Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 278
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
46
Хелаты – вещества, способные связывать солеобразующие катионы и препятствовать их взаимодействию с солеобразующими анионами.
Кристаллоразрушающие ингибиторы не препятствуют кристаллизации солей, а лишь видоизменяют форму кристаллов.
К ингибиторам "порогового" действия относят такие соединения,
Представители данного класса ингибиторов образуют защитную пленку на поверхности «зародышей» солей, способствуют замедлению их роста, оказывают сопротивление при соединении кристаллов между собой и на поверхности защищаемого оборудования.
Первый класс веществ относится к термодинамическим ингибиторам, последние два – к кинетическим ингибиторам солеобразования.
Стоит отметить, что для обеспечения эффективной защиты оборудования необходимо, чтобы подобранный для определенных условий ингибитор отложения солей постоянно присутствовал в системе в необходимом количестве.
Максимальный защитный эффект возможно получить при условии ввода ингибитора в раствор до начала кристаллизации неорганических солей.
Обычно ингибиторы в нефтяной отрасли состоят из трех основных типов:
1. неорганические фосфаты;
2. органические полимеры;
3. фосфорорганические соединения.
Первый тип химических веществ представляет хорошо известные ингибиторы в нефтяной промышленности как аминофосфонаты. Они имеют тенденцию демонстрировать хорошую эффективность в предотвращении роста кристаллов, препятствуя образованию активных центров.
Второй тип ингибиторов солеотложений включает в себя органические полимеры, оказавшиеся хорошими ингибиторами зарождения кристаллов и диспергатора. В этой группе часто применяется полиакриловая кислота
(полимер акриловой кислоты) для предупреждения образования сульфата кальция и кальция. Если первые типы химических веществ применяются в комбинации со вторыми типами, то повышенная дозировка полимера будет
47 подтверждением того, что рост количества отложения солей прекращается. В то же время повышенная концентрация аминофосфонатов будет препятствовать зарождению кристаллов. Полифосфинокарбоновая кислота (ПФКК) является полимерным ингибитором солеотложений с фосфористой кислотой, относящейся к двухосновным кислотам (средняя молекулярная масса около 3800 г/моль). Ингибитор ПФКК имеет высокую ингибирующую эффективность, термическую стабильность и экологичность. При зародышеобразовании и росте кристаллов ингибитор ПФКК начинает тормозить процесс кристаллизации, но не останавливает его полностью. Ингибитор ПФКК становится менее эффективным со временем вследствие кристаллической решетки.
Третий тип ингибиторов очень широко используется на нефтяных месторождениях для предотвращения образования отложений солей, в частности, карбоната кальция, сульфата кальция и сульфата бария. Фосфонатные ингибиторы выпускаются в виде калийных солей, поскольку этот катион препятствует набуханию породы пласта. Этот тип химических веществ состоит из фосфорорганических соединений, разлагаемых органических соединений.
Органические фосфаты и фосфонаты относятся к типичным представителям этого типа ингибиторов солеотложений. Некоторые из этих видов ингибиторов солеотложений:
1.
Оксиэтилидендифосфоновая кислота
(1-гидроксиэтилиден
1,1дифосфоновая кислота) (сокращенное название – ОЭДФК) (международное название – HEDP).
2.
Нитрилотриметилфосфоновая кислота (сокращенное название –
НТФ кислота) (международное название – ATMP).
3.
Этилендиамин-тетра (метиленфосфоновая кислота) (сокращенное название- ЭДТМФ) (международное название – EDTMP).
4.
Диэтилентриамин-пента
(метиленфосфоновая кислота)
(сокращенное название – ДТПМФ) (международное название – DTPMP или
DETPMP) [10].
48
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
2.1.4 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. Оценка эффективности ингибиторов является трудоемкой задачей.
Нужно учитывать необходимость анализа ингибиторов отложений солей при эксплуатации скважин следующим образом: контроль качества продукта на соответствие требованиям концентрации и состава; мониторинг хода ингибиторной обработки, особенно для определения концентрации ингибиторов солеотложений в пластовой воде после обработки.
На рисунке 19 представлена стратегия управления солеотложениями для экономической оценки предупреждения выпадения солей. Эта стратегия осуществляется для выбора оптимального подхода к управлению солеотложениями. Подчеркивается необходимость систематизированного подхода для эффективной борьбы с отложением неорганических солей путем ингибирования.
Рисунок 19 – Процессы разработки стратегического контроля солеотложений
49
Технологически полное предотвращение осаждения солей может быть достигнуто при оптимальном подборе ингибиторов и их применении посредством соответствующей технологии. Отмечается, что при одновременном проявлении нескольких типов солей, необходимо подбирать или разрабатывать ингибитор солеотложений с оптимальной концентрацией, эффективной ко всем образующим солям. При выборе или разработке ингибиторов солеотложений существуют многие требования:
- при низкой концентрации предотвратить или отсрочить образование солей, выпадающих в ПЗП и в скважинном оборудовании в течение длительного времени эксплуатации скважин – соответствующие ингибиторы должны выполнить эту задачу при низких концентрациях;
- быть совместимыми с пластовой водой, горной породой и другими химическими реагентами (к примеру, ингибиторы АСПО и коррозии, деэмульгаторы, биоциды) в конкретной соляной системе при пластовой температуре;
- быть термически стабильными и не должны привести к повышению скорости коррозии. Быть экологически безопасными;
- должны иметь улучшенные адсорбционно-десорбционные свойства.
Определение оптимального типа ингибитора.
Предупреждение солеотложения достигается использованием ингибиторов в оптимальных дозировках, значения которых определяются содержанием солеобразующих ионов НСО
3
- и Са
2+
в пластовой воде.
Выбор ингибитора и его оптимальной дозировки производится на основании результатов экспериментальных работ по исследованию эффективности ингибиторов солеотложения для вод различного ионного состава, приведенных в таблице 10.
Для ингибирования солеотложения рекомендуется выбирать реагент с наибольшей эффективностью действия при меньшей дозировке для определенного типа попутно-добываемой воды.
Реагент СНПХ-5312Т (базовый) эффективно подавляет отложение солей в
50 пластовой воде с избытком гидрокарбонат-ионов.
Таблица 10 – Эффективность ингибиторов солеотложения для пластовой воды
Ванкорского месторождения
Содержание ионов
Ингибитор
Защита в % при дозировке, г/т
в модельной системе, мг/л
5 10 20 30
Ca
2+
- 1100; HCO
3
-
- 976
СНПХ-5312Т
54 82,4 83
Mg
2+
- 380; Na
+
+ K
+
- 7500
Акватек 511М
98,6 99,3 99,3 99,3
Cl
-
- 14023
АЗОЛ 3010 С
89,2 91,4 92,8 94,3
2.1.5 Выбор
технологии
предупреждения,
прогнозирования
солеотложения, и подбора погружного оборудования в программном
комплексе RosPump
Отложение солей на элементах подземного оборудования является одним из наиболее часто встречающихся осложнений в механизированной добыче нефти в ОАО «НК «Роснефть». Согласно результатам разборов, отказавших
ЭЦН, которые были проведены в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН-
Пурнефтегаз», доля отказов, обусловленных солеотложением в рабочих органах насосов, составила 10-20% от общего числа всех отказов (рисунок 20).
Рисунок 20 – Анализ отказов установки электроцентробежного насоса в результате солеотложения
При этом во многих случаях, когда в качестве основной причины отказа указывалась другая, так же были зафиксированы отложения нерастворимых солей на элементах конструкций насосов. За последние несколько лет в ООО
«РН-УфаНИПИнефть» накоплен значительный опыт по работе с
51 механизированным фондом скважин, осложненных по причине отложения солей. Известные методики прогнозирования солеотложения прошли проверку и были адаптированы применительно к месторождениям Компании в Западной
Сибири (ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «РН-Пурнефтегаз»). На их базе в разное время были созданы программные комплексы для прогноза солеотложения в нефтедобывающих скважинах. К сожалению, из-за ряда конструктивных недостатков (специализация на конкретных добывающих предприятиях, не вполне адекватный расчет физико-химических свойств пластовой жидкости, необходимость ручного ввода большого числа исходных данных, низкое качество интерфейса программных продуктов) данные программы не нашли широкого распространения в структурах Компании, отвечающих за механизированную добычу нефти.
Отмеченные недостатки программ-предшественников были устранены в модуле «Солеотложения», реализованном в программе подбора погружного оборудования RosPump, которая на протяжении нескольких последних лет является основным инструментом подбора электроцентробежных и штанговых насосов в добывающих предприятиях НК «Роснефть» (рисунок 21).
52
Рисунок 21 – Интерфейс блока «Солеотложения» в RosPump
Используя возможности имеющихся в RosPump алгоритмов расчета PVT свойств пластового флюида и определения характеристик многофазного потока по длине скважины, модуль «Солеотложения» позволяет решать следующие важные задачи:
- автоматическая загрузка данных («РН-Юганскнефтегаз» и «РН-
Пурнефтегаз») по химическому составу воды и газа;
- прогноз выпадения карбонатных и сульфатных солей по стволу скважины на основе расчета индекса насыщения;
- выбор и расчет параметров оптимальной технологии предупреждения солеотложения;
- рекомендации по типу и дозировке ингибитора защиты от солеотложения;
- прогноз увеличения наработки и расчет экономического эффекта
[11].
Прогнозирование солеотложений в скважине
Прогнозирование интенсивности солеотложения в скважине является отправной точкой при планировании мероприятий по снижению отказов оборудования на солеотлагающем фонде. Как показывает нефтепромысловый опыт, затраты на предупреждение отложения солей оказываются во много раз меньше затрат на борьбу с их проявлениями.
На нефтедобывающих предприятиях ОАО «НК «Роснефть» в основном распространены два вида отложений солей: сульфатные (Волго-Уральский и
Предкавказский регионы) и карбонатные (Западная Сибирь). При этом скорость отложения сульфатов и кальцитов по-разному реагирует на изменение температуры жидкости. Если для сульфатных солей рост температуры среды приводит к увеличению растворимости соли в жидкости, то для карбонатных солей, и, в частности, CaCO
3
, ситуация оказывается противоположной – растворимость падает.
53
Применительно к прогнозу отложения кальцитов в скважине это означает, что наибольшая вероятность выпадения солей существует на участках скважины с повышенной температурой, а именно, в призабойной зоне, в области подвески
ПЭД и насоса. Применительно к прогнозированию вероятности солеотложения в нефтедобывающих скважинах можно выделить два основных подхода: эмпирический, который основан на имеющемся опыте анализа случаев выпадения солей в скважинах, и подход, основанный на использовании методик прогноза солеотложения. Существующие методики прогноза солеотложения многообразны. С точки зрения сложности их можно разделить на три группы:
- методики, основанные на адаптации известных экспериментальных кривых (графики, номограммы);
- методики, основанные на вероятностных моделях (индекс стабильности, индекс насыщения);
- методики, основанные на использовании результатов моделирования многофазного потока в скважине с учетом химической кинетики.
В силу отличий в механизмах выпадения сульфатных и карбонатных солей различаются отдельно методики прогноза кальцитов и сульфатов. В модуле
«Солеотложения» программы RosPump используется методика Оддо и Томсона, в которой оценка возможного выпадения солей проводится по величине индекса насыщения. Методика прошла многолетнюю апробацию на месторождениях
Западной Сибири ОАО «НК «Роснефть» и показала удовлетворительное согласование (совпадение в более чем 70% случаях) прогнозных значений с реальными данными.
К числу ее несомненных достоинств можно отнести следующие:
- минимально необходимый набор входных параметров;
- относительная простота в программной реализации;
- применимость для прогноза выпадения карбонатных и сульфатных солей.
Для прогнозирования риска выпадения солей в модуле «Солеотложения» требуются следующие исходные данные: