Методы борьбы с отложениями парафина и солей

Перекачка высоковязкой и парафинистой нефти.

Лекция № 18

Арматура трубопроводов, регуляторы давления и уровня

Лекция № 17

Цели:

· Дать общее представление о задвижках газо- и нефтепроводов;

· Познакомиться с регуляторами давления и уровня.

Применяемые в нефте- и газопроводах задвижки подразделяются: на клиновые, пробковые и шаровые.

В клиновых задвижках запорный элемент – плашка – в процессе открытия или закрытия задвижки перемещается в направлении, перпендикулярном потоку жидкости или газа. Недостаток данной конструкции – в процессе закрытия плашки скользят по металлу корпуса, трудно притираются к нему.

Запорный орган крана выполняется в виде усеченного конуса, при повороте которого на 90^о полностью закрывается или открывается проходное сечение.

Регуляторы давления прямого действия чаще всего устанавливают на оборудовании (сепараторах, отстойниках), где требуется поддержание постоянного давления. Иногда такой регулятор называют регулятором давления «до себя». Находят широкое применение для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне перед подачей его в горелки блочных печей.

Регуляторы уровня предназначаются для поддержания заданного уровня нефти в сепараторах, буферных емкостях и отстойниках и используются при автоматизации технологических процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды. Принцип работы регуляторов уровня основан на действии поплавка, помещенного внутри сепаратора или в специальной камере, сообщающейся с сепаратором.

Предохранительный клапан предназначен для выпуска жидкости или газа из емкостей, когда давление в них превышает допустимое.

Цели:

· Познакомить с особенностями перекачки высоковязкой и парафинистой нефти;

· Изучить конструкцию устьевого подогревателя нефти

При перекачке высоковязкой (10^-3 м²/с и выше) и парафинистой нефти возникают большие гидравлические сопротивления в трубопро­водах, на преодоление которых требуются насосы повышенной мощности.

Для снижения вязкости высоковязкой нефти в основном применяются два способа:

· растворители (разбавители);

· местный подогрев специальными автоматически работающими пе­чами.

Нефти месторождений, содержащие большое количество парафина и смол, перекачиваются, как правило, только с местным подогревом. Нефти, содержащие 20-25% парафина и смол, теряют свою подвижность уже при +30^оС. Для перекачки такой нефти применяется подогрев ее в печах, устанавливаемых у устьев каждой добывающей скважины, на сборных промысловых коллекторах и на магистральных трубопроводах через каждые 100 км. В качестве растворителей используется углеводородный конден­сат газоконденсатных месторождений (бензин и керосин), для пере­качки высоковязких и парафинистых нефтей применяется подогрев ее в печах, устанавливаемых у устьев каждой добывающей скважины, на сборных промысловых коллекторах, а на магистральном трубопроводе - через каждые 100 км.

Устьевой подогреватель нефти (рисунок 11) состоит из топки 1, сна­бженной горелкой 2 для сжигания газового топлива, дымовой трубы 3, цилиндрической емкости с батареей тепловых труб, газосепаратора 6, узла подготовки топливного газа и рамы - основания 8. Передача теп­ловой энергии от продуктов сгорания топлива к нефти, циркулирующей в емкости 7, осуществляется с помощью оребренных тепловых труб, один конец которых введен в топку, а второй - в емкость. Подогреватель нефти оснащен смотровым люком 4, приборами контроля и регулирования температуры нефти, давления топливного газа, предохранительным кла­паном 5 и запорной арматурой.

Рисунок 11 Устьевой подогреватель нефти

Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений

Нефтепроводы засоряются по следующим причинам:

· вследствие осаждения твердых частиц, выносимых из скважи­ны вместе с нефтью при низкой скорости потока;

· вследствие выпадения кристаллов парафина и солей;

· вследствие образования окалины при коррозии трубопроводов, особенно транспортирующих пластовые воды.

Особые осложнения вызывает выпадение и отложение парафинов, имеющих состав от С₁₇Н₃₆ до С₃₆Н₇₄.

На образование парафиновых отложений на стенках труб влияет:

· состояние внутренней поверхности трубы (шероховатая, глад­кая, полированная). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, т.к. шероховатость при турбулентном режиме движения ин­тенсифицирует перемешивание потока, а, следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб.

· способность нефти растворять парафины. Чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин.

· концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше эта концентрация, тем интенсивнее происходит отложение парафина при всех прочих равных условиях.

· темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы - газа.

· скорость нефтегазового потока. Чем ниже скорость потока, тем интенсивнее отлагается парафин, и наоборот.

Применяется различные методы предотвращения и устранения отложений парафина и солей на стенках труб:

1. Применение высоконапорной (0,981 - 1,47 МПа/) герметизирова­нной системы сбора нефти и газа снижает разгазирование нефти.

2. Использование паропередвижных установок ППУ. Под действи­ем высокотемпературного пара парафин плавится, затем удаляется из трубопровода.

3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов лаками, эпок­сидными смолами и стеклопластиками.

4. Применение поверхностно-активных веществ ПАВ. Подача ПАВ в продукцию обводненных скважин предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с нефтью, способствующей прилипанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, предотвращающей от­ложения парафина. Кроме того, ПАВ, адсорбируясь на твердых части­цах парафина, тормозят рост его кристаллов. Расход ПАВ небольшой и составляет лишь 10-12 г/т, кроме того, ПАВ, введенные в поток нефти на забое или на устье скважины, предотвращают образование и "старение" нефтяных эмульсий.

5. Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременная, являлась бы и противокорро­зионным покрытием.

6. Применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых в выкидные линии у устьев скважин и извлекаемых на групповых замер­ных установках.

Очистка резиновыми шарами осуществляется следующим образом (рисунок 12). Камера запуска 2, закрытая крышкой 3, установленная на струне фонтанной арматуры 1, заряжается резиновыми шарами 4, диаметр которых несколько больше (на 2-3 мм) внутреннего диаметра выкидной линии 7. По мере того как они запарафиниваются, из камеры запуска 2 подается резиновый шар, который потоком жидкости проталкивается до распределительной батареи групповой замерной установки, где находи­тся приемная камера 8. Для подачи шаров из камеры 2 открываются за­слонка 6 и вентиль для выравнивания давления 5.

Резиновые шары счищают отложения парафина со стенок выкидных линий и проталкивают их в приемную камеру 8, из которой они направ­ляются по перепускной линии 9 в емкость для хранения шаров 10, от­куда их затем извлекает. Шары можно повторно использовать.

На некоторых месторождениях, например Самотлор, в процессе эк­сплуатации скважин наблюдается интенсивное выпадение солей в рабо­чих органах штанговых и центробежных электронасосов, а также в НКТ и выкидных линиях.

Рисунок 12 Очистка промысловых нефтепроводов резиновыми шарами

Выпадение солей наблюдается в обводненных скважинах, т.к. пластовые воды могут содержать свыше 400 г/л солей, а плотность эти вод достигает 1,4 г/см³.

Соли, содержащиеся в пластовых водах, бывают как водораствори­мые - NaCl, CaCl₂, так и водонерастворимые - карбонат кальция СаСо₃, карбонат магния МgСО₃ и т.д.

Основная причина образования и отложения этих солей - это нару­шение карбонатного равновесия, обусловленного снижением температуры и давления. При его нарушении из водного раствора солей выделяется углекислый газ С0₂, раствор становится перенасыщенным, в результа­те происходя образование кристаллов и отложение их на стенках труб.

При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са²⁺, Мg²⁺ и НСО₃ образуются очень непрочные бикарбонаты кальция и магния.

Са ²⁺ + 2НСО ₃ = Са(НСО₃)₂

При движении нефти, газа и пластовой воды по стволу скважины, выкидным линиям и сборным коллекторам давление в них понижается, в результате чего из воды выделяется углекислый газ и образуется оса­док солей:

Са(НСО₃)₂ = СаСО₃ ¯+ СО₂­ + Н₂О,

заклинивающий рабочие органы насосов и выводящий их из строя.

Существуют два способа борьбы с отложениями солей:

· Химический

· Применение пресной воды.

Химические методы применяют при водонерастворимых солях. Сущ­ность сводится к тому, что водный раствор гексаметафосфата (NаРО₃)₆ образует коллоидный раствор, который не дает осадка солей.

С отложениями водонерастворимых солей легко можно бороться также с помощью растворов соляной кислоты.

СаСО₂ + 2НСl = СаСl₂ + СО₂­

Однако применение растворов соляной кислоты быстро приводит к порче оплетки кабеля для насоса и усиленной коррозии оборудова­ния. Для борьбы с образованием отложений водорастворимых солей эффективным оказался метод подачи в добываемую продукцию пресной воды.

Пресную воду можно подавать двумя способами:

· непрерывно - на забой скважины в процессе ее эксплуатации, что позволяет исключить возможность выпадения солей в скважине путем перевода насыщенного раствора солей в ненасыщенное состояние;

· периодически - в затрубное пространство. Способ рассчитан на периодическое растворение солей в скважине по мере накопления их осадка.

Дата добавления: 2014-01-20