Главная страница

DSC06890.ВОРД.. T Fx л


Скачать 7.55 Mb.
НазваниеT Fx л
Дата30.03.2022
Размер7.55 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файлаDSC06890.ВОРД..doc
ТипКурс лекций
#428334
страница10 из 16
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   16
I

ICC

1ИИ


>*>•


KJH-

,0°C

l Ш-

к и в


73

В качестве основною принципа технологии первичного (предварит ель- ного) разделения продукции скважин на современном этапе выделяется диф­ференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.

Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечис­ленного оборудования.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудова­ния, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естествен­ной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Сте­пень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна со­ответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку), чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной во­ды из эмульсии или оно было минимальным.


1


all»





В

>лучиди мои по­водов и

(Я* Нсф|и «ИИ.





  1. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ

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

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной по­верхности трубы от контакта с фунтовыми 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 наполнител

ь


О

*49






« * % »



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) (рисунок 11.1) 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 раз­

рушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.



Л
75


Рисунок 11.1 Схема катодной зашиты 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)

екция 12. ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ В ТРУБОПРОВОДАХ Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практиче­


ски во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 — 28 %. Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транс­

порта, подготовку и переработку нефти может быть решающим.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе месторо­

ждений, 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 %.




Т
юз

аким 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 гидравличе-





76

еких сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придегся применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

  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 смоло­парафиновой подкладке [6, 7]. Появление в нефти песка или других механи­ческих примесей, как и появление воды, существенно изменить механизм па- рафинизации оборудования не может.

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.

Необходимыми условиями образования отложений являются:




»» * « • а




77 Я

  1. Снижение температуры потока нефти до значений, при которых воз­можно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температур-

« *

ные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы.

  1. Перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает.

  2. Давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыще­ния температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением дав- ления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления

наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется уве- "Ч.а

личением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на рас­творимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового по­тока (рисунок 12.1)



Рисунок 12.1 — 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.




It


£

у*


;*•



  1. Скорость течения: с увеличением скорости потока нефти интенсив­ность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массо- переноса, 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. Максимальную интенсивность отложений следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.

  2. 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 (гидрофильностыо). 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.

  3. 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.

  4. В
    увеличения толщины от-
    ремя: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается вначале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теп­лоотдачи от нефти по внешнюю среду вследствие


ложившегося слоя парафина.


Li





  1. СОСТАВ ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термоди­

намических условий, при которых формируются отложения. Так, при сниже­нии температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углево­дороды, а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, - менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержа­нию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенно­стью процесса является неравномерное распределение парафина в массе от­ложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристал­лизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины (10 - 75 %), асфальтены (2-5 %), смолы (11 - 30 %), связанная нефть (до 60 %), механические примеси (1-5 %).

Церезины - это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличаются от парафинов. Температура плавления парафинов 45 - 54°С, церезинов 65 - 88°С. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую структу­ру и кристаллизуются с трудом, температура кипения парафинов не более 550 °C, церезинов - выше 600 °C и т. д. Церезины обладают большей хими­ческой активностью.

Большое количество глинистого материала в АСПО свидетельствует о значительном числе твердых частиц породы, выносимых из пласта и яв­ляющихся центрами кристаллизации парафинов. Содержание церезинов в со­ставе АСПО может быть преобладающим.

При анализах нефтей обычно оценивают общее содержание твердых парафиновых углеводородов, не разделяя их на парафины и церезины.










1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   16


написать администратору сайта