5. Эффективными ингибиторами содеотложения СаСОз для вод с широким вальированием содержания гидрокарбонат — ионов является реагент Нарлекс Д54 и ОЭДФ - МА в твёрдой товарной форме. Однако, их не целесообразно применять в дозировках свыше 20 мг/л из-за плохой совместимости с минерализованными средами при повышенных концентрациях.

Подобная картина объясняется тем, что кроме основной реакции (43) протекают и другие процессы, сопровождающиеся дополнительным образованием кальциевых осадков, а именно:

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

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

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

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

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