БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ
Солеотложения могут скапливаться на открытых поверхностях погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и насосно-компрессорных труб, вызывая их ранний выход из строя и ограничения по добыче. Сама конструкция установок ЭЦН является первым уровнем защиты в борьбе с солеотложениями. Правильный выбор габарита установки позволяет избежать чрезмерного падения давления — это одно из самых важных условий, препятствующее отложению солей. Предположим, у вас уже есть насос оптимальной конструкции, подходящий для условий скважины. «Новомет» предлагает два концептуально разных подхода к борьбе с солеотложениями: первый — с использованием защитных покрытий оборудования, препятствующих отложению солей; второй — с использованием химических веществ для изменения свойств жидкости, при прохождении через установку.
ПРЕИМУЩЕСТВА
область применения
- Скважины, склонные к солеобразованию
- Высокая концентрация воды в скважинной жидкости
- Коррозионная агрессивная среда
возможности
- Автономное скважинное оборудование
- Отсутствие необходимости в обслуживании
- Распределенный по времени вынос ингибитора, заданный заранее
особенности
- Твердый ингибитор солеотложений дозируется за счет постепенного размягчения и вытекания в дозатор, где носитель растворяется в нефти, высвобождая активную основу ингибитора
- Технология дозирования капсулированных реагентов обеспечивает стабильную дозировку ингибитора солеотложения в течение всего срока службы скважины
- Защитные покрытия от солеотложения предотвращают осаждение солей на рабочих колесах, направляющих аппаратах и других компонентах ЭЦН
Предотвращение солеотложения с помощью скважинных контейнеров с ингибитором
Дозирущие контейнеры установливаются за одну операцию с ЭЦН, являясь одним из самых эффективных и экономичных решений для предотвращения солеотложения. Мы предлагаем контейнеры для дозирования твердых, капсулированных и жидких реагентов.
Контейнер для твердых реагентов состоит из труб, заполненных ингибитором, а в нижней части расположен дозатор с калиброванными отверстиями. Во время работы ЭЦН пластовая жидкость поступает в рабочую камеру. Твердый ингибитор растворяется и смешивается с пластовой жидкостью. Молекулы ингибитора адсорбируются на зародышах кристаллов неорганических солей, препятствуя их дальнейшему росту и осаждению на рабочих органах ЭЦН и поверхностях оборудования.
Контейнер с капсулированным реагентом включает секции труб, наполненные жидким ингибитором в капсулах. Количество секций контейнера определяется в зависимости от дебита скважины.
Капсулы, изготовлены из полимерных полупроницаемых мембран размером от 50 до 100 мкм. Пластовая жидкость попадает в дозирующее устройство через нижний ряд отверстий, во время нахождения жидкости внутри контейнера ингибитор растворяется, и поступающая жидкость выносит смесь с растворенным реагентом в затрубное пространство через верхний ряд отверстий дозатора к приемному модулю ЭЦН. В результате обработки пластовой жидкости молекулы ингибитора адсорбируются на зародышах кристаллов неорганических солей, препятствуя их дальнейшему росту и выпадению на погружном оборудовании.
Источник
Борьба с солеотложениями оборудования
Закачка пластовой воды в скважины с целью поддержания пластового давления является часто применимой операцией. Степень риска, связанная с отложением минеральных солей в нагнетательных и добывающих скважинах во время таких операций, широко изучалась во многих работах. Отложения солей являются одной из самых серьезных проблем при разработке нефтяных месторождений, которые возникают в процессе закачки воды и смешения двух несовместимых вод. Пластовые воды называются несовместимыми, если они взаимодействуют между собой химически и при смешивании соли выпадают в осадок [1, 5].
Причины образования отложений солей
Скорость и объем выпадения солей зависят от ряда факторов [2]:
— первоначальной солевой насыщенности пластовой воды;
— типа ионов в пластовой воде;
— режимов эксплуатации добывающих скважин и способов добычи скважинных флюидов;
— совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов;
— совместимости добываемых пластовых вод с применяемыми при ГТМ водными растворами и растворами глушения;
— совместимости пластовых вод с водами для системы ППД и др.
Выпадение в осадок химического вещества из раствора происходит в том случае, если его концентрация в растворе превышает равновесную концентрацию.
Выпадение солей может происходить в следующих случаях:
1) при смешивании несовместимых друг с другом вод различного состава;
2) при изменении термобарических условий в скважине либо в насосе и, как следствие, перенасыщении вод;
3) при испарении воды и т.д.
Твердая фаза образуется при условии, что радиус зародышей кристаллов превышает критическое значение, которое определяется по формуле [6]:
, (1)
где M – молекулярная масса зародыша кристаллов;
σ – удельная поверхностная энергия на границе раздела фаз;
ρ – плотность зародыша кристаллов;
Снас, С – концентрации насыщенного и пересыщенного растворов;
R – универсальная газовая постоянная;
T – абсолютная температура.
Сульфаты бария и стронция являются очень плотными и твердыми осадками. Низкая их растворимость практически во всех растворителях по сравнению с другими солеобразующими минералами делает их крайне нежелательным из всех органических и неорганических отложений, которые встречаются в процессе эксплуатации нефтяных скважин с высокой обводненностью продукции [3].
При описании и прогнозировании процесса образования сульфата бария обычно используются только химические (концентрация ионов и ионная сила раствора) и термодинамические (давление и температура) характеристики. Согласно уравнению прогноза образования сульфата бария индекс насыщения воды баритом SI определяется следующим образом [22]:
SI = lg [Ba 2+ ] · [SO4 2- ] — 4,063·µ 0,5 + 2,787·µ — 3,33·10 -3 ·Т·µ 0,5 — 7,561·10 -3 Т + 10 -3 ·Т + 3,775·10 -5 ·Т 2 — 7,709·10 -3 ·Р + 10, (2)
где Р – давление, МПа;
Т – температура, оС;
µ – ионная сила раствора;
[Ba 2+ ] · [SO4 2- ] – молярные концентрации соответствующих ионов, г-ион/л.
При SI > 0 – выпадает сульфат бария, при SI
Источник
Борьба с солеотложениями
Вы будете перенаправлены на Автор24
Причины и последствия отложения солей
Солеотложения – это неорганические вещества, которые в накапливаются в скважинах и на скважинном оборудовании в результате различных химических реакций.
Отложения солей, возникающие во время процесса закачки воды и смешения двух несовместимых видов вод, являются одной из самых серьезных проблем при разработке нефтяных месторождений. Пластовые воды называются несовместными в том случае, если могут взаимодействовать между собой химически, а в результате данных реакций соли выпадают в осадок. Объем и скорость выпадения солей в осадок в первую очередь зависит от:
- Степени совместимости вод системы поддержания пластового давления и пластовых вод.
- Степени совместимости растворов глушения и водяных растворов, которые используются в геолого-технических мероприятиях с добываемыми пластовыми водами.
- Степени совместимости пластовых вод различных продуктивных пластов.
- Способа добычи пластового флюида.
- Способа эксплуатации скважин.
- Типа ионов в пластовой воде.
- Степени первоначальной солевой насыщенности пластовой воды.
Готовые работы на аналогичную тему
Выпадение в осадок химических соединений и веществ из раствора происходит в том случае, если их концентрация в этом растворе больше, чем равновесная концентрация. Выпадение солей происходит при испарении воды, при смешении несовместимых видов вод, при изменении уровня давления и температуры в скважине и т.п. Отложения солей у основном наблюдаются сепараторах, арматуре, шлейфах и т.п. Солеотложения могут стать причиной замены оборудования и частого его ремонта. Накопление солей в абсорбенте приводит к их осаждению на поверхностях теплообмена, что оказывает негативное воздействие на производительность установок регенерации абсорбента, а также на качестве регенерированного продукта. Отложение солей в оборудовании и трубопроводах на месторождениях, где осуществляется добыча природного газа способствует блокировке металла, что мешает проникновению ингибиторов коррозии. На аппаратах и установках регенерации метанола отложения солей негативно влияет на режим их работы, а также становится причиной снижения производительности, снижения концентрации регенерированного продукта и потерям метанола.
Самыми распространенными солями, которые образуются на объектах нефтегазовой промышленности являются: карбонаты, сульфаты, бикарбонаты, гидроокиси железа, окислы, хлорид натрия, хлорид магния и хлорид кальция.
Методы борьбы с солеотложениями
С целью предотвращения образования отложений солей на нефтегазовых предприятиях используются следующие методы:
- Химические.
- Физические.
- Технологические.
К технологическим способа борьбы с солеотложениями в системе поддержания пластового давления относятся подготовка воды, которая используется в системе поддержания пластового давления; отключение обводненных интервалов; раздельный сбор и отбор жидкости. Предотвращения солеотложений в этом случае происходит за счет исключения смешения химически несовместимых вод.
Пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе до начала извлечения из него флюидов.
Физические способы борьбы с отложениями солей подразумевают использование акустических, магнитных и электрических полей для обработки потока добываемой жидкости. Для осуществления этих способ используют специальную аппаратуру магнитной обработки жидкостей, которая представляет собой систему, состоящую из электромагнитов и магнитов постоянного действия. Из-за действия магнитных полей у солей изменяется структура и она не осаждается в виде твердых частиц, а выносится из скважины в виде шлама. Преимуществами такого способа являются простая конструкция, а к недостаткам — необходимость в монтаже подъемного оборудования, необходимости обработки продукции до начала процесса кристаллизации солей, что исключает возможность его использования призабойной зоне пласта. На российских месторождениях в основном используется активатор “Магнолеуом”, производящийся на Омском электромеханическом заводе. К его недостаткам можно отнести неоднозначность получаемого результата и сложный процесс прогнозирования эффективности. Использование акустических поле основано на создании колебаний, которые препятствуют образованию центров кристаллизации. Из-за воздействия акустических полей меняется структура солей, уменьшаются размеры их кристаллов, а также ослабевает сцепление с металлом. К недостаткам относятся сложность конструкции и недостаточная степень изученности.
Химические способы борьбы с отложениями солей основаны на использовании специальных покрытий, которые соприкасаются с жидкостью. К таким покрытиям относятся полимерные и лакокрасочные. Еще одним эффективным химическим способом борьбы с солеотложениями является добавление ингибиторов — веществ, которые способны замедлять процесс образования осадков.
Источник
Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии
Рассмотрены основные способы ингибиторной защиты установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при работе в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией.
Указывается, что наиболее рентабельным и эффективным способом защиты глубинно-насосного оборудования является использование скважинных контейнеров, которые монтируются под основание погружного электродвигателя или блока телеметрической системы УЭЦН. Приведены конструкции и описан принцип действия скважинных контейнеров производства АО «Новомет-Пермь». Доказано, что защита УЭНЦ в условиях солеотложений и коррозии посредством использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ.
Актуальность задачи
В себестоимости добычи нефти затраты на преодоление осложняющих факторов составляют 25. 50 % от эксплуатационных затрат. Одними из наиболее распространенных факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, являются коррозия насосного оборудования и отложения солей.
Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % от общего числа отказов глубинно-насосного оборудования. Причиной солеобразования при добыче нефти является превышение концентрации соли в пластовой жидкости С над равновесной концентрацией Ср
Неравенство (1) может выполняться вследствие увеличения концентрации соли в пластовой жидкости (например при смешении несовместимых вод), а также при изменении растворимости соли, что имеет место при изменении внешних условий, таких как температура или давление.
В настоящее время большинство месторождений нефти в Европейской части России разрабатывается с обводненностью добываемой продукции свыше 80 %. Пластовые воды сильно минерализованы, имеют в своем составе сероводород, углекислый газ, кислород и другие вещества, обусловливающие интенсивное развитие процессов солеотложений и коррозиискважинного оборудования. Скорость питтинговой коррозии элементов УЭЦН может достигать 4. 5 мм/год и увеличиваться при повышении температуры, давления, кислотности пластовой жидкости, напряженного состояния металла и т. д..
Нефтедобывающими предприятиями и заводами изготовителями нефтепромыслового оборудования разрабатываются и осуществляются технические мероприятия по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Эти мероприятия, как правило, имеют комплексный характер и предусматривают адаптацию промыслового оборудования к работе в условиях воздействия осложняющих факторов, а также предупреждение и периодическое устранение осложняющих факторов.
Из известных методов предупреждения солеотложений и снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования при добыче нефти наиболее технологичным и экономически целесообразным является химический метод, который реализуется посредством применения ингибиторов. Актуальной задачей является разработка эффективных способов доставки ингибитора к работающей УЭЦН.
Основные способы ингибиторной защиты элементов УЭЦН
В основе механизма действия ингибиторов солеотложений лежат адсорбционные процессы. Сорбция поверхностью частиц солей молекул ингибитора сопровождается образованием устойчивых соединений, при этом ингибиторы подавляют дальнейший рост зародышевых кристаллов гипса, кальцита и других малорастворимых солей. Образовавшиеся адсорбционные слои препятствуют не только соединению кристаллов, но и прилипанию их к поверхностям оборудования и труб, что обеспечивает унос частиц солей потоком пластовой жидкости на поверхность.
Действие ингибиторов коррозии обусловлено изменением состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений. Защитные слои, создаваемые ингибиторами коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий. Способностью замедлять коррозию металлов в агрессивных средах обладают многие неорганические вещества. Ингибирующее действие этих соединений обуславливается присутствием в них катионов (Са 2+ , Zn 2+ , Ni 2+ , As 3+ , Sb 3+ ) или анионов (CrO 4 2- , Cr 2О 7 2- , NO 2 1- , SiО 3 2- , PO 4 3- ). Кроме того, для борьбы с микробиологической коррозией глубинно-насосного оборудования используются бактерицидные реагенты, нейтрализующие тионовые, сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие и железобактерии.
Известны следующие способы подачи реагентов к работающей УЭЦН:
закачка ингибитора в призабойную зону пласта;
периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство;
подача ингибитора через систему поддержания пластового давления;
установка поверхностных дозаторов на устье скважины;
применение погружных контейнеров.
Закачка в призабойную зону представляет собой продавливания раствора с ингибитором в зону пласта вокруг скважины. Данная технология дорогостоящая, поскольку требует большого количества ингибитора и сопряжена с риском уменьшения продуктивности пласта — ингибитор и раствор могут вступить в реакцию с выпадением осадков. Несомненный плюс метода состоит в том, что ингибиторной защите подлежит и призабойная зона, и вся скважина.
Периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство скважины применима только при высоких динамических столбах, иначе реагент быстро выносится потоком жидкости, что обусловливает существенное снижение эффективности мероприятий по защите скважинного оборудования.
Подача ингибитора через систему поддержания пластового давления требует значительных объемов ингибитора — в несколько раз превышающих объемы, потребные для защиты УЭЦН при закачке ингибитора в призабойную зону пласта. Данный способ на практике применяется крайне редко в связи с высокими материальными затратами.
В нефтедобывающей практике широкое распространение получили установки дозирования реагентов (УДР), которые монтируются на поверхности и осуществляют дозировку ингибитора непосредственно при подаче в скважину. Как правило, УДР не обеспечивают защиту погружных электродвигателей УЭЦН от отложения солей.
Данный способ характеризуется высокими материальными затратами, поскольку подача реагента осуществляется в зону скважины с уже развитым процессом солеотложения, следовательно, для эффективной защиты глубинно-насосного оборудования необходимы значительные объемы ингибитора. Альтернативой является использование УДР с капиллярной трубкой, доставляющей ингибитор на прием насоса, что позволяет существенно снизить расход ингибитора, однако при этом осложняется монтаж и снижается надежность УДР.
Погружные скважинные контейнеры подают ингибитор в самый низ насосной установки, что обусловливает высокую эффективность их использования, так как для подавления процессов коррозии элементов УЭЦН и солеотложений в зоне начала выпадения до нагрева жидкости электродвигателем требуется малое количество ингибитора.
Данный способ характеризуется минимальными эксплуатационными расходами при работе на удаленных скважинах — контейнеры легко монтируются и не требуют обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Возможна установка погружного контейнера под пакер для защиты труб обсадных колонн и УЭЦН, а также при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
Фактором, ограничивающим область применения погружных контейнеров, является высокий дебит скважин. Скорость дозирования реагента зависит от горнотехнических и геологических условий, поэтому погружной контейнер подбирается индивидуально под параметры скважины.
Сравнительные затраты на реализацию описанных выше способов подачи ингибитора к УЭЦН по данным приведены в табл. 1. Анализ представленной информации показывает, что способ ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования с использованием скважинных контейнеров экономически наиболее целесообразен. При этом следует учесть, что капсулированный ингибитор на данный момент является наиболее дорогостоящим среди других типов реагентов.
Сравнительные затраты на реализацию методов предотвращения солеотложений в скважине с дебитом 100 м 3 /сут за 2 г.
Источник