CC BY
53
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 3/Н (15) июнь 2011 г.
ДОБЫЧА
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГИДРАТНЫХ, ПАРАФИНОГИДРАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ
И КОРРОЗИИ В СКВАЖИНАХ ПРИ ДОБЫЧЕ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕЙ НЕФТИ
PREVENTING OF THE HYDRATE, PARAFINOHYDRATE DEPOSITS AND CORROSION APPEARANCE IN THE WELLS DURING PRODUCTION SULPHURETTED OIL
Ю.А. БЕЛЯЕВ
YU.A. BELYAEV
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: KEYWORDS:
ст. н.с. «Научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН», канд. техн. наук.
SR «Scientific Center of Nonlinear Wave Mechanics and Technology
УДК 622.276
Москва
belyaev-y@yandex.ru Moscow
Антигидратные, антикоррозионные характеристики, АСПО, ПГО, метанол, хлористый кальций, температурная депрессия
Antihydrative, anticorrosive behaviour, APPS, PHS, methanol, сhloride calcium, temperature depression
Изучены антигидратные характеристики применяемых реагентов в сопоставлении с характеристикой метанола. Проведено промышленное испытание антигидратной и антикоррозионной композиции.
Antihydrate characteristics of the used reagents in comparison with the characteristic of methanol have been carred out. Antihydrative and anticorrosive composition industrial tests have been carried out.
Предупреждение возникновения и ликвидация газогидратных и парафиногидрат-ных отложений в скважинах при добыче природного газа и сернистой нефти является серьёзной технологической проблемой. Для предупреждения и разрушения газогидратов с помощью различных ингибиторов и их композиций предложено множество технологических решений [1-4]. Основной характеристикой любого антигидратного ингибитора (АИ) служит величина снижения
температуры начала фазового перехода по сравнению с температурой начала гидра-тообразования в системе газ - вода. В настоящее время в промысловой практике в качестве ингибиторов гидратообразования используют электролиты (хлористый кальций, хлористый литий, пластовые воды) и относительно летучие вещества (метанол, гликоли, изопропанол, ацетон и др.). В промысловой практике чаще всего для очистки особенно газовых скважин применяют
метанол [5-6]. Однако предлагаемые реагенты не в полной мере отвечают необходимым требованиям, особенно при добычи тяжёлых сернистых нефтей. В данном случае процесс осложняется образованием асфальте-носмолопарафиновых отложений (АСПО), а также проявлением коррозии. Поэтому экспериментально изучены антигидратные характеристики предлагаемых реагентов на основе аммиака, а также комплексной композиции в сопоставлении с известной ►
№ п/п Название ингибитора Вид уравнения Примечание
1 Изопропанол ингибитора, % об А{ = 0,1646 С2 (0,0261 С2 +1) С2 - концентрация
2 Полиэтилен-гликоль А{ = 0,1019 С2 (0,0324 С2 +1)
3 Метанол А{ = 0,3477 С2 (0,0213 С2 +1)
4 Хлористый кальций А{ = 0,05 С2 (0,6 С2 +1)
Таб. 1. Уравнения для теоретического расчета кривых депрессии.
Рис. 2. Понижение температуры начала гидратообразования в зависимости от концентрации раствора ингибитора, % об.: 1 - изопропанол; 2 - полиэтиленгликоль: 3 - метанол; 4 - кальций хлористый.
Рис. 2. График температуры начала гидратообразования.
56 ДОБЫЧА
3/Н (15) июнь 2011 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
характеристикой метанола. Исследование процесса образования гидратов и изучение работы ингибиторов гидратообразования и предотвращения коррозии проводили на лабораторной установке высокого давления, представленной на рис. 1. Основой установки является термостатированная камера исследования гидратов высокого давления (до 200ати) с мешалкой. В камеру через ма-нифольд В10 - В12 и В6 из ёмкости нагнетали исследуемую жидкость, после чего из контейнера или от скважины через манифольд В5 заполняли камеру исследуемым газом. Кроме того, через манифольд Б6 в камеру предусмотрена подача с помощью ручного пресса фиксированного количества дополнительных исследуемых жидких реагентов. Температуру в камере замеряли при помощи образцовой термопары с точностью до 0,1 оС, а давление - образцовым манометром. Момент образования гидратов, динамику их образования и структуру можно было воочию наблюдать через полированное толстостенное оптическое стекло. На рисунке 2 представлены графики понижения температуры начала гидратообразования (температурной депрессии) реагентов, полученные автором экспериментальным путём.
Коэффициент аппроксимации (сходимости точек с экспериментом) составляет 99 %.
Из анализа графиков видно, что при повышении концентрации активного компонента в составе ингибитора гидратообразования более 30 % об., температурная депрессия (ТД) кальция хлорида в 1,5 раза выше ТД для метанола и более чем 4 раза выше ТД полиэтиленгликоля. При добычи сероводо-родсодержащих нефтей в скважинах помимо образования парафиногидратов наблюдается коррозия скважинного оборудования,
поэтому необходимо применять комплексную систему реагентов, которая бы не только способствовала предотвращению отложения парафинов, гидратов, но и уменьшала коррозию. В республике Казахстан на месторождении Жанажол добывают серово-дородсодержащую нефть с высоким содержанием асфальтеносмолопарафиновых углеводородов. Это способствует не только быстрому запарафиниванию и загидрачи-ванию скважин, но и коррозии промыслового оборудования. Для решения таких проблем предложена комплексная композиция: СНПХ-7212 - Север 1 - метанол. Ингибитор парафиноотложения СНПХ - 7212 представляет собой раствор оксиалкилированных, ок-сипропилированных алкилфенолов в ароматических углеводородах. Ингибитор коррозии «Север-1» представляет собой 40 * 50 %-й раствор пиридиновых соединений в этиловом спирте. Метанол-ингибитор идратообра-зования. Все компоненты вырабатываются в промышленных масштабах. На лабораторной установке определена температура начала гидратообразования, представленная на рисунке 2.
Графическая зависимость показывает, температура начала гидратообразования высокая, в результате чего имеется большая вероятность образования гидратов.
На модельных пластинках, выполненных из стали НКТ исследовано влияние состава композиции на динамику гидратообразова-ния и коррозию металла, выявлены оптимальные расходы реагента, которые отработаны на работающих скважинах. Результаты лабораторных исследований представлены в таблице 1 .
На основе проведённых исследований в промысловых условиях испытана
остав 1* Состав композиции: СНПХ-7212, Север-1, Метанол, % масс. соответственно 0,5: 0,5 : 90 Расход композиции в пересчёте на дебит, % мас. 0,030 Скорость образования ПГО, мм/сут 0,721 Скорость коррозии НКТ, г/м2 в час 0,090
2** 35 : 35 : 30 0,30 0,615 0,016
3 33 : 33 : 34 0,030 0,295 0,016
4 33 : 33 : 34 0,060 0,222 0,016
5 33 : 33 : 34 0,075 0,174 0,016
6 33: 33 : 34 0,090 0,171 0,016
7 5 5 90 0,030 0,278 0,022
8 5 5 90 0,060 0,226 0,022
9 5 5 90 0,075 1,177 0,022
10 5 5 90 0,90 0,173 0,022
11 1 1 98 0,030 0,284 0,040
12 1 1 98 0,060 0,0233 0,040
13 1 1 98 0,075 0,179 0,040
14 1 1 98 0,09 0,174 0,040
Таб. 1. Влияние состава композиции на скорость образования ПГО и скорость коррозии. * - запарафинивание; ** - загидрачивание
№№ п/п Параметры эксплуатации Значение
1 Режимный дебит, м3/сут 50
2 Давление пластовое, кг.с/см2 271
3 Давление забойное, кг.с/см2 267
4 Давление на устье, кг.с/см2 90
5 Газовый фактор, м3/т 140
6 Обводнённость, % 0,12
Таб. 2. Характеристика работы скважины № 331 м.р. Жанажол.
антигидратная композиция СНПХ - 7212 - Север-1 - метанол на скважине № 331 месторождения Жанажол. Технические характеристики работы скважины № 331 приведены в таблице 2.
Оптимальное соотношение компонентов составляет, (% масс): 33 - 33 - 34 соответственно, расход реагента - 0,9 % масс. Процесс осуществляли следующим образом. Количество компонентов ИК рассчитывали из предложенного состава компонентов и дебита нефти. Состав готовили смешением расчётных количеств компонентов в отдельной ёмкости, закачивали в затрубное пространство и дозировали в НКТ. В результате обработки парафиноги-дратные отложения составили 0,17 мм/сут. До обработки эта величина составляла
0.72.мм/сут т.е. более, чем в 4-е раза меньше, а коррозия - 0,016 г/м2 час, т.е. в 5 раз ниже, чем до обработки ( 0,11 г/м2 час.)
До обработки скважина работала 14 суток до запарафинивания, после обработки - 120 суток. Загидрачивания не наблюдалось. Минимальный расход композиции составил 0,03 мас % в расчёте на дебит нефти.
Выводы.
1. Экспериментально установлено, что оптимальным ингибитором гидратообразова-ния в процессе добычи природного газа является хлористый кальций при его концентрации в растворе выше 20% об.
2. Исследована комплексная антигидрат-ная композиция, позволяющая добывать сероводородсодержащие нефти, а также достичь высокого эффекта по предупреждению парафино-гидратных отложений и коррозии. Найдены оптимальный состав и удельные расходы. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:
1. Хорошилов В.А., Беляев Ю.А., Баландин Н.Н., Мякотин В.Н., Арсамиков М.У. «Состав для предотвращения парафи-ногидратных отложений и коррозии в скважине при добыче нефти». Птент РФ №1806161, 30. 03. 93 г., Бюл. изоб. № 12.
2. Варшавский А.И., Царёв В.П., Черепанова М.Ю., Жутов А.Н., Ненахов В.А. «Способ разрушении гидратных пробок в газовых скважинах» Патент РФ № 1550099, 15.03.90 г., Бюл.изоб. 10.
3. Хорошилов В.А., Дегтярёв Б., Бухгалтер Э.Б., «Предупреждение гидратообра-зования в газовых скважинах и шельфах рассольными пластовыми водами» Экспресс - информация, МИНГАЗПРОМ, № 17, 1969г., с. 5-10.
4. Беляев Ю.А., Беляев.В.А., Катцин Г.В.,Ковязин Д.М. «Состав для удаления парафиногидратных и/или асфаль-теносмолопарафиновых отложений и способ его применения», Патент РФ № 2073690, 1997г., Бюл. изобр. № 5.
5. Гриценко А.И, Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М. Недра, 1999 г., 474 с.
6. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системе сбора и промысловой обработки газа и нефти. М. ВНИИЭгазпром,1990 г., 214 с.
