Inhibice ropného pole - Oilfield scale inhibition

Inhibice ropného pole je proces prevence vzniku měřítko z blokování nebo znemožnění toku kapaliny potrubím, ventily a čerpadly používanými při výrobě a zpracování oleje. Inhibitory vodního kamene (SI) jsou třídou speciálních chemikálií, které se používají ke zpomalení nebo prevenci tvorby vodního kamene ve vodních systémech.[1][2] Škálování ropných polí je srážky a akumulace nerozpustných krystalů (solí) ze směsi nekompatibilních vodný fáze v systémech zpracování ropy.[2] Měřítko je běžný termín v ropný průmysl používá se k popisu pevných usazenin, které v průběhu času rostou, blokují a brání průtoku kapaliny potrubím, ventily, čerpadly atd., s významným snížením rychlosti výroby a poškození zařízení.[2][3] Škálování představuje velkou výzvu pro zajištění toku v ropném a plynárenském průmyslu. Příklady šupin na ropných polích jsou uhličitan vápenatý (vodní kámen ), sulfidy železa, síran barnatý a síran strontnatý. Inhibice měřítka zahrnuje procesy nebo techniky používané k léčbě problémů se škálováním.[2]

Pozadí

Nahromadění vodního kamene účinně snižuje průměr potrubí a snižuje průtok

Tři převládající problémy spojené s vodou, které dnes narušují ropné společnosti, jsou koroze, hydráty plynů a tvorba vodního kamene ve výrobních systémech.[2][4] Voda v nádrži má vysoké složení rozpuštěných minerálů ekvilibrovaných po miliony let za stálých fyzikálně-chemických podmínek. Jak jsou kapaliny v zásobníku čerpány ze země, změny teploty, tlaku a chemického složení posouvají rovnováhy a způsobují srážení a depozici těžko rozpustných solí, které se časem hromadí s potenciálem blokování životně důležitých aktiv v zařízeních na výrobu ropy.[5] Škálování může nastat ve všech stádiích systémů těžby ropy a zemního plynu (proti proudu, uprostřed a po proudu) a způsobuje ucpání perforací vrtů, pláště, potrubí, čerpadel, ventilů atd. V Rusku a některých produkcích v Severním moři byly hlášeny závažné problémy se škálováním systémy.[6]

Druhy vah

Jsou známy dvě hlavní klasifikace stupnic; anorganické a organické stupnice a oba typy jsou vzájemně inkluzivní, vyskytující se současně ve stejném systému, označovaném jako smíšené měřítko.[4][5] Smíšené váhy mohou mít za následek vysoce složité strukturované váhy, které se obtížně ošetřují. Takové váhy vyžadují agresivní, těžké a někdy nákladné sanační techniky.[4] Parafinový vosk, asfaltény a plynové hydráty jsou nejčastěji se vyskytujícími organickými šupinami v ropném průmyslu. Tento článek se zaměřuje na nejjednodušší a běžnou formu stupnic, se kterými se setkal; anorganické váhy.

Anorganické měřítko

Anorganické váhy se vztahují Ložiska nerostných surovin které nastávají, když se formační voda mísí s různými solanky jako je injekční voda. Změny směšování způsobují reakci mezi nekompatibilními ionty a mění termodynamický a rovnovážný stav kapalin v zásobníku. Přesycení a následná depozice anorganických solí. Nejběžnější typy anorganických šupin, které ropný / plynárenský průmysl zná, jsou uhličitany a sulfáty; sulfidy a chloritany se často setkáváme.

Zatímco se rozpustnost většiny anorganických solí (NaCl, KCl, ...) zvyšuje s teplotou (endotermická rozpouštěcí reakce), některé anorganické soli, jako je uhličitan vápenatý a síran vápenatý, mají také retrográdní rozpustnost tj. jejich rozpustnost klesá s teplotou. V případě uhličitanu vápenatého je to způsobeno odplyněním CO2 jehož rozpustnost klesá s teplotou, jak je tomu u většiny plynů (exotermická rozpouštěcí reakce ve vodě). V případě síranu vápenatého je důvodem to, že rozpouštěcí reakce samotného síranu vápenatého je exotermická, a proto je upřednostňována, když teplota klesá (potom se rozpouštěcí teplo snáze odvádí, viz Le Chatelierův princip ). Jinými slovy, rozpustnost uhličitanu vápenatého a síranu vápenatého se zvyšuje při nízké teplotě a klesá při vysoké teplotě, což je také případ hydroxid vápenatý (portlandit ) se často označuje jako didaktická případová studie vysvětlující důvod retrográdní rozpustnosti.

názevChemický vzorecMinerální
Uhličitan vápenatýCaCO3Kalcit, aragonit
Síran vápenatýCaSO4Anhydrit, sádra (CaSO4 · 2 hodiny2Ó), bassanit (hemihydrát forma) (CaSO4 · 0,5 hodiny2Ó)
Šťavelan vápenatýCaC2Ó4Beerstone
Síran barnatýBaSO4Baryt
Hydroxid hořečnatýMg (OH)2Brucite
Oxid hořečnatýMgOPeriklasa
KřemičitanyJá (SinÓX) · Y H2ÓHadí, akceptovat, gyrolit, gehlenit, amorfní oxid křemičitý, křemen, cristobalit, pectolit
Oxidy-hydroxidy hlinitéAlO (OH)Boehmit, gibbsite, diaspora, korund
AluminosilikátyAlXSiyÓzAnalcit, kancrinit, noselit
MěďCuKovová měď, měď (Cu2Ó), tenorit (Cu)
MagnetitFe3Ó4Fe2+ a Fe3+ směsný oxid: FeO + Fe2Ó3
Nikl feritNiFe2Ó4Trevorite, Ni2+ a Fe3+ směsný oxid: NiO + Fe2Ó3
FosfátyCa.10(PO4)6(ACH)2Hydroxyapatit

Vápenatý uhličitan vápenatý

Voda, známá svou vysokou solvatační schopností, může rozpouštět určité plyny, jako je oxid uhličitý (CO2) za vzniku vodného CO2 (aq). Za správných podmínek teploty a / nebo tlaku H2O a CO2 (aq) molekuly reagují za vzniku kyseliny uhličité (H2CO3), jehož rozpustnost se zvyšuje při nízké teplotě a vysokém tlaku. Nejmenší změny tlaku a teploty rozpouští H2CO3 (aq) ve vodě podle rovnice (3) za vzniku hydronia a hydrogenuhličitanu (HCO3−(aq)) ionty.

  1. CO2 (aq) + H2Ó(l) ↔ H2CO3 (aq)
  2. H2CO3 (aq) ↔ H+(aq) + HCO3−(aq)
  3. 2 HCO3−(aq) ↔ CO32−(aq) + H2Ó(l) + CO2 (g)
  4. Ca.2+(aq) + CO32−(aq) ↔ CaCO3 (s)

Tyto dvě reakce (2) a (4) popisují rovnováhu mezi hydrogenuhličitanovými ionty (HCO)3−), které jsou vysoce rozpustné ve vodě a uhličitanu vápenatém (CaCO3) sůl. Podle Le Chatelierův princip, vrtání a těžba oleje z vrtu snižuje tlak formace a rovnováha se posune doprava (3), aby se zvýšila produkce CO2 kompenzovat změnu tlaku. Po letech těžby ropy mohou studny zaznamenat výrazné poklesy tlaku vedoucí k velkému CaCO3 usazeniny při posunu rovnováhy k vyrovnání změn tlaku.[4]

Síranové váhy

Sírany kovových iontů skupiny (II) (M.2+), obecně pokles rozpustnosti ve skupině. Nejobtížněji odstranitelné šupiny jsou síranu barnatého kvůli jeho vysoké nerozpustnosti tvořící velmi tvrdé usazeniny. Obecná reprezentace reakce je shrnuta v reakci:

5. M.2+(aq) + SO42−(aq) → MSO4 (s)

Síranová stupnice se obvykle tvoří, když se formovací voda a vstřikovaná mořská voda smíchají.[2] Vztah mezi nimi a stupněm přesycení je zásadní pro odhad množství síranových solí, které se v systému vysráží.[7] Mořská voda má vysokou koncentraci síranových iontů a mísí se s formovací vodou s mnoha Ca2+ a další M.2+ ionty ve formační vodě. Závažné problémy se sírovým měřítkem jsou běžné v nádržích, kde byla vstřikována mořská voda, aby se zlepšilo získávání ropy.[2]

Díky své relativně vysoké rozpustnosti ve vodě je síran vápenatý chemicky nejsnadněji odstranitelným síranem vápenatým ve srovnání se stroncium a síranem barnatým.[2] Krystaly vodního kamene se nejprve dispergují ve výrobních systémech, dokud nedojde k hromadění stabilních krystalů nerozpustných síranů a k růstu vodního kamene v nukleačních centrech.[8] Nerovnoměrné povrchy potrubí a výrobní zařízení, jako jsou čerpadla a ventily, způsobují rychlý růst v měřítku na úrovně, které mohou blokovat potrubí.[4]

Tendenci škálování ropné vrty lze předpovědět na základě převládajících podmínek, jako je pH, teplota, tlak, iontová síla a molární podíl CO2 v parní a vodné fázi.[9] Například index nasycení pro CaCO3 měřítko se vypočítá pomocí vzorce;

Fs= {[Ca2+] [CO32−]} / K.sp

Kde Fs je poměr saturace na stupnici, definovaný jako poměr produktu aktivity k produktu rozpustnosti soli. Aktivita je definována jako součin koeficientů aktivity a koncentrací Ca2+ a SO42− ionty. Iontová síla je měřítkem koncentrace disociovaných iontů rozpuštěných ve vodě, které se také říká „celkové rozpuštěné pevné látky“ (TDS).[9]

Sanace rozsahu

Jsou známy různé techniky sanace na ropném poli, ale většina je založena na třech základních tématech:

  1. Oddělování síranových iontů z mořských vod
  2. Chemické nebo mechanické odstraňování / rozpouštění vodního kamene
  3. Aplikace inhibitorů stupnice (SI) pro prevenci tvorby vodního kamene

První dvě metody mohou být použity pro krátkodobou léčbu a účinné pro mírné změny měřítka,[2] prokázalo se však, že kontinuální vstřikování nebo vytlačování chemickým měřítkem pomocí SI jsou v průběhu let nejúčinnější a nákladově nejefektivnější preventivní technikou.[10]

Inhibitory vodního kamene

Chemická struktura diethylenetriaminpenta (kyselina methylenfosfonová)

Inhibitory vodního kamene jsou speciální chemikálie, které se přidávají do systémů na produkci ropy za účelem zpoždění, snížení a / nebo zabránění usazování vodního kamene.[4] akrylová kyselina polymery, kyselina maleinová polymery a fosfonáty byly široce používány k úpravě vodního kamene z důvodu jejich vynikající rozpustnosti, tepelné stability a účinnosti dávkování.[11][12] V průmyslu úpravy vody mají hlavní třídy SI anorganický fosfát, organofosforové a organické polymerní kostry a běžnými příklady jsou PBTC (kyselina fosfonobutan-1,2,4-trikarboxylová), ATMP (kyselina amino-trimethylenfosfonová) a HEDP (kyselina 1-hydroxyethyliden-1,1-difosfonová), kyselina polyakrylová (PAA), fosfinopolyakryláty (jako PPCA), kyseliny polymaleinové (PMA), kyselina maleinová terpolymery (MAT), kyselina sulfonová kopolymery, jako je SPOCA (sulfonovaná fosfonokarboxylová kyselina), polyvinylsulfonáty. Dva běžné minerální oleje z ropných polí jsou kyselina polyfosfonokarboxylová (PPCA) a diethylenetriaminpenta (kyselina methylenfosfonová) (DTPMP ).[13]

Byly provedeny inhibice depozice uhličitanu vápenatého a krystalické studie jeho polymorfů.[14][15][16] Různé SI jsou navrženy pro specifické podmínky měřítka a vlastnosti biologické rozložitelnosti.[14] Molekuly inhibitoru v podstatě váží ionty ve vodné fázi produkčních tekutin, které by se potenciálně mohly vysrážet jako šupiny. Například pro vazbu kladně nabitých iontů ve vodě musí být ve struktuře inhibitoru molekulární páteře přítomny anionty a naopak. Kovové ionty skupiny (II) jsou běžně izolovány SI s následujícími funkcemi;[4]

- Fosfonátové ionty (-PO3H−)

- Fosfátové ionty (-OPO3H−)

- Fosfonátové ionty (-PO2H−)

- Sulfonátové ionty (-SO3−)

- Karboxylátové ionty (-CO2−)

SI s kombinací dvou nebo více těchto funkčních skupin je efektivnější při řešení problémů s měřítkem. Obvykle jsou sodné soli karboxylových derivátů syntetizovány jako aniontové deriváty a je známo, že jsou nejúčinnější díky své vysoké rozpustnosti.[4] Interakce těchto funkčních skupin mají tendenci bránit místům růstu krystalů pomocí disociovaných nebo nedisociovaných skupin. Stav disociace je určen pH systému, a proto je znalost hodnot pKa chemických látek důležitá pro různá prostředí pH.[17] Inhibiční účinnost SI opět závisí na jeho kompatibilitě s jinými výrobními chemikáliemi, jako jsou inhibitory koroze.[18]

Úvahy o životním prostředí

Obecně jsou dopady SI na životní prostředí dále komplikovány kombinací dalších chemikálií aplikovaných průzkumnými, vrtnými, dokončovacími a spouštěcími operacemi. Produkované tekutiny a další odpady z ropných a plynárenských provozů s vysokým obsahem různých toxických sloučenin jsou nebezpečné a škodlivé pro lidské zdraví, dodávky vody, mořské a sladkovodní organismy.[19][20] Byly hlášeny například stopy zvýšeného zákalu způsobeného průzkumnými aktivitami ropy a zemního plynu ve východním šelfu Sachalin v Rusku s následnými nepříznivými účinky na lososa, tresku a pobřežní amphipods.[21]

Snahy o další rozvoj přátelský k životnímu prostředí SI se vyrábějí od konce 90. let a stále větší počet těchto SI se stává komerčně dostupnými.[4] Nedávné povědomí o životním prostředí za posledních 15 let vyústilo ve výrobu a aplikaci ekologičtějších SI, jinak nazývaných „Green Scale Inhibitors“ (GSI).[22] Tyto GSI jsou navrženy tak, aby měly snížené vlastnosti bioakumulace a vysokou biologickou rozložitelnost, a proto snižovaly znečištění vod kolem systémů produkce ropy.[4][22][23] Fosfátový ester Je známo, že SI, běžně používané pro zpracování šupin uhličitanu vápenatého, jsou šetrné k životnímu prostředí, ale mají nízkou účinnost inhibice.[23] Uvolňování SI obsahující dusík a fosfor narušuje přirozenou rovnováhu bezprostředního vodního útvaru s nepříznivými účinky na vodní život.[23]

Další alternativa, polysacharidy SI splňují požadavky na materiály šetrné k životnímu prostředí; neobsahují žádný fosfor ani dusík a jsou známé svými netoxickými, obnovitelnými a biologicky odbouratelnými vlastnostmi.[24][25] Karboxymethyl inulin (CMI), který je izolován z kořenů Inula helenium byl použit při průzkumu ropy a jeho velmi nízké toxicitě[26] a síla inhibice růstu krystalů[27] byl popsán pro zpracování kalcitových šupin.[28] Příklady špatně biologicky odbouratelných SI, jako jsou SI na bázi aminofosfonátů a akrylátů, jsou vyřazovány přísnými environmentálními předpisy, jak ukazuje politika nulového vypouštění v Severním moři.[21]

Reference

  1. ^ Alzahrani, Salem; Mohammad, Abdul Wahab (01.12.2014). „Výzvy a trendy v implementaci membránové technologie pro úpravu vyrobené vody: přehled“. Journal of Water Process Engineering. 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). Tvorba, odstraňování a inhibice anorganického měřítka v prostředí ropných polí. http://catdir.loc.gov/catdir/toc/fy12pdf01/2009517707.html: Society of Petroleum Engineers. ISBN  978-1555631406.CS1 maint: umístění (odkaz)
  3. ^ Liang, Bin; Pan, Kai; Li, Li; Giannelis, Emmanuel P .; Cao, Bing (15. 8. 2014). "Vysoce výkonné hydrofilní pervaporační kompozitní membrány pro odsolování vody". Odsolování. 347: 199–206. doi:10.1016 / j.desal.2014.05.021.
  4. ^ A b C d E F G h i j Kelland, M. A. (6. února 2014). Výroba chemikálií pro ropný a plynárenský průmysl. CRC tisk. ISBN  9781439873793.
  5. ^ A b Wayne W Frenier, Murtaza Ziauddin, N.Wolf (editor), Ryan Hartman (editor) (2008). Tvorba, odstraňování a inhibice anorganického měřítka v prostředí ropných polí. Společnost ropných inženýrů. ISBN  978-1555631406.CS1 maint: více jmen: seznam autorů (odkaz) CS1 maint: další text: seznam autorů (odkaz)
  6. ^ Mitchell, R.W; Grist, D.M .; Boyle, M.J. (květen 1980). "Chemická ošetření spojená s projekty v Severním moři". Společnost ropných inženýrů. 32 (5): 904–912. doi:10.2118 / 7880-PA.
  7. ^ Collins, I.R. (01.01.2002). Nový model pro adhezi v minerálním měřítku. Mezinárodní sympozium o měřítku ropných polí. Společnost ropných inženýrů. doi:10,2118 / 74655-ms. ISBN  9781555639426.
  8. ^ Crabtree, M., Eslinger, D., Fletcher, P., Miller, M., Johnson, A., & King, G. (1999). "Boj proti prevenci a odstranění měřítka". Recenze ropných polí. 11 (3): 30–45.CS1 maint: více jmen: seznam autorů (odkaz)
  9. ^ A b Oddo, J. E.; Tomson, M.B. (01.02.1994). "Proč měnit měřítko forem v ropném poli a metody jeho předpovědi". Výroba a zařízení SPE. 9 (1): 47–54. doi:10.2118 / 21710-pa. ISSN  1064-668X.
  10. ^ Laing, N .; Graham, G.M .; Dyer, S.J. (01.01.2003). Inhibice síranu barnatého v podmořských systémech - Dopad teplot studeného mořského dna na výkonnost obecně odlišných druhů inhibitorů v měřítku. Mezinárodní sympozium o chemii ropných polí. Společnost ropných inženýrů. doi:10,2118 / 80229-ms. ISBN  9781555639556.
  11. ^ Amjad, Zahid; Koutsoukos, Petros G. (2014-02-17). "Hodnocení polymerů na bázi kyseliny maleinové jako inhibitorů vodního kamene a dispergačních činidel pro průmyslové aplikace vody". Odsolování. 335 (1): 55–63. doi:10.1016 / j.desal.2013.12.012.
  12. ^ Shakkthivel, P .; Vasudevan, T. (02.10.2006). „Inhibitor prahové hodnoty kopolymeru kyseliny akrylové a difenylaminsulfonové pro šupiny síranu a uhličitanu v systémech chladicí vody“. Odsolování. 197 (1): 179–189. doi:10.1016 / j.desal.2005.12.023.
  13. ^ Bezemer, Cornelis; Bauer, Karl A. (04.04.1969). „Prevence usazování vodného kamene: Technika správného balení s kontrolovanou rozpustností fosfátů“. Journal of Petroleum Technology. 21 (4): 505–514. doi:10.2118 / 2176-pa. ISSN  0149-2136.
  14. ^ A b Shi, Wenyan; Xia, Mingzhu; Lei, Wu; Wang, Fengyun (01.08.2013). „Studium molekulární dynamiky polyetherpolyaminometylenfosfonátů jako inhibitorů krystalů anhydritu“. Odsolování. 322: 137–143. doi:10.1016 / j.desal.2013.05.013.
  15. ^ Fried, Ruth; Mastai, Yitzhak (01.01.2012). "Účinek sulfatovaných polysacharidů na krystalizaci kalcitových nástaveb". Journal of Crystal Growth. 338 (1): 147–151. Bibcode:2012JCrGr.338..147F. doi:10.1016 / j.jcrysgro.2011.09.044.
  16. ^ Shi, Wen-Yan; Ding, Cheng; Yan, Jin-Long; Han, Xiang-Yun; Lv, Zhi-Min; Lei, Wu; Xia, Ming-Zhu; Wang, Feng-Yun (02.04.2012). "Simulace molekulární dynamiky pro interakci PESA a akrylových kopolymerů s povrchy kalcitových krystalů". Odsolování. 291: 8–14. doi:10.1016 / j.desal.2012.01.019.
  17. ^ Graham, GM Boak, LS Sorbie, KS (2003). "Vliv tvorby vápníku a hořčíku na účinnost obecně odlišných inhibitorů síranu barnatého v ropném poli". Soc Petroleum Eng. 18: 28–44 - prostřednictvím Science Citation Index.
  18. ^ Lawless, T. A.; Bourne, H.M .; Bolton, J. R. (01.01.1993). Zkoumání potenciálu pro kompatibilitu s inhibitorem koroze a měřítkem v multifunkční strategii zmáčknutí. SPE Mezinárodní sympozium o chemii ropných polí. Společnost ropných inženýrů. doi:10,2118 / 25167-ms. ISBN  9781555634926.
  19. ^ „Vrtání odpadních toků ze zařízení na těžbu ropy a zemního plynu na moři“. www.offshore-environment.com. Citováno 2016-11-22.
  20. ^ Davies, Michael; P. J. B. Scott (2006). Vodní technologie na ropných polích. NACE mezinárodní. 523–32. ISBN  978-1-57590-204-3.
  21. ^ A b Knudsen, B.L .; Hjelsvold, M .; Frost, T. K.; Svarstad, M.B.E .; Grini, P.G .; Willumsen, C.F .; Torvik, H. (01.01.2004). Splnění výzvy nulového vypouštění vyrobené vody. SPE Mezinárodní konference o zdraví, bezpečnosti a životním prostředí při průzkumu a těžbě ropy a zemního plynu. Společnost ropných inženýrů. doi:10,2118 / 86671-ms. ISBN  9781555639815.
  22. ^ A b Boak, Lorraine S .; Sorbie, Ken (01.11.2010). "Nový vývoj v analýze inhibitorů měřítka". Výroba a provoz SPE. 25 (4): 533–544. doi:10.2118 / 130401-pa. ISSN  1930-1855.
  23. ^ A b C Jordan, Myles M .; Sorhaug, Eyvind; Marlow, David (01.11.2012). „Inhibitory červené vs. zelené stupnice pro prodloužení životnosti Squeeze - případová studie ze Severního moře, norský sektor - část II“. Výroba a provoz SPE. 27 (4): 404–413. doi:10.2118 / 140752-pa. ISSN  1930-1855.
  24. ^ Pro, Danièle; Huguet, Samuel; Arkoun, Mustapha; Nugier-Chauvin, Caroline; Garcia-Mina, José Maria; Ourry, Alain; Wolbert, Dominique; Yvin, Jean-Claude; Ferrières, Vincent (04.11.2014). „Od řasových polysacharidů po cyklodextriny ke stabilizaci inhibitoru ureázy“ (PDF). Sacharidové polymery. 112: 145–151. doi:10.1016 / j.carbpol.2014.05.075.
  25. ^ Liu, červen; Willför, Stefan; Xu, Chunlin (01.01.2015). "Přehled bioaktivních rostlinných polysacharidů: Biologické aktivity, funkcionalizace a biomedicínské aplikace". Bioaktivní sacharidy a vláknina. 5 (1): 31–61. doi:10.1016 / j.bcdf.2014.12.001.
  26. ^ Johannsen, F. R (01.01.2003). "Toxikologický profil karboxymethyl inulinu". Potravinová a chemická toxikologie. 41 (1): 49–59. doi:10.1016 / S0278-6915 (02) 00213-2.
  27. ^ Kirboga, Semra; Öner, Mualla (2013-04-16). "Vyšetřování srážení uhličitanu vápenatého v přítomnosti karboxymethyl inulinu". CrystEngComm. 15 (18): 3678. doi:10.1039 / c3ce27022j. ISSN  1466-8033.
  28. ^ Kırboga, Semra; Öner, Mualla (01.03.2012). "Inhibiční účinky karboxymethyl inulinu na nasazený růst uhličitanu vápenatého". Koloidy a povrchy B: Biointerfaces. 91: 18–25. doi:10.1016 / j.colsurfb.2011.10.031.