аааа. солевой. Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки
 Скачать 2.3 Mb.
|
|
2 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ ПРИСПОСОБЛЕНИЙ ДЛЯ БОРЬБЫ С СОЛЕТЛОЖЕНИЯМИ 2.1 Анализ и обзор современных технологий предупреждения солеотложений Все технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложения (рисунок 13). Рассмотрим более подробно методы предупреждения отложения солей. Они делятся на физические, химические, и технологические. Физические методы делятся на воздействие на продукцию магнитным полем или акустическим полем. Технологические – это защитные покрытия, подбор и подготовка рабочего агента для системы поддержания пластового давления. Также к технологическим методам относится изменение технологических режимов работы скважин и насосного оборудования. Четвертая составляющая ограничение водопритоков в скважине. Пятая это турбулизация потоков, применение хвостовиков и солесборников. Также к методам предупреждения солеотложения относятся химические методы – это применение различных ингибиторов солеотложений [8]. Рисунок 13 – Методы предупреждения солеотложений 37 2.1.1 Физические методы Физические методы предотвращения отложений солей основаны на обработке потока добываемой жидкости магнитными, электрическими и акустическими полями. Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелкодисперсные кристаллический «шлам». К преимуществам данного метода относится простота конструкции, к недостаткам необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны. В нефтепромысловой практике в силу специфики применяемого оборудования в основном используются аппараты с постоянными магнитами. Известна практика опробования магнитных устройств МУПС-1 и МУПС-2 на месторождениях Западной Сибири (Приобское месторождение), Куйбышевской, Оренбургской областей и Азербайджана. Успешно прошли промысловые испытания магнитные активаторы «Магнолеум», диспергатор МАГ-1, предназначенный для борьбы с солеотложением на рабочих органах насоса. Один из примеров системного активатора (рисунок 14) одного их российских производителей фирма ООО «Нефтегазтехнология». К недостаткам можно отнести сложно прогнозируемую эффективность и неоднозначность результата. В качестве примера иностранных компаний можно назвать оборудование для магнитной обработки фирм Integra Tech Associates и Magnetic Technology Australia, в котором применяются постоянные магниты. Магнитные устройства (рисунок 15) помещается в патрубок и устанавливаются на глубине начала отложения солей в подъемном лифте, у приема глубинного насоса, у башмака НКТ в компрессорных скважинах, в выкидных линиях скважин. Извлечение магнитного устройства из скважины производится с целью профилактики и дополнительного намагничивания 38 постоянных магнитов, что осуществляется раз в год. Процесс кристаллизации солей под воздействием электрических и магнитных полей аналогичен электромагнитной обработке жидкостей. Несмотря на положительные результаты, полученные в ряде испытаний, магнитные устройства не нашли широкого применения в области предупреждения образования отложений солей в нефтяных скважинах. Очевидно это связано со сложностью управления магнитными процессами, что позволяет защищать небольшие участки оборудования, наиболее приближенные к устройству. Кроме того, необходимость проведения монтажа подземного оборудования значительно усложняет реализацию данного метода. Рисунок 14 – Системный активатор NBF-1A Рисунок 15 – Аппараты для магнитной обработки воды 39 Акустический метод. Принцип действия – специальный акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. К недостаткам можно отнести сложность конструкции. Кроме того, метод не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию. Результаты и в этом случае также неоднозначны. По материалам зарубежной печати есть информация, что испытания прототипов установки в компании Expro Int. Group PLC и Shell Int. Exploration and Production показали эффективность работы генератора высокочастотных колебаний в стволе испытуемых скважин. В связи со сложностью исполнения данного способа, а также нерешенными техническими параметрами, обеспечивающими длительную и надежную работу, применение акустического воздействие на производственных объектах затруднено [8]. Таблица 6 – Физические методы борьбы с солеотложениями Разработчик Технология Омский электромеханический завод Магнитная обработка с помощью диспергатора МАГ-1 Integra Tech Associates Магнитная обработка с применением постоянных магнитов Magnetic Technology Australia Магнитная обработка с применением постоянных магнитов ООО «Нефтегазтехнология» Магнитная обработка системным активатором NBF-1A Expro Group и Shell Генератор высокочастотных колебаний 2.1.2 Технологические методы Первый из указанных технологических методов – это изменение технологических параметров. То есть, изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. К недостаткам можно отнести то, что применение данного метода возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН. Результаты моделирования солеотложения 40 показывают, что с ростом забойного давления интенсивность солеотложения снижается (рисунок 16). Рисунок 16 – Интенсивность солеотложения при изменении забойного давления Метод турбулизации потоков. Механизм действия: сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за счёт увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования. Недостатки: эффект нельзя гарантировать, неоднозначный результат [8]. Следующий технологический метод – это выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. Преимущества данного метода -высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения от с пласта, ПЗП и до системы нефтесбора. Недостатки – сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды. 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Глубина скважины, м Вы па де ни е С аС О 3 , г /м 3 Рзаб = 30 атм Рзаб = 40 атм Рзаб = 51 атм 41 Таблица 7 – Технология выбора и подготовки агента в системе ППД Технология Компании Использование в НК «Роснефть» Десульфатизация воды Epcon CFU Technology Отсутствует Десульфатизация воды NATCO Group Отсутствует Следующий технологический метод – это ограничение водопритоков скважины, то есть, капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью его реализации. Следующий метод – защитные покрытия и детали из специальных материалов. Принцип действия – использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования. Недостатки – сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий. В качестве примера можно привести оборудование российского производителя ООО «Ижнефтепласт». Также есть разработки фирмы «DU PONT». Рабочие органы изготавливаются из полимерных материалов, благодаря чему достигается низкая адгезия материалов, высокая чистота проточных каналов, отсутствие образования гальванических пар. Преимущества - коррозионная стойкость материала, малый вес, позволяющий снизить массу ротора, чистота проточных каналов, относительно низкая стоимость. Недостатки – меньшая, чем у металлических рабочих органов, прочность к некоторым агрессивным веществам, в частности, к соляной кислоте. Такие рабочие органы довольно активно используются нефтяными компания и в некоторых случаях достигается увеличение наработки на отказ [8]. Одним из способов борьбы с солеотложениями является использование СУ с частотным преобразователем в режиме «встряхивания». Периодически 42 изменяется ускорение вращения УЭЦН на короткое время – это не позволяет образовываться отложениям. Но данный способ не решает саму проблему, хотя позволяет несколько увеличить наработку на отказ. Минусы данного метода поломка вала ЭЦН. Через контроллер станции управления персоналом, обслуживающим СУ, задаются следующие параметры: скорость разгона и торможения для встряхивания, период встряхивания и количество встряхиваний, частоту «F1» – первая частота в цикле встряхивания, частоту «F2» – вторая частота в цикле встряхивания. Каждый из циклов встряхивания состоит из следующих последовательных действий: - Пуск и работа установки на заданной частоте; - Повышение с заданной частоты F до частоты F1; - Снижение частоты со значения F1 до F2; - Возврат на заданную частоту работы F. В процессе встряхивания установка испытывает значительные перегрузки (как механические, так и электрические). В тоже время в процессе работы установки в режиме встряхивания происходят резкое изменение центробежной скорости потока, что способствует отделению солевых отложений и механических примесей от рабочих поверхностей насоса (рисунок 17) [9]. Рисунок 17 – Работа станции управления в режиме встряхивания 43 Таблица 8 – Технологические методы борьбы с солеотложениями Разработчик Технология НПФ «Пакер» Технология ограничения водопритока в скважину НИПИ Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД ПАО «Татнефть» Стеклопластиковые НКТ РЕАМ-РТИ Полимерные покрытия деталей ЭЦН и НКТ на основе полифениленсульфида (PPS) DU PONT Защитные покрытия для рабочих органов ЭЦН, в которых используется материал полифталамид c 30%-ным стеклонаполнением Zytel HTN 51G45HSLR BK420 ООО «Ижнефтепласт» ЭЦН со ступенями из полимерных материалов АО «Новомет-Пермь» Защита проточных каналов рабочих органов и концевых элементов полимерными покрытиями с гидрофобными свойствами 2.1.3 Химические методы Ингибитор солеотложений – химический реагент, предотвращающие осаждения различных по химическому составу солей на всех стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти. К ингибиторам относятся такие химические вещества, добавление которых в раствор неорганической соли резко замедляет процесс осадкообразования. Сегодня ингибиторы являются одним из наиболее эффективных методов борьбы с солеотложениями при добыче нефти. Ингибиторы – дорогой способ защиты скважинного оборудования, но он является самым эффективным. Именно поэтому, правильный подбор ингибитора, а также подбор оптимального объема дозировки в скважину, являются необходимым операциями для достижения необходимого технологического и экономического эффекта. В настоящее время ингибиторная защита ПЗП и скважинного оборудования от солеотложений является наиболее распространенным и эффективным методом борьбы с отложениями неорганических солей Ингибиторы солеотложений снижают склонности вод к образованию солевых отложений при процессе кристаллообразования, и предотвращают выделение 44 солей, нарушая термодинамическую устойчивость растущих зародышей. Таким образом, ингибиторы вызывают растворение зародышевых кристаллов соли, и изменяют процесс кристаллизации, что приводит к блокировке растущих центров кристаллов. Эффективность ингибирования связана со степенью перенасыщения солями вод – чем выше это значение, тем труднее ингибировать. Более эффективными реагентами предотвращения солеотложений являются химические вещества, уменьшающие скорость кристаллизации солей, такие как ингибиторы солеотложений порогового действия. Эти ингибиторы эффективно замедляют рост кристаллов при концентрациях, во много раз меньших концентрации сбалансированного стехиометрического соотношения. Для классификации ингибиторов солеотложения (рассматриваются только однокомпонентные ингибиторы солеотложения – индивидуальные вещества) используется подход, в основе которого лежат химическая природа ингибитора, доминирующий механизм ингибирования, тип влияния на состояние пересыщенного раствора или класс ингибируемых солей. В основе большинства классификаций лежит химическая природа вещества, ингибирующего кристаллизацию. Классы химических соединений, проявляющих ингибирующую способность по отношению к основным солям, встречающимся в нефтедобыче, обычно делят на анионные и катионные. К анионным соединениям относятся: - органические производные фосфорной, фосфоновой и фосфиновой кислот (эфиры фосфорной, фосфоновой кислот, фосфонаты, оксифосфонаты, аминофосфонаты, фосфинаты); - производные карбоновых кислот (полиакрилаты, сополимеры акрилатов и малеинового ангидрида, аминокарбоксилаты); производные сульфокислот (поливинилсульфонат); – полиоксипроизводные (олиго, полисахариды); - неорганические соединения (полифосфонаты, ферроцианиды). К катионным соединениям в основном относятся производные аминов (полиалкиленамины, четвертичные аммониевые основания, 45 полиэтоксилированные амины). К катионным соединениям в основном относятся производные аминов (полиалкиленамины, четвертичные аммониевые основания, полиэтоксилированные амины). В таблице 9 (приложения Б) приведены основные соединения, применяемые в нефтедобыче в качестве действующих веществ ингибиторов солеотложений. Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, в том числе и при глушении скважин, является химический метод с использованием ингибиторов отложения солей. К ингибиторам относятся такие химические вещества, добавление которых в раствор неорганической соли резко замедляет процесс осадкообразования. Механизмы действия ингибиторов солеотложений, на основе которых происходит предотвращение выпадения солей, разнообразны. Каждый ингибитор, в большей или меньшей степени, имеет характеристики всех механизмов. Ингибиторы подавляют процессы роста кристалла, изменяют его форму и размеры и ухудшают способность прилипания к поверхности при адсорбции на центры соляного раствора. Комплексные реагенты эффективно используются для предотвращения процесса кристаллизации малорастворимых неорганических соединений. Установлено, что нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ-кислота) оказывает пороговый эффект в ингибировании осаждения карбоната кальция. Метод основан на применении ингибиторов, которые по типу действия делятся на хелаты, кристаллоразрушающие и порогового действия (рисунок 18). Рисунок 18 – Классификация действующих веществ ингибиторов солеотложения по классам 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]. |