Ингибиторлы қорғағыштың тиімділігінің төмендеуі

                  с – бастапқы қабат суында  тұз түзейтін ион концентрациясы, г/л; 

                  r₀ –тұз түзейтін ион концентрациясының бастапқы қабат суындағы

                        ион ерітіндісінде жиналған концентрацияға қатынасы;  

        r₁-тұз түзейтін ион концентрациясының скважина сағасынан алынған жолшыбай алынған судың ион ерітіндісінде жиналған концентрациясына қатынасы;

       е  – ионды тұзға қайта есептеу  үшін пропорционалдық 

             коэффициенті.

Уақыт бірлігінде скважинада жиналған тұздың жалпы мөлшері Q_s г/тәулік; келесідей анықталады:

 

Q_s= Δxυxq

 

мұндағы: υ-жолшыбай өндірілген мұнайдың сумен бірге алынған

мөлшері,л/м³;

                q-скважина дебиті, м³/тәулік.

Тұзды тұнбалардың түзілуіне және ерітіндіде жиналуына қатыспайтын иұнай суының құрамдарына K, Br, Li, S және т.б. жатады.

Дәл осындай жолмен жоғарыда айтылған тәсілдер скважина жұмысының  және тереңдік сорапты жабдықтың  көрсеткіштері органикалық емес тұздардың ерте пайда болуына  бақылауды жүргізуге мүмкіндік береді. Бірақта бұл тәсілдер тек тұзды тұнбалардың пайда болуын тіркейді және тұз түрлерін анықтауға мүмкіндік береді, ал шөгінділердің нақты минералды құрамын тек қана химиялық аналитикалық және петрографиялық зерттеулермен жүзеге асыруға болады. Бұған байланысты химиялық реагенттерге кем дегенде органикалық еріткіш (бензин,бензол), тұз қышқылының концентрациясы 15% ерітіндісі, тұз немесе уксус қышқылының концентрациясы 4% ерітінідісі, хлорлы барийдің (BaCl₂) ерітіндісін қосуға болады. Шөгінді және тұнбаның құрамын келесідей жолдармен анықталады: мұнайдан органикалық еріткішпен шаю және көз мөлшерімен тексеру, әлсіз тұз немесе уксус қышқылымен әрекеттестіру, 15% тұз қышқылымен сынау.

Көз мөлшерімен тексеруде  тұнбаның түсіне және құрылымына мән береді. Мысалы: ұзын ашық қоңыр түсті кристалды тығыз шөгінді гипсті сипаттайды.

Егерде әрекеттескенде 15% тұз қышқылынан ашық ерімеген тұнба  қалса, бұл барий,стронций,кальций  сульфаты.

Сонымен скважина түп  аймағында (6.4 1-сурет) гипс түзілуі кезінде шөгіндінің құлауы скважина дебитінің және оның түптік қысымының төмендеуін, сулану қарқынының бояулануы, сорапқа сұйықтың толықтай толмауына динамограм конфигурациясының өзгеруі және мұнайдан газды бөлуін тіркеу қажет.

Тереңдік сорапты жабдығында қабылдау гипс тұнбаланса, онда ол құлайды кейде тез құлайды, скважина дебиті, түп қысым жоғарылайды, өндіріліп жатқан өнімнің сулану заңдылығы сақталады, динамограмма конфигурациясының өзгерісі сақталады.

Тереңдік – сорапты  жабдығының арынды бөлігінде гипстеу (6.4 сурет) скважина дебиті және түп қысым тіптен өзгермейді, өнімнің сулану заңдылығы сақталады, плунжир жолының ортасындағы балансир басында минимальды күштің төмендеуі және максимальды өсуі бақыланады.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 6.4 СШН ЖАБДЫҚТАЛҒАН СКВАЖИНАДАҒЫ ГИПСТІ

               ҚАБАТТЫҢ АЙМАҒЫ.

1-скважинаның түп аймағы, тереңдік 

 сорапты қондырғының  аймағы;   

2-қабылдау бөлігі;

3-арынды бөлігі (көтерілу  лифтінің аймағы).

 

Скважинада мұнай кәсіпшілік жабдықтарда, ішкі кәсіпшілік жинақтау жүйесінде, мұнайды дайындауда тұз шөгіндісін болдырмау теріс әрекеттермен күресу  процесінде негізгі бағыт болып табылады.

 

Өзен кенорнында тұз  шөгіндісінің ингибиторы ретінде Инипол АД 32 К («СЕКА» француз фирмасының өнімі), Ранскейл-4101 және Рауан-4000 («РауанНалко» СП өнімі ) қолданады. Бұл реагенттердің физико-химиялық құрамы және төлқұжат бойынша (ГОСТ, ТУ) параметрлері «Кіріс бақылауы» тәсілі бойынша зертханада зерттеледі.

 

ИНИПОЛ АД 32К ТҰЗ  ШӨГІНДІ ИНГИБИТОРЫНЫҢ КІРІС 

БАҚЫЛАУ 

                                                                                                                 КЕСТЕ 2

Көрсеткіш атауы	Төлқұжат бойынша сапасы	Талдау нәтижесі
Сыртқы көрінісі	Сұйық	Сары түсті біртекті сұйық
250С-тағы тығыздығы, кг/м3	1,3	1,3
рН деңгейі (таза өнім)	6-8	6,8
Сөну температурасы, 0С	-30	-78
250С-тағы кинематикалық тұтқырлығы, сСт	-	7,8
Белсенді заттың салмақ үлесі, %	-	41,0
Судағы ерігіштігі	Кез келген үлесте ериді	Ериді
Көмірсетктерде ерігіштігі	Ерімейді	Ерімейді, тұздалу басталады

 

Қорытынды: зертханалық  зертеулер Инипол АД32К тұз шөгінді  ингибиторының физика-химиялық құрамы құжат бойынша сәйкес келетінін  көрсетті.

 

 

 

 

 

 

 

 

РАНСКЕЙЛ-401 ХИМРЕАГЕНТІНІҢ КІРІС БАҚЫЛАУЫ

(СП «РауанНалко» ӨНІМІ.  АТЫРАУ)

КЕСТЕ 3

Көрсеткіш атауы	Шығарушының сапалық  құжаты бойынша нормасы	ОТК шығарушының құжат  бойынша сапасының берілгендері	Кіріс бақылауының нәтижесі бойынша
Сыртқы көрінісі	Түссіз сұйықтық ашық сарыдан қою қоңырқай түске дейін	Түссіз сұйық	Сары реңді мөлдір сұйық
Белсенді заттың салмақ үлесі % салмақ	2-60	3,2	3,0
200С-тағы кинематикалық тұтқырлығы, сСт	-	-	1,88Сст
Сөну температурасы, 0С	-40	-40	-38 сөнбейді
200С-тағы тығыздығы, кг/м3	750-1400	944	956
Минералданған сулармен сәйкестенуі, мг/м3	100	800	-
рН деңгейі	-	-	5,4
Тұрақты судағы ерігіштігі	-	-	Ериді, ерітінді,сәл қараяды.
Көмірсутектерде еруі	-	-	ерімейді

 

Қорытынды: Ракскейл-4101 реагентінің  физико-химиялық құрамы ТУ РК бекіткен нормасынан асады.

 

 

РАУАН-4000 ХИМРЕАГЕНТІНІҢ КІРІС БАҚЫЛАУЫ

(СП «РауанНаско» өнімі. АТЫРАУ ҚАЛАСЫ)

                                                                                                             КЕСТЕ 4

Көрсеткіш атауы	Нормасы	Фактісі
Сыртқы көрінісі	Ашық сарыдан қою  қоңыр түсті сұйық	Қоңыр түсті сұйық
Беттегі активті заттардың салмақтық үлесі, %	20	22
Минералданған сулармен біртектесуі, мг/м3	100	600
Сөну температурасы, 0С	-40	-40
1 тоннаға 30г дозалау  кезіндегі минералды шөгінділердің  диспергілеу тиімділігі, %	85	86
Сутекті иондардың концентрация көрсеткіші (рН)	7,0	8,5
200С-тағы тығыздығы, кг/м3	950	1021

 

Қорытынды: зертханалық  зерттеулердің нәтижесі бойынша  Рауан-4000маркалы минералды шөгіндінің диспергаторы. СТ ЖШС 38626239-34-2007 құжатының  сапаға қойылған талапқа сай келеді.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Өзен кенорнында 2003-2004жж. «Додискейл-2870К» («Герман өнімі Хехст АГ Клариант фирмасы ») тұз шөгіндісінің реагент-ингибиторын қолданды. Бірақ қазіргі таңда Өзен кенорнының қабаттың сумұнайлы эмульсиясының гидрохимиялық құрамы қатты өзгерді.

2006-2007ж. Өзенкенорнында тұзшөгіндісі ингибиторы ретінде «Инипол АД 32К» реагенті қолданады. 2008ж. тұз шөгіндісіне қарсы реагент ретінде тұз шөгіндінің диспергаторы «Рауан-4000» қолданылды.

 

2.5 ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІНЕ  ҚАРСЫ ҚОЛДАНЫЛАТЫН 

      ИНГИБИТОРЛАРҒА  ҚОЙЫЛАТЫН ТАЛАПТАР 

 

Тұз шөгінділерінің ингибиторының  механизм әрекетіне байланысты шартты түрде 3 түрге бөледі. Хелаттар –  тұз түзейтін катиондарды байланыстыратын  және оларды тұз түзеуші аниондармен  әрекеттесуге кедергі жасайтын заттар. «Қуысты» әрекетті ингибиторлар, құрамындағы ерітінді тұз кристалдарын тудыруға және оларды өсуіне кедергі жасайды. Кристалл бұзатын ингибиторлар , тұз кристалдануына кедергі жасамайды, тек кристалдың пішінін – түрін өзгертеді.

Химиялық табиғатына қарай потенциалды ингибиторлар ретінде плифосфаттар, сульфатоқышқыл, органикалық өндірілген фосфонды және фосфорлы қышқылдар, төменмолекулалы жарты карбонатты қышқылдар, полимерлер және сопалимерлер қышқылы акрилді немесе малеинді түрінде көрсетілген  қоспалардың әртүрлі қосылыстары болуы мүмкін.

Органикалық емес тұздарға ингибитрлеуді өте әсерлі әрекетте алу үшін кейде ингибитор құрамына бірнеше түрлі заттарды қосады. Соңғы кездері шығарылып жатқан ингибитордың көпшілігі күрделі қоспалы құрамды болуы кездейсоқ  емес.

Көп қоспалы ингибирлейтін  құрамдар шартты т.рде 2 үлкен тиопқа бөлінеді:

-1 қоспадан тұратын  тұз шөгіндісінің ингибиторы  болмайтын, бірақ оның әрекетін  күшейтетін қоспалар;

-барлық ингибирлейтін  қоспалар;

Ең алғаш рет әйгілі құрылымды ингибиторды жүйелеу  органикалық емес тұздардың шөгінделуіне мұнай игеруде В.А.Панов, А.А.Емков, Г.Н. Поднышевтер (1978ж) қолданған болатын. Ол төмендегідей жүргізіледі (7.2 сурет)

Экономикалық орнықтылықтан  бастап кеніштердің игеру ерекшеліктері  мен шарттарының тәуелділігіне  қарай шикізат базасының барлығын, техникалық құралдардың қол жеткізімділігі және т.б. факторлар пайда болған әрекетке қарсы күресуде қолданылуы мүмкін (7.1 сурет), бірақ мұнай кәсіпшілік практикасында тұз шөгінделуді жоюда скважина жабдықтарды ингибиторлы қорғаныс ең маңызды орын алды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 7.1 ТҰЗ ШӨГІНДЕЛУДІҢ ЖОЮ ӘДІСТЕРІНІҢ СЫЗБАСЫ 

 

 Тұзшөгінді ингибиторының  механизм әрекетінде негізгі  адсорбциялы процесстер жатыр. (адсорбция-жұту). Тұзды қосылыстың жетілмеген  орталықтарын жұта отырып, ингибиторлар  кристалдық өсуін тоқтатады, оның пішінін,өлшемін,түрін өзгертеді, бір-бірінежабысуына кедергі келтіреді, жәнеде кристалдың металл беттерге жабысуын нашарлатады. Аз еріген органикалық емес тұздардың кристалдануына кедергі жасайтын химиялық реагент ретінде комплексондар тиімді пайдаланылады.

 

Скважиналарды және жабдықтарды  ингибиторлы қорғанысына таңдау

 

Мұнайдың түзілуінің геолого-физикалық жағдайлары және кеніштерді өңдеу ерекшеліктері  берілген технологиялық процеске қатысты  тұз шөгіндісінің пайда болуын ескертетін ингибиторды таңдалуын талап етеді. Ингибиторлар нақты талаптарға жауап береуі керек: қабат және жолшыбай өндірілген сулардың сәйкестігін, термотұрақтылықпен,адсобрциялы-десорбциялы қасиетпен, төмен қажалу қарқындылығымен,мұнайдың сапасын нашарлатуға әсер етпеу, экологиялық қауіпсіз болу және тағы басқаларына ие болу керек. Мұнайды дайындау кезінде жабдықтарды тұз түзілуден қорғау үшін оптимальды ингибиторды таңдау мақсатында ВНИИСПТ мұнай институтымен жасалған әдіс. Келесі талаптарды қарастырады.

-агрегаттық жағдайда ингибитор ретінде тек қана ұнтақ түрінде заттармен жәй жылжымайтын сұйықтық жіберіледі. Сұйық құрамында ірі өлшенген және тұнбаланған қоспалар жіберілмейді. Ерімейтін қоспаның құрамы 1% артық кезде жіберіледі. Сұйық реагенттердің ұю температурасы

-40⁰С  градустан жоғарыламау керек;

-индустриялы кезеңнің  үлкендігі 10минуттан болмауы  керек;

-ингибиторлы жүйе  кенорын қабатының суына сәйкес  болуы керек;

-кенорындарда мұнайды  ингибитор қоспасымен және деэмульсатормен  өңдеу кезінде тұздың және  судың мөлшері жоғарыламауы қажет. Ингибитор деэмульсатормен сәйкес болуы қажет;

-игерде жылыту бетінде  тұнбалану жылдадығы 80 % жоғарыламай  төмсендесе және ингибитор шығысы 10мг/л болса, онда ингибитор  тиімді болып саналады;

-ингибитор термотұрақты  болуы қажет, яғни жұмыс ерітіндісін 130⁰Сқа дейін жылытса, әрекет әсері 80%-төмен болмауы керек;

-ингибитордың қажалу  қарқындылығына қатысты беріктілігі  маркасы х18Н9Т болаттың қажалу  жылдамдығымен анықталады.