Лекция 10.
Борьба с осложнениями в
трубопроводах. Трубопроводная арматура и конт-рольно-измерительные приборы. Борьба с солеотложением, парафиноотложением и
коррозией трубопроводов.
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.
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
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.
Срок службы и
надежность работы промысловых трубопроводов во многом определяется степенью их
защиты от их постепенного самопроизвольного разрушения вследствие их
взаимодействия с внешней и внутренней средой, называемого коррозией.
Трубопроводы на
месторождении подвергаются трем видам коррозии: атмосферной, почвенной и
внутренней.
Атмосферная коррозия -
это обычное ржавление труб, уложенных на поверхности земли и ее легко устранить
путем нанесения на поверхность труб масляных красок или лаков.
Почвенная коррозия
наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Интенсивность
почвенной коррозии зависит от химического состава почвы, ее влажности,
химического состава и неоднородности металла.
Внутренняя коррозия стенок труб возникает вследствие
контакта с кислыми или щелочными жидкостями.
По характеру
взаимодействия металла труб со средой различают два типа коррозии: химическую и
электрохимическую.
Химической коррозией называется процесс разрушения всей
поверхности металла при его контакте с химически агрессивным агентом, при этом
он не сопровождается возникновением и прохождением по металлу электрического
тока. Примером химической коррозии может служить разрушение внутренней
поверхности резервуара или трубопровода при хранении или перекачке сернистых
нефтей, которые при контакте с металлом
приводят к его разрушению.
Электрохимическая коррозия
- это процесс разрушения металла, сопровождающийся образованием и
прохождением электрического тока. При электрохимической коррозии в отличие от
химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а местное повреждение в виде пятен, раковин и каверн
иногда большой глубины.
Защита
трубопроводов и резервуаров от коррозии делится на пассивную и активную.
Пассивная
защита сводится к изоляции поверхности трубопровода изолирующими покрытиями, в
качестве которых используют битумные покрытия и покрытия из полиэтиленовых
или поливинилхлоридных лент. Битумные
покрытия наносятся слоями на сухую, очищенную
до металлического блеска поверхность труб, затем трубы покрывают
гидроизоляцией. Со временем битумные покрытия теряют свои защитные свойства.
Полимерные покрытия по сравнению с битумными
имеют следующие преимущества: они
технологичны и экономичны - трудоемкость нанесения их в 2 - 4 раза, а
материалоемкость в 8 -10 раз меньше, чем битумных; имеют высокие прочностные
свойства в сочетании с химической стойкостью. Однако они еще недостаточно
изучены в условиях длительной
эксплуатации. Полимерные покрытия применяются в виде липкой ленты, которую
наносят на предварительно очищенный и загрунтованный специальными машинами
трубопровод.
Внешняя защита от
коррозии не может оставаться эффективной на весь период эксплуатации
трубопровода, поэтому через некоторое время (5 - 8 лет), а при наличии
блуждающих токов уже через 2 - 3 года сооружают катодную или протекторную
(активную) защиту трубопровода.
Катодная защита заключается в создании отрицательного потенциала
на поверхности трубопровода, благодаря чему предотвращаются утечки
электрического тока из трубы, сопровождающиеся коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу подключают
отрицательный полюс источника
постоянного тока, а положительный - к специально проложенному
металлическому заземлителю - аноду. При прохождении электрического тока через
анод, почву, поврежденную изоляцию трубопровода и, возвращении его через
специальный дренаж к минусовой клемме источника тока, трубопровод превращается
в катод и не подвергается коррозии, а разрушается анод, который для этого и
предназначается. Станция катодной защиты представляет собой устройство,
состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменного тока в
постоянный, контрольных и регулирующих приборов и подсоединительных кабелей. В
качестве анодных заземлителей применяются
железокремнистые и графитированные электроды. Расстояние между
трубопроводом и анодом принимают 100 -
Протекторная защита
применяется для защиты трубопроводов и
резервуарных парков, когда не применяется катодная защита из-за отсутствия
источников постоянного тока. Она основана на тех же принципах, что и катодная
защита, но с той лишь разницей, что ток, необходимый для защиты создается не станцией
катодной защиты, а самим протектором, имеющим более низкий электрический
потенциал, чем защищаемый объект. В
качестве протекторов применяют магний, рафинированный цинк, алюминий.
Протекторы зарывают в землю параллельно трубопроводу и соединяют с трубопроводом
изолированным проводником, получая по сути гальванический элемент. При
возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы
превращаются в разрушаемые аноды, в результате чего трубопровод предохраняется
от коррозии.
Преимущества
протекторной защиты: отпадает необходимость в сооружении станций катодной
защиты, простота схемы, отсутствие эксплуатационных затрат.
К недостаткам следует
отнести необходимость расходования цветных металлов, т.е. сравнительно большие
капитальные затраты.
Защита трубопроводов от
внутренней коррозии проводится путем
применения различных лаков, эпоксидных смол и
ингибиторов. В настоящее время бесспорно приоритетным является
применение ингибиторов коррозии, способным создавать барьер между коррозионной
средой и металлом. Применение их технически и экономически оправдано как при
сероводородной и углекислотной коррозии, так и при других видах внутреннего
коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования. Следует обратить
внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для конкретных
условий эксплуатации, от этого в значительной мере зависят эффективность и
экономичность.
Эффективность
ингибиторов выражает величину защитного эффекта, характеризующую изменение
скорости коррозии в присутствии ингибитора и без него. Эффективность
применяемых ныне ингибиторов составляет
в среднем 92 - 98 %.
В зависимости от
назначения всю арматуру трубопроводов делят на группы:
- запорная;
- предохранительная;
- регулирующая.
Запорная арматура предназначена для
периодических герметичных отключений аппаратуры, приборов или отдельных
участков трубопроводов.
К запорной арматуре
относятся краны, задвижки и вентили. Номенклатура запорной арматуры весьма
обширна.
Краны применяются, как
правило, в трубопроводах низкого давления. Запорный орган выполняется в виде
усеченного конуса, при повороте которого на 900 полностью
закрывается или открывается проходное сечение. Верхние концы пробок выполняют
квадратными (под ключ) и имеют риску, указывающую на открытие
или закрытие трубы. Предусмотрен поворот пробки на 900. Затворы
кранов могут быть как коническими, так и сферическими (такие краны называют
шаровыми). В большинстве кранов поверхность контакта пробки и седла должна
смазываться. Для этого предусматривается принудительная подача смазки на
трущиеся поверхности. В системе трубопроводов, транспортирующих нефть, газ и
воду широко используют стальные и чугунные задвижки различных диаметров с
ручным и дистанционным управлением, применяют клиновые и параллельные (прямоточные)
задвижки с неподвижным и выдвижным шпинделем. Установка задвижек осуществляется
с помощью фланцевых соединений. В клиновых задвижках затворный элемент - плашки
- в процессе открытия или закрытия задвижки перемещается в направлении, перпендикулярном
потоку жидкости или газа.Вентили применяют в основном для присоединения
контрольно - измерительных приборов, на продувочных линиях, на трубопроводах
для реагентов.
В системах сбора,
подготовки и транспортировки нефтяного газа применяют обычно предохранительные
и регулирующие клапаны.
Предохранительные
клапаны предназначены для частичного выпуска
среды из трубопроводов, сосудов и аппаратов при повышении давления сверх
установленной величины или до величины, угрожающей прочности системы их
устанавливают на каждом аппарате, работающем под давлением выше 0,07 МПа.
Обратные клапаны предназначены для автоматического перекрытия
внутренней полости трубопроводов с целью предотвращения движения
транспортируемого продукта в направлении, противоположном заданному.
Регулирующая арматура предназначена для автоматического изменения и
поддержания величин параметров
технологического процесса в заданных пределах. В нефтяной промышленности
применяют в основном регуляторы давления и регуляторы уровня жидкости.
Регуляторы давления могут быть в исполнении «до себя» и «после себя», то есть
поддерживают заданное давления до или после места своей установки.
Регуляторы уровня подразделяются
на механические -поплавок непосредственно воздействует на запорное устройство и
пневматические - воздействие поплавка на запорное устройство осуществляется
через пневмореле.
Пневматические регуляторы, в свою очередь,
подразделяются на камерные (поплавок расположен в отдельной камере) и фланцевые
(поплавок расположен внутри аппарата). В последние годы широкое применение
получили регуляторы уровня типа «гамма - реле», принцип действия которых
основан на регистрации изменения интенсивности потока гамма - излучений
вследствие ослабления или поглощения их продуктом, находящимся на пути потока.
Гамма- реле бывает одно- и двух канальное, которое может регулировать
одновременно два уровня (например, на разделах фаз «нефть - вода» и «нефть -
газ»). Поток гамма-излучений регистрируется датчиком, в котором излучения
преобразуются в электрические импульсы, которые
усиливаются и передаются на исполнительный клапан.
Контрольно-измерительные приборы
(КИП) служат для контроля за величиной давления, температуры и для измерения
расходов жидкости и газа.
Для измерения температуры
применяют термометры, принцип действия всех термометров основан на
изменении физического параметра вещества, помещенного в термометр, от
температуры. Если таким параметром служат:
*
объем вещества - приборы
называют термометрами расширения;
*
давление в замкнутом сосуде -
манометрическими термометрами;
*
электрическое сопротивление -
термометрами сопротивления, термоэлектродвижущая сила (э.д.с.) -
термоэлектрическими пирометрами;
*
лучеиспускательная способность -
термометрами излучения.
Термометры расширения бывают
спиртовые (для низких температур) и ртутные (для высоких температур). Пределы
измерения термометров расширения от - 100 до 650 0С.
Манометрические термометры
измеряют температуру в пределах от - 60 до 400 0С. Термобаллон
заполняют азотом, спиртом, ртутью, насыщенными парами низкокипящей жидкости.
Термометры сопротивления измеряют
температуру в пределах от - 50 до 650 0С. В зависимости от материала
чувствительного элемента различают платиновые и медные. В качестве вторичных
приборов применяют милливольтметры, мосты.
Термоэлектрические пирометры
могут измерять температуру в пределах от - 50 до 2500 0С.
Конструктивно они аналогичны термометрам сопротивления а в качестве
чувствительного элемента применяют термопару, образующую в комплекте с
вторичным прибором электрическую цепь, в которой возникает т.э.д.с. за счет
диффузии свободных электронов из одного проводника в другой.
Пирометры излучения
различаются по принципу действия на оптические (сравнивают яркость
свечения тела с электрической лампочкой) и радиационные (тепловое излучение
преобразуется в т.э.д.с. при помощи термопары). Пирометры применяют только для
измерения высоких температур раскаленных тел.
Для
измерения избыточного давления
используют манометры, вакуума - вакуумметры, перепада давлений -
дифференциальные манометры. Устройство манометров и вакуумметров аналогичное.
Отличие состоит в том, что в манометрах нулевая отметка на шкале помещена
слева, а в вакуумметрах - справа. Чувствительным элементом в манометрах
является трубчатая пружина, которая под действием избыточного давления раскручивается
и ее перемещение передается на перо или стрелку. Манометры бывают технические,
контрольные и образцовые. Дифференциальные манометры применяют в основном для
измерения расхода газа.
Осн: 1[96-110].
Доп: 2[60-70, 86-90].
Контрольные вопросы:
1.
Назовите методы борьбы с отложениями парафина.
2.
Перечислите методы борьбы с отложениями солей в трубопроводах.
3.
Как образуется пульсация и как она влияет на работу трубопроводов?
4.
Какие способы предотвращения
опасных пульсаций вы знаете?
5. Виды коррозии трубопроводов.
6. Что понимают под пассивной и активной защитой трубопроводов от коррозии?
7. Сущность и отличие катодной и протекторной защиты трубопроводов от коррозии.
8. Виды запорной и регулирующей трубопроводной арматуры.
9. Назначение и виды контрольно –измерительных приборов.
