рпо. Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание
 Скачать 5.39 Mb.
|
6.1 Внутренняя коррозия трубопроводовМинеральные и газовые компоненты определяют основные химические свойства и состояние воды: жесткость, агрессивность, кислотноть, щелочность и др. Коррозия железа обуславливается наличием в воде кислорода, агрессивной углекислоты и сероводорода. В пластовых водах существует равновесие: Ca2++2HCO3-↔CaCO3+CO2+H2O Из этого уравнения равновесия следует, что для поддержания определенной концентрации бикарбонат-ионов HCO3- , требуется, чтобы в воде присутствовало соответствующее этой концентрации количество свободного углекислого газа CO2, называемое равновесным. Если фактически присутствующее в воде количество CO2 больше равновесной концентрации, то избыток его способен вызвать растворение СаСО3, т.е. сдвинуть равновесие влево и довести рН воды до 3,5, при котором металл сильно корродирует. Такую воду называют агрессивной. При недостатке в воде CO2 по сравнению с равновесной концентрацией бикарбонат-ионы HCO3- распадаются, т.е. равновесие сдвигается вправо, что приводит к выделению из воды осадка карбоната кальция СаСО3. Если фактическое содержание в воде углекислого газа совпадает с равновесной концентрацией, из воды не будет выделяться осадок карбоната кальция и она не способна растворять СаСО3. Такая вода называется стабильной (рН=7). Типовые задачи по теме 6.1Типовая задача 6.1. По химическому составу воды определить тип воды и наличие в ней агрессивной углекислоты. Алгоритм решения задачи 6.1. Исходные данные к типовой задаче (состав минерализованной воды)
Решение. Количество агрессивной углекислоты определяют по графикам, составленным Лаптевым Ф.Ф., в которых используется содержание связанной и свободной углекислоты (см. Приложение). Графиком А пользуются, если  (6.1)где ri – содержание иона в эквивалентной форме, в других случаях используют график Б. (расчет ri – см в конце раздела). 1. Определяем величину отношения  : т.к. полученная величина больше 1,25, в дальнейшем используем график Б. 2. Находим суммы эквивалентов Са2+ (а) и НСО3- (в) и удвоенного содержания свободной углекислоты СО2 (с):  (6.2) (6.3) (6.4) (6.5)На графике Б этим суммам отвечает точка, лежащая на кривой, соответствующей эквивалентному содержанию равновесной НСО3- 3,7 мг-экв/л. Фактически в воде содержится 3,2 мг-экв/л НСО3-, т.е. равновесное эквивалентное содержание НСО3- выше имеющегося на 0,5 мг-экв/л (3,7 – 3,2 = 0,5). Это говорит о том, что в системе недостаток НСО3- относительно имеющегося содержания СО2, избыток которого будет придавать воде коррозионную активность. По нижней шкале графика находим, что этот избыток СО2 составляет 11 мг/л. Зная содержание шести основных ионов в эквивалентной форме, можно, пользуясь классификацией Сулина (табл.6.1), определить тип воды. Таблица 6.1 Классификация природных вод по Сулину
Расчет содержания ионов в эквивалентной форме ri:  (6.6) (6.7)где qi - содержание иона, мг/л, Эi - эквивалент иона (таблица), ММi – молекулярная масса иона; Вi - валентность иона. Таблица 6.2 Эквиваленты ионов
Задачи для самостоятельной работы по теме 6.1Задача 6.1. По химическому составу воды определить тип воды и наличие в ней агрессивной углекислоты. Таблица 6.3 Исходные данные к задаче 6.1
ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 6.1 Графические зависимости к расчету коррозионной активности воды  Б  6.2 ПарафиныПарафин, отлагающийся на стенках трубопроводов представляет смесь: твердых парафиновых углеводородов состава С17Н36 - С36Н74 и гибридных углеводородов ───> церединов ───> алкано – нафтенового строения состава С36Н74 - С71Н144. Технический парафин представляет из себя смесь: Парафины 10 - 75% Смолы 10 - 30% Асфальтены 2 - 5% Связанная нефть до 60% Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях, их содержание может колебаться от следов до 20-28%. Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим. Состояние парафинов в нефти зависит от температуры и давления. Они хорошо растворяются в нефти только при повышенной (40грС и более) температуре. Т.к. пластовая температура нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40грС, то можно принять, что парафины в пластовых условиях образуют в нефти гомогенный раствор. При извлечении нефти, т.е. при снижении давления, температуры и разгазировании, ее растворяющая способность по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пресыщению нефти парафином и переходу части его в кристаллическое состояние. Но этот переход может осуществиться только на какой-то поверхности. Центрами кристаллизации служат выступы, шероховатости поверхности труб и механические взвеси в потоке нефти. Механизм отложения парафина. В результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент. Существование радиального температурного градиента приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет этого происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы под действием молекулярной диффузии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твердых отложений происходит их кристаллизация и выделение из раствора. Если температура в пристенном слое ниже уровня, при котором парафин начинает выпадать из нефти, то и в потоке нефти будут содержаться кристаллы парафина, а жидкая фаза будет находиться в состоянии термодинамического равновесия с твердой фазой. С уменьшением температуры масса кристаллов парафина, взвешенных в нефти, увеличивается, а количество растворенного парафина – уменьшается. Кристаллы парафина и их скопления, возникшие непосредственно на внутренней поверхности труб, и образуют парафиновые отложения. Кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти, в формировании отложений практически не участвуют. Факторы влияющие на отложение парафинов НЕОБХОДИМЫМИ условиями образования отложений являются следующие: - присутствие в нефти достаточного количества высокомолекулярных углеводородов парафинового ряда; - снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение их нефти твердой парафиновой фазы. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы; - достаточно прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода, исключающее возможность полного смыва отложений потоком нефти. Кроме того, выявлена роль еще ряда факторов. Основными из них являются: - перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает; - давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока; - скорость течения: интенсивность накопления отложений с увеличением скорости потока нефти сначала растет вследствие увеличения массопереноса, а затем - снижается. Такой характер зависимости обусловлен факторами, определяющими динамическое равновесие между механическими свойствами отложившегося парафина и гидродинамическими характеристиками потока нефти. При высоких скоростях течения поток смывает отложившийся парафин со стенок труб, что объясняется превосходством сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы; - свойства поверхности: на НАЧАЛЬНОЙ стадии ИНТЕНСИВНОСТЬ запарафинивания зависит от свойств поверхности трубопровод, т. к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. От характеристик поверхности зависит прочность СЦЕПЛЕНИЯ парафиновых отложений с поверхностью. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будет происходить при меньших скоростях потока нефти; - обводненность продукци и: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения снижается по двум причинам: 1) из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина; 2) из-за изменения характера смачиваемости поверхности; - асфальто - смолистые вещества: образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти асфальто - смолистых веществ. В их присутствии поверхность отложений имеет развитую шероховатость. При отсутствии - поверхность становится идеально гладкой, а отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Т.е. парафин - основной материал отложений, а смолы обпадают цементирующими свойствами. Установлено, что чем больше смол имеется в нефти, тем более плотные отложения образуются на поверхности; - компонентный состав нефти: от него зависит: растворяющая способность нефти относительно парафина: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350грС), тем больше выпадет парафина; - плотность нефти: чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин, т.е. тем интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины; - влияние времени: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается в начале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина. Последствия выпадения парафина - увеличиваются гидравлические сопротивления, снижается пропускная способность трубопровода; - изменяются реологические свойства нефти, вплоть до образования структуры во всем объеме нефти и потери текучести; - микрокристаллы парафина, кристаллизуясь на границе раздела фаз вода-нефть, стабилизируют водонефтяную эмульсию. Впоследствии на стадии подготовки нефти для разрушения такой эмульсии потребуется повышенная температура и деэмульгаторы. Способы борьбы с парафинизацией трубопроводов а) предупреждение отложений парафина; б) удаление отложений. 1. Применение высоконапорных систем сбора скважинной продукции. 2. Применение депрессорных добавок. 3. Термообработка нефти. 4. Покрытие внутренней поверхности трубопровода полярными материалами, обладающими низкой адгезией к парафину и имеющих гладкую поверхность. 5. Применение холодильников - кристаллизаторов. 6. Применение подогревателей (устьевых, путевых). 7. Механическая очистка выкидных линий от парафиновых отложений с помощью резиновых шаров. 8. Тепловой способ очистки трубопроводов от парафиновых отложений. Степень парафинизации трубопровода можно характеризовать эквивалентным диаметром, определяемым по номограмме, построенной по методике Головкера и Чакова, при известных гидравлическом уклоне, производительности перекачки и вязкости нефти. Номограмма может быть использована для определения: a) гидравлического уклона трубопровода в рабочем диапазоне изменения производительности при изменившемся состоянии трубопровода (парафинизация, водяные и газовоздушные пробки); б) эквивалентного диаметра по данному гидравлическому уклону; в) максимальной производительности при определенном состоянии трубопровода. Использование номограммы освобождает от значительного объема математических операций, ускоряет процесс обработки исходных данных и уменьшает вероятность ошибки. Построение номограммы показано в типовой задаче N2, а использование - в задачах N3 и N4. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||