Меню

Парафин в газовой трубе

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Борьба с отложением парафина в подъемных трубах

Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин — нарушение режимов:

1. Парафино- и гидратообразование в трубах.

2. Образование песчаных пробок на забоях.

4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления — для определения параметров пласта.

Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти.

Идея метода пробных откачек — в замене (4¸5 раз) штуцеров и измерении параметров.

Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм.

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Рзаб или от величины депрессии DР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (DР=Рпл — Рзаб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис.3.5) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов.

Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (рис.3.5, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 3.5, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Рис.3.5. Индикаторные диаграммы

Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью:

где К – коэффициент продуктивности; n — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n=1 (индикаторная линия — прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n>1, а вогнутую – при n

При линейном законе фильтрации уравнение (1.1) принимает вид

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

.

Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давления в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут·Па), или м3/(сут·Па).Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами – мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа) .

Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.

Источник

Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах

Парафины, отлагающиеся на стенках трубопроводов, пред­ставляют собой смесь твердых парафиновых углеводородов со­става С17Н3636Н74 и гибридных углеводородов (церезинов алкано-нафтенового строения состава С36Н7471Н144). Техниче­ский парафин представляет из себя смесь парафинов (10-75 %), смол (10-30 %), асфальтенов (2-5 %), 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.

Читайте также:  Как покрасить трубы во дворе

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:

  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 давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объёма выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока.
  3. Скорость течения потока: интенсивность накопления отложений парафина сначала растет с увеличением скорости потока вслетствие увеличения массопереноса, а затем — снижается. Такой характер зависимости обусловлен факторами, определябщими 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.
  4. 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.
  5. 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; б) из-за изменения характера смачиваемой поверхности.
  6. 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.
  7. 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.
  8. Плотность нефти: чем тяжелее нефть, тем хуже она рас­творяет парафин, то есть тем интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины.
  9. 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.
  • 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.
Читайте также:  Труба гофрированная 16мм 57016

В газопроводных сетях при наличии в транспортируемом газе влаги и при определенных условиях возможно образование газо-гидратных 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.).

Растворение газов в воде представляет собой экзотермический процесс (происходит с выделением тепла). При этом газ выступает в роли гидратообразующего элемента (гидратообразователя).

Гидраты, где молекулы воды, соединенные между собой водородными связями, образуют кристаллическую решетку, в больших и малых полостях которой располагаются молекулы гза — 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.

Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от давления и температуры

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 границей раздела воды и газовой фазы в скважине, трубопроводе, поверхностью пузырька, проходящего через водную среду, или капли жидкости в газе, влажной глины частицы.

Читайте также:  Трубы толстостенная в хабаровске

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.

Из-за довольно длительного процесса гидратообразования (недели и месяцы) на стенках труб магистральных газопроводов газовые гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования переохлажденной во­ды. Необычайно быстрое образование гидратных пробок (за считанные часы) возможно при остановке куста газовых сква­жин по тем или иным технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на разные эксплуата­ционные объекты (и, следовательно, при некотором различии текущих пластовых давлений в этих объектах).

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:

  1. Поддержание безгидратных термобарических режимов га­зосборных сетей;
  2. 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:

  1. 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);
  2. 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;
  3. 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 принципиалыюе значение.

Как отложения парафинов и гидратов, так и борьба с этими отложениями увеличивают механические и температурные нагрузки на стенку трубопровода, что, в свою очередь, приводит к интенсификации механохимической коррозии, снижению ре­сурса и повышению вероятности повреждения трубопровода. С целью своевременного предупреждения парафино-, гидрато­образования и борьбы с этими негативными явлениями необхо­димо иметь своевременную и точную информацию об отложени­ях и закупорках, возникающих из-за их влияния на трубопро­водную систему.

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.

Источник

Adblock
detector