Осложнения в нефтедобыче
..pdfРис. 3.10. Классификация методов удаления неорганических солей
ботку скважины соляной кислотой. Значительно сложнее подда ются удалению отложения сульфатных солей [121].
Известны два основных способа разрушения сульфатов:
—конверсия отложений с последующим растворением ее продуктов соляной кислотой;
—растворение кислотами и хелатными соединениями.
В качестве растворителей, обеспечивающих конверсию отло жений, наибольшее распространение получили карбонаты, бикарбонаты и гидроксиды натрия, а также гидроксиды калия. В частности, конверсия отложений гипса под воздействием кар боната натрия протекает согласно реакции
CaS04 2Н20 + Na2C 03 = СаС03 + Na2S04 + ЗН20 (3.26)
Образующийся карбонат кальция удаляют раствором соля ной кислоты
СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н20 + С02 |
(3.27) |
91
При этом используют 10-15 %-ные водные растворы карбона та натрия (техническая кальцинированная сода), а для удаления кар боната кальция применяют 10-15 %-ный раствор соляной кислоты.
Результат воздействия кальцинированной соды зависит от структуры гипсовых отложений. Наиболее эффективны обработ ки на первоначальной стадии образования отложений и в тех слу чаях, когда отложения имеют пористую, рыхлую структуру [122]. Этот способ обработки относительно дешевый, однако, в случае удаления плотных отложений, он малоэффективен.
Как растворитель гипса наиболее эффективен гидроксид ка лия [98, 101, ПО, 121]. Однако продукты растворения способны подавлять саму реакцию на поверхности отложений. Этот недо статок отсутствует в случае применения гидроксида натрия.
При использовании гидроксида натрия реакция протекает с образованием гидроксида кальция и сульфата натрия
CaS04 2Н20 + 2NaOH = Са(ОН)2 + Na2S04 + 2Н20 (3.28)
Сульфат натрия хорошо растворим в воде, а гидроксид каль ция представляет собой рыхлую массу, легко переходящую во взвешенное состояние с образованием тонкодисперсной суспен зии, которая уносится потоком жидкости [122].
Следует отметить, что неплохие результаты могут быть полу чены при обработке отложений гипса 15 %-ным раствором соля ной кислоты [101, 110, 121, 123, 124]. Образуется хорошо раство римый в воде хлорид кальция
CaS04 2Н20 + 2НС1 = СаС12 + H2S04 + 2Н20 |
(3.29) |
Катализаторами реакции (3.29) являются водные растворы хлоридов аммония (3-4 %-ный) и натрия (5-10 %-ный) при темпе ратуре 70-80 °С.
При наличии на отложениях углеводородных соединений (смол, парафинов, асфальтенов и др.) обработка кислотами и ще лочами не достигает результата даже при повышенных темпера турах [ПО, 123]. Углеводородные соединения, обволакивая крис таллы солей и заполняя пустоты между ними, уменьшают пло92
щадь контакта с растворителем. В таких случаях практикуют уда ление из отложений углеводородов до проведения химической об работки путем промывки скважины горячей нефтью или углево дородными растворителями [98, 122]. Это существенно усложняет технологию обработки.
Эффективность удаления гипсовых отложений можно повы сить, применяя совместно с растворами щелочи или соляной кис лоты следующие стимуляторы растворения гипсоуглеводородных отложений (СРГ) [101, 125]:
—реагент Т-66 (производная кубового остатка производства
1,3-диоксациклоалканов);
—реагент "зеленое масло" (ЗМ), являющийся производной кубового остатка производства 4,4-диметил-1,3-диоксацикло- алкана.
Для удаления плотных мелкозернистых отложений гипса и барита применяют хелатные соединения, действие которых ос новано на разрушении отложений вследствие образования устой чивых комплексов с ионами, содержащимися в растворе [121]. Ре акция взаимодействия сульфатных отложений с хелатными соеди нениями протекает медленнее, чем с щелочными, однако качество очистки лучше. Наибольшее применение среди хелатных соедине ний получили растворы этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) и ее солей. Для увеличения скорости реакции в хелатные растворы добавляют карбонаты щелочных металлов, щелочи, би карбонат аммония, гликолят натрия, бензол, толуол и т. д. [98, 122]. На ряде отечественных нефтегазодобывающих предприятий проводят обработки скважин с использованием 10-20 %-ного раствора трилона Б (двунатриевая соль ЭДТА).
Хорошие результаты показало применение термогазохими ческого воздействия (ТГХВ) при удалении отложений гипса из призабойной зоны пласта (ПЗП). Сущность метода заключается в том, что в интервал перфорации опускают скважинный аккуму лятор давления, содержащий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление и развивается высокая темпе ратура. В продуктах сгорания присутствуют углекислый газ и со ляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотно
сти. Однако многократное проведение ТГХВ в одной скважине может привести к нарушению целостности эксплуатационной ко лонны и цементного кольца.
3.5. ПРЕДОТВРАЩ ЕНИЕ СОЛЕОТЛОЖ ЕНИЙ
Методы предотвращения отложения неорганических солей можно подразделить на две группы — безреагентные и химиче ские (рис. 3.11) [98, 101, 110].
К безреагентным методам относят воздействие на пересыщен ные солями растворы магнитного и акустического полей, а также использование защитных покрытий труб и рабочих органов насо сов. К этой же группе относят мероприятия, связанные как с изме нением технологических параметров эксплуатации (специальные изоляционные работы, поддержание повышенных забойных дав лений), так и конструкции оборудования (использование хвосто виков, диспергаторов и т. п.).
Рис. 3.11. Классификация методов предотвращения отложения неорганических солей
Способ воздействия магнитного поля на газожидкостные смеси, проходящие через зазоры магнитного устройства, предло жен Д. М. Агаларовым [126]. Установлено, что при наложении электромагнитного поля изменяются структура солей и общая масса отложений, приходящихся на единицу поверхности. Снижа ется адгезия солей к поверхности металлического оборудования.
Установки для предотвращения солеотложения в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании, основанные на ис пользовании акустического поля, прошли испытания на место рождениях Северного Кавказа и Западной Сибири. Показано [101], что в ультразвуковом диапазоне частот акустическое поле предотвращает отложение солей, либо значительно уменьшает интенсивность этого процесса.
Применение различного вида покрытий способствует повы шению работоспособности нефтепромыслового оборудования в условиях солеотложения [101, 110]. Имеется позитивный опыт применения НКТ, покрытых с внутренней поверхности стеклом, эмалями и лаками. На Самотлорском месторождении испытыва ли центробежные колеса и направляющие аппараты ЭЦН, рабо чие поверхности которых покрывали пентапластом или сами ко леса изготавливали из полиамидных составов с покрытиями на основе эпоксидной смолы, фторопласта, пентапласта с графитом и алюминием. Это позволило вдвое увеличить МРП работы сква жин. Покрытие из пентапласта не предотвращает отложение со лей полностью, а лишь снижает его интенсивность. Поэтому обо рудование с покрытиями рекомендуется применять в скважинах с умеренной скоростью солеотложения. В условиях интенсивного отложения солей одновременно с покрытиями целесообразно использовать химические реагенты.
Важным технологическим методом предотвращения отложе ния солей является проведение изоляционных работ. При негерметичности цементного кольца или обсадной колонны происхо дит интенсивное выпадение солей вследствие попадания грунто вых сульфатных вод в продукцию скважины [111]. Устранить вы падение солей в данном случае можно только путем ликвидации притока грунтовых вод, несовместимых с пластовой водой. С этой целью проводят капитальный ремонт скважин для восста-
новления герметичности цементного кольца и обсадной колонны. Значительно снизить интенсивность отложения солей позво ляет селективная изоляция обводненных пропластков продуктив ного пласта, вызывающая сокращение притока насыщенной соля
ми воды.
Весьма перспективен метод, основанный на выборе опти мального забойного давления, поскольку величина равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в насыщен ном гипсом растворе. Повышение забойного давления приводит к снижению дебита скважин. Чтобы не допустить снижения добы чи нефти, необходимо предусматривать повышение давления на линии нагнетания и внедрять очаговое заводнение [113].
В ряде случаев конструктивные изменения оборудования по зволяют замедлить отложение солей. Так, в [98, 110] рекомендо ван спуск хвостовиков до интервала перфорации. Повышение скорости потока способствует выносу воды с забоя скважины, что препятствует отложению гипса в эксплуатационной колонне.
К химическим методам предотвращения отложения солей от носят подготовку и использование для закачки в пласт высокомИнерализованных вод, которые совместимы с пластовыми водами» а также применение ингибиторов [98, 101, 110].
На ряде зарубежных месторождений одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса явилось примененИе для заводнения залежей естественных или искусственно приготоР' ленных вод высокой солености с содержанием хлорида натрия д° 240 кг/м3 [110]. Аналогичные результаты наблюдали на месторо#' дениях Самарской и Оренбургской областей [98, 122]. Опыт эксИ' луатации нефтяных месторождений Западной Сибири также пО' казывает, что выбор источника водоснабжения для системы ППД оказывает решающее влияние на отложение неорганических сО' лей. Нагнетание попутных или даже маломинерализованных сР' номанских вод вместо пресных позволило значительно снизиТь интенсивность отложения карбонатных солей в скважинах. АнР' логичные результаты получены при закачке совместимых мор' ских вод [101, 105, 110, 120].
В условиях Урало-Поволжского региона использование вь<' сокоминерализованных, совместимых с пластовыми вод огранР' 96
чивается их объемом, который недостаточен для поддержания пластового давления (особенно в безводный период эксплуатации залежей) [110]. В связи с этим предложено совместно с нагнетаемыми водами использовать для закачки ингибиторы солеотложения.
Механизм действия ингибиторов сложен и в настоящее время недостаточно изучен. Установлено, что наиболее эффективными являются ингибиторы, проявляющие ’’пороговый эффект” Этот эффект имеет место, когда реагент покрывает микрокристалли ческие ядра образующегося отложения, замедляет их рост и удер живает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения [НО]. Так как адсорбционные слои инги битора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, микрокристаллы солей имеют плохую адгезию к металлу и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало пре пятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов, что предотвращает их дальнейший рост.
Ингибиторы отложения неорганических солей подразделяют на одно- и многокомпонентные [127].
По различию в химическом строении однокомпонентные ин гибиторы подразделяют на анионные и катионные.
Кингибиторам анионного типа относят производные карбо новых кислот (полимерные соединения акрилового ряда, сополи меры на основе малеинового ангидрида); производные сульфо кислот; фосфоропроизводные (неорганические полифосфаты, органические фосфаты). Среди фосфорорганических производ ных выделяют эфиры фосфорной кислоты, фосфонаты, аминофосфонаты. Последние являются амфотерными ингибиторами.
Кингибиторам катионного типа относят полиалкиленамины, моноамины, четвертичные аммониевые основания, полиэтоксилированные амины.
Многокомпонентные ингибиторы подразделяют на [127]:
— композиции, в которых один из компонентов не является ингибитором отложения солей, но усиливает действие ингибиру ющего компонента или имеет другое самостоятельное значение, не ухудшая при этом ингибирующего действия;
— композиции, в которых все компоненты являются ингиби торами солеотложения. При их смешивании проявляется синерге-
4—1029 |
97 |
тический эффект в ингибирующем действии.
Кроме того, выявлены группы соединений, которые по своей химической природе также могут быть отнесены к ингибиторам солеотложения.
В практике добычи нефти широкое применение находят сле дующие отечественные и зарубежные ингибиторы солеотложе ния:
ИСБ-1 — нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) фор мулы C3HUNO9P3;
ОЭДФ — оксиэтилендифосфоновая кисдота; ДПФ-1 — 2-окси-1,3-диаминопропан-Н,К,Ы',Ы'-тетрамети-
ленфосфоновая кислота; ПАФ-1 — полиэтиленполиамин-]Ч[-метилфосфоновая кислота
(ингибитор анионного типа из класса органических фосфатов); ПАФ-13 — полиалкиленполиаминополиоксиметиленфосфо-
новая кислота; Инкредол-1 — многокомпонентный ингибитор на основе НТФ;
СНПХ-5301 — многокомпонентный ингибитор на основе ОЭДФ;
ХПС-001; -002; -007;
SP-181; -203 — многокомпонентные ингибиторы, основой которых являются органические фосфаты;
Корексит-7647 — многокомпонентная композиция, основой которой являются полимеры.
В нефтедобыче применяют также следующие ингибиторы солеотложения: СНПХ-5301, -5301М, -5311, -5312, -5313, -5314; АК-7003Р; SP-181, -203; Корексит SXT-1075; CY-Cuard-382, -294, -269; Dodiscale V-2870, V-3962; Servo Uca-314, -367.
На месторождениях ОАО "Татнефть" основным способом предупреждения солеотложений на скважинном оборудовании является применение ингибиторов солеотложения типа ИСБ-1, СНПХ-5301 М и др. В настоящее время ТатНИПИнефть совмест но с компанией "Бейкер" проводит исследования по разработке ингибиторов нового поколения, которые позволили бы резко уменьшить дозировку дорогих химических реагентов без сниже ния технологического эффекта.
Глава 4
МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ
В ДОБЫВАЕМОЙ И ТРАНСПОРТИРУЕМОЙ
ПРОДУКЦИИ
В добываемой и транспортируемой по промысловым трубо проводам продукции нефтяных месторождений в том или ином количестве присутствуют механические примеси. В основном это выносимые из скважины частицы горных пород и продукты кор розии металла оборудования и коммуникаций.
По данным НижневартовскНИПИнефть, продукция, выходя щая на поверхность из нефтяных скважин Самотлорского место рождения, содержит от 250 до 450 мг/л механических примесей. Состав этих примесей представлен на 1/3 продуктами коррозии
ина 2/3 — песком с фракциями:
—от 80 мкм до 1,5 мм — 3 %;
—от 10 до 80 мкм — 80 %;
—менее 10 мкм — 7 %.
Для основных месторождений Урало-Поволжья максималь ный диаметр частиц механических примесей, содержащихся в пе рекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции, со ставляет от 10 до 130 мкм. Количество примесей, размер частиц которых не превышает 20 мкм, достигает 50 % мае. и более [52].
Содержание механических примесей, превышающее 1 г/л, существенно осложняет работу нефтяных скважин и приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре глубинного насоса ШГНУ, повышенному гидроабразивному износу клапанов и пары плунжер-цилиндр. Для таких скважин характерны частые пробкообразования, требующие очистки и промывки [53].
