Подавление накипи на месторождении - Oilfield scale inhibition

Подавление накипи на месторождениях - это процесс предотвращения образования накипи из-за блокировки или затруднения потока жидкости через трубопроводы, клапаны и насосы, используемые при добыче и переработке нефти. Ингибиторы образования накипи (SI) - это класс специальных химикатов, которые используются для замедления или предотвращения образования накипи в водных системах. Накипь на нефтяных месторождениях - это осаждение и накопление нерастворимых кристаллов (солей) из смеси несовместимых водных фаз в системах переработки нефти. Масштаб - это общий термин в нефтяной промышленности, используемый для описания твердых отложений, которые со временем увеличиваются, блокируя и затрудняя поток жидкости через трубопроводы, клапаны, насосы и т. Д., Что приводит к значительному снижению производительности и повреждению оборудования. Масштабирование представляет собой серьезную проблему для обеспечения потока в нефтегазовой отрасли. Примерами нефтяных отложений являются карбонат кальция ( известковый налет ), сульфиды железа, сульфат бария и сульфат стронция. Подавление образования накипи включает процессы или методы, применяемые для лечения проблем образования накипи.

Фон

Накипь эффективно уменьшает диаметр трубопровода и снижает скорость потока

Три основные проблемы, связанные с водой, которые беспокоят сегодня нефтяные компании, - это коррозия, газовые гидраты и образование накипи в производственных системах. Вода из водохранилища имеет высокий состав растворенных минералов, уравновешенных в течение миллионов лет при постоянных физико-химических условиях. По мере того, как пластовые флюиды перекачиваются из-под земли, изменения температуры, давления и химического состава смещают равновесие и вызывают осаждение и отложение труднорастворимых солей, которые со временем накапливаются с потенциалом блокировки жизненно важных активов в установках для добычи нефти. Масштабирование может происходить на всех этапах систем добычи нефти / газа (вверх по течению, на середине и вниз по течению) и вызывать закупорку перфорационных отверстий в стволе скважины, обсадных труб, трубопроводов, насосов, клапанов и т. Д. О серьезных проблемах масштабирования сообщалось в России и некоторых добывающих регионах в Северном море. системы.

Виды весов

Известны две основные классификации весов; неорганические и органические чешуйки, и эти два типа являются взаимоисключающими, происходящими одновременно в одной и той же системе, называемой смешанной шкалой. Смешанные чешуйки могут привести к образованию очень сложных чешуек, которые трудно лечить. Такие масштабы требуют агрессивных, суровых и иногда дорогостоящих методов восстановления. Парафиновый воск , асфальтены и газогидраты являются наиболее часто встречающимися органическими отложениями в нефтяной промышленности. В этой статье основное внимание уделяется простейшей и распространенной форме встречающихся чешуек; неорганические чешуйки.

Неорганическая окалина

Неорганические отложения относятся к минеральным отложениям, которые возникают, когда пластовая вода смешивается с различными рассолами, такими как нагнетаемая вода. Изменения перемешивания вызывают реакцию между несовместимыми ионами и изменяют термодинамическое и равновесное состояние пластовых флюидов. Происходит перенасыщение и последующее отложение неорганических солей. Наиболее распространенными типами неорганических отложений, известных в нефтегазовой промышленности, являются карбонаты и сульфаты ; часто встречаются сульфиды и хлориты .

В то время как растворимость большинства неорганических солей (NaCl, KCl, ...) увеличивается с температурой (эндотермическая реакция растворения), некоторые неорганические соли, такие как карбонат кальция и сульфат кальция, также имеют ретроградную растворимость , то есть их растворимость уменьшается с температурой. В случае карбоната кальция это происходит из-за дегазации CO 2 , растворимость которого уменьшается с температурой, как и в случае с большинством газов (экзотермическая реакция растворения в воде). В случае сульфата кальция причина заключается в том, что реакция растворения самого сульфата кальция является экзотермической и поэтому предпочтительна при понижении температуры (тогда тепло растворения легче отводится, см . Принцип Ле Шателье ). Другими словами, растворимость карбоната кальция и сульфата кальция увеличивается при низкой температуре и уменьшается при высокой температуре, как и в случае гидроксида кальция ( портландита ), который часто называют дидактическим примером для объяснения причины ретроградной растворимости.

Имя Химическая формула Минеральная
Карбонат кальция CaCO 3 Кальцит , арагонит
Сульфат кальция CaSO 4 Ангидрит , гипс (CaSO 4 · 2 H 2 O), бассанит ( полугидратная форма) (CaSO 4 · 0,5 H 2 O)
Оксалат кальция CaC 2 O 4 Beerstone
Сульфат бария BaSO 4 Барит
Гидроксид магния Мг (ОН) 2 Брусит
Оксид магния MgO Периклаз
Силикаты Me (Si n O x ) · y H 2 O Серпантин, acmite , гиролит , геленит , аморфный диоксид кремния , кварц , кристобалит , пектолитом
Оксигидроксиды алюминия AlO (ОН) Бемит , гиббсит , диаспор , корунд
Алюмосиликаты Al x Si y O z Анальцит , канкринит , нозелит
Медь Cu Металлическая медь, куприт (Cu 2 O), тенорит (Cu)
Магнетит Fe 3 O 4 Смешанный оксид Fe 2+ и Fe 3+ : FeO + Fe 2 O 3
Никель феррит NiFe 2 O 4 Смешанный оксид Треворита , Ni 2+ и Fe 3+ : NiO + Fe 2 O 3
Фосфаты Ca 10 (PO 4 ) 6 (OH) 2 Гидроксиапатит

Шкала карбоната кальция

Вода, известная своей высокой сольватирующей способностью, может растворять определенные газы, такие как диоксид углерода (CO 2 ), с образованием водного CO 2 (водного) . При правильных условиях температуры и / или давления молекулы H 2 O и CO 2 (водн.) Реагируют с образованием угольной кислоты (H 2 CO 3 ), растворимость которой увеличивается при низкой температуре и высоком давлении. Малейшие изменения давления и температуры растворяют H 2 CO 3 (водн.) В воде в соответствии с уравнением (3) с образованием ионов гидроксония и бикарбоната (HCO 3 - (водн.) ).

  1. CO 2 (водн.) + H 2 O (л) ↔ H 2 CO 3 (водн.)
  2. H 2 CO 3 (водн.) ↔ H + (водн.) + HCO 3 - (водн.)
  3. 2 HCO 3 - (водн.) ↔ CO 3 2- (водн.) + H 2 O (л) + CO 2 (г)
  4. Ca 2+ (водн.) + CO 3 2- (водн.) ↔ CaCO 3 (т.)

Две реакции (2) и (4) описывают равновесие между ионами бикарбоната (HCO 3 - ), которые хорошо растворимы в воде, и солью карбоната кальция (CaCO 3 ). Согласно принципу Ле-Шателье , операции бурения и извлечение нефти из ствола скважины снижает давление в пласте, и равновесие смещается вправо (3), чтобы увеличить добычу CO 2 и компенсировать изменение давления. После нескольких лет добычи нефти в скважинах могут наблюдаться значительные падения давления, приводящие к образованию крупных отложений CaCO 3, поскольку равновесие смещается, чтобы компенсировать изменения давления.

Сульфатные чешуи

Сульфаты ионов металлов группы (II) (M 2+ ), как правило, снижают растворимость вниз по группе. Сложнее всего удалить окалины сульфата бария из-за его высокой нерастворимости, образующей очень твердые отложения окалины. Общее представление реакции резюмируется в реакции:

5. M 2+ (водн.) + SO 4 2- (водн.) → MSO 4 (т.)

Сульфатная накипь обычно образуется при смешивании пластовой воды и закачиваемой морской воды. Взаимосвязь между ними и степенью перенасыщения имеет решающее значение при оценке количества сульфатных солей, которые будут выпадать в осадок в системе. Морская вода имеет высокую концентрацию сульфат-ионов и смешивается с пластовой водой со многими ионами Ca 2+ и другими ионами M 2+ в пластовой воде. Серьезные проблемы с сульфатной накипью обычны в коллекторах, в которые закачивается морская вода для увеличения нефтеотдачи.

Из-за своей относительно высокой растворимости в воде сульфат кальция является наиболее легко удаляемым химическим способом сульфатом сульфата по сравнению с сульфатом стронция и бария. Кристаллы накипи первоначально диспергируют в производственных системах до тех пор, пока в центрах зародышеобразования не начнется накопление стабильных кристаллов нерастворимых сульфатов и рост накипи. Неровные поверхности трубопроводов и производственное оборудование, такое как насосы и клапаны, вызывают быстрый рост масштаба до уровней, которые могут блокировать трубопроводы.

Склонность нефтяной скважины к образованию отложений можно предсказать на основании преобладающих условий, таких как pH, температура, давление, ионная сила и мольная доля CO 2 в паровой и водной фазах. Например, индекс насыщения шкалы CaCO 3 рассчитывается по формуле;

F s = {[Ca 2+ ] [CO 3 2− ]} / K уд.

Где F s - коэффициент насыщения отложений, определяемый как отношение продукта активности к произведению растворимости соли. Активность определяется как произведение коэффициентов активности и концентраций ионов Ca 2+ и SO 4 2- . Ионная сила - это мера концентрации диссоциированных ионов, растворенных в воде, также называемая «общим количеством растворенных твердых веществ» (TDS).

Удаление накипи

Известны различные методы восстановления в масштабе месторождения, но большинство из них основано на трех основных темах:

  1. Изоляция сульфат-иона из морской закачиваемой воды
  2. Химическое или механическое удаление / растворение накипи
  3. Применение ингибиторов образования накипи (SI) для предотвращения образования накипи

Первые два метода могут быть использованы для краткосрочного лечения и эффективны при умеренных образованиях накипи, однако, непрерывная инъекция или обработка химическим удалением накипи с помощью SI за многие годы доказала, что это наиболее эффективный и экономичный профилактический метод.

Ингибиторы образования накипи

Химическая структура диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой кислоты)

Ингибиторы образования накипи - это специальные химические вещества, которые добавляют в системы добычи нефти для задержки, уменьшения и / или предотвращения образования накипи. полимеры акриловой кислоты, полимеры малеиновой кислоты и фосфонаты широко используются для очистки от накипи в водных системах из-за их превосходной растворимости, термической стабильности и эффективности дозирования. В промышленности очистки воды, основные классы SIs имеют неорганический фосфат, фосфорорганические и органические полимерные основы и общие примеры PBTC (фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота), АТМФА (амину-триметильны фосфоновая кислота) и ОЭДФ (1 -гидроксиэтилиден-1,1-дифосфоновая кислота), полиакриловая кислота (PAA), фосфинополиакрилаты (такие как PPCA), полималеиновые кислоты (PMA), тройные сополимеры малеиновой кислоты (MAT), сополимеры сульфоновой кислоты , такие как SPOCA (сульфонированная фосфонокарбоновая кислота), поливинилсульфонаты. Двумя распространенными SI минералов на месторождениях являются поли-фосфонокарбоновая кислота (PPCA) и диэтилентриаминпента ( метиленфосфоновая кислота) ( DTPMP ).

Ингибирование отложений карбоната кальция и кристаллические исследования его полиморфов были проведены. Различные SI разработаны для конкретных условий образования накипи и свойств биоразлагаемости . Молекулы ингибитора по существу связывают ионы в водной фазе эксплуатационных жидкостей, которые потенциально могут выпадать в осадок в виде накипи. Например, чтобы связывать положительно заряженные ионы в воде, анионы должны присутствовать в структуре основной цепи молекулы ингибитора и наоборот. Ионы металлов группы (II) обычно изолируются СИ со следующими функциональными возможностями;

- Фосфонат-ионы (-PO 3 H - )

- Ионы фосфата (-OPO 3 H - )

- Фосфонат-ионы (-PO 2 H - )

- Сульфонат-ионы (-SO 3 - )

- Карбоксилат-ионы (-CO 2 - )

SI с комбинацией двух или более из этих функциональных групп более эффективен в решении проблем масштабирования. Обычно натриевые соли карбоксильных производных синтезируются как анионные производные и известны как наиболее эффективные из-за их высокой растворимости. Взаимодействия этих функциональных групп имеют тенденцию предотвращать участки роста кристаллов с использованием диссоциированных или недиссоциированных групп. Состояние диссоциации определяется pH системы, поэтому знание значений pKa химических веществ важно для различных сред pH. Опять же, эффективность ингибирования SI зависит от его совместимости с другими производственными химикатами, такими как ингибиторы коррозии.

Экологические соображения

Как правило, воздействие SI на окружающую среду еще больше усугубляется комбинацией других химикатов, применяемых при разведке, бурении, заканчивании скважин и пусковых операциях. Производимые жидкости и другие отходы нефтегазовых операций с высоким содержанием различных токсичных соединений опасны и вредны для здоровья человека, водоснабжения, морских и пресноводных организмов. Например, сообщалось о следах повышенной мутности в результате разведочных работ на нефть и газ на восточном шельфе Сахалина в России, которые, как следствие, имели неблагоприятные последствия для лосося, трески и прибрежных амфипод .

С конца 1990-х годов предпринимались попытки разработать более экологически безопасные СИ, и все большее количество таких СИ становятся коммерчески доступными. Осведомленность об окружающей среде за последние 15 лет привела к производству и применению более экологически чистых SI, иначе называемых «ингибиторами зеленого образования накипи» (GSI). Эти GSI разработаны так, чтобы иметь пониженные биоаккумулирующие и высокие свойства биоразлагаемости и, следовательно, уменьшать загрязнение вод вокруг систем нефтедобычи. Известно, что СИ на основе эфиров фосфорной кислоты , обычно применяемые для обработки отложений карбоната кальция, являются экологически безопасными, но имеют низкую эффективность ингибирования. Выброс SI, содержащих азот и фосфор, нарушает естественное равновесие непосредственно в водоеме, что отрицательно сказывается на водных организмах.

Другая альтернатива - полисахаридные SI, отвечающие требованиям к экологически чистым материалам; они не содержат фосфор или азот и отличаются нетоксичными, возобновляемыми и биоразлагаемыми свойствами. Карбоксиметил инулин (CMI), который выделен из корней Inula helenium , использовался при разведке нефти, и сообщалось о его очень низкой токсичности и способности ингибировать рост кристаллов для обработки чешуек кальцита. Примеры плохо поддающихся биологическому разложению СИ, таких как СИ на основе аминофосфонатов и акрилатов, постепенно сокращаются в соответствии с жесткими экологическими нормативами, что продемонстрировано в Северном море норвежской политикой нулевого сброса.

использованная литература

  1. ^ Альзахрани, Салем; Мохаммад, Абдул Вахаб (01.12.2014). «Вызовы и тенденции внедрения мембранных технологий для очистки попутных вод: обзор». Журнал инженерии водных процессов . 4 : 107–133. DOI : 10.1016 / j.jwpe.2014.09.007 .
  2. ^ a b c d e f g h i W. Frenier, Wayne (2008). Образование, удаление и подавление неорганических отложений в среде нефтяных месторождений . http://catdir.loc.gov/catdir/toc/fy12pdf01/2009517707.html : Общество инженеров-нефтяников. ISBN 978-1555631406.CS1 maint: location ( ссылка )
  3. ^ Лян, Бен; Пан, Кай; Ли, Ли; Giannelis, Emmanuel P .; Цао, Бин (2014-08-15). «Высокоэффективные гидрофильные композитные мембраны с первапорацией для опреснения воды». Опреснение . 347 : 199–206. DOI : 10.1016 / j.desal.2014.05.021 .
  4. ^ a b c d e f g h i j Келланд, Массачусетс (6 февраля 2014 г.). Производственная химия для нефтегазовой промышленности . CRC Press. ISBN 9781439873793.
  5. ^ a b Уэйн В. Френье, Муртаза Зиауддин, Н. Вольф (редактор), Райан Хартман (редактор) (2008). Образование, удаление и подавление неорганических отложений в среде нефтяных месторождений . Общество инженеров-нефтяников. ISBN 978-1555631406.CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка ) CS1 maint: дополнительный текст: список авторов ( ссылка )
  6. ^ Митчелл, RW; Grist, DM; Бойл, MJ (май 1980). «Химическая обработка, связанная с проектами в Северном море». Общество инженеров-нефтяников . 32 (5): 904–912. DOI : 10.2118 / 7880-PA .
  7. ^ Коллинз, ИК (2002-01-01). Новая модель адгезии минеральных отложений . Международный симпозиум по масштабу нефтяных месторождений . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 74655-мс . ISBN 9781555639426.
  8. ^ Crabtree, М., Eslinger, Д. Флетчер, П. Миллер, М., Джонсон, А., и король, G. (1999). «Борьба с накипью - предотвращение и удаление». Обзор нефтяных месторождений . 11 (3): 30–45.CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )
  9. ^ a b Oddo, JE; Томсон, МБ (01.02.1994). «Почему образуется накипь на нефтяном месторождении и методы ее прогнозирования». Производство и оборудование SPE . 9 (1): 47–54. DOI : 10.2118 / 21710-ра . ISSN  1064-668X .
  10. ^ Laing, N .; Грэм, GM; Дайер, SJ (2003-01-01). Ингибирование сульфата бария в подводных системах - влияние температуры холодного морского дна на характеристики видов ингибиторов образования солей разных типов . Международный симпозиум по нефтехимии . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 80229-мс . ISBN 9781555639556.
  11. ^ Amjad Захид; Куцукос, Петрос Г. (17 февраля 2014 г.). «Оценка полимеров на основе малеиновой кислоты в качестве ингибиторов образования отложений и диспергаторов для промышленных применений воды». Опреснение . 335 (1): 55–63. DOI : 10.1016 / j.desal.2013.12.012 .
  12. ^ Shakkthivel, P .; Васудеван, Т. (02.10.2006). «Ингибитор пороговых значений сополимера акриловой кислоты и дифениламинсульфоновой кислоты для образования сульфатных и карбонатных отложений в системах охлаждающей воды». Опреснение . 197 (1): 179–189. DOI : 10.1016 / j.desal.2005.12.023 .
  13. ^ Беземер, Корнелис; Бауэр, Карл А. (1969-04-01). «Предотвращение отложения карбонатных отложений: метод заполнения скважин с помощью фосфатов с контролируемой растворимостью». Журнал нефтяных технологий . 21 (4): 505–514. DOI : 10.2118 / 2176-па . ISSN  0149-2136 .
  14. ^ а б Ши, Вэньян; Ся, Минчжу; Лей, Ву; Ван, Фэнъюнь (01.08.2013). «Молекулярно-динамическое исследование полиэфирполиаминометиленфосфонатов как ингибитора кристаллов ангидрита». Опреснение . 322 : 137–143. DOI : 10.1016 / j.desal.2013.05.013 .
  15. ^ Фрид, Рут; Мастай, Ицхак (01.01.2012). «Влияние сульфатированных полисахаридов на кристаллизацию сверхструктур кальцита». Журнал роста кристаллов . 338 (1): 147–151. Bibcode : 2012JCrGr.338..147F . DOI : 10.1016 / j.jcrysgro.2011.09.044 .
  16. ^ Ши, Вэнь-Янь; Дин, Ченг; Ян, Джин-Лонг; Хан, Сян-Юнь; Ур, Чжи-Минь; Лей, Ву; Ся, Мин-Чжу; Ван, Фэн-Юнь (2012-04-02). «Молекулярно-динамическое моделирование взаимодействия PESA и акриловых сополимеров с поверхностями кристаллов кальцита». Опреснение . 291 : 8–14. DOI : 10.1016 / j.desal.2012.01.019 .
  17. ^ Graham, GM Boak, LS Sorbie, KS (2003). «Влияние образования кальция и магния на эффективность различных ингибиторов образования отложений на месторождениях сульфата бария». Soc Petroleum Eng . 18 : 28–44 - через индекс научного цитирования.
  18. ^ Лоулесс, TA; Bourne, HM; Болтон, младший (1 января 1993 г.). Изучение потенциала совместимости ингибиторов коррозии и ингибиторов образования накипи в многофункциональной стратегии сжатия . Международный симпозиум SPE по нефтехимии . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 25167-мс . ISBN 9781555634926.
  19. ^ "Потоки буровых отходов от морских нефтегазовых установок" . www.offshore-environment.com . Проверено 22 ноября 2016 .
  20. ^ Дэвис, Майкл; PJB Скотт (2006). Технологии нефтепромысловой воды . NACE International. С. 523–32. ISBN 978-1-57590-204-3.
  21. ^ a b Кнудсен, Б.Л .; Hjelsvold, M .; Мороз, ТЗ; Сварстад, МБЭ; Grini, PG; Willumsen, CF; Торвик, Х. (1 января 2004 г.). Решение проблемы нулевого сброса производимой воды . Международная конференция SPE по охране труда, здоровья и окружающей среды при разведке и добыче нефти и газа . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 86671-мс . ISBN 9781555639815.
  22. ^ a b Boak, Lorraine S .; Сорби, Кен (01.11.2010). «Новые разработки в области анализа ингибиторов образования накипи». SPE Production & Operations . 25 (4): 533–544. DOI : 10.2118 / 130401-ра . ISSN  1930-1855 .
  23. ^ a b c Jordan, Myles M .; Сорхауг, Эйвинд; Марлоу, Дэвид (2012-11-01). «Красные против зеленых ингибиторов шкалы для продления срока службы пресса - пример из Северного моря, норвежский сектор - Часть II». SPE Production & Operations . 27 (4): 404–413. DOI : 10.2118 / 140752-ра . ISSN  1930-1855 .
  24. ^ Про, Даниэль; Huguet, Samuel; Аркун, Мустафа; Ножье-Шовен, Кэролайн; Гарсиа-Мина, Хосе Мария; Орри, Ален; Вольберт, Доминик; Ивин, Жан-Клод; Феррьер, Винсент (4 ноября 2014 г.). «От полисахаридов водорослей до циклодекстринов для стабилизации ингибитора уреазы» (PDF) . Углеводные полимеры . 112 : 145–151. DOI : 10.1016 / j.carbpol.2014.05.075 .
  25. ^ Лю, Цзюнь; Вильфер, Стефан; Сюй, Чуньлинь (01.01.2015). «Обзор биоактивных полисахаридов растений: биологическая активность, функционализация и биомедицинские применения». Биоактивные углеводы и пищевые волокна . 5 (1): 31–61. DOI : 10.1016 / j.bcdf.2014.12.001 .
  26. ^ Йоханнсен, Ф. Р (2003-01-01). «Токсикологический профиль карбоксиметил инулина». Пищевая и химическая токсикология . 41 (1): 49–59. DOI : 10.1016 / S0278-6915 (02) 00213-2 .
  27. ^ Кирбога, Семра; Онер, Муалла (2013-04-16). «Исследование осаждения карбоната кальция в присутствии карбоксиметил инулина». CrystEngComm . 15 (18): 3678. DOI : 10.1039 / c3ce27022j . ISSN  1466-8033 .
  28. ^ Кирбога, Семра; Онер, Муалла (01.03.2012). «Ингибирующее действие карбоксиметил инулина на рост семян карбоната кальция». Коллоиды и поверхности B: Биоинтерфейсы . 91 : 18–25. DOI : 10.1016 / j.colsurfb.2011.10.031 .