Причины образования парафино гидратных пробок и методы борьбы с ними на Малобалыкском месторождении
![]()
|
2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ![]() 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. ![]() 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; ![]() 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.). ![]() 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 ![]() ![]() 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. ![]() 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. ![]() 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. |