Экологически безопасные технологии добычи нефти в осложненных услови

ными структурно-механическими свойствами – высокой вязкостью и прочностью.

Асфальтены и порфирины образуют наиболее прочные твердообразные пленки, а смолы – более слабые пленки. В композиции со смолами асфальтены дают жидкообразные пленки.

При повышении температуры вязкость системы снижается, возрастает подвижность частиц дисперсной фазы (броуновское движение), что приводит к увеличению частоты столкновений. Одновременно уменьшается механическая прочность адсорбционных (защитных, бронирующих) оболочек. С увеличением частоты столкновений ускоряется коалесценция капель и снижается агрегативная устойчивость системы.

Повышение минерализации воды в дисперсной фазе ведет к увеличению устойчивости эмульсии. Величина рН эмульгированной воды влияет на реологические свойства бронирующих оболочек: чем выше рН, тем ниже устойчивость.

Наиболее стойкие эмульсии образуют высоковязкие нефти: повышенная вязкость дисперсионной среды препятствует столкновению глобул воды и их укрупнению. Маловязкие, малосмолистые, низкокислотные, легкие нефти при движении с нейтральными пластовыми водами образуют нестойкие эмульсии, время существования которых сравнимо со временем движения эмульсии в трубопроводе.

Эмульсия В/Н со временем становится более устойчивой, происходит ее «старение», которое заканчивается примерно за сутки. Естественно, свежие эмульсии разрушаются легче и быстрее.

К установкам промысловой подготовки нефти эмульсия должна подойти подготовленной к расслоению, т.е. быть агрегативно неустойчивой. Разрушение эмульсий при движении их от скважин к установке предварительной подготовки нефти снижает энергозатраты на подготовку нефти.

Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

1) механические,

41

2)химические,

3)электрические,

4)термические.

Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии. Выбор метода определяется типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.

3.4.Коррозия нефтепромыслового оборудования

Впроцессе эксплуатации оборудование нефтяных скважин, их конструктивные элементы, поверхностное оборудование, промысловые трубопроводы могут подвергаться коррозионному износу. Коррозия металлов – это процесс их разрушения вследствие химическо-

го, физико-химического и электрохимического взаимодействия с коррозионно-активной средой. При коррозионном износе изменяются свойства металлов с ухудшением функциональных характеристик отдельных элементов или всей нефтедобывающей системы.

По характеру коррозионных разрушений выделяют коррозию сплошную, поверхностную, межкристаллитную, избирательную. По характеру взаимодействия металла со средой различают два основных вида коррозии (коррозионных процессов): 1) электрохимическая – коррозия металла в жидких средах, проводящих электрический ток, в водных растворах электролитов; 2) химическая – коррозия металла в активных средах, не проводящих электрический ток (газы, нефть и др.).

Для протекания электрохимической коррозии необходимы следующие условия: 1) наличие двух или более участков металла с различным потенциалом в растворе электролита; 2) контакт этих участков с электролитом; 3) соединение разнородных участков между собой проводником.

На поверхностях труб, скважинного и другого оборудования при различной структуре металла на различных участках образуются гальванические коррозионные элементы. На анодных участках

42

ион-атомы железа переходят в раствор, происходит коррозионное разрушение. Электрохимическая коррозия металлов часто более интенсивна, чем химическая.

Распространенным видом является кислородная коррозия, протекающая по схеме

4Fe + 6H2O + 3O2 = 4Fe(OH)3.

Продукт кислородной коррозии – гидратированный оксид железа Fe(OH)3, который обычно называют ржавчиной.

Водные растворы солей кислот, щелочей могут вступать с металлами в химические реакции. В этом отношении для скважин и поверхностных систем большую опасность представляют сернистые соединения в виде элементарной серы, сероводорода и меркаптанов. При добыче сероводородсодержащих и высокосернистых нефтей возрастает экологическая опасность технологических процессов и объектов добычи. Ухудшаются фильтрационные характеристики пород продуктивного пласта, повышается аварийность скважинного и поверхностного оборудования, усложняются технологии промысловой подготовки нефти и переработки ее на нефтеперерабатывающих заводах.

Коррозия подземных объектов (почвенная коррозия) происходит в основном под действием почвенных электролитов и блуждающих электрических токов (электрокоррозия). Атмосферная коррозия имеет место в атмосфере воздуха или других газов, содержащих пары воды.

Особый вид коррозионного разрушения – биокоррозия, которую вызывает жизнедеятельность микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы. В качестве примера можно привести образование сероводорода в пластовой продукции, вызванное жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий. Заражение пластовых систем микроорганизмами происходит при закачке поверхностных вод, содержащих сульфаты и микрофлору, в том числе при проведении технологических и ремонтных операций.

43

Интенсивность коррозионного разрушения зависит от ряда факторов, к которым относятся: 1) концентрация агрессивных компонентов (Н2S, СО2); 2) термодинамические условия (температура, давление); 3) скорость потока; 4) состояние металлической поверхности (наличие шероховатости); 5) механическое воздействие на металл.

Напряженное состояние изделий из металла, намагничивание и другие процессы и явления могут существенно ускорять коррозионное разрушение. Под действием нагружений, особенно знакопеременных, снижается предел выносливости материала – возникает явление, называемое коррозионной усталостью.

При омывании газожидкостным потоком металлических поверхностей труб, скважинного оборудования на поверхности металла под действием газов могут образовываться соединения (окислы металлов, сернистые соединения), защищающие металл от дальнейшего разрушения. При взаимодействии металла с водой, водными растворами образующиеся соединения или растворяются, или приобретают структуру, слабо предохраняющую металлические изделия от коррозии.

В определенных условиях большую опасность для скважинного оборудования представляет углекислотная коррозия. При разработке глубокозалегающих газоконденсатных месторождений с высокими (до 100 °С и выше) температурами и давлениями, содержащих

вгазе до 5 % СО2, поступающий из скважины вместе с газом водный конденсат может представлять собой раствор угольной кислоты с рН ниже 5,5. Скорость коррозии насосно-компрессорных труб

вэтих условиях достигает нескольких миллиметров в год. Проявление углекислотной коррозии установлено и при разработке нефтя-

ных месторождений с невысоким (менее 2 %) содержанием СО2 в попутном газе.

При растворении СО2 в пресной воде и образовании угольной кислоты рН раствора может снижаться до 3,3, обеспечивая раствору свойства слабой кислоты. С увеличением минерализации воды растворимость в ней СО2 также возрастает и рН растворов может сни-

44

жаться до 2. Скорость коррозии сильно увеличивается при рН < 4. Количество растворенного углекислого газа определяется парциальным давлением СО2 и температурой, при этом рН зависит от химического состава воды, т.е. от ее минерализации.

Процесс коррозии стали в водной среде, содержащей растворенный СО2, является электрохимическим процессом. При определенном значении рН коррозия в углекислотной среде более интенсивна, чем в растворах сильных кислот. В нефтепромысловых системах процесс углекислотной коррозии осложнен отложением солей (карбонаты кальция, железа и др.) на поверхностях оборудования. Неравномерность солевых отложений, их локальное удаление с омываемых поверхностей под действием различных факторов усиливает процессы электрохимической коррозии (места отслаивания осадка становятся активными анодами). Неравномерная (локальная) коррозия опасна для скважинного оборудования – насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов и др., для систем сбора скважинной продукции.

На интенсивность углекислотной коррозии в промысловых нефтепроводах большое влияние оказывает режим течения жидкости или газожидкостной смеси. Локальная коррозия нижней части трубы существенно усиливается при расслоенных режимах течения. При пробковых режимах усилению коррозии способствуют циклическое нагружение металла и вибрация трубопроводов при прохождении пробок газа.

Коррозионному разрушению подвергаются не только металлы. Изделия из бетона, железобетона, некоторых пластмасс и др. под действием коррозионной среды со временем также теряют свои прочностные свойства.

Защита от коррозионного разрушения может быть активной или пассивной. Пассивная защита осуществляется путем нанесения на поверхности изделий (конструкций и др.) лаков, краски, покрытия эмалью, грунтовкой, битумом, пленкой и т.п. Внутренние поверхности трубопроводов покрывают эмалью, эпоксидными смолами, полиэтиленовыми пленками, стойкими к коррозии веществами пу-

45

тем напыления. Все такого рода покрытия со временем и под воздействием агрессивных или вызывающих абразивный износ факторов теряют свои защитные свойства.

Активное предупреждение коррозионного разрушения осуществляется с использованием средств электрохимической защиты: катодной или протекторной. В основе действия этих видов защиты лежит катодная поляризация защищаемых объектов. Если при этом используются внешние источники постоянного электрического тока, защиту называют катодной. В случае осуществления поляризации путем присоединения к защищаемым объектам изделий из металла с более отрицательным потенциалом защиту называют протекторной.

Эффективным способом борьбы с коррозионным разрушением является применение ингибиторов коррозии – химических веществ, которые при введении в коррозионно-опасную среду предотвращают или значительно замедляют коррозию.

Основная часть ингибиторов коррозии представляет собой органические соединения. Их защитные свойства определяются способностью к снижению коррозионной активности газовых и электролитических сред, к предотвращению непосредственного контакта металлических омываемых поверхностей труб и скважинного оборудования с окружающей средой. Ингибиторы коррозии должны обладать способностью адсорбироваться на металлических поверхностях и растворяться в коррозионно-активных жидкостях.

Эффективность действия ингибитора можно оценить по формуле

Э 1 2 100 %,

1

где ρ1 и ρ2 – скорость коррозии без ингибитора и с ингибитором. Скорость коррозии определяют в лабораторных условиях или

по образцам, помещаемым в поток жидкости или газожидкостной смеси:

46

m1 m2 ,S

где m1 и m2 – масса образца стали до опыта и после него;

τ – продолжительностьопыта; S – площадь поверхности образца. Коэффициент торможения коррозии (защитный эффект ингиби-

тора)

Кт 1 .2

Защитное действие ингибиторов коррозии связано с изменением состояния поверхности металлических изделий вследствие адсорбции или образования с ионами металла труднорастворимых соединений в виде защитной пленки.

Нефтерастворимые ингибиторы коррозии обладают эффектом последействия, когда после прекращения подачи ингибитора его пленка на металле сохраняется длительное время и предохраняет его от разрушения. Такие ингибиторы могут вводиться в поток периодически.

К эффективным ингибиторам коррозии на нефтяных месторождениях относятся реагенты СНПХ-6002 (водо- и нефтерастворимые азотосодержащие соединения), СНПХ-6301, Олазол-1, Нефтехим-1, Викор-1, Север-1, ИКБ-2, Корексит-7802, Кемеликс 1115Х и др.

Надлежащий выбор ингибиторов для конкретных условий их применения существенно повышает технологическую и экономическую эффективность мероприятий по борьбе с коррозией.

3.5. Механические примеси

Наличие механических примесей в скважинной продукции связано с разрушением коллектора при фильтрации в пласте жидкостей и газов, с выносом из продуктивных пластов проппанта или других материалов, используемых для закрепления трещин при гидроразрыве пластов, с коррозионными процессами. Частицы мехпримесей засоряют рабочие органы скважинных насосов, осаждаются в неф-

47

тепроводах системы сбора. Вынос песка в добывающие скважины может приводить к образованию в них песчаных пробок, усложняющих добычу нефти (вплоть до полного прекращения поступления продукции на поверхность), к абразивному износу скважинного оборудования.

Мехпримеси, выносимые с продукцией скважин, состоят в основном из частиц разрушенной горной породы и продуктов коррозионного разрушения. Для месторождений Урало-Поволжья размер выносимых частиц достигает 100 мкм и более. Количество частиц с размером менее 20 мкм составляет около 50 мас. %.

При содержании мехпримесей в скважинной продукции 1 г/л и более может нарушаться работа скважинных насосных установок из-за заклинивания плунжеров в цилиндрах, абразивного износа клапанных и плунжерных пар штанговых насосов, засорения и абразивного износа рабочих элементов электроцентробежных насосов.

В скважинах и нефтепроводах системы сбора скважинной продукции наличие мехпримесей в перекачиваемых средах усиливает коррозионные процессы за счет абразивного действия на оборудование и внутренние поверхности труб. При низких скоростях движения жидкости в трубопроводах частицы мехпримесей накапливаются в нижней части трубы, создавая дополнительные гидравлические сопротивления потоку и усиливая процессы электрохимической коррозии (могут возникать гальванические пары «металл трубы – отложения, содержащие сульфид железа FeS»). На таких участках нефтепроводов возникает язвенная коррозия металла труб. Установлено, что основная масса частиц оседает в потоке при скорости ниже 0,4–0,5 м/с. Скорость коррозии в местах осаждения частиц может увеличиваться в десятки раз. Если на поверхности металла трубы формируются плотные отложения, они могут снижать интенсивность коррозии, т.е. экранировать (пассивировать) поверхность.

При исследовании состава отложений установлено высокое содержание в них соединений железа, кварца, оксидов кремния, алюминия.

48

3.6. Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей

Вовлечение в процесс разработки залежей с сероводородсодержащими нефтями существенно усложняет эксплуатацию скважин, систем сбора и промысловой подготовки скважинной продукции, экологическую обстановку на промыслах [1, 2, 4]. По мере выработки месторождений и закачки в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления больших объемов воды происходит микробиологическое заражение коллектора с образованием биогенного (вторичного) сероводорода в результате жизнедеятельности попадающих в пласт с водой сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Благоприятными для развития СВБ условиями являются невысокая (до 10 г/л) минерализация воды, высокая концентрация в ней сульфат-ионов, температура в пределах 20–40 °С и рН = 5…7. Добываемая продукция при наличии и увеличении содержания в ней сероводорода становится коррозионно-активной и токсичной.

Нефтяные месторождения (залежи) относят к сероводородсодержащим при определенном содержании H2S в попутном нефтяном газе. Попутный газ считается бессернистым, а месторождение (залежь) – не содержащим сероводород, если содержание его в ПНГ не превышает 2 г на 100 нм3.

Повышенным содержанием первичного (реликтового) H2S характеризуются залежи нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам (нижний и средний карбон, пермские отложения, верхняя часть девонской системы).

Нефтяные месторождения по содержанию H2S подразделяются на три группы: I – с небольшим (до 0,5 мол. % ) содержанием H2S; II – со средним (0,5–2 мол. %) содержанием; III – с высоким (более 2 мол. %) содержанием сероводорода. Для первой группы месторождений добыча и подготовка нефти осуществляется без применения специальных технологий; для второй группы необходима очистка попутного газа и нефти после сепарации; для третьей

49

группы требуется применение специальных материалов, технологий и техники при реализации всех промысловых процессов добычи нефти и выполнение всех мероприятий, связанных с обеспечением надежности и экологической безопасности промысловых объектов.

При повышенной температуре и (или) в присутствии влаги сероводород активно реагирует с металлами, образуя сульфиды. Наибольшее влияние на коррозию металлических изделий оказывают не сам сероводород, а сульфиды железа (FexSy). Осадок сульфида создает с железом или сталью макропару железо-сульфид, в которой железо является анодом и разрушается со скоростью до нескольких миллиметров в год. Колонии СВБ закрепляются на поверхности металла, усиливая коррозионный процесс с участием сульфида железа и сероводорода до 10 мм/год и более.

Сероводород относится к очень опасным для человека и живых организмов газом. При содержании его в воздухе 1000 мг/м3 и более происходит немедленное отравление с параличом дыхания и смертью от удушья. Предельно допустимая концентрация H2S в воздухе рабочей зоны составляет 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами – 3 мг/м3. Порог ощущения запаха сероводорода находится в диапазоне

0,012–0,030 мг/м3.

Борьба с сероводородом и связанными с ним осложнениями ведется путем удаления его из продукции скважин, предупреждения образования биогенного сероводорода и сероводородной коррозии, профилактики образования отложений сульфида железа в продуктивных пластах и скважинах.

Физические методы удаления сероводорода из нефти основаны главным образом на сепарации (отделении от нефти попутного газа), при более высоком содержании сероводорода – на ректификации нефти.

Химические методы основаны на нейтрализации сероводорода путем его экстракции растворами химических реагентов – поглотителей H2S, в том числе с получением органических соединений серы.

50