Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторождения Самарской области. Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторожден. Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность
 Скачать 6.58 Mb.
|
|
Высокочастотный индукционный нагрев нефтепровода В настоящее время, например, электрический нагрев, находит все большее применение. Кроме того, электрический нагрев позволяет просто регулировать температуру, а конструкции систем электрического нагрева трубопроводов проще, чем конструкции нагрева паром. Электронагрев нефтепроводов может осуществляться индукционным способом: Индукционный нагрев характеризуется выделением тепла в проводящем нагреваемом объекте и бесконтактной передачей энергии, поэтому применение индукционного нагрева нефтепроводов во многих случаях оказывается предпочтительным. Если нагреваемый объект из металла поместить в электромагнитное поле проводника, по которому проходит переменный ток, то в объекте по закону электромагнитной индукции будут индуктироваться вихревые токи, вызывающие разогрев объекта. При этом проводник, по которому пропускается переменный электрический ток, называют индуктирующим проводом. Индуктирующему проводу конструктивно может быть придана любая форма в зависимости от типа нагреваемого объекта. Чаще всего – это цилиндрическая спираль. Устройство, выполненное на основе индуктирующего провода, называется индуктором. Следует особо подчеркнуть тот факт, что наибольшее использование электромагнитной энергии будет в том случае, если коэффициент мощности индуктора будет равен единице. Этого можно добиться, если параллельно индуктору подключить компенсирующую батарею конденсаторов. Компенсирующая батарея конденсаторов и индуктор образуют нагрузочный колебательный контур, в котором реактивная энергия, запасенная в магнитном поле индуктора, передается конденсаторам, переходя в энергию электрического поля. В качестве источника питания нагрузочного колебательного контура используется высокочастотный генератор, например, транзисторный преобразователь частоты. Высокочастотные индукционные нагреватели имеют выходной диапазон частот 10-40 или 30-100 кГц. Глубина проникновения индукционного поля в этом частотном диапазоне составляет 2-5 мм. При необходимости дальнейшего нагрева в глубину детали увеличивается время нагрева. Современные транзисторные высокочастотные преобразователи индукционных установок, собранные на IGBT модулях, имеют мощность от 5 кВт до1000 кВт (1 МВт).  Индуктирующий провод наматывается снаружи нефтепровода, образуя цилиндрический индуктор, зашунтированный компенсирующей батареей конденсаторов и подключается к высокочастотному генератору через закалочный (согласующий) трансформатор. Согласующий трансформатор выполняет две важные функции, во-первых, оптимальное согласование параметров высокочастотного генератора с параметрами нагрузочного контура, а во-вторых, обеспечивает гальваническую развязку индуктора с генератором, повышая безопасность обслуживания. Управление режимом технологического процесса осуществляется с помощью контроллера. Создана установка для индукционного нагрева нефтепровода с использованием высоких частот, что в свою очередь осуществляет нагрев всей полости нефтепровода. Обогрев нефтепровода греющим кабелем В нефтеперерабатывающей промышленности электрический кабельный обогрев нефтепровода применяется для следующих объектов: • Трубопроводы для транспортировки нефти: межкустовые, межплощадочные и т.д.; • трубопроводы слива-налива в нефтеналивных терминалах; • трубопроводы насосно-перекачивающих станций; • трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой и перекачивающим оборудованием на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности (краны, задвижки, клапаны, фильтры, насосы и т.д.); • трубопроводы импульсных линий (для приборов КИПиА и измерительного оборудования); • трубопроводы резервуарных парков и нефтебаз (трубопроводы обвязки вертикальных и горизонтальных резервуаров для хранения нефтепродуктов). Задачи данной системы обогрева включают в себя: • обеспечение надежной ее перекачки по трубопроводу в заданном диапазоне температур с допустимой вязкостью, • предупреждение образования «пробок», • обеспечение бесперебойной работы насосного оборудования и других подвижных частей перекачивающей станции, • минимизация образования парафиновых отложений на стенках трубопроводов, • минимизация образования конденсата и т.д. Использование систем обогрева для нефтепроводов обеспечивает допустимые показатели вязкости нефти и нефтепродуктов даже в условиях низких температур и позволяет отказаться от дорогостоящих материалов и оборудования при организации нефтепровода, а кроме того предупреждает ускоренный износ самих труб. Сети нефтепровода имеют, как правило, разветвлённый характер и топографически сложную структуру. Т.е. имеется множество участков, как правило, небольшой длины и сложной конфигурации, которые необходимо обогреть. В связи с этим целесообразно использование саморегулирующегося кабеля, который можно резать по месту нужной длины и заводить сразу в соединительные силовые коробки, установленные на трубопроводе. На длинные трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами получили применение резистивный нагревательный кабель и системы обогрева на основе СКИН-эффекта (на длины до 30 км).  При перекачивании нефтепродуктов необходимо обеспечить заданный диапазон температур их эксплуатации, избегать их чрезмерной вязкости и перегрева, при котором нефтепродукт может изменить или потерять свои свойства. Саморегулирующийся греющий кабель, установленный для обогрева таких трубопроводов, за счет своих свойств терморегуляции лучше всего подходит для решения этой задачи, поскольку меняет свое тепловыделение локально на участках и не позволяет чрезмерно нагреться трубопроводу. В сочетании с термостатами и терморегуляторами (или шкафом управления) такая система обогрева дает большие технические и экономические преимущества – нет необходимости устанавливать отдельный термостат на каждый участок трубопровода, можно организовать включение/отключение системы обогрева по температуре окружающего воздуха. При разогреве трубопроводов с нефтепродуктами за короткий срок или поддержании высокой температуры саморегулирующийся греющий кабель зачастую является недостаточно эффективным. В этих случаях для обогрева используются гибкие нагревательные элементы – ленты типа ЭНГЛ или нагревательный кабель с минеральной изоляцией. Лента ЭНГЛ представляет собой эластичную ленту, состоящую из нескольких нагревательных жил из нихромовой проволоки с оплеткой из стеклонити и снаружи покрытых силиконовой изоляцией. Физические методы Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.[11] Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб. Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.[12-14] Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров, выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Рассмотрим один из видов устройств депарафинизации. Магнитные депарафинизаторы Это устройства магнитодинамической обработки нефти, которые применяются с целью исключения отложений парафинов и парафингидратов на стенках труб, как в скважинах, так и при ее транспортировке. Суть метода заключается в способности заданного магнитного поля разрушать способность углеводородных соединений парафинов к слипанию (адгезии). Использование на магистральных нефтепроводах магнитных активаторов другого типа позволяет полностью исключить образование парафингидратов в течение 40-48 часов в обработанном объеме нефти после разовой магнитодинамической обработки.[15]  Депарафинизатор представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов. Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО. Однако ни один из существующих способов до настоящего времени не решает полностью проблемы с АСПО, поскольку не сопровождается полным удалением парафиноотложений. Химические методы Химические методы базируются на дозировании в транспортируемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.[24] Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы. [25] Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных поверхностно-активных веществ (ПАВ). Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе движения. Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на молекулах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, тем самым препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатносульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. В случае применения химических реагентов-ингибиторов зачастую возникают проблемы утилизации этих реагентов, ухудшения товарных свойств перекачиваемых продуктов Применение гелевых поршней В настоящее время одним из перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов является применение гелевых поршней [28-29]. Особенно их применение целесообразно, как показывает зарубежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в последующие годы будет расти. Полимерные композиции («гелевые поршни») предназначены для очистки полости трубопровода от механических загрязнений, воды и других жидкостей, удаления газовых пробок. Полимерные композиции экологически безопасны, химически инертны, имеются способы их утилизации. Наиболее эффективно, в качестве таких полимеров, используются водные растворы полиакриламида аммиачного (АМФ) и известкового (ПАА) способа производства [26-27]. Как уже говорилось ранее, данные высокополимеры растворяются в воде, которая считается самым доступным растворителем, не смешиваются с нефтью и отделяются от нее при простом отстаивании. Высокомолекулярные водорастворимые полимеры обладают рядом ценных свойств: • использование разбавленных растворов ПАА (2-3%-ный раствор); • практически необратимое адсорбирование на поверхностях различной гидрофильности из хороших (вода, диметил-формамид) и плохих (УВ, спирты) растворителей; • гидрофилизирующая способность полимерных водных растворов, которая значительно больше широко применяющихся эмульгаторов – неионогенных ПАВ. Перечисленные ценные свойства и выдающаяся сорбирующая способность молекул ПАА на поверхностях различной природы послужили начальным моментом для определения новых реагентов для удаления отложений с полости нефтепроводов. Эксплуатационники признали, что гелеобразные поршни могут выполнять большинство функций обычных твёрдых скребков или разделителей. При этом они отличаются также способностью к некоторым химическим реакциям, могут быть закачаны в полость трубопровода через кран с условным проходом 50 мм, и что ещё более важно, они не выходят из строя в процессе их прогона, как механические скребки. Большинство применяемых в трубопроводах гелей — на водной основе, но можно получить в гелеобразной форме ряд химреагентов, растворителей и даже кислот. Некоторые химреагенты могут быть получены в гелеобразной форме без добавок, другие растворяются в жидкости — носителе. Недостатком состава подобного рода очистных устройств являются агрессивные химические вещества, которые способствуют процессу коррозии металла стенок нефтепроводов. Проведение практических работ по использованию вязких водных растворов полиакриламида с активными добавками на нефтепроводах Башкортостана и Украины продемонстрировали возможность одновременного удаления слоев отложений механической грязи и рыхлых отложений парафина и предотвращения их образования на стенках трубопровода. Так же гелевые поршни широко применяются и за рубежом. Впервые подобные гелевые композиции были использованы в 1971 г. Компанией «DowellofCanada» для удаления воды из трубопроводов. За рубежом используемые в трубопроводных работах гелевые составы подразделяют на четыре группы: углеводородные, гели-разделители нефтепродуктов, осушающие, гели-поршни для выноса мусора из трубопровода. Методы очистки парафиновых отложений, которые базируются на применении механических приспособлений, не могут применяться на участках, не имеющих оборудования КПП скребков, в трубопроводах, имеющих различные сужения, резкие повороты, частично открытые задвижки. А также многократный запуск скребков способствует спрессовыванию на стенках парафинового отложения, которое в будущем трудоемко и энергозатратно удалить существующими методами, а иногда и вовсе невозможно полное удаление. Преимущественные свойства, которыми обладают гели: - псевдопластичность; - вязкоупругость; - способность к самовосстановлению формы (без разрушения); - легкая проходимость через местные сопротивления, восстанавливая свою форму и свойства до первоначальных; - полное перекрытие сечения трубопровода; - предотвращают смешивание разделяемых жидкостей; - имеют высокую адгезионную способность к загрязнениям; - относительная дешевизна проведения работ. Список литературы 1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил. 2. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ // Отчет центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим, 1990 г.- 35 с. 3. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с. 4. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с. 5. Люшин С.В., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб. борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965. - 340 с. 6. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970. - 192 с. 7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001 - 544 с.: ил. 8. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // Нефть России. Техника и технология добычи нефти. - 2002. - N 2 - с. 68-70. 9. Тронов В.П., Гуськов А.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки// Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - с. 106-108. 10. Опыт борьбы с отложениями парафина / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов // РНТС. ВНИИОНГ. - 1967. - 67 с. 11. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122. 12. Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - N 10 - с. 13. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - N 1. - С. 18-20. 14. Персиянцев М.Н., Василенко И.Р. Магнитные депарафинизаторы МОЖ.- Газовая промышленность, 1999. - N 8. 15. Депарафинизаторы. - http:/www.metalop.ru/magnit4.htm. 16. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69. 17. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18. 18. Шихиев Я. Д. Методы предотвращения и борьбы с отложениями АСПО [Текст] // Международный студенческий вестник. – 2015 г. – №6. 19. Скребок очистной СКР 4. http://www.gubkin. ru/faculty/pipeline_network_design /chairs_and_ departments/ designing_and_operation_gasoil_ pipeline/polygon/ screbok.php?print=Y. 20. Имаев, Д. Х. Влияние температурного режима на парафинизациюнефтепроводов [Текст] // Д. Х. Имаев // Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – 2008. 21. Колесник, И. С. Влияние температуры на процесс парафинизации [Текст] / И. С. Колесник, И. П. Лукашевич, О. Г. Сусанина // Нефть и газ. – 2007. 22. Лялин, С. В. Использование твёрдых ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений / С. В. Лялин, В. Д. Собянин, А. М. Кречетов // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 2 23. Гребнев А.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения и их ингибирование химическими реагентами // Автореферат дисс. на соиск. уч. степ. кандидата хим. наук. — Тюмень, 2009. 24. Ибрагимов, Г. З. Химические реагенты для добычи нефти [Текст] / Г. З. Ибрагимов, В. А. Сорокин: Справочник рабочего. - М.: Недра, 2003 25. Мовсум-Заде, Э. М. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти [Текст] / Э. М. Мовсум-Заде, Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов, Ю. В. Лисин. – СПб.: Недра, 2012. 26. Нагимов, Н. М. Новый ряд углеводородных композитов для удаления АСПО / Н. М. Нагимов, Р. К. Ишкаев, А. В. Шарифуллин, В. Г. Козин // Нефтепромысловое дело. 27. Порайко, И. Н. О возможности борьбы с образованием парафиновых отложений с помощью полиакриламида [Текст] / И. Н. Порайко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 28. Пат. №2619682 России, МПК. Многофункциональный гелевый поршень для очистки трубопроводов и разделения сред и способ получения его / Афанасьев С. В., Беликова В. Г., Волков В. А., Турапин А. Н. Заявл. 29.10.2016, опубл.01.05.2017. Бюл. №2. 29. Комлев, И. М. Очистка трубопроводов гелевыми системами [Текст] / И. М. Комлев, И. Е. Чаплин, Н. В. Чухарева // Томский политехнических университет.2003 |