DSC06890.ВОРД.. T Fx л
 Скачать 7.55 Mb.
|
|
ТКИ O1J НИ1 ни рос рос тр> жег тру< ЛОС1 ЛИЧ1 воде лент ван и пора гурн< лажд> ПЯТЬ | кидщ и увез ских С и МИН cnocof Е ВЯИЯНИ сборич Тс'»пср Чх^ду.   IV4 9   • • 80 Итак, состояние парафинов в нефти зависит от температуры и давле- Лекция 13. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ТРУБОПРОВОДОВ Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Это, в основном, происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти. На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации. Практика показывает, что по всей длине выкидных линий не наблюдается температурной стабилизации потока. Этим можно объяснить тот факт, что парафинизация трубопроводов в промысловой системе сбора нефти наблюдается почти на всю длину. Но зона интенсивных отложений парафина не распространяется далее 200 - 300 м, что необходимо учитывать при осуществлении мероприятий по борьбе с отложениями парафина. В нефтесборных коллекторах температурные потери значительно ниже, чем в выкидных линиях скважин. Вследствие небольшого содержания свободного газа после 1 ступени сепарации поток в коллекторах по структуре приближается к однофазному. Процесс парафинизации трубопроводов (при прочих равных условиях) определяется двумя параметрами: температурой и скоростью движения ПО 81 тока. Установлено, что уменьшение температуры потока приводи! к росту отложений парафина. Увеличение же скорости потока приводит к увеличению зоны занарафинивания трубопровода и перемещению зоны максимальных отложений от устья по длине выкидной линии. Однако замечено, что рост отложений парафина прекращается при достижении определенной скорости потока; это связано с увеличением касательных напряжений на стенках трубопровода до величины, превышающей критические напряжения в отложениях парафина на границе с потоком жидкости. Следовательно, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путем некоторого уменьшения диаметра выкидных линий. Увеличение скорости приведет к улучшению температурного режима трубопроводов в связи с тем, что, во-первых, при охлаждении потока (режим турбулентного движения) интенсивность теплоотдачи потока ниже, чем при нагревании потока, во-вторых, теплоотдача зависит еще и от температурного напора и от тепловой нагрузки поверхности нагрева - с увеличением температурного напора теплоотдача при нагревании жидкости возрастает, а при охлаждении - убывает. Все эти доводы указывают на то, что выгоднее применять выкидные линии меньшего диаметра. Однако уменьшение диаметра выкидных линий может привести к увеличению гидравлических сопротивлений и увеличению интенсивности отложений парафина. При выборе диаметра трубопровода в связи с увеличением гидравлических сопротивлений следует учитывать как возможные дебиты скважин, так и минимальные значения возможных напоров на их устье при фонтанном способе эксплуатации. Если в скважинах при подъеме нефти от забоя к устью определенное влияние оказывает процесс разгазирования нефти, то в выкидных линиях и сборных коллекторах этим процессом можно пренебречь. В этих условиях температура потока снижается только за счет отдачи тепла в окружающую среду .82 13.1. ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ ПОТОКА НА ИНТЕНСИВНвСТЬ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНА Известно, что на интенсивность отложения парафина существенно влияет и гидродинамическая характеристика газонефтяного потока и в первую очередь его скорость. Влияние скорости потока на интенсивность парафинизации выкидных линий выражается главным образом в изменении длины участка и, как уже указывалось выше, в изменении структуры самих отложений. С увеличением производительности скважины, а, следовательно, и скорости потока увеличивается зона парафинизации с перемещением максимальных отложений в сторону от скважины. При определенной скорости потока происходит срыв отложений парафина со стенок трубы или уменьшение их толщины, что указывает на слабую сцепляемость парафиновой массы с поверхностью трубы и на возможность проведения периодической продувки выкидной линии с це лью ее депарафинизации. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям: Удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно- активных веществ (Г1АВ); Предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений. Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть — парафин — поверхность оборудования): 1) растворимости парафина в нефти; 2) особенностей структуры и   >     • • *Л 83 прочности парафиновых отложений; 3) энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объем нефт и, друг с другом и поверхностью оборудования; 4) энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают. Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы. Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга. Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину: очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные линии с помощью растворителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы. Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения. Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях. Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.     84 Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления температуры кипения растворителя температуры растворения t,>. Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя при обычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений — при повышенной температуре (60 - 70 °C). Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева. Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смоло парафи новых отложений на поверхности оборудования. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты - депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Отложениям парафина препятствуют также химреагенты - модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов — подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина. Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются :      I 85 теплоизоляция трубопроводов; подогрев нефти; поддержание пластового давления выше давления начала разгазиро- вания; добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме; повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей; эффективные покрытия; электромагнитное поле или ультразвук; ингибиторы парафиноотложений. Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения. Растворители успешно применяются для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3 — 4 ч, потом запускают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м3 растворителя. Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя - за счет теплоносителя. ОТЛОЖЕНИЕ СОЛЕЙ В ТРУБОПРОВОДЕ В процессе добычи обводненных нефтей на внутренней поверхности трубопроводов часто происходит отложение солей, представляющее собой очень прочные твердые осадки, которые практически невозможно удалить механическим путем. Интенсивность отложения солей в ряде нефтедобывающих районов (месторождения Самарской области, Ставропольского края . **Л 86 Белоруссии, Азербайджана и др.) столь высока, что приводит почти к закупорке трубопроводов. В этом случае трубопроводы демонтируют и заменяют новыми. Механизм отложения солей состоит в следующем. В трубопроводе, по которому движется продукция нефтяных скважин, имеется уг лекислый газ СО2, который находится частично в газообразном состоянии, а частично растворен в пластовой воде. Кроме свободного углекислого газа в пластовых водах содержится углекислота Н2СОз в диссоциированном виде: Н2СО3<->Н+ + НСО, т. е. в виде ионов водорода Н+ и бикарбонатных ионов НСО3”. При движении продукции нефтяных скважин по трубопроводу давление снижается, растворимость углекислого газа СО2 в воде: снижается и некоторое его количество выделяется из раствора. Тем самым нарушается карбонатное равновесие между ионами НСО3 и растворенным углекислым газом СО2. Для установления нарушенного равновесия избыток бикарбонатных ионов выводят из системы превращением бикарбонатов кальция и магния в карбонаты кальция и магния Са(НСО3)2 «СаСТМ +СО2 + Н2О; Mg (НСОЗ)2 <=> MgCO’ + СО2 + Н2О, которые являются нерастворимыми солями, выпадающими в осадок, отлагающийся на внутренней поверхности труб. Способы предупреждения отложения солей подразделяются на химические и технологические. Х  имические способы предупреждения отложения солей состоят в применении ингибиторов отложения солей. В качестве ингибиторов отложения солей используют гексаметафосфат натрия и триполифосфат натрия в чистом виде и с добавками различных присадок, (дубового экстракта и др.). Ингибиторы отложения солей адсорбируются на поверхности образующихся в растворе кристаллов карбоната кальция и карбоната магния, создавая гем самым коллоидную оболочку, препятствующую прилипанию кристаллов к поверхности зруб. Расход ингибиторов отложения солей составляет до 1 кг на 1 м3*'”Ч  |