рпо. Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание

• Название: Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание
• Дата: 11.04.2022
• Размер: 5.39 Mb.
• Имя файла: Praktikum_po_SPPNGS.doc
• Тип: Практикум; #463047
• страница: 48 из 57

Задание для самостоятельной работы по теме 6.3.

Задача 6.3

Рассчитать количество ингибиторов гидратообразования, подаваемых в газопровод. Условия движения газа определены давлением (Р_н) и температурой газа (t_н) в начале газопровода и давлением (Р_к) и температурой (t_к) в конце газопровода. Известно количество транспортируемого газа (Q) и плотность газа по воздуху, а также начальные концентрации ингибиторов (С₁).

Таблица 6.5

Исходные данные к задаче 6.3

N варианта	Pн, МПа	tн, оС	Pк, МПа	tк, оС	Q*10-3, м3/сут	ρ	C1,% метанол	C1,% ДЭГ	C1,% СаСl2
1	1,2	20	0,2	-8	850	0,8	95	-	30
2	0,6	10	0,2	-8	880	0,8	-	75	30
3	1,5	25	0,3	-2	850	0,7	95	75	-
4	1	10	0,2	-12	830	0,7	93	75	-
5	1	15	0,2	-10	920	0,7	94	80	-
6	1,2	20	0,2	-8	870	0,6	94	77	-
7	1,5	20	0,5	0	850	0,8	95	75	-
8	1	15	0,2	-10	800	0,7	-	80	30
9	1,2	20	0,2	-6	875	0,6	90	78	-
10	1	15	0,2	-10	940	0,6	93	80	-
11	1,8	25	1	5	880	0,7	95	70	-
13	0,8	20	0,2	-15	860	0,7	80	78	-
14	1	30	0,2	-2	800	0,8	-	75	30
15	1,5	15	0,6	0	850	0,7	93	70	-
16	0,98	20	0,19	-7	900	0,7	90	72	-
17	1	22	0,3	0	920	0,6	92	-	30
18	2	25	0,5	0	850	0,8	93	80	-
19	2,5	25	0,2	-10	880	0,7	95	70	-
20	3	30	0,2	-6	850	0,6	80	78	-
21	4	30	0,2	-10	830	0,6	-	75	30
22	5	30	1	5	920	0,7	93	70	-
23	7,5	30	0,2	-15	870	0,7	90	72	-
24	10	30	0,2	-2	875	0,8	92	-	30
25	1,25	15	0,6	0	940	0,7	90	78	-
26	0,8	10	0,19	-7	880	0,8	93	80	-
27	0,4	15	0,3	0	860	0,8	95	70	-
28	2	20	0,2	-8	800	0,7	80	78	-
29	2,5	30	0,2	-8	880	0,7	90	78	-
30	3	20	0,3	-2	850	0,7	93	80	-
31	4	25	0,2	-12	830	0,6	95	70	-
32	5	25	0,2	-10	850	0,8	80	78	-
33	7,5	30	0,2	-8	900	0,8	-	75	30
34	10	30	5	15	920	0,7	95	70	-
35	1,25	15	0,4	0	850	0,7	80	78	-
36	0,8	10	0,4	0	880	0,7	-	75	30
37	0,4	10	0,2	0	850	0,6	93	70	-
38	0,5	15	0,2	-10	940	0,7	90	72	-
39	1,75	20	0,6	10	880	0,8	92	-	30
40	3,75	30	1,5	15	860	0,8	93	80	-

ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 6.3

Графические зависимости к расчету возможности образования гидратов





Рис 6.1. Номограмма равновесного содержания водяного пара в природном газе







Рис.6.2 Зависимости для определения равновесных условий начала образования гидратов для природных газов разной относительной плотности





Рис. 6.3. Снижение температуры гидратообразования в зависимости от концентрации отработанного ингибитора: 1 —СаСl₂; 2 — СН₃ОН; 3 —ТЭГ; 4 — ДЭГ; 5 — ЭГ

ПРИЛОЖЕНИЕ

6.4.Отложение солей.

Интенсивность отложения солей в трубах зависит:

1 - От режима движения потока

Р.И. Шищенко выведена эмпирическая формула для оценки необходимой скорости потока от веса дисперсных частиц (в основном песчаных примесей) в нефтяной системе.
V > 0.21 * (ρ₁ - ρ₂) * Д / (g * ρ * υ) (6.24)
где V - средняя скорость потока [м/с],ρ₁, ρ₂ - плотности дисперсных частиц и нефти [кг/м³],

Д - внутренний диаметр трубопровода [м],υ - μ/ρ - кинематическая вязкость нефти [м²/с],

g - ускорение свободного падения = 9.81 м/с²
Относительна плотность наиболее часто встречающихся минералов ρλ_в

N	Минерал	формула	плотность
1	Апатит	3СО3(РО4)2*Ca(F,Cl2)	3.2
2	Доломит	CaCO3*MgCO3	2.8 - 2.95
3	Известняк (кальцит)	CaCO3	2.6 - 2.8
4	Каолин (глина)	Al2O3*2SiO2*2H2O	2.4 - 2.6
5	Кварц (песок)	SiO2	2.5 - 2.8
6	Корунд	Al2O3	3.9 - 4.1
7	Магнезит	MgCO3	2.9 - 3.2
8	Пирит	FeS2	4.9 - 5.2
9	Полевой шпат		2.52 - 2.76
10	Сидерит	FeCO3	3.7 - 3.9

ρλ_в = ρ_м/ρ_в ρ_м = ρλ_в * ρ_в ρ_в = 1000 кг/м³
На некоторых месторождениях (Самотлор, м-я Куйбышевской обл., Азербайджана и др.) в процессе эксплуатации скважин наблюдается интенсивное отложение солей в рабочих органах ЭЦН и штанговых насосов, НКТ, выкидных линиях, сборных коллекторах. Отложения солей в основном наблюдаются в ОБВОДНЕННЫХ скважинах.

Отлагающиеся соли могут быть как водорастворимые (NaCl, CaCl₂), так и водонерастворимые: CaCO₃, MgCO₃, CaSO₄*2H₂O (гипс),MgSO₄, BaSO₄, силикаты кальция и магния: CaSiO₃, MgSiO₃ и др.

Состав отложений: соли - 70-88%, нефтепродукты - 2-25%, окислы железа (продукты коррозии) - 0,5-5%, окись кремния - 1-5%.

Состав отложений на оборудовании тепловой подготовки нефти (%): Са(Mg, Mn)CO₃ - 78,28; СаSO₄*2H₂O - 6,65; SiO₂ - 3; гидроксиды железа FeO(OH) или Fe₂O₃*nH₂O - 2,50; S и нефтяная органика - 8.

Основная причина образования и отложения солей - это нарушение термодинамического карбонатного равновесия, обусловленное снижением температуры и давления при подъеме нефти и пластовой воды от забоя до устья скважины и далее по трубопроводам.

Известно, что в пластовых водах углекислый газ находится в 1) свободной и 2) связанной (растворенной) формах: недиссоциированные молекулы угольной кислоты H₂CO₃ (концентрация их незначительна), бикарбонат-ионы HCO₃^(-) и карбонатные ионы CO₃^(2-).

Слабая углекислота ступенчато диссоциирует:
Н₂СО₃ ---> Н (+) + НСО₃(-) (1)

<---
НСО₃(-) ---> Н (+) + СО₃(2-) (2)

<---
Из уравнений (1) и (2) следует, что степень диссоциации Н₂СО³ и, следовательно, величина отношений [НСО₃^(-)] / [Н₂СО₃] и [СО₃^(2-)] / [Н₂СО₃] зависят от концентрации ионов водорода, т.е. от рН.

Установлено, что в кислых и слабокислых водах (рН=1-3 и рН=4-6) доминирует недиссоциированная кислота; в нейтральных и слабощелочных водах (рН=6-8 и рН=8-10) - ион НСО₃^(-); в сильно щелочных водах (рН=11-14) - ион СО₃^(2-).

В пластовых условиях при постоянных давлении и температуре в водных растворах углекислых соединений существует динамическое равновесие между различными формами углекислоты:
2НСО₃^(-) ---> СО₃^(2-) + СО₂ + Н₂О (3)

<---
Как следует из уравнения (3), карбонатное равновесие определяется количеством свободного СО₂.

При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са⁽²⁺⁾, Мg⁽²⁺⁾ и НСО₃^(-) образуются очень непрочные растворимые бикарбонаты кальция и магния:
Са⁽²⁺⁾ + 2 НСО₃^(-) ---> Са(НСО₃)₂ (4)

<---
Mg⁽²⁺⁾ + 2 НСО₃^(-) ---> Mg(НСО₃)2 ,

<---
равновесие которых также поддерживается за счет свободного углекислого газа. В природных ПРЕСНЫХ водах бикарбонат кальция находится в динамическом равновесии с карбонатом кальция и диоксидом углерода:
Са (НСО₃)₂ ---> СаСО₃ + СО₂ + Н₂О (5)

<---
На основе реакций (4) и (5) можно записать:
Са⁽²⁺⁾ + 2 НСО3^(-) ---> СаСО₃ + СО₂ + Н₂О , (6)

<---

откуда следует, что любое воздействие, в результате которого СО₂ удаляется из системы (например, при повышении температуры или увеличении щелочности системы), приводит к сдвигу химического равновесия реакции (6) вправо и выпадению осадка карбоната кальция СаСО₃. В соответствии с этим воду, содержащую равновесное количество СО₂, называют СТАБИЛЬНОЙ; воду, имеющую избыток или недостаток СО₂, называют НЕСТАБИЛЬНОЙ:

при недостатке СО₂ вода перенасыщена СаСО₃ и способна самопроизвольно его выделять; при избытке СO₂ вода недонасыщена СаСО₃ и способна его растворять. Такая вода называется еще и агрессивной, поскольку не допускает образования на металлической поверхности защитных карбонатных пленок, что приводит к сильной коррозии металла.

При движении нефти, газа и пластовой воды по стволу скважины, выкидным линиям и сборным коллекторам давление в них понижается и растворимость СО₂ в воде уменьшается, в результате чего из нее выделяется диоксид углерода, при этом нарушается карбонатное равновесие (6). Для восстановления равновесия избыток бикарбонат-ионов НСО₃^(-) удаляется из системы путем превращения бикарбонатов кальция и магния в карбонаты (5), которые выпадают в осадок и отлагаются на стенках труб, снижая их пропускную способность.

Итак, причинами выпадения солей являются:

- снижение давления (сдвиг равновесия реакции (6) вправо);

- повышение температуры (при снижении температуры потока равновесие реакции (6) смещается влево, т.е. уменьшается выделение СО₂ и выпадение кристаллов солей затормаживается; однако, снижение давления более интенсивно влияет на равновесие рассматриваемой реакции, чем снижение температуры);

- изменение давления и температуры или смешение вод одного типа, но с разной концентрацией ионов, может вызвать пресыщение раствора растворимой солью и привести к её выпадению из раствора; растворимость других компонентов при этом также изменяется;

- изменение химического состава пластовых и попутных вод при смешении вод различных типов.

В связи с очень сложным механизмом образования солей методы прогнозирования солеотложения недостаточно обоснованы, поэтому методы ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ используются редко.
Методы борьбы с отложениями солей: химические, физические и технологические.

Химические методы борьбы с солеобразованием в скважинах и сборной системе применяют, главным образом, при выпадении карбонатных (СаСО₃, MgСО₃) и сульфатных (CaSO₄,MgSO₄) солей, т.е. водонерастворимых. В данном случае применяют ингибиторы отложения солей: гексаметафосфатнатрия (NaPO₃)₆ и триполифосфат натрия (Na₅P₃O₁₀) как в чистом виде, так и с добавками различных присадок. Сущность метода в том, что при образовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб.

С отложениями водонерастворимых солей можно бороться с помощью растворов соляной кислоты:
CaCO₃ + 2HCl ---> CaCl2 + H₂O + CO₂, (7)
переводя нерастворимую соль в водорастворимую. Однако, такой прием ведет к усиленной коррозии оборудования.

Невысокую эффективность защиты от отложений солей (18-22%) может обеспечить использование деэмульгаторов: дисольвана, проксамина, сепарола и др.

Перспективными физическими методами являются воздействия магнитного поля и ультразвуковых колебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для более быстрого образования кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого из трубопровода потоком. При непрерывном воздействии ультразвукового поля на границу раздела двух фаз (кристалл-жидкость) происходит отщепление мельчайших кристаллов. Опыты по УЗ-обработке нефти, содержащей минерализованную пластовую воду, подтвердили, что при действии УЗ-волн на жидкость осадка в теплообменных аппаратах УПН получается меньше, а часть его в виде мелких кристаллов находится в воде во взвешенном состоянии. Получаемые рыхлые осадки легко уносятся потоком жидкости. Эффективность обработки водонефтяной смеси ультразвуком достигает 80%, а при совместной обработке деэмульгатором увеличивается до 98%.

Технологические способы предупреждения отложения солей направлены

на: 1) сдвиг карбонатного равновесия (6) влево; 2) исключение контакта пластовой воды со стенками трубопровода. Для этого повышают давление в системе или вводят свободный диоксид углерода, или подкачивают пресную воду. Повышение давления и ввод СО₂ увеличивает концентрацию СО₂ в водном растворе, создавая тем самым его избыток и сдвигая равновесие в требуемом направлении. С этой точки зрения высоконапорные системы сбора продукции предпочтительны.

Для борьбы с образованием и отложением водорастворимых солей применяют метод подачи в продукцию скважин пресной воды. Этот метод может применяться в двух вариантах:

1) непрерывный подлив пресной воды на забой скважины в процессе её эксплуатации;

2) периодический подлив воды в затрубное пространство.

Первый способ позволяет исключить ВОЗМОЖНОСТЬ выпадения солей в скважине и нефтесборной системе благодаря переводу насыщенного раствора солей в ненасыщенный, в результате чего кристаллы не образуются.

Смешение высокоминерализованной воды с пресной, подливаемой в затрубное пространство, позволяет компенсировать уменьшение растворимости солей из-за снижения температуры потока. Второй способ рассчитан на периодическое растворение солей в скважине и сборной системе по мере накопления в них осадка.

Образование нерастворимых соединений при смешении нагнетаемой и пластовой вод может являться одной из причин возрастания фильтрационного сопротивления при закачке воды в пласт. В большинстве случаев воды, закачиваемые в нефтяные залежи, по солевому составу отличаются от пластовых вод этих залежей. При закачке воды, содержащей сульфат-ионы, в пласты, насыщенные хлоркальциевой водой, в порах пласта в результате смешения этих вод может образоваться сернокислый кальций, выпадающий в осадок в виде кристаллов гипса:
SO₄ ^{(2- )} + Ca ⁽²⁺⁾ + 5 H₂O ---> CaSO₄ * 5 H₂O (8)
Малорастворимые соединения, выпадающие из воды в осадок, могут образоваться при закачке воды, содержащей бикарбонат кальция, в пласты с высокой температурой:
2 НСО₃^(-) ---> СО₃^(2-) + СО₂ + Н₂О (9)

СО₃^(2-) + Са⁽²⁺⁾ ---> СаСО₃ (10)
Эксплуатация обводнившихся скважин в случае несовместимости закачиваемой и пластовой воды иногда осложняется образованием пробок нерастворимых солей на забое скважин и в эксплуатационных трубах. При возможности такого осложнения следует определять солевой состав воды для заводнения, исследуя совместимость её с пластовой водой.

Воды, отобранные с забоев нефтяных скважин после длительной безводной эксплуатации до начала их обводнения, представляют высокоминерализованные рассолы, близкие к насыщению и даже насыщенные сульфатом кальция, и могут явиться источником гипсообразования на забоях эксплуатационных скважин.

Используя формулу (11),предложенную Озолиным Б.В., и Шустефом Н.Д. для расчета ПРЕДЕЛЬНОГО количества сульфат-ионов в воде при данных условиях (минерализация > 600 мг-экв/100 г), и зная ДЕЙСТВИТЕЛЬНОЕ содержание сульфат-ионов можно оценить степень насыщенности воды сульфатом кальция и, таким образом, судить о вероятности выпадения его в осадок:

108

SO₄^(2-) = ----------- , (11)

Са⁽²⁺⁾ * d²
где Са⁽²⁺⁾ и SO₄^(2-) - содержание ионов кальция и магния, мг-экв/100 г,

d - плотность воды, г/см³.

Типовые задачи по теме 6.4

Типовая задача 6.
Известен состав пластовой воды и ее плотность. Рассчитать степень насыщенности воды сульфатом кальция. Дать прогноз образования гипса в скважине.
Дано:

Минерализация мг-экв/100г	Плотность г/см3	катионы, мг-экв/100г			анионы, мг-экв/100г
		K(+)+Na(+)	Ca(2+)	Mg(2+)	CL(-)	SO4(2-)	HCO3(-)
793	1.179	346,3	38	20,3	40,1	0,45	0,18

Решение:

1. Рассчитываем ПРЕДЕЛЬНОЕ количество сульфатов, способных растворится в водах при данных условиях:

[SO₄^(2-)] = 108 / [Ca⁽²⁺⁾] / ρ², мг-экв/100г

[SO₄^(2-)] = 108 / 38 / 1,179² = 2,04 мг-экв/100г
2. Сравниваем предельное содержание сульфатов с реальным:

2.04 - 100%, 0.45 - х; х = 22.05%

Раствор насыщен сульфатами на 22.05%.