Ингибиторы солеотложений в нефтедобыче реферат
Обновлено: 08.07.2024
Аннотация
В статье рассматривается причины образования минеральных отложений солей - как осложняющий фактор в нефтедобыче и методы борьбы с ними, также приведены результаты исследования различных ингибиторов солеотложений.
Abstract
In article considered the reasons of formation mineral deposits of salts - as a complicating factor in oil production and methods of against, also given results of research various inhibitors of salts.
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 [1]. 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 [2]. 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 [3]. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы [4].
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:
Причиной образования нерастворимых солей является пересыщенность попутно добываемой воды сульфатами кальция и сульфидом железа на нефтяных месторождениях Самарского региона 1. Процесс осадкообразования на Сосновской установке предварительного сброса вод (УСПВ-95) является следствием химического равновесия ионов, входящих в состав пластовой воды, в результате смешения девонских и угленосных потоков. Если химическим путем (путем ингибирования) не допустить образование нерастворимых солей – гипса и сульфида железа, то при смешении потоков не будет образовываться стойкая трудноразделимая эмульсия, образование которой приводит к выявленным ранее осложнениям в работе системы повышения пластового давления (ППД) Сосновского месторождения. Следовательно, решение проблемы совместной подготовки нефти и воды на Сосновском месторождении сводится к решению проблемы ингибирования двух параллельно протекающих процессов образования сульфида железа и гипсообразования.
Для исследования процесса гипсообразования использовалась модельная вода с коэффициентом пересыщенности – 1,85. Приготовление растворов осуществлялось смешением двух частей воды: одной – содержащей ионы кальция, другой – содержащей ионы сульфатов. Приготовленные исследуемые пробы после смешения выдерживались в течение 8 часов при температуре 80 о С, после этого горячие пробы фильтровались, и в растворе определяли содержание ионов кальция трилонометрическим методом. Эффективность ингибирования F рассчитывалась по формуле:
где – содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л; – содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы без ингибитора, определенное аналитически после опыта, мг/л; – содержание осадкообразующих ионов кальция в исходном растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л.
Результаты предварительных исследований эффективности некоторых промышленно-выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессе гипсообразования приведены в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1.
Эффективность ингибирующего действия промышленных реагентов на процессы гипсообразования в модельных растворах
Читайте также: