Факторы, влияющие на выбор трубопроводов. Пульсации трубопроводов и методы борьбы с ними.

При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси. После дожимных насосных станций по трубопроводам транспортируются фазы: нефть или водонефтяная эмульсия, газ, иногда вода. Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

Проектную пропускную способность трубопроводов, рассчитанную на перспективную добычу нефти и газа, используют полностью лишь спустя значительное время после сооружения трубопроводов. Таким образом, трубопроводы в течение нескольких лет работают с недогрузкой. В результате технико - экономических расчетов может оказаться более выгодным последовательное строительство трубопроводов малого диаметра по мере увеличения добычи нефти. Замена одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими трубопроводами малого диаметра может быть оправдана при раздельном сборе безводной и обводненной нефти. При наличии коррозии также обосновано применение трубопроводов для раздельного транспорта жидкости и газа, так как при увеличении скорости потока коррозия внутренней поверхности трубопроводов уменьшается. При низкой скорости движения смеси минерализованная вода движется самостоятельной струйкой по нижней образующей трубы, в результате чего там образуются порывы и свищи. С увеличением скорости и турбулизации потока интенсивность коррозии уменьшается, так как агрессивная среда изолируется от стенок, а сами стенки интенсивно смачиваются нефтью. При транспорте нефтегазовых смесей, особенно по пересеченной местности, в трубопроводах большого диаметра может происходить образование газовых пробок, приводящее к пульсации потока.

Целесообразность замены одного трубопровода большого диаметра несколькими трубопроводами меньшего диаметра может быть обусловлена повышением надежности и гибкости системы сбора и транспорта, так как при аварии позволяет производить ремонтные работы без остановки скважин.

Правильный выбор диаметра и числа сборных коллекторов возможен на основе тщательного рассмотрения конкретных условий и технико - экономического анализа.

Пульсация давления неизбежна при совместном транспорте по трубопроводу жидкости и газа. Пульсации давления связаны с образованием по длине трубопровода газовых пробок. Интенсивность пульсаций заметно возрастает с увеличением длины коллекторов до 1500 м, а далее выравнивается. Основной причиной возникновения пульсаций является выделение газа из газожидкостной смеси в подъемных трубах нефтяных скважин и образование газовых пробок, размеры которых увеличиваются по пути движения в выкидных линиях скважин. На пульсацию потока оказывает влияние абсолютное давление в системе сбора - чем оно выше, тем меньше газа выделяется, тем меньше пульсации.

Основными способами предотвращения опасных пульсаций являются:

· поддержание такого режима движения газожидкостного потока, при котором исключается образование пробково - диспергированной структуры потока; это возможно при регулировании давления в трубопроводе на высоком уровне;

· поддержание высокой пропускной способности трубопроводов периодической очисткой их от отложений парафина, солей и механических примесей;

· применение перед сепарационными установками «успокоительных» участков из труб большего диаметра;

· применение концевых делителей фаз и депульсаторов, обеспечивающих расслоенное течение газожидкостной смеси и возможность отбора из трубопроводов до поступления потока в сепарационные установки.

На месторождениях полуострова Мангышлак успешно применяют депульсаторы при газовых факторах от 20 до 120 м³/м³ и выше.

 

Рис. 10.2. Узел предварительного отбора газа (депульсатор).

. 1- конечный участок подводящего коллектора; 2- газосборный коллектор; 3- газоотводящие патрубки; 4- разделительный трубопровод; 5 – газопровод; 6- отвод газа в газосепаратор; 7 – подвижные зонды; 8 – патрубок сброса воды

Применение депульсаторов повышает производительность сепараторов в 1,5 - 2 раза, улучшает качество отделяемого газа и устраняет опасность пульсаций газа.

 

22. Осложнения при эксплуатации трубопроводов. Методы борьбы с отложениями парафина и солей. Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных по территории нефтяных месторождений, происходит по следующим причинам:

- вследствие недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважины на поверхность, оседают в трубопроводе, уменьшая его проходное сечение;

- вследствие выпадения кристаллов парафина, солей и создания твердых осадков, трудно поддающихся разрушению;

- вследствие образования окалины при коррозии внутренней поверхности трубопроводов, особенно при транспортировке пластовых вод.

При сборе и транспортировке парафинистых нефтей особые осложнения вызывают выпадение и отложение парафинов, имеющих состав от С₁₇ Н₃₆ до С₃₆ Н₇₄.

На образование парафиновых отложений на стенках труб влияют следующие факторы:

· состояние внутренней поверхности трубы (шероховатая, гладкая, полированная); шероховатые стенки труб способствуют отложение парафина так как при развитом турбулентном режиме способствует интенсивному перемешиванию потока, а следовательно, выделение газа и парафина у стенок трубы;

· способность нефти растворять парафины - чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафины, тем интенсивнее происходит отложение парафина на стенках труб;

· концентрация парафина в нефти;

· темп снижения давления в потоке нефти - при увеличении перепада давления более интенсивно происходит разгазирование нефти, которое влечет за собой выделение легких компонентов, являющимися растворителем парафина;

· скорость нефтегазового потока - при низких дебитах скважин скорость потока уменьшается - интенсивность отложения парафина увеличивается.

Основные методы борьбы с отложениями парафина:

- применение высоконапорной (0,981 - 1,47 МПа) гермети-зированой системы сбора нефти и газа;

- использование паропередвижных установок (ППУ);

- применение поверхностно - активных веществ (ПАВ) или ингибиторов парафиноотложения, подаваемых на забой или на устье скважины в поток обводненной нефти для предотвращения образования нефтяной эмульсии и торможения роста кристаллов парафина;

- покрытие внутренней поверхности труб различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками для уменьшения шероховатости труб;

- применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти;

- применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии на устье скважины и извлекаемых на групповых установках.

На месторождениях республики Казахстан наиболее широко применяют в настоящее время первые три метода.

Использование ППУ является весьма эффективным методом, хотя и довольно дорогим. Применяются установки ППУА - 1200/100 и ППУА-1600/100. Оборудование установки смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ -250, КрАЗ - 257, КрАЗ- 260. Установка состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насосов, вентилятора высокого давления, привода, кузова, укрытия для цистерны, емкости для топлива, приборов КИП и А и системы трубопроводов (рис.10.1.).

Парогенератор представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котел, предназначенный для превращения воды в пар за счет теплоты при сжигании дизельного топлива в топочном устройстве.

Управление рабочим процессом и контроль за работой установки осуществляют из кабины автомобиля.

 

Рис. 10.1. Промысловая паровая передвижная установка ППУА – 1600/100

1- цистерна для воды;2- укрытие для цистерны; 3 – емкость для топлива; 4 – кузов; 5 – парогенератор; 6 – питательный насос; 7 – вентилятор высокого давления; 8 – топливный насос; 9 – приборы КИП и А; 10 – привод установки; 11 – трубопроводы; 12 – монтажная рама.

В качестве ингибиторов парафиноотложения на месторождениях Казахстана применяют широкий спектр химических веществ.

Обязательным условием проведения ингибиторной защиты является предварительная очистка оборудования от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО).

Для этой цели используются растворители, которые выполняют следующие функции:

* изменяют поверхностные свойства АСПО - снижают силы сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования, при этом частицы удаляются с потоком нефти;

* растворяют массу АСПО (при этом отложения в растворенном состоянии удаляются с растворителем).

Выбор химических реагентов для удаления АСПО и технология их применения должны быть подтверждены опытно - промысловыми испытаниями на месторождении.

Покрытие внутренней поверхности труб лаками, эпоксидными смолами, применение эмалированных и футерованных труб в свое время давало очень хорошие результаты при испытаниях на месторождениях Казахстана, однако из-за высокой стоимости таких труб, этот метод не получил распространения.

На многих нефтяных месторождениях в процессе эксплуатации обводненных скважин наблюдается интенсивное выпадение солей в рабочих органах глубинных насосов, насосно-компрессорных трубах и в выкидных линиях скважин. Выпадение солей наблюдается также в водоводах системы поддержания пластового давления и в трубопроводах, транспортирующих сточные воды.

Основной причиной выпадения солей является нарушение термодинамического равновесия, обусловленное снижением температуры и давления, а в системах ППД - смешение вод, имеющих в своих составах несовместимые соли.

В настоящее время получили распространение следующие методы борьбы с отложением солей - химические и применение пресной воды.

Химические методы борьбы с образованием солей в скважинах применяют в основном при выпадении карбонатных и сульфатных солей (водонерастворимых).

В качестве реагентов применяют главным образом гексаметафосфат натрия (Na РО₃)₆ и триполитриполифосфатнатрия как в чистом виде, так и с добавкой различных присадок. Сущность данного метода заключается в том, что водный раствор гексаметофосфата натрия (0,1 вес. %) образует коллоидный раствор, который не дает осадка солей.

С отложениями солей можно также бороться с помощью растворов соляной кислоты

 

СаСО₃ + 2 НСl = Са Сl₂ + Н₂ О + СО₂ ­

­ ­

соль не раство- соль раство-

ряется в воде ряется в воде

 

Однако, как показывает практика, применение растворов соляной кислоты приводит к коррозии оборудования.

Для борьбы с отложением водорастворимых солей (NaCl, CaCl₂ ) самым эффективным оказался метод подачи в добываемую продукцию скважин пресной воды. Подавать ее можно двумя способами:

- непрерывный подлив на забой скважины;

- периодический подлив в затрубное пространство.

Для осуществления обоих методов на месторождениях должны строиться сети водоснабжения пресной воды и подготовки этой воды. Водоподготовка заключается в химической обработке пресной воды для исключения возможности образования и выпадения нерастворимых солей при взаимодействии пресной воды с пластовой.