Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Химические методы удаления солеотложений из нктСодержание книги
Поиск на нашем сайте
К химическим методам относится в первую очередь подготовка и химическая обработка закачиваемых в нефтяные пласты 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, добавление к воде соответствующих ингибиторов, реагентов, предотвращающих выпадение осадков. Одним из эффективных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных нефтяных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка 240 г/л. Положительное воздействие заводнения залежей солеными водами подтверждается практикой разработки отечественных месторождений, показавшей, что в тех случаях, когда обводнение скважин происходит пластовыми бессульфатными совместными водами с высоким содержанием хлоридов, выпадение гипса не происходит. АзНИИ предложен способ предупреждения выпадения карбонатных солей, заключающийся в беспрерывной подаче гексаметафосфата натрия на забой скважин, в которых отмечено выпадение солей. Гексаметафосфат адсорбируется на поверхности кристаллов соли и препятствует их росту. В БашНИПИнефти для условий Башкортостана определено оптимальное его количество — 0,001%. Известны два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования — преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, и обработка скважин комплексообразующими реагентами. В качестве таких реагентов применяют карбонатные и бикарбонатные растворы и гидроокиси. Выбор реагента осуществляется в зависимости от свойств и структуры осадков. В США карбонатные и бикарбонатные растворы используются, главным образом, для борьбы с рыхлыми, проницаемыми осадками гипса, возникающими в начальной стадии загипсовывания скважин и оборудования. Удовлетворительный эффект получен при использовании 10—15%-ных растворов карбоната и бикарбоната натрия и калия. При обработках скважин такими реагентами реакция происходит на поверхности осадков. Теоретически карбонатные ионы в растворе замещают сульфатные, в результате чего выпадает карбонатный осадок, который затем растворяют соляной кислотой: СаСО3 + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2 Лучшие результаты были получены при использовании растворов кислых солей щелочных металлов. Видимо, образование карбонатов кальция на кристаллической поверхности сульфатных отложений сводится до минимума. Количество применяемого реагента зависит от количества осадка в скважинах, температуры на забоях и других причин. Вводится реагент либо путем одноразовой закачки, либо периодически. Считается также, что наиболее эффективна циркуляция растворов реагентов в скважинах. После обработки скважины реагентом проводится обычная солянокислотная обработка 10-15%-ной соляной кислотой. Иногда к кислоте добавляют ингибитор коррозии. Затем скважину промывают водой для удаления остатков кислоты. При использовании бикарбоната на поверхности труб в скважинах откладывается осадок карбоната кальция, который в свою очередь препятствует отложению сульфата кальция. Если же гипс все-таки откладывается, то его можно удалить с помощью кислотной обработки. В некоторых случаях к реагенту добавляются смачивающие присадки. При этом преследуется двойная цель — присадка способствует смачиванию реагентом осадка и уменьшению слоя карбоната кальция, образующегося во время реакции и откладывающегося на кристаллической поверхности. В качестве такой присадки в США применяется Версен (тетранатриевая соль ЕДТА) и другие присадки типа Твин-80 (полиоксилкилен сорбитан, моноолеат). Однако подобные обработки не дают эффекта на скважинах с плотными, плохо проницаемыми осадками. В таких случаях применяются химические обработки растворами гидроокисей, особенно раствором каустической соды. Обработки гидроокисями вызывают разрушение большей части отложений. Установлено, что 20%-ный раствор гидроокиси натрия в интервале времени между 12-34 ч. с начала эксперимента вызывает конверсию большего количества осадка, чем соответствующий раствор гидроокиси калия. При действии растворами гидроокиси натрия NаОН на отложения гипса реакция протекает с образованием гидроокиси кальция Са(ОН)2 и сульфата натрия Nа2SО4.
Nа2SО4 хорошо растворим в воде: Са(ОН)2 представляет собой рыхлую массу, частично выносимую потоком, частично разрушаемую при солянокислотной обработке. Образующийся в результате реакции хлористый кальций СаС12 хорошо растворим в воде. В процессе обработки скважины целесообразно производить допуск труб, периодически контролировать концентрацию реагента и освежать его. Продолжительность обработки определяется полнотой очистки оборудования от отложений, которая может быть определена по концентрации реагента в пробах, отбираемых на устьях скважин. Обработка скважин завершается промывкой водой (2-3 объемами). Представляет интерес термохимический метод очистки скважин и оборудования от гипса, разработанный ВНИИГНИ совместно с объединением «Оренбургнефть» и НГДУ «Бугурусланнефть». Для обработки призабойных зон и оборудования был рекомендован и испытан реагент, состоящий из хлористого натрия ЫаС1, соляной кислоты НС1 и воды. Поваренная соль добавляется для ускорения реакции. Оптимальные концентрации компонентов составляют для NаС1 — 12—15%, для НС1 — 15% и более. Растворимость гипсовых отложений возрастает с увеличением скорости циркуляции реагента. В процессе взаимодействия реагента с гипсом, очевидно, происходит образование растворимых в воде СаС12 и Nа25О4. Начальная завышенная концентрация кислоты принимается из условия снижения ее до 15—17% за счет конденсата ППУ в процессе подогрева и продавливания реагента в пласт. Для более полного растворения в кислоте поваренную соль предварительно смачивают водой (на 1 т соли 0,5 м3 воды) и прогревают с помощью ППУ до 60—70°С. В емкость с солью вводят НС1 и доводят температуру до 70°С. При этом реагент тщательно перемешивают. Полученную смесь закачивают в пласт при непрерывном подогреве через гребенку, установленную на устье скважины (с помощью 3—4 ППУ). Перед обработкой скважину необходимо промыть горячей нефтью. Продавливание реагента в пласт осуществляется также подогретой нефтью. Через сутки скважину промывают и вводят в эксплуатацию. При удалении гипса из скважины без подъема оборудования реагент прокачивают через НКТ. Для растворения небольших скоплений гипса на стенках насосного оборудования можно закачивать 4—5 м3 реагента в затрубное пространство при включенном погружном насосе. Результативный опыт борьбы с гипсом на месторождениях Оренбургской области не лишен недостатка. Помимо того, что указанный метод дорогой и трудоемкий, применяемый реагент вызывает активную коррозию оборудования. Следует отметить, что на многих месторождениях отложения солей хотя и разнообразны по составу, в основном представляют собой карбонат кальция, сульфат кальция, кварц и сильвин. Карбонат кальция может осаждаться, когда поверхностные воды нагнетаются в пласт и нагреваются по геотермическим причинам. Кроме того, он может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода при отборе нефти. Карбонат кальция часто считается осадком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Однако периодическая кислотная обработка скважин приводит к частым перерывам в добыче нефти и вызывает коррозию оборудования. Сульфат кальция отличается обратной зависимостью растворимости от температуры и может встречаться при нагнетании высокоминерализованных поверхностных вод. Как только начнется процесс осаждения сульфата кальция, он будет продолжаться до исчезновения состояния перенасыщения. Эти минеральные осадки не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для растворения рекомендуется обработка конвертирующими агентами, например, гидроокисью калия, которая превращает осадок в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляемую растворами кислот. При создании состава для растворения солевых отложений необходимо введение в его состав наряду с компонентами, предупреждающими образование солевых отложений, также добавок, предупреждающих выпадение в зоне их действия вторичных продуктов реакции. Поставленная цель достигается тем, что в качестве стабилизатора, предупреждающего выпадение вторичных продуктов реакции, и ингибитора солеотложений предлагается использовать оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в количествах от 1,0 до 2,0%. За счет применения фосфорорганического комплексона в качестве стабилизатора устраняется вторичное осадкообразование гидроокиси железа, обеспечивается высокая фильтрационная способность в призабойной зоне пласта и, благодаря этому, поддерживаются необходимые значения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Известна еще одна группа методов предупреждения отложений солей в оборудовании и призабойной зоне пласта — это ингибиторы солеотложений; эта группа также может быть отнесена к химической. В США предложены различные ингибиторы, эффективность действия которых проверялась в лабораторных и промысловых условиях. Введение ингибиторов в пласт осуществляется закачкой их под давлением или введением с помощью гидроразрыва пласта. Наиболее широко применяется первый способ. К ингибиторам, закачиваемым в пласты, предъявляются большие требования: они должны предотвращать образование осадков гипса при небольших концентрациях, хорошо адсорбироваться на поверхности пород и медленно десорбироваться в добываемые воды в течение длительного времени, оставаться стойкими в пластовых условиях и т. д. Многие ингибиторы не обладают свойством длительное время оставаться активными в пластах. Наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают «пороговый эффект». Этот 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. К числу этих реагентов относятся полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты в кристаллическом и жидком состоянии и др. Органический фосфонат наиболее отвечает требованиям, предъявляемым к ингибиторам. Для борьбы с отложением солей в «Краснодарнефтегазе» применяют механическое удаление или химическую обработку ингибированными растворами соляной кислоты. Обе операции весьма трудоемки и приводят к временному выходу оборудования из технологического цикла. Рассмотрена возможность использования ингибиторов солеотложения отечественного производства ДПФ-1, ПАФ-13А, ПАФ-1 и СНПХ-5043 в системе подготовки нефти и утилизации пластовых вод. Проведенные ранее в лабораторных условиях гравиметрические и электрохимические определения коррозионной активности показали, что 0,5—1,5% рабочие растворы ИБС-1 вызывают двух-трехкратное увеличение скорости коррозионного разрушения нелегированной стали. В растворах рабочей концентрации 5 мг/л также происходит интенсификация разрушений на 15—20%, поэтому применение ИСБ-1 в высокотемпературном контуре подготовки нефти нежелательно. Ингибиторы ДПФ-1, ПАФ-1 ЗА, ПАФ-41 ведут себя как слабые ингибиторы коррозии и в пределах применяемых концентраций не вызывают коррозии. Результаты гравиметрии хорошо согласуются с данными электрохимических исследований. Рассматриваемые ингибиторы адсорбируются на поверхности металла, вызывая сдвиг стационарного потенциала в область более положительных значений, и тормозят анодный и катодный процессы. Оценка ДПФ-1 и ПАФ-1 ЗА показала, что при концентрации 20—25 мг/л оба реагента могут быть отнесены к высоко- эффективным ингибиторам солеотложения. Предпочтительнее последний, так как из рабочих растворов ДПФ-1 выпадает осадок, осложняющий процесс откачки жидкости. На внутренней поверхности водоводов, транспортирующих сточные воды, образуются значительные осадки — рыхлые, переменного состава, состоящие не только из продуктов коррозии, но и солей СаСО3, СаSО4, Ре5, нефтепродуктов, механических примесей. Такие осадки обусловливают протекание язвенной коррозии за счет увеличения электрохимической гетерогенности поверхности и, следовательно, возникновение высоких локальных анодных токов, снижающих защитное действие ингибиторов коррозии. Поэтому для эффективной защиты системы утилизации сточных вод от коррозии ингибиторами необходимо предотвратить одновременно выпадение солей на поверхности металла. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности все большее применение находят ингибиторы солеотложений на основе комплексонов. Однако данных об их влиянии на коррозию стали в высокоминерализованных средах в литературе практически нет. Изучено влияние реагентов ОЭДФ и ДПФ-1, НТФ на скорость коррозии стали 20 в модельном солевом растворе (№ 1), содержащем, г/л: NаС1 — 60; СаС12— 7; МgС12— 0,6; Nа25О4—0,12; NаНСО3 — 0,7; КС1 — 0,2; Квr — 0,5 (рН = 6,4) и близком по составу к сточным водам Ставропольского НГДУ. Опыты проводили в растворе, насыщенном углекислым газом, при давлении 0,1 МПа в установке «Поток» при скорости Т а б л и ц а 7.1
|
||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-16; просмотров: 496; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.145.55.25 (0.008 с.) |