Причины образования парафино гидратных пробок и методы борьбы с ними на Малобалыкском месторождении

• Название: Причины образования парафино гидратных пробок и методы борьбы с ними на Малобалыкском месторождении
• Дата: 21.03.2022
• Размер: 3.63 Mb.
• Имя файла: Trifonov_-_gidraty.docx
• Тип: Курсовой проект; #407307
• страница: 3 из 5

2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Условия образования парафинов и гидратов. Факторы, влияющие на интенсивность образования отложений
Парафины, отлагающиеся на стенках трубопроводов, представляют собой смесь твердых парафиновых углеводородов состава С₁₇Н₃₆-С₃₆Н₇₄ и гибридных углеводородов. Технический парафин представляет из себя смесь парафинов (от 10 до 75 %), смол (от 10 до 30 %), асфальтенов (от 2 до 5 %), связанной нефти (до 60 %).

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях; их содержание может колебаться от следов до 20-28 % и иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим. Они хорошо растворяются в нефти только при повышенной (40 °С и более) температуре. Так как пластовая температура нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40 °С, то парафины в пластовых условиях образуют в нефти гомогенный раствор.

При извлечении нефти, то есть при снижении давления, температуры и ее разгазировании, растворяющая способность нефти по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пресыщению нефти парафином и переходу его части 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.

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.

Под действием градиента концентрации взвешенных частиц броуновское движение приводит к поперечному переносу вещества. 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 понижение температуры нефтегазового потока.

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, а

образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют.

Необходимыми условиями образования отложений парафинов являются:

• 
  присутствие в нефти достаточного количества высокомолекулярных углеводородов парафинового ряда;
  
• 
  снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердой парафиновой фазы. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы;
  
• 
  достаточно прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода, исключающее возможность смыва отложений потоком нефти.
  

Кроме того, на отложение парафина влияет еще ряд факторов:

• 
  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 объёма выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока.
  
• 
  Скорость течения потока: интенсивность накопления отложений парафина сначала растет с увеличением скорости потока 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 превышением сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы.
  
• 
  Свойства поверхности: на начальной стадии интенсивность отложений парафина зависит от свойств поверхности трубопровода, так как шероховатость при интенсивном турбулентном перемешивании интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина скорость отложения уже не зависит от чистоты обработки поверхности. От характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. С увеличением чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает, и смыв парафиновых отложений будет происходить при меньших скоростях потока нефти.
  
• 
  Обводненность продукции: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина уменьшается по двум причинам:
  
• 
  а) из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к снижению отложений парафина;
  

• 
  б) из-за изменения характера смачиваемой поверхности.
  

Асфальтосмолистые вещества: образование плотных, трудноудаляемых с поверхности парафинистых отложений происходит в нефти только при наличии в нефти асфальтосмолистых веществ. В их присутствии поверхность имеет развитую шероховатость. При отсутствии - поверхность становится идеально гладкой, а поверхность представляет собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Иными словами, парафин - основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами. Установлено, что чем больше смол находится 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 35 °С), тем больше выпадет парафина, чем тяжелее нефть, тем она хуже растворяет парафин, тем интенсивнее будет выпадать из нее парафин.
  
• 
  Плотность нефти: чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин, то есть тем интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины.
  
• 
  Влияние времени: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность наблюдается в начале процесса, а затем скорость роста отложений парафина снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения отложившегося слоя парафина.
  

Из-за выпадения парафина:

• 
  увеличиваются гидравлические сопротивления, снижается пропускная способность трубопровода вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода;
  
• 
  меняются реологические свойства нефти вплоть до потери текучести;
  
• 
  микрокристаллы парафина, кристаллизируясь на границе раздела «нефть-вода», стабилизируют эмульсию, в результате чего для ее разрушения необходимы повышенная температура и деэмульгаторы.
  

В газопроводных сетях при наличии в транспортируемом газе влаги и при определенных условиях возможно образование газогидратных отложений, также отрицательно влияющих на пропускную способность газопроводов.

Добыча природного газа на крупнейших газовых месторождениях, расположенных в районах Западной Сибири, зачастую осложнена образованием газовых гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах, системах сбора и подготовки создают условия для отложения гидратов на стенках труб и оборудования. Перекрытие проходных сечений подземного и наземного оборудования приводит к срыву работы оборудования и авариям.

Гидраты являются типичными представителями соединении клатратного типа, в которых межмолекулярные полости, имеющиеся в структуре воды, заполнены молекулами газов, которые в обычных условиях не обладают большой химической активностью (инертные и природный газы, углекислый газ, азот, сероводород и др.).

Растворение газов в воде представляет собой экзотермический процесс (происходит с выделением тепла). При этом газ выступает в роли гидратообразующего элемента (гидратообразователя).

Гидраты, где молекулы воды, соединенные между собой водородными связями, образуют кристаллическую решетку, в больших и малых полостях которой располагаются молекулы газа - гидратообразователи, связанные с молекулами воды Вандер-Ваальсовыми силами, называются кристаллогидратами. Кристаллогидраты своим внешним видом похожи на снег или лед и относятся к классу твердых растворов.

В газонефтепромысловой практике под гидратами обычно понимается гидрат, находящийся в кристаллическом состоянии.

Общая химическая формула газовых гидратов имеет вид: МnH₂O, где М означает включенную молекулу газа, n - переменное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры.

Газовые гидраты образуют две кубические кристаллические структуры, и, соответственно, различают две группы газовых гидратов: со структурой 1 и со структурой 2.

Идеальный состав гидратов природного газа, то есть смеси углеводородов, структуры 1 - M₁₃M₂₂₃H₂O и структуры 2 - M₁₂M₂₁₇H₂O, где М1 - газ, заполняющий большие полости, М2 - газ, заполняю­щий малые полости. Длина ребра элементарной ячейки гидрата типа 1-1,20 нм, типа 2 - 1,47 нм. Количество молекул воды в ячейке типа 1 - 46, типа 2 - 136. Легкие углеводородные газы, такие как метан (СН4) и этан (С₂Н₆), образуют гидраты струк­туры 1, пропан (С₃Н₈) и изобутан (i-С₄Н₁₀) - структуры 2. Нормальный бутан и более тяжелые углеводороды гидратов во­обще не образуют. С понижением температуры кипения, а также с увеличением размеров молекул гидратообразователя устойчивость гидратов увеличивается. Наиболее устойчивым является гидрат изобутана.

Условия образования гидратов природных и попутных нефтяных газов характеризуются давлением, температурой, а также компонентным составом воды и газа.

Для простых гидратов, образованных из индивидуального газа и воды, эти условия наглядно представляются равновесными кривыми в координатах: давление (р) - температура (t).

На рисунке ниже приведены равновесные кривые природных газов различной плотности по воздуху в зависимости от температуры и давления.

Задание одного параметра, например, температуры, однозначно определяет другой параметр - давление. Область существования гидратов - слева от соответствующих кривых. Видно, что чем выше плотность газа, тем выше температура гидратообразования. Эта закономерность справедлива лишь тогда, когда с ро­стом плотности газа в гидратообразовании участвуют все его компоненты. Если же плотность газа повысится за счет негидратообразующего компонента, то температура его гидратообразования понизится.

Процесс образования гидратов газов начинается с появлением центров кристаллизации на поверхности контакта «газ - вода», которая может быть


границей раздела воды и газовой фазы в скважине, трубопроводе, мповерхностью пузырька, проходящего через водную среду, или капли жидкости в газе, влажной глины частицы.


Рисунок 2.1 - Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от давления и температуры
Скорость роста кристаллов гидрата, например метана, в газовой среде значительно выше, чем в воде, и определяется скоростью диффузии молекулы воды через гидратную пленку и скоростью диффузии воды в газовой среде. Молекулы воды, размер которых меньше, чем размер молекул метана, диффундируют значительно быстрее через гидратную пленку. Скорость роста кристаллов гидрата сильно зависит также и от скорости образования свободной поверхности контакта «газ-вода», то есть от степени турбулизации газоводяного потока.

Условия образования гидратов из нефтегазовых смесей и воды характеризуются изменением состава газа при изменении термобарических условий в стволе скважины по мере продвиже­ния смеси к устью. Поэтому, чтобы рассчитать условия гидратообразования из нефти газа и воды,
необходимо сначала для каждых значений давления и температуры определить из условий равновесия «нефть - газ» компонентный состав газа. Исходными параметрами при этом являются компонентный состав углеводородной смеси жидкости и газа, давление и температура. Фазовое же равновесие нефти и газа рассчитывается по уравнениям концентраций с использованием констант фазового равновесия. После этого методом последовательных приближений для каждого фиксированного значения температуры при неизменном начальном составе системы определяются условия гидратообразования.

Из-за довольно длительного процесса гидратообразования (недели и месяцы) на стенках труб магистральных газопроводов газовые гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования переохлажденной воды. Необычайно быстрое образование гидратных пробок (за считанные часы) возможно при остановке куста газовых скважин по тем или иным технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на разные эксплуатационные объекты (и, следовательно, при некотором различии текущих пластовых давлений в этих объектах).

Основным способом борьбы с гидратообразованием является применение ингибиторов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования в термодинамическом смысле заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, в изменении равновесных условий образования гидратов. Однако существуют такие вещества (например, серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны, снижают активность воды в водном растворе, а с другой, сами участвуют в об­разовании смешанного газового гидрата.

Существуют также безингибиторные методы борьбы с гидратообразованием, которые на сегодняшний день имеют два основных направления развития:

• 
  Поддержание безгидратных термобарических режимов газосборных сетей;
  
• 
  Использование методов, направленных на предупреждение отложения гидратов (при этом допускается образование гидратов в потоке газа, но предупреждается их отложение).
  

Такое серьезное осложнение, как образование гидратных отложений и пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах, встречается также и в газораспределительных сетях. Образование сплошной пробки должно рассматриваться как серьезная аварийная ситуация, в большинстве случаев связанная с определенными нарушениями технологического регламента ведения процесса или с просчетами в проектировании и строительстве.

Методы и способы индикации (или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования (и/или отложения) гидратов в промысловых коммуникациях, а также эффективные способы и технические приемы обнаружения наличия и месторасположения гидратных отложений (несплошных гидратных пробок) имеют существенное значение при контроле

технического состояния (диагностике) газопромысловых объектов, магистральных и распределительных трубопроводов.

Контроль процессов образования и отложения газовых гидратов с целью повышения эффективности газотранспортной системы, предупреждения аварийных ситуаций необходим в следующих случаях:

В подсистемах «аварийной» подачи избыточного количества ингибитора гидратообразования с целью «смыва» и разложения образовавшихся гидратов при отказах по каким-либо причинам системы регулирования расхода (например, при резких изменениях параметров технологического режима, когда система регулирования не успевает адекватно среагировать на изменение этих параметров из-за инерционности используемых критериев регулирования);

При разработке систем автоматического регулирования, в которых специально реализуется переменный во времени (периодический или колеблющийся) расход ингибитора гидратообразования, что позволяет иногда заметно оптимизировать средний расход;

При разработке современных систем автоматического мо­ниторинга и регулирования расхода применительно к новым типам ингибиторов гидратообразования (например, для так называемых «кинетических» ингибиторов), при использовании которых надежный контроль процесса гидратоотложения имеет принципиальное значение.

Как отложения парафинов и гидратов, так и борьба с этими отложениями увеличивают механические и температурные нагрузки на стенку трубопровода, что, в свою очередь, приводит к интенсификации механохимической коррозии, снижению ресурса и повышению вероятности повреждения трубопровода. С целью своевременного предупреждения парафино-, гидратообразования и борьбы с этими негативными явлениями необходимо иметь своевременную и точную информацию об отложени­ях и закупорках, возникающих из-за их влияния на трубопроводную систему.

Таким образом, вопросы определения величины отложения парафина, гидратов на стенках, определения места закупорок полного или неполного сечения трубопровода являются весьма актуальными проблемами и требуют безотлагательного, своевременного и качественного решения.