Сбор и подготовка скважинной продукции. Сбор и подготовка скважинной продукции

• Название: Сбор и подготовка скважинной продукции
• Дата: 16.09.2022
• Размер: 2 Mb.
• Имя файла: Сбор и подготовка скважинной продукции.docx
• Тип: Документы; #680879
• страница: 40 из 49

12. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.

Рис.35. Схема катодной защиты трубопровода

1-источник постоянного тока; 2-изолированный электропровод; 3-трубопровод с поврежденной изоляцией; 4-анод (заглубленное железо); 5-дренаж (соединение тела трубы с электропроводом 2)


Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия. Для повышения прочности и долговечности битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.

Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые или полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и в ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной коррозии.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и катодная. При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) (рис.35). создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -— положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

13. ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

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.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе месторождений, показали, что при прочих равных условиях прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет. Известны случаи интенсивного отложения парафинов даже тогда, когда их доля в нефти очень мала,  0.4%.

Таким образом, проблема борьбы с отложением парафинов является серьезной научно-технической проблемой, актуальность решения которой возрастает. Это ставит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма протекающих процессов, так и в разработке эффективных методов предотвращения нежелательных последствий, вызванных отложением парафина. Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, возрастанию гидравлических сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придется применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

13.1. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ОБРАЗОВАНИЕ ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Механизм формирования отложений на поверхности металла состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем на образовавшейся смоло-парафиновой подкладке. Отсюда следует, что способ накопления парафиновых отложений одинаков как для двух- и трехфазной системы, так и для четырехфазной системы, за исключением момента, определяющего возможность флотации кристаллов парафина глобулами воды и образования подвижной водной пленки на поверхности оборудования.

Появление в нефти песка или других механических примесей, как и появление воды, существенно изменить механизм парафинизации оборудования не может.

По современным представлениям о механизме образования и роста парафиновых отложений особая роль отводится транспорту частиц парафина в пограничном ламинарном слое.

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 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.

По мнению Тронова (1970г.), кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. Бургер же и др. (1981г.) считают, что отложения образуются вследствие движения как молекул, так и взвешенных в нефти микрокристаллов парафина в направлении, перпендикулярном к направлению течения нефти.

Скорость роста твердых отложений на стенке трубопровода за счет молекулярной диффузии определяется уравнением диффузии Фика:
dG/dt = D_m  A  dC/dy, (159)
где G – общий объем отложений парафина;

D_m - коэффициент молекулярной диффузии;

dC/dy – производная от объемной доли растворенных в нефти частиц парафина по расстоянию от стенки трубы;

A - площадь поверхности.
Подчеркнем факторы, влияющие на отложение парафинов.

НЕОБХОДИМЫМИ условиями образования отложений являются:

• 
  Снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы.
  

• 
  Прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода.
  

Также имеет значение:

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 понижение температуры нефтегазового потока (рис. 36).
  

Рис.36. Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления
Зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давлений: 5 - 10 МПа. Тот факт, что в некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения, говорит о том, что разгазирование не является фактором, определяющим начало накопления отложений, хотя и является причиной более интенсивного протекания процесса.

• 
  Скорость течения: с увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массопереноса, достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать, т.к. с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. Губин полагает, что максимальную интенсивность отложений следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.
  
• 
  Свойства поверхности: от характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. При прочих равных условиях интенсивность парафинизации поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафинами обладают материалы с высокой полярностью (гидрофильностью). Самая низкая интенсивность запарафинивания у стекла, самая высокая - у полиэтилена, что можно объяснить аналогией строения полиэтилена и предельных углеводородов нормального ряда, к которым относятся компоненты нефтяных парафинов. Фторопласт, также являющийся неполярным веществом, запарафинивается с меньшей интенсивностью. Вывод: полярные материалы хорошо сопротивляются парафинизации. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинивания. Только на начальной стадии парафинизации проявляется влияние качества обработки стальных поверхностей, т.к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины (т.е. с течением времени), скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будут происходить при меньших скоростях потока нефти.
  
• 
  Обводненность продукции: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина 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, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой.
  
• 
  Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ): образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти САВ. 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. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании плотных осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается. Т.е. парафин – основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами.
  
• 
  Компонентный состав нефти: от него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350^оС, тем больше выпадет парафина. Установлено, что нефти с высоким содержанием углеводородов нафтенового и ароматического рядов менее склонны к формированию прочных парафиновых отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового нормального или парафинового рядов и которые даже при малом содержании высокомолекулярных соединений образуют плотные отложения парафина.
  

• 
  Плотность, вязкость нефти: легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, выкипающих до 300°С, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями большей плотности и вязкости. Это объясняется тем, что хотя растворяющая способность нефтей, содержащих больше легких фракций при одинаковых температурных условиях, выше, чем у тяжелых нефтей, она влияет в основном на температуру массовой кристаллизации парафина, понижая ее. В остальном же на процесс формирования и накопления отложений—структурообразование парафина и его агрегативную устойчивость — в основном влияет содержание смол и асфальтенов (основные строительные материалы).
  

• 
  Время: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается вначале процесса, затем саорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.
  

Для многих залежей Западной Сибири характерна высокая температура насыщения нефти парафином: 48 – 50 ^оС.