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 NO 3 - , NO 2 - , Cl - , F - , SO 4 2- , PO 4 3- 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.
Проблема солеобразования актуальна не только для нефтяной области, но и для отраслей промышленности, где для различных целей используется техническая вода. Ярким примером служит система жилищно-коммунального хозяйства, где для обогрева теплосетей используется вода.
Наша лаборатория предлагает Вам определение химического состава солеотложений на промышленном и нефтепромысловым оборудовании.
Если на Вашем объекте возникли проблемы, связанные с накипеобразованием и (или) коррозией в тепловых сетях, в системе горячего водоснабжения, мы можем помочь Вам выбрать необходимое оборудование и технологию противонакипной и противокоррозионной обработки воды.
*Применяется пробоподготовка, заключающаяся в извлечении подвижных форм элементов раствором азотной кислоты.
Опытные сотрудники Группы компаний Коррсистем проведут теоретические расчеты возможности выпадения солей в средах, проверим эффективность ингибиторов солеотложения, используемых на Вашем предприятии для защиты от солеотложений, а также остаточное содержание ингибиторов в воде для обеспечения продуктивной работы оборудования. Ведь известно, что легче предупредить проблему, чем бороться с её последствиями.
Мы поможем Вам сэкономить средства и время!!!
Применение ингибиторов при добыче нефти остается приоритетным направлением для предотвращения солеотложений.
В зависимости от механизма действия ингибиторы солеотложений условно можно разделить на следующие три типа:
хелаты - вещества, способные связывать солеобразующие катионы и препятствовать их взаимодействию с солеобразующими анионами;
ингибиторы «порогового» действия, добавление которых в раствор препятствует зарождению и росту кристаллов солей;
кристаллоразрушающие ингибиторы, не препятствующие кристаллизации солей, а лишь видоизменяющие форму кристаллов.
В основе механизма действия ингибиторов солеотложения лежат адсорбционные процессы. Адсорбируясь на зародышевых центрах солевого соединения, ингибиторы подавляют рост кристалла, видоизменяют его форму и размеры, препятствуют прилипанию друг к другу, а также ухудшают адгезию кристалла к металлическим поверхностям. В качестве химических реагентов, препятствующих кристаллизации малорастворимых неорганических солей эффективно используются комплексоны.
Ниже приводятся характеристики и условия применения наиболее используемых в отечественной нефтепромысловой практике ингибиторов предотвращения моносолей и солевых осадков сложного состава.
Отечественные ингибиторы предотвращения отложения неорганических солей
Однокомпонентные ингибиторы
ГМФН - гексаметафосфат натрия представляет неорганический полифосфат анионного типа и является бесцветным порошкообразным веществом с хорошей растворимостью в воде.
Используется для предотвращения отложений кальцита и гипса в скважинах и наземных коммуникациях при содержании ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л.
ГМФН является замедлителем процесса солеобразования, адсорбируясь на поверхности микрокристаллов и прекращая их рост.
ТПФН - триполифосфат натрия представляет неорганический полифосфат. В товарном виде - это белый порошок с формой применения 1-5% ного водного раствора.
Область применения при ингибировании кальцита и гипса с содержанием ионов кальция и магния в воде до 1000 мг-экв/л. Дозировка ТПФН составляет в пределах 10-20 г./м 3 .
Недостатком полифосфатов является малая термостабильность. При температуре выше 50 0 С они гидролизуются и переходят в ортофосфаты, которые образуют с ионами кальция осадки. Кроме того, при попадании в открытые водоемы полифосфаты стимулируют развитие синезеленых водорослей.
ИСБ-1 (НТФ) - комплексон в виде нитрилотриметилфосфоновой кислоты.
Предназначен для предупреждения сульфатно- и карбонатно-кальциевых отложений. Ингибитор получил широкое распространение в отечественной практике нефтедобычи.
Продукт представляет кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах. Ингибитор совместим с минерализованными водами (0,1-5% раствор в пресной воде совместим с водой, содержащей до 16 г./л ионов кальция) и обладает различными адсорбционно-десорбционными свойствами в зависимости от адсорбента.
ОЭДФ (оксиэтилидендифосфоновая кислота) - образует прочные комплексы с большим числом катионов, в том числе со щелочноземельными и предназначены для предупреждения отложений неорганических солей. Представляет собой белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, спиртах.
Реагент используются для предупреждения отложений неорганических солей в ПЗС, оборудовании, в системе подготовки нефти и воды.
В нефтепромысловой практике для предупреждения отложений солей на основе ОЭДФ (1,1 - оксиэтилидендифосфоновой кислоты) используется раствор с 15-18% концентрацией активного вещества. Ингибитор хорошо растворим в пресной и минерализованной воде, имеет температуру схватывания минус 50 0 С и вязкость при минус 40 0 С - 800 мПа*с. Ингибитор не оказывает отрицательного влияния на процесс обезвоживания и обессоливания нефти и ее товарные качества, а также при наличии в попутнодобываемой воде в количестве 1-200 г./т на 30-70% снижается коррозия оборудования.
ПАФ-1 - хелатообразующий агент предназначен для предупреждения отложений карбоната и сульфата кальция в нефтяных скважинах и системы подготовки нефти и воды и представляет водный раствор темно-коричневого цвета с содержанием 22% основного вещества. Реагент хорошо растворим в воде и нерастворим в нефти и органических растворителях.
Реагент вводится путем разовой закачки в призабойную зону скважины, периодическим дозированием в затрубное пространство скважины и комбинированным способом. В зависимости от интенсивности отложения солей водные растворы ПАФ-1 при концентрации 0,1-1% применяются при дозировании 10-15 г./м 3 обрабатываемой воды. При первичной задавке ингибитора в ПЗС минимально допустимый расход реагента рекомендуется 60 кг. В практике используются 22-26% водные растворы солей данной кислоты, нейтрализованные щелочью до рН = 5-6.
ПАФ-13 - однозамещенная натриевая соль на основе полиэтилен-полиамин-метилфосфоновой кислоты представляет расслаивающуюся жидкость, с нерезким запахом. Реагент обладает высокой эффективность при обработке газлифтных скважин. Дозировка для предотвращения отложений сульфата кальция составляет 10 г./м 3 , карбоната кальция - 15 г./м 3 обрабатываемой воды.
Гипан - гидролизованный полиакрилонитрл используется в гелеобразном виде для предупреждения отложений кальцита.
Оптимальная дозировка 5-10 г./м 3 . Рабочие растворы готовятся в концентрации 0,05-0,1% в количестве для дозирования в течение 7-10 суток. Растворы готовятся с помощью оборудования реагентных блоков установки подготовки нефти. Перед нагнетанием реагента в емкость смешивания (наполовину заполненную пресной водой) его перемешивают с подогревом не ниже 90 0 С. При этом на прием насоса одновременно подается пресная вода. В емкости смешивания раствор перемешивается насосом с подачей сжатого воздуха. Реагент рекомендуется применять в системе подготовки нефти и воды и при промывке скважин.
Хлористый аммоний - используется для предупреждения карбонатных солей в системе подготовки нефти. Химический реагент способствует разложению бикарбоната кальция при температуре ниже (36 0 С), чем температура превращения его в трудно растворимый кальцит (45-50 0 С). Реагент может использоваться также для растворения уже образовавшегося карбоната кальция. Реагент вводится порциями по 10 кг на прием циркуляционного насоса через каждые 15 минут.
Окисленный лигнин применяется для предотвращения отложений кальцита и гипса в растворах, содержащих до 1000 мг-экв/л ионов кальция и магния. Ингибитор применяется в виде водных растворов в пресной воде.
Подготовка реагента осуществляется в следующей последовательности:
заполняется мешалка пропеллерного или турбинного типа на 2/3 объема нагретой до 80-90 0 С пресной водой;
при включенной мешалке засыпается окисленный лигнин из расчета 50-100 кг на 1 кубический метр воды;
после 30 минутного перемешивания смесь с помощью насоса перекачивается в емкость объемом 30-100 м 3 , которая обогревается паровым подогревателем и оснащается приспособлением для подачи и равномерного распределения сжатого воздуха, а также устройством для отбора раствора;
смесь перемешивается в емкости барботированием воздуха в течение 5-10 мин;
циклы повторяются до получения раствора требуемой концентрации (1-3%) в необходимом количестве.
При отсутствии мешалки рабочий раствор может приготавливаться путем растворения окисленного лигнина непосредственно в емкости при длительном (3-4 часа) барботированием воздухом и подогреве смеси до 80 0 С.
Накопленный на дне емкости нерастворимый осадок реагента удаляется путем заполнения емкости подогретой водой с добавлением 1,5% соды. Объем промывочной воды (V) рассчитывается по формуле:
где: А - количество соды, необходимой для растворения одной тонны окисленного лигнина (0,21 т);
Р - количество окисленного лигнина, израсходованного для приготовления рабочего раствора в емкости.
Содовый раствор перемешивается в течении 5-6 часов, затем емкость доливается водой и раствор вновь перемешивается в течение 30 мин. Полученный подобным образом раствор может использоваться в качестве ингибирующего с дозировкой, меньшей в 2-3 раза по сравнению с раствором реагента без соды.
Полиакриламид (ПАА) - для предотвращения отложения солей рекомендуется применять гидролизованный ПАА с содержанием в водном растворе 10-60 г./м 3 . Применение ПАА основано на способности образовывать на поверхности мономолекулярную пленку. Применение ПАА ограничивается содержанием в пластовой воде ионов кальция и магния до 200 мг-экв/л.
Композиционные ингибиторы
Большое распространение для предотвращения отложений солей при добычи нефти получили композиционные составы с повышенной адсорбционно-десорбционной способностью на поверхности пород призабойной зоны, главным образом, на основе комплексона НТФ.
Ингибирующая композиция с массовым содержанием компонентов:
Ингибитор (НТФ), % ………………………………………….55-60
Латекс (сухой остаток), % …………………………………….3-5,5
Нефть, % ……………………………………………………13,32-27,12
ПАВ, %………………………………………………………….. 0,4-1,35
Вода ……………………………………………………………остальное.
Композиция предназначена для предотвращения солевых отложений, главным образом, сульфатно-кальциевых, в скважинах с низкой проницаемостью пласта-коллектора и невысоким пластовым давлением.
Композиция вводится в интервал перфорации эксплуатационной колонны скважины при ее ремонте с помощью трубчатого контейнера по схеме на рис. 8
Рис. 8. Схема применения ингибирующей композиции в скважине контейнерным способом: 1 - контейнер с композицией; 2 - зона выпадения солей
Приготовление композиции осуществляется путем эмульгирования 1,5-15% латекса, 33-62% нефти и 1-3% ПАВ. Остальное количество составляет вода с учетом входящей в состав латекса. В полученную эмульсию при перемешивании постепенно вводится ингибитор (нитрило-триметилфосфоновая кислота).
Особенностью композиции является стабильность ингибирующих свойств в течение продолжительного времени в процессе эксплуатации скважины.
Композиция основана на увеличении поверхности адсорбента за счет гидрофилизации пор пласта коллектора, смоченных нефтью. Входящий состав композиции оксидат, растворяясь в нефти, снижает поверхностное натяжение и увеличивает адсорбцию на поверхности породы.
Целесообразная концентрация оксидата (30-40%) в составе композиции определена, исходя из наименьшего поверхностного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» при максимальном содержании в нем НТФ до 5%, что рекомендуется при задавке ингибитора в пласт. При концентрации НТФ в составе композиции свыше 18% защитный эффект от солеобразования снижается. Особенность ингибирующего состава с оксидатом в том, что наряду со снижением коррозионной активности усиливается адсорбционно-десорбционная способность ингибитора, а следовательно, продолжительность его действия (рис. 9).
Способ применения ингибирующей композиции путем продавки в призабойную зону скважины по обычной технологии.
Рис.
Подбор ингибиторной защиты скважин и оборудования
Различные геолого-физические условия залегания нефти и особенности разработки залежей требуют подбора ингибиторов предупреждения отложения солей применительно к данному технологическому процессу. Ингибиторы должны отвечать определенным требованиям: совместимостью с попутно добываемыми водами, термостойкостью, низкой коррозионной активностью, быть экологически безопасными и т.д. С целью упорядоченного подбора оптимального ингибитора для защиты оборудования от солеобразований в процессе подготовки нефти разработана методика, предусматривающая следующие требования:
по агрегатному состоянию в качестве ингибиторов допускаются только порошкообразные вещества и нерасслаивающиеся жидкости. Не допускается содержание в жидкостях крупновзвешенных и оседающих примесей. Содержание нерастворимых примесей допускается не более 1%;
величина индукционного периода (время появления твердой фазы в перенасыщенном растворе осадкообразующей соли) не должна быть менее 10 минут;
ингибиторная система должна иметь полную совместимость с пластовой водой месторождения без расслаивания и образования осадка;
при обработке нефти месторождения смесью ингибитора и деэмульгатора не должно увеличиваться содержание солей и воды. Ингибитор должен быть совместим с деэмульгатором;
ингибитор считается эффективным, если уменьшение скорости образования осадка на поверхности нагрева превышает 80% при расходе ингибитора не более 10 мг/л;
ингибитор должен быть термостабильным, то есть при нагреве рабочего раствора до 130 0 С эффективность действия не должна быть ниже 80%;
выдержанность ингибитора относительно коррозионной активности должна определяться скоростью коррозии стали марки Х18Н9Т и Ст. 3 в рабочем растворе не более 0,05 мм/год.
Подбор ингибиторов в соответствии с вышеперечисленными требованиями производится в лабораторных условиях стандартными методами, однако возможны и нестандартные подходы, требующие определенных исследований, в частности, в области совместимости вод, коррозионной активности, адсорбционно-десорбционных процессов.
При применении отечественных ингибиторов солеотложений приготовление их рекомендуют на пресной воде, а в зимних условиях с добавками антифриза.
Техника и технология применения ингибиторов
Наряду с созданием ингибирующих составов предупреждения отложения солей важное значение приобретают технологические способы их реализации. В зависимости от условий ингибиторы могут применяться по следующей технологии:
- - путем непрерывной или периодической подачи в систему с помощью специальных дозировочных устройств;
- - периодической закачкой раствора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону.
Последовательно могут использоваться комбинированные способы подачи ингибитора, например, в начале периодическая закачка, затем - через 2-6 месяцев непрерывная дозировка или периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.
В соответствии с общими принципами ингибиторной защиты скважин и оборудования перед реализацией технологии предупреждения солеобразовании на объектах необходимы подготовительные работы.
Шаблонированием или спуском дистанционного измерителя диаметра труб устанавливается наличие осадков, зоны их отложений и состав. Засорение лифта скважин и призабойной зоны может устанавливаться косвенно одновременно со снижением дебита по падению устьевого и повышению рабочего давления, снижению коэффициента продуктивности скважины.
При отложениях производятся работы по восстановлению продуктивности скважин. Для удаления солевых осадков в начальной стадии обычно используется солянокислотные обработки 15-18% концентрацией раствора с добавкой ингибитора кислотной коррозии в концентрации 0,5-1% на объем кислоты.
Скважина выдерживается с соляной кислотой в течение 2 часов. В случае снижения давления на агрегате при выдержке скважины с соляной кислотой ее необходимо периодически подкачивать в НКТ скважины. При повторной обработке скважины соляной кислотой время выдержки берется от 1,5 до 2 часов.
При обработке призабойной зоны количество кислоты определяется в зависимости от толщины пласта и геолого-физических свойств. В среднем, берется от 0,2 до 0,8 м 3 раствора кислоты на 1 погонный метр обрабатываемого интервала пласта.
Результаты солянокислотных обработок скважин при всех способах их эксплуатации проверяются шаблонированием, а призабойной зоны - по восстановлению дебита и коэффициента продуктивности.
Дозированная подача ингибитора в скважину считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств.
В скважины жидкий ингибитор подается в затрубное пространство по схеме на рис. 10. с обвязкой устья скважины (рис. 11). В скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами при отложении солей ниже насоса спускается хвостовик из НКТ. Длина хвостовика в зависимости от прочности НКТ определяется их весом.
Реагент обычно подается в виде 5-10% раствора в пресной воде, а в зимнее время из-за низкой температуре ингибитор подается в чистом виде в байпасную линию, через которую в затрубное пространство пропускается часть продукции скважины (до 10%). Расход реагента корректируется в зависимости от изменения дебита скважины по воде и содержания ингибитора в попутнодобываемой с нефтью воде.
Метод дозирования ингибитора применим при отложении солей в подземном оборудовании и трубах подъемного лифта, но при отложении солей в призабойной зоне необходима его задавка в пласт.
В процессе разработки залежи с заводнением находит применение способ подачи ингибитора через систему поддержания пластового давления.
Рис.
1 - газораспределительная батарея; 2 - скважинная линия с газом высокого давления; 3 - дозировочный насос; 4,5 - манометры; 6 - задвижка выкидной линии; 7,8 - затрубные задвижки; 9 - НКТ; 10,11 - пусковой и рабочий газлифтные клапаны; 12 - циркуляционный клапан; 13 - пакер
Рис.
- 1 - хвостовик; 2 - штанговый насос; 3 - дозировочный насос;
- 4 - обводная линия; 5 - выкидная линия; 6 - емкость для ингибитора.
Средствами подачи ингибиторов в скважину являются различной конструкции дозаторы или применяется контейнерный способ для удаления твердых реагентов. При отложении солей в насосных установках, НКТ, устьевой арматуре скважин нашел применение глубинный дозатор с принудительной подачей жидкого реагента.
Периодическая задавка ингибиторов в призабойную зону скважины позволяет предотвращать отложение солей в течение всего периода выноса реагента с продукцией скважины. Периодическую задавку ингибитора в призабойную зону рекомендуется осуществлять в определенной последовательности.
Для фонтанных скважин, сначала открывают задвижку на затрубном пространстве, заменяют жидкость в НКТ на раствор ингибитора и его расчетный объем при закрытой задвижке с продавочной жидкостью задавливается в ПЗС. Давление задавки определяется приемистостью пласта, которое не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины. При низкой приемистости и высоком пластовом давлении реагент следует закачивать через НКТ с предварительной установкой пакера. Однако и в данном случае давление закачки реагент не должно превышать давления гидроразрыва пласта. В случае перевода скважины на механизированный способ добычи при задавке раствора ингибитора вслед за продавочной жидкостью скважина глушится раствором необходимой плотностью.
При механизированном способе добычи нефти, когда скважины оборудованы насосами (ШГН, ЭЦН) с обратным клапаном, раствор ингибитора задавливается в затрубное пространство. Жидкость в затрубном пространстве заменяется на раствор ингибитора, закрывается задвижка на напорном трубопроводе насоса и раствор ингибитора с продавочной жидкостью задавливается в пласт. При заполнении затрубного пространства скважины раствором ингибитора необходимо обеспечивать свободный излив жидкости из напорного трубопровода насоса. Для скважин, оборудованных ЭЦН с обратным клапанам, давление на устье затрубного пространства не должно превышать допустимого давления устьевого сальника, а в скважинах с ЭЦН без обратного клапана задавка ингибитора осуществляется через НКТ.
Задавка раствора ингибитора в призабойную зону газлифтных скважин осуществляется по схеме на рис. 14. Предварительно прекращается подача газа высокого давления в скважину путем закрытия задвижки скважинной линии на ГРБ.
Рис.
- 1 - газораспределительная батарея (ГРБ); 2 - скважинная линия с газом высокого давления; 3,4 - манометры; 5 - цементировочный агрегат;
- 6 - задвижка выкидной линии; 7,8 - затрубные задвижки; 9 - лифт;
- 10,11 - пусковой и рабочий газлифтные клапаны; 12 - циркуляционный клапан; 13 - пакер.
Стравливается газ из затрубного пространства скважины. Зарывается затрубная задвижка 7. Подсоединяется цементировочный агрегат 5 к выкидной линии, производится обвязка устья скважины с цементировочным агрегатом и опрессовывается нагнетательная линия. Осуществляется задавка раствора ингибитора в лифт 9 скважины.
Давление задавки при беспакерном компоновке подземного оборудования не должно превышать давлений опрессовки эксплуатационной колонны и гидроразрыва пласта. При компоновке с пакером и закрытом циркуляционном клапане 12 давление задавки не должно превышать давления опрессовки НКТ, гидроразрыва пласта, максимального перепада давления, воспринимаемого пакером и давления открытия циркуляционного клапана разового действия.
При всех способах эксплуатации скважин после задавки ингибитора в призабойную зону скважину выдерживают в течение 12-24 часов для более полной адсорбции реагента в пористой среде.
Затем скважина осваивается и пускается в эксплуатацию. Контроль содержания ингибитора в попутнодобываемой с нефтью воде должен производиться не реже 2 раз в месяц путем анализа отбираемой жидкости.
Растворы ингибиторов на пресной воде для отечественных реагентов рекомендуются с концентрацией 0,2-1%.
Ингибиторная защита: эффективная борьба с солеотложениями
При эксплуатации скважин может происходить отложение солей на поверхности скважинного оборудования. Это может приводить к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Соли могут образовываться и в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость.Чтобы эффективно защитить оборудование (и существенно продлить тем самым срок его эксплуатации), используется химический реагент - ингибитор солеотложений . Регулярное использование ингибитора не только препятствует солеотложению, но и увеличивает продуктивность скважин и ее дебит.
Чем опасны солевые отложения?
Солеотложения запускают процесс возникновения коррозии внутрискважинного и наземного оборудования. Также отложения солей снижают дебит скважин, приводят к преждевременным поломкам насосных установок. Все это влечет за собой необходимость преждевременного дорогостоящего ремонта и выводит из строя скважину. Для предотвращения вышеперечисленных неприятностей и существует ингибитор солеотложений: нефтедобыча подразумевает постоянное или периодическое дозирование реагента, добавление его в жидкости глушения и прочие варианты использования, оптимальные для каждой скважины.
Ингибиторы от REASCALE*
REASCALE*-2002 - ингибитор, поставляемый как водорастворимый химический состав, служащит для защиты нефтедобывающего оборудования от отложения сульфатных (сульфатов бария, кальция) и карбонатных солей (карбонатов магния, кальция), соединений железа. Применяется ингибитор данной марки для защиты скважинного оборудования, применяемого в нефтедобыче, а также для предотвращения накипи в теплообменниках установок по обработке нефти (ее обессоливания и термохимического обезвоживания).
REASCALE*-2003 - ингибитор, также поставляемый как растворимый в воде химический состав, служащий для защиты нефтедобывающего оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция и магния. Используется реагент преимущественно для предотвращения отложений в наземном и скважинном оборудовании, добавляется к жидкостям глушения.
Выбрать оптимальный вариант ингибитора, а также подобрать дозировку вам помогут наши консультанты. Эффективность предлагаемых нами химических составов доказана в процессе клинических испытаний по исследованию возможностей и эффективности ингибиторов различных марок.
В настоящее время, осложняющим фактором в процессах нефтедобычи и бурения скважин является формирование сложных солевых осадков в призабойной зоне пласта (ПЗП), в оборудовании скважин, а также в системах сбора, транспорта и подготовки нефти. Это приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а устранение образования солеотложений ежегодно обходится производству в виде потерянной продукции.
Для предотвращения солеотложений традиционно используют механические и химические методы. На сегодняшний день наиболее распространенным в нефтедобыче является химический способ, с применением ингибиторов солеотложений . Выбор наиболее эффективного ингибитора в каждом конкретном случае должен основываться на анализе рисков и лабораторном подборе реагента. Далее следуют независимое тестирование и опытно-промысловые испытания (ОПИ).
Целью настоящей работы является проведение сравнительного исследования эффективности ингибиторов солеотложений различных производителей в условиях месторождения Узень.
Отложение солей – одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды . 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 промысловых вод малорастворимыми солями щёлочноземельных металлов, в частности, карбонатом и сульфатом кальция, солями магния, бария и стронция . В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы .
Все технологии борьбы с солеотложениями (рисунок 1) делятся на предупреждение и удаление солеотложения.
Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна.
В лабораторных условиях проведены исследования по оценке эффективности ингибиторов солеотложений.
Были протестированы 4 ингибиторы различных производителей: все водорастворимы и имеют плотность 1048 – 1025 г/см 3 .
Тестирование ингибиторов минеральных отложений проводились на имитате (модели) пластовой воды Узеньского месторождения следующего состава:
Лабораторное исследование ингибиторов проводились трилонометрическим методом по разности содержания ионов кальция в образцах с добавлением и без добавления ингибитора солей при 60°С.
По данным лабораторных исследований построен график зависимости эффективности реагента от концентрации:
Эффективность ингибирования солеотложений исследуемых реагентов различается, но всегда прямо пропорционально зависит от дозировки. Так, согласно результатам исследования эффективности ингибирования солеотложений на имитате (модели) воды максимальную эффективность (100%) ингибирования в «жёстких» условиях показали ИСО марки «D» и «A». Все ингибиторы начинают проявлять эффективность и при малых дозировках (5 – 10 мг/дм 3 ). При средних дозировках (20 мг/дм 3 ) эффективность ингибиторов примерно одинаковы (71,43 – 87,5%). При 30 мг/дм 3 100%-ную эффективность показал «D», тогда как «B» – 85,71%, «A» – 87,5%. При более высоких дозировках (60 мг/дм 3 ) наиболее эффективны «A», «D», эффективность реагента «B» – 85,71%.
Как следует из представленных данных, максимальная ингибирующая способность реагента «C» – 81,13 и 73,58% достигается при дозировках 20 и 30 мг/дм 3 .
В целом по результатам тестирования наибольшую эффективность в условиях месторождения Узень показали «A» и «D».
Предназначены для защиты нефтепромыслового оборудования в процессах добычи и подготовки нефти от отложений неорганических солей, включающих сульфаты, карбонаты кальция и магния, сульфат бария, а также соединения железа.
Применяются для предотвращения отложений:
Выберите регион применения… Казахстан Россия Астраханская область Иркутская область Красноярский край Оренбургская область Пермский край Республика Башкортостан Республика Калмыкия Республика Коми Республика Татарстан Самарская область Удмуртская Республика ХМАО - Югра
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5311T
Для предотвращения отложений карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5311-Т обладает высокой эффективностью предотвращения карбонатных отложений на всём пути технологического процесса добычи нефти. Обеспечивает защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от солеотложений, проявляет высокую противонакипную активность в теплообменниках установок термохимического обезвоживания и обессоливания нефти, а также в теплоэнергетических системах, в промышленных охлаждающих системах и в системах очистки вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Расход
Ингибитор хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 5-30 г на тонну обрабатываемой воды в зависимости от минерализации промысловых вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Награды
В 2009 году ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т был удостоен дипломов лауреата конкурса «Лучшие товары Республики Татарстан» и лауреата конкурса программы «100 лучших товаров России».
Регионы применения
ХМАО - Югра, Оренбургская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5312
Описание
Ингибитор СНПХ-5312 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т- 1, что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Применение
Ингибитор СНПХ-5312-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция. Обладает хорошей совместимостью с попутно-добываемыми водами высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т-1 предотвращают отложения сульфата и карбоната кальция, а также сульфата бария.
СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Показатели СНПХ-5312-С СНПХ-5312-Т СНПХ-5312-Т-1 Внешний вид жидкость Плотность при 20°С, кг/м 3 1080-1170 1000-1110 1000-1130 Водородный показатель, рН Не менее 1,0 Не менее 8,0 Не менее 5,5 Температура застывания, °С минус 40 минус 40 минус 45 Расход
Ингибиторы серии СНПХ-5312 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5312 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5313
Для предотвращения отложений карбоната и сульфата кальция, сульфата бария, соединений железа (сульфидов, оксидов)
Описание
Ингибитор СНПХ-5313 выпускается в виде двух марок: СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н.
Применение
Ингибитор СНПХ-5313-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция, соединений железа (сульфидов, оксидов) в водах высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5313-Н предназначен для защиты оборудования от отложений карбоната кальция, сульфата бария, оксидов железа.
Основные характеристики
Расход
Хорошо растворяются в воде. Удельный расход ингибиторов составляет 10-70 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибиторы СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5313 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Республика Коми; Казахстан.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5314
Для предотвращения отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), карбоната кальция и сульфата бария
Применение
Ингибитор СНПХ-5314 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), а также отложений карбоната кальция и сульфата бария.
Основные характеристики
Расход
Хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 10 — 70 г на тонну попутно-добываемой воды. Ингибитор СНПХ-5314 не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регион применения
Республика Татарстан.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5315
Для защиты от отложений сульфата и карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5315 предназначен для защиты газоконденсатных скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Хорошо совместим с водно-метанольными средами.
Ингибитор СНПХ-5315 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Основные характеристики
Расход
Ингибитор СНПХ-5315 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5315 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5316
Для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5316 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Ингибитор СНПХ-5316 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Основные характеристики
Расход
Удельный расход ингибиторов составляет 20-30 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5316 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5316 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регион применения
Пермский край.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5325
Для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод
Описание
Ингибитор СНПХ-5325 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2), что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Ингибиторы СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2) являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Применение
Ингибитор СНПХ-5325 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция в водах высокой минерализации.
Основные характеристики
Показатели СНПХ-5325 СНПХ-5325(1) СНПХ-5325(2) Внешний вид жидкость Плотность при 20 °С, кг/м 3 1000-1100 1045-1155 1045-1155 Водородный показатель, рН 8,0-9,5 8,0-9,5 8,0-9,5 Температура застывания, °С, минус 50 минус 55 минус 40 Расход
Удельный расход ингибиторов составляет 5-30 г. на тонну обрабатываемой воды, в зависимости от степени минерализации промысловых вод.
Ингибиторы серии СНПХ-5325 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5325 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5317
Для предотвращения отложений сульфата и карбоната бария, стронция, карбоната и сульфата кальция
Применение
Ингибитор СНПХ-5317 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата и карбоната бария, стронция в водах высокой минерализации, а также карбоната и сульфата кальция.
Ингибитор СНПХ-5317 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Основные характеристики
Расход
Удельный расход ингибитора 10-30 г на тонну обрабатываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5317 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Сертификация
Ингибитор солеотложений СНПХ-5317 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Республика Калмыкия, ХМАО - Югра.
РАСТВОРИТЕЛЬ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-53R
Для растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа
Описание
СНПХ-53R представляет собой композицию, состоящую из минеральных и органических кислот и неионогенных ПАВ в водной среде.
СНПХ-53R в зависимости от условий применения выпускается в виде двух марок: СНПХ-53R-01 и СНПХ-53R-01В.
Применение
Растворитель СНПХ-53R предназначен для растворения минеральных отложений на поверхности оборудования скважин, трубопроводов системы подготовки и транспортировки нефти и воды, а также в теплоэнергетическом оборудовании.
СНПХ-53R обладает высокой эффективностью растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа, имеет низкую коррозионную агрессивность.
Основные характеристики
Наименование показателя
Норма для марок СНПХ-53R-01 СНПХ-53R-01В Внешний вид Жидкость Температура застывания, о С, не выше минус 30 минус 50 Плотность при 20 о С, кг/м 3 1075 ± 5% 1115 ± 5% Скорость коррозии металлических пластин Ст3 в товарной форме растворителя при 20 о С, г/м 2 . ч, Сертификация
Растворитель СНПХ-53R прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Регионы применения
Урало-Поволжье, Западная Сибирь, дальний Восток, Казахстан.
