Физико-химическая характеристика материалов для изготовления протекторов

Показатели	Металлы
Mg	Zn	Al
Равновесный электродный потенциал (Е), В	– 2,34	– 0,76	– 1,67
Токоотдача, А·ч/кг
Коэффициент использования, %

 

Рис. 3.4. Принципиальная схема протекторной защиты

 

Разрушение металла все равно имеет место. Но не трубопровода, а протектора. Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее от железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготавливаются только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям:

– разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

– ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

– отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, сплавы, которых и используются для изготовления протекторов. Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами, или протяженными протекторами.

Протекторную защиту одиночными или групповыми коллекторами рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом · м, а протяженными – не более 500 Ом · м.

При катодной защите с помощью источника постоянного тока катодной станции (рис. 3.5) создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом куском металла так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на металл, который будет растворяться – положительный.

 

Рис. 3.5. Принципиальная схема катодной защиты: 1 – ЛЭП; 2 – трансформаторный пункт; 3 – станция катодной защиты; 4 – защищаемый трубопровод; 5 – анодное заземление; 6 – кабель

 

Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток, поступающий от вдольтрассовой ЛЭП 1 через трансформаторный пункт 2, преобра-зуется в постоянный. Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключен к защищаемому трубопроводу 4, а положительным – к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление – источник тока – защищаемое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор почвенного электролита, то есть анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, то есть создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Считается, что для защиты от коррозии подземных металлических трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В. Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зон действия смежных станций катодной защиты (СКЗ). Дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода минимальна.

Электродренажная защита трубопроводов. Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение – источник блуждающих токов, либо специальное заземление – называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж – это дренажное устройство двусто-ронней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 3.6, а) включает: реостат, рубильник, плавкий предохранитель, сигнальное реле.

 

Рис. 3.6. Принципиальные схемы электрических дренажей:

а - прямой; б - поляризованный; в – усиленный. R – реостат; К – рубильник; Пр – плавкий предохранитель, Ср – сигнальное реле.

 

Сила тока в цепи «трубопровод–рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал. Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж (рис. 3.6, б) – это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости - вентильного элемента (ВЭ). При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж (рис. 3.6, в) применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным – не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта. За счет такой схемы подключения обеспечивается: во–первых, поляризованный дренаж, за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ, а во–вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода.

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы защиты от коррозии. При необходимости могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

 

 

Образование жидкостных и гидратных пробок

Попутный газ содержит пары воды, количество которых зависит от многих факторов.

Пары воды могут насыщать газ до определённого значения давления, равного давлению насыщения водяного пара при данной температуре. Предельное содержание водяного пара в газе при данной температуре и давлении называется «точкой росы». При превышении этого предела пары воды конденсируются.

При движении газа по трубопроводам происходит постоянное изменение термодинамических условий и, вследствие этого, образование конденсата: водного и углеводородного. В пониженных местах рельефных трубопроводов могут образоваться пробки конденсата – жидкостные пробки. Для предотвращения образования жидкостных пробок устанавливают камеры с разрывом струи. Камера представляет собой емкость, герметично присоединенную к отверстию в нижней стенке газопровода. Конденсат стекает в эту емкость, откуда его в последующем откачивают по специальной трубе на поверхность. Газ движется без изменения направления к конечной точке газопровода.

При определённых термобарических условиях газы в контакте с водным конденсатом могут образовывать твердые соединения газа и воды – газовые гидраты, которые, отлагаясь на стенках труб, уменьшают рабочее сечение и снижают пропускную способность.

Большое влияние на фазовое равновесие нефтяного газа оказывают содержащиеся в нём, даже в малых количествах, тяжёлые углеводороды. Наличие тяжёлых углеводородов влияет не только на образование конденсата, но и на образование гидратов. Так, этан (С2Н6), пропан (С3Н8) и изобутан (и i-C4H10), а также сероводород, углекислота и другие кислые газы резко улучшают условия гидратообразования.

Состав газовых гидратов:

Условия образования: Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении. Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором таково, что по условиям транспорта (изменение давления и температуры) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе не выпадает капельная влага и, следовательно, отсутствуют условия для образования гидратов.

Если точка росы газа выше температуры, до которой может охладиться газ в газопроводе (практически газ может охладиться до температуры грунта, в который уложен газопровод, или до температуры окружающего воздуха, если газопровод проложен по поверхности), то в таком газопроводе будет происходить конденсация паров воды, то есть будут условия для гидратообразования.

Наличие в потоке газа воды в жидкой фазе – необходимое, но не достаточное условие образования гидратов. Гидраты могут образоваться при определённых давлениях и температурах в зависимости от состава газа.

Мероприятия по предупреждению процессов образования гидратов исходят из известных данных о причинах их образования. Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. На практике наиболее широко применяют следующие методы.

Подогрев газа. Если на всём протяжении газопровода температура газа будет выше температуры точки росы, и, следовательно, свободные капли воды выпадать не будут, то есть не будет условий для образования гидратов. Подогрев газа используют как для предупреждения, так и для ликвидации гидратных пробок.

Понижению точки росы газа способствуют:

– уменьшение давления при транспорте газа, при этом наряду с понижением температур точек росы снижается также температура начала образования гидратов;

– нейтрализация воды, выпадающей в жидкой фазе;

– уменьшение содержания влаги в газе, осушка.

Уменьшение плотности газа извлечением из него тяжёлых углеводородов (С₃+). При этом увеличивается и снижается температура, при которой начинают образовываться гидраты.

Осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.

Применяют несколько способов осушки газа, включая ингибиторы гидратообразования – спирты и электролиты, которыми могут быть метанол (СНзОН), этиленгликоль, разбавленный водой, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, 30 % раствор хлористого кальция и другие. Ингибитор взаимодействует с парами воды и переводит их в раствор.

Количество требуемого реагента для газопровода определяется с учётом условий его работы. В среднем для метанола оно колеблется в пределах 0,1 – 0,25 кг на 1000 м³ транспортируемого газа. Расход ингибитора (g) в кг на 1000м³ газа для ликвидации гидратных отложений в газопроводах определяется по формуле:

g = [(W₁ – W₂) · C]/(C₁ – С₂),

где W₁ и W₂- содержание влаги в газе до и после ввода ингибитора, кг/1000 м³ газа; C₁ и С₂ – массовые концентрации соответственно свежего и отработанного ингибитора.

Оптимальная концентрация ингибитора C₁ вводимого в поток газа, зависит от степени необходимого понижения температуры гидратообразования и количества влаги (воды), выделяющейся из газа. Минимальный расход ингибитора достигается при наивысшей возможной концентрации C₁. Обычно для метанола (СН₃ОН) эта концентрация составляет 93-95 %. Для гликолей допустимая концентрация C₁ определяется в основном двумя факторами: вязкостью гликоля, сильно возрастающей с понижением температуры, и температурой застывания водных растворов. Для хлористого кальция СаС1₂ допустимая концентрация обычно не превышает 30 % масс, так как содержание этого ингибитора выше 30 % не даёт заметного увеличения извлекаемой из газа влаги.

 

 

Отложения парафинов

Как показано в первой главе, содержание парафинов в нефти может колебаться от следовых количеств до 20–28 %. Параметр «содержание парафинов» определяется всегда для характеристики нефтяных систем. Его величина влияет на выбор технологии добычи, сбора, подготовки, промыслового транспорта и может быть решающим фактором в выборе технологий подготовки нефти.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе промыслов, 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 %).

Факторы, влияющие на процесс образования парафиновых отложений. В силу многопараметрической взаимосвязи кристаллизации и формирования отложений парафина до сих пор не выявлены зависимости, позволяющие регулировать этот процесс. Качественные закономерности определяются составом нефти и, в частности содержанием и составом гибридных углеводородов, соотношением в их структуре фрагментов углеводородов различной природы. Например, с увеличением содержания алкановых цепей в гибридных соединениях вероятность образования плотных и прочных парафиновых отложений увеличивается, а в случае преобладания ареновых колец уменьшается. Важным является и количество гетероатомных соединений: чем меньше серы (до 1,4 %), тем выше вероятность образования и роста парафиновых отложений. Содержание асфальтенов, смол, аренов, приводит к образованию плотных, рыхлых, вязких асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). При изучении состава отложений с рабочей поверхности нефтепромыслового оборудования сталкиваются в основном именно со сложными смесями, содержащими твердые парафины, смолы, асфальтены, механические примеси, нефть и практически не встречаются отложения чистого парафина. Такие отложения сложного состава принято называть АСПО. В этом разделе будут рассмотрены закономерности образования АСПО, методы предотвращения их образования и удаления.

Компонентный состав нефти играет основополагающую роль в формировании АСПО. От него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину. В нефтях парафинового основания содержание твёрдого парафина значительно. Нефти, в составе которых преобладают соединения метанового ряда, даже мри малом содержании высокомолекулярных соединений, образуют плотные отложения. Чем больше выход светлых фракций, выкипающих до 350 ^оС, тем больше выпадет парафина. Легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями более тяжелыми и вязкими. Нефти с высоким содержанием углеводородов нафтенового и ароматического рядов менее склонны к формированию прочных парафиновых отложений.

Асфальтосмолистые вещества нефти (АСВ) обладают дифильностью, парамагнитными свойствами. В зависимости от природы поверхности материала труб и промыслового оборудования, они способны определённым образом ориентироваться и взаимодействовать с ней, формируя при этом асфальтосмолистую подложку для отложения парафинов. Подложка имеет развитую шероховатость и играет роль фундамента для формирования и роста парафиновых отложений. При малом содержании АСВ отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками.

Асфальтены способны сами формировать плотные осадки. В присутствии смол этот процесс усиливается. Парафин выполняет функцию основного строительного материала отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами.

Механизм формирования АСПО на поверхности противоречивый в силу сложности самих нефтяных систем. Считается, что отложения образуются вследствие движения, как молекул, так и взвешенных в нефти микрокристаллов парафина в направлении, перпендикулярном к направлению потока за счёт боковой когезии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твёрдых отложений происходит их прилипание и выведение из потока жидкости. При этом может происходить захват минеральных взвешенных частиц.

В механизме образования и роста парафиновых отложений особая роль отводится транспорту частиц к поверхности. Под воздействием более холодной окружающей среды на стенке трубопровода возникает радиальный температурный градиент, который приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. Под действием молекулярной диффузии происходит движение частиц парафина к стенке трубы, скорость роста которых определяется уравнением диффузии Фика: количество вещества, диффундирующего через слой в единицу времени (d M), пропорционально площади слоя (d S), перпендикулярной направлению диффузионного потока, и градиенту концентраций в направлении диффузии:

где знак минус указывает на то, что диффузия вещества идёт в направлении уменьшения концентрации.

Температурный фактор (градиент температуры) является определяющим в процессе формирования и роста АСПО. Если температура стенки трубы ниже температуры кристаллизации парафина, в потоке нефти будут интенсивно зарождаться кристаллы парафина, формироваться твёрдая фаза нефтяной системы. Необходимые температурные условия возникают, прежде всего, на внутренней стенке трубы. С увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает.

Свойства поверхности определяют прочность сцепления парафиновых отложений. При прочих равных условиях интенсивность па-рафинизации поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с АСПО обладают поверхности материалов с высокой полярностью, имеющие гидрофильную природу. Самая низкая сцепляемость у стекла, фторопласта, самая высокая – у полиэтилена.

Гидрофильные материалы, к которым относятся поверхности всех марок сталей, хорошо сопротивляются формированию АСПО. Шероховатости на поверхности стальных труб интенсифицируют процессы перемешивания, выделения газа и парафина, особенно при турбулентном режиме. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинивания. Только на начальной стадии процесса отложения парафина фактор "качество обработки стальных поверхностей" имеет влияние. После образования слоя отложений небольшой толщины, скорость накопления уже не зависит от чистоты обработки поверхности. Хотя этот фактор имеет место в процессе удаления парафиновых отложений. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности степень сцепления их с парафиновыми отложениями ослабевает, и смыв последних будет проходить при меньших скоростях потока.

Давление оказывает косвенное влияние. Для зон начала образования отложений характерен широкий диапазон (5-10 MПa) изменения давлений. При давлениях ниже давления насыщения нефти газом наблюдается падение температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объёма растворённого в нефти газа, содержание которого существенно влияет на растворимость парафина в нефти. При давлениях выше давления насыщения нефти газом температура начала кристаллизации парафинов возрастает с увеличением давления.

Газовый фактор не является основным параметром, определяющим начало формирования парафиновых отложений. В некоторых скважинах процесс накопления отложений парафинов начинается при давлениях, значительно превышающих давление насыщения нефти газом. Величина его интенсифицирует процесс.

С увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления отложений сначала растёт, вследствие увеличения массопереноса достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать. Такая закономерность объясняется способностью нефти с возрастанием скорости её течения лучше удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии. Кроме того, с увеличением скорости потока возрастает вероятность отрыва и смыва отложившегося парафина с поверхности из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью труб.

Некоторые исследователи считают, что максимальную интенсивность парафиновых образований следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.

Увеличение степени обводнённости нефти в потоке приводит к снижению интенсивности отложения парафина вследствие:

– увеличения суммарной теплоёмкости (теплоёмкость воды выше, чем теплоемкость нефти), приводящей к повышению температуры потока;

– изменения характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой.

С течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность процесса наблюдается в начальный период, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю окружающую среду, вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых они формируются. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды, а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, менее тугоплавкие. В зависимости от термобарических условий состав парафиновых отложений даже в одной скважине может быть весьма разнообразен. Различаются они по и содержанию асфальтенов, смол, церезинов и твёрдых гетероатомных соединений.

Характерной особенностью отложений является неравномерное распределение парафина в их массе 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 и характеризуются следующим составом (%):

– парафины и гибридные углеводороды 10–75;

– асфальтены 2–5;

– смолы 11–30;

– связанная нефть до 60;

– механические примеси 1–5.

Вынос из пласта большого количества глинистых материалов может интенсифицировать процесс выделения парафина, поскольку они обладают гидрофильными свойствами и могут выполнять роль центров кристаллизации парафинов.

Температурный градиент является определяющим фактором в процессе выпадения парафина из нефти. Снижение температуры потока происходит вследствие отдачи тепла в окружающую среду и дегазации нефти по длине труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23–37 %. То есть основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. 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 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 запарафинивания сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок запарафинивания.

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 по всей длине. Однако зона интенсивных АСПО не распространяется далее 200–300 м, что необходимо учитывать при осуществлении мероприятий по борьбе с отложениями.

Процесс выпадения парафина в трубопроводах, при прочих равных условиях, определяется двумя факторами: температурой и скоростью движения потока. Уменьшение температуры потока приводит к росту отложений парафина. Увеличение скорости потока приводит к увеличению зоны запарафинивания трубопровода и перемещению зоны максимальных отложений от устья по длине выкидных линий.

Экспериментально установлено, что рост отложений парафина прекращается при достижении определенной скорости потока. Поэтому, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путём некоторого уменьшения диаметра выкидных линий.

Методы борьбы с отложениями парафинов. Методы борьбы с отложениями парафина включают механические, тепловые и химические.

Действие тепловых и механических методов направлено на удаление образовавшихся отложений. Действие химических методов направлено как на удаление отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций ПАВ, так и на предотвращение отложения парафина путем введения в систему химпродуктов, ингибирующих процесс – ингибиторов АСПО.

На практике применяются методы, которые дополняют друг друга. Так, до введения ингибиторов необходимо тщательно очистить от АСПО выкидные линии с помощью растворителей.

Выбор химических реагентов производится на основе экспериментальных исследований, исходя из состава нефти, АСПО, гидро- и термодинамических условий формирования отложений.

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; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу, диспергируя основную массу АСПО, снижают прочность отложений вплоть до разрушения.

Эффективным способом удаления АСПО является использование растворителей, объёмы которых определяются количеством парафина, его составом и растворимостью. Растворимость парафина (К, кг/кг) зависит от его температур плавления (t _пл), растворения (t _pп), кипения растворителя (t _кp) и описывается соотношением:

ln K = – 0,133(t _пл – t _рп) – 0,00586 t _кр + 7,4673.

В основе технологии применения реагентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмулыирующее, пенообразующее действие. Обычно используют водный раствор таких реагентов, нагретый до температуры плавления АСПО, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения растворителей основана на растворении и диспергировании парафиновых отложений при температуре ниже температуры их плавления. Обработку проводят периодически. Для этих целей используются различного рода растворители – отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензольная фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др.

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.

Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике химические методы удаления АСПО часто сочетаются с тепловым и механическим воздействием. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления АСПО

Особых ограничений для применения методов удаления АСПО нет. Однако при использовании такого комплексного подхода необходима осторожность. Интенсивное удаление отложений может вызвать их срыв и образование парафиновых пробок в трубопроводе. Объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью легких растворителей при обычных температурах, а затем для более полного удаления АСПО при повышенных (60-70 ^оС).

Предотвращение образования АСПО осуществляется разнообразными композициями химических веществ (ингибиторами), существенно различающимися по механизму воздействия на АСПО: адгезионного, смачивающего, гидрофилизирующего, модифицирующего, депрессорного, моющего действия.

Композиции ПАВ влияют на природу поверхности оборудования и диспергируют АСПО. При постоянной дозировке их в скважину на поверхности труб создается гидрофильная пленка из полимерного высокомолекулярного полярного адсорбента, препятствующая формированию на ней отложений. Адсорбент играет роль смазки для слабо полярной парафиновой составляющей нефти, что обеспечивает сокращение отложений на поверхности оборудования. Одновременно такой реагент оказывает действие на твердую фазу, диспергируя парафины и АСВ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течении определенного времени. К недостаткам следует отнести: периодические остановки скважин, смыв парафинового слоя со стенок водонефтяным потоком, загрязнение оборудования реагентом.

Модификаторы влияют на кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Технология их применения основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Депрессанты предотвращают рост кристаллов парафинов и образование структур с плотной упаковкой.

Ингибиторы моющего типа оказывают следующие действие:

– растворяясь в нефти непосредственно или через контакт фаз "вода-ингибитор-нефть" алкановые блоки или молекулы ПАВ внедряются в АСПО в момент фазового перехода их в твёрдое состояние и сокристаллизуются с ними;

– их полярные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде или в нефти;

– ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;

– полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов, размеры частиц АСПО;

– двигаясь с потоком, ингибиторы поддерживают парафины и АСВ в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок труб.

Технологии использования ингибиторов моющего действия предусматривают диспергирование и смыв зародышей кристаллов парафинов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

На практике предупреждение образования АСПО осуществляют комплексно, объединяя технологические методы: добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме, поддержание пластового давления выше давления начала насыщения; термические: путевой подогрев нефти, теплоизоляция трубопроводов, физические (электромагнитное поле, ультразвук) и химические (растворители, ингибиторы, ПАВ)

Каждый способ в условиях промысла имеет свою область эффективного применения. Выбор способа во многом зависит от геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти, а также от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и пр.

С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ.

 

 

Отложение солей

 

При добыче, сборе и внутрипромысловом транспорте продукции скважин вследствие изменения термобарических условий, сопровождающегося смещением химического равновесия и изменением произведения растворимости солей, наблюдается образование твердых осадков минеральных солей. В процессе движения жидкости эти осадки отлагаются на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, снижая их производительность и пропускную способность. Наиболее часто встречаются отложения карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлорида натрия.

Все солевые осадки имеют кристаллическую структуру от крупных четко выраженных кристаллов до плотных, камнеобразных осадков, сложенных микрокристаллами.

Причины образования солеотложений. Основное условие образования твердых частиц в жидкости — это образование перенасыщенного раствора, когда концентрация солеобразующих ионов достигает значений равных или превышающих произведение растворимости данной соли. Причинами образования таких растворов в нефтепромысловом оборудовании служат следующие процессы:

1) испарение;

2) смешение несовместимых вод;

3) растворение горных пород и газов;

4) изменение термобарических условий;

5) дегазация воды;

6) изменение общей минерализации воды.

Проявление этих причин зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки, и по-разному сказывается на образовании различных солей. Так, сульфаты образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой. Главные причины осаждения хлорида натрия — испарение воды, снижение температуры, растворение галитовых толщ пород-коллекторов.

Под механизмом образования солеотложений следует понимать комплекс процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования. При этом наибольший интерес представляет исследование способов закрепления солевых частиц

Ход фазовых превращений определяется областью существования перенасыщенного раствора, который отличается от насыщенного нестабильностью, он может оставаться в однофазном состоянии и не образовывать кристаллов только в течение некоторого ограниченного времени, называемого индукционным периодом кристаллизации. В течение индукционного периода раствор устойчив до тех пор, пока не образуется определенное количество твердой фазы. Это состояние перенасыщенных растворов называют метастабильным. Дальнейшее образование твердой фазы делает растворы неустойчивыми при бесконечно малых внутренних термобарических и динамических возмущениях. Такое состояние пересыщенного раствора называют предельным, оно соответствует мгновенному самопроизвольному зарождению кристаллов.

Массовая кристаллизация представляет собой совокупность процессов перенасыщения водно-солевых растворов, зародышеобразования, роста кристаллов и перекристаллизации. Последние три процесса протекают либо поочередно, либо одновременно. На процесс осадконакопления влияют скорость и степень турбулизации потока, состояние поверхности труб.

Борьба с солеотложенями заключается в предупреждении их образования, либо – в удалении уже сформировавшихся отложений.

Различают следующие способы предупреждения образования отложений солей: технологические; химические;