Широко применяется и основана на использовании ПАВ и теплоты. Преимущества:
1. предельная простота установки (теплообменник, отстойник и насос);
2. сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к значительному изменению содержания воды в нефти;
3. возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.
Вопрос 5.12: Деэмульгаторы (ПАВ), применяемые для разрушения
Нефтяных эмульсий.
Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы - ПАВ, обладающие большей активностью, чем эмульгаторы.
Основное назначение деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные ПАВ, содежащиеся в нефти и воде. Деэмульгатор образует гидрофильный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают.
Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.
Деэмулыаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные.
К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), применявшиеся ранее для подготовки нефти и имеющие следующие недостатки:
1) при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок;
2) являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде;
3) имеют большой удельный расход (0,5-3 кг/т).
Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Преимущества:
1) не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов;
2) не образуют твердых осадков;
3) имеют незначительный удельный расход (5-50 г/т);
4) хорошо растворяются в воде и нефти;
5) имеют меньшую стоимость.
К неионогенным деэмульгаторам относятся: проксанол, проксамин, дипроксамин, сепорол, дисолван.
3. Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации трубопроводов. Оно вызывает усиление локальной коррозии металла труб, что приводит к их ускоренному разрушению, сопровождающемуся разливами нефти. Последнее создает на трубопроводах пожароопасную ситуацию, особенно при наличии в перекачиваемом продукте попутного нефтяного газа. Число отказов нефтегазопроводов по причине солеотложения вследствие развития локальной коррозии составляет до 40 % от общего числа их отказов. Ситуация усугубляется тем, что выявление участков локальной коррозии трубопроводов на практике очень затруднительно. Известны случаи, когда на предприятиях нефтегазовой отрасли рабочее давление в технологических трубопроводах увеличивалось по причине солеотложения в 3,5 раза в течение трех месяцев. В таких условиях металл трубопроводов становится подверженным малоцикловой коррозионной усталости, также приводящей к ускоренному разрушению труб. Слой солеотложений на трубах диаметром 150 мм толщиной 1,5 мм увеличивает энергопотребление при транспортировке нефти на 15 %, а толщиной 13 мм – уже на 60 %, что наглядно иллюстрирует уровень экономических потерь от рассматриваемого осложнения.
Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН) и установками электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклиниванию и слому вала погружного центробежного электронасоса, заклиниванию плунжера ШГН и т.п.
Выпадение малорастворимых неорганических солей в осадок происходит, когда концентрация их ионов в данном растворе превышает равновесную, то есть когда соблюдается неравенство сi > сiр, где сi — концентрация ионов соли, потенциально способной к выпадению в осадок, сiр — равновесная концентрация ионов той же соли в данных условиях. Это неравенство выполняется либо в случае увеличения его левой части (возрастание фактической концентрации ионов соли), либо при уменьшении правой части (снижение предельной растворимости соли). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании вод разного состава, химически несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов.
При разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья с применением заводнения происходят гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании вод, добываемых попутно с нефтью. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации сульфат-ионов в попутно добываемых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложения гипса сводятся к объяснению причин увеличения в добываемой воде концентрации сульфат-ионов в связи с закачкой пресной или сточной вод, а также к изучению растворимости осадкообразующих соединений с изменяющимися термодинамическими условиями при подъеме жидкости с забоя скважины на поверхность.
Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины увеличения сульфатности попутных вод и выпадения из них гипса на нефтепромысловом оборудовании при разработке месторождений Урало-Поволжья:
- Выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой;
- Обогащение попутно добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных вод (остаточных);
- Окисление до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащих компонентов нефти кислородом воздуха, привносимым с закачиваемыми водами;
- Поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовыми пресных или сточных вод повышенной сульфатности;
- Переток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны;
- Изменение термодинамических условий газоводонефтяной смеси при подъеме жидкости из скважины и в установках по подготовке нефти.
Наличие вышеперечисленных причин аргументируется промысловыми и экспериментальными данными. Отмечается, что отложение гипса в скважинах чаще всего происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими особенностями эксплуатации скважин.
Большинство исследователей считают, что одной из основных причин увеличения содержания сульфатных ионов в попутно добываемой воде по сравнению с нагнетаемой является растворение и выщелачивание минералов из коллекторов.
Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в трубопроводах. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - химические и безреагентные.
Рисунок 4 - Классификация методов предупреждения отложения неорганических солей
К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных, совместимых с пластовыми вод.
В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях. Использование химически совместимых высокоминерализованных вод с пластовыми исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м3.
Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов - ингибиторов отложения солей. К ингибиторам солеотложения предъявляются жесткие требования, которые можно подразделить на общие и специальные.
Эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти микромолекулы имеют плохую адгезию к металлическим поверхностям и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.
При этом все ингибиторы подразделяются на две группы: однокомпонентные, представленные одним типом химического соединения, и многокомпонентные, составленные из разных химических соединений. В свою очередь, все однокомпонентные ингибиторы, на основании различий в химической природе, подразделяются на анионные и катионные.
К анионным ингибиторам относятся: производные карбоновых кислот (полимерные соединения акрилового ряда, сополимеры на основе малеинового ангидрида); производные сульфокислот; фосфоропроизводные (неорганические полифосфаты, органические фосфаты). Среди фосфороорганических производных выделяются эфиры фосфорной кислоты, фосфонаты, аминофосфонаты. Последние, по сути, являются амфотерными ингибиторами.
К катионным ингибиторам относятся полиалкиленамины, моноамины, четвертичные аммониевые основания, полиэтоксилированные амины.
К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы силовыми магнитными и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. К этой же группе относят и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов эксплуатации скважин, - проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках.
4. Технологии применения ингибиторов отложения солей зависят от геолого-физических особенностей строения и системы разработки месторождения, состава попутно добываемых вод и отлагающихся солей, условий выпадения солей и эксплуатации скважинного оборудования, а также от физико-химических свойств используемого ингибитора отложения солей.
Ингибитор отложения солей необходимо дозировать в требуемых количествах, начиная с интервала образования отложений. В настоящее время различают следующие способы подачи ингибитора:
- периодическая прокачка ингибирующей композиции насосным агрегатом в затрубное пространство скважины и глубинно-насосное оборудование;
- непрерывная подача в затрубное пространство скважины с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;
- подача ингибитора глубинными дозаторами;
- периодическая закачка раствора ингибитора в ПЗП;- дозированная подача ингибитора отложения солей в систему водоводов и нагнетательных скважин с кустовых насосных станций ППД. ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5311T
Для предотвращения отложений карбоната кальция
- ИНГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-5317
Для предотвращения отложений сульфата и карбоната бария, стронция, карбоната и сульфата кальция
- РАСТВОРИТЕЛЬ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ СНПХ-53R
Для растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа
Инкредол, ПАФ-13, Олазол, Юксил,фосфоновые кислоты,виниловые спирты.