В промышленности существует три метода борьбы с отложениями солей.
1. Химический метод. Используется главным образом при выпадении карбонатных либо сульфатных солей (водонерастворимые). В данном методе для выделения солей используют специальные компоненты как в чистом виде, так и с добавлением присадок. В качестве присадки используется гексаметофосфат (NaPO3)6, либо триполифосфат Na3P3O10). Сущность данного метода сводится к тому, что при образовании кристаллов карбонатных солей, они тут же сорбируются из раствора этими компонентами (присадками), в результате чего на поверхности возникает коллоидная оболочка, которая препятствует прилипанию кристаллов солей к поверхности трубопроводов либо других поверхностей. Расход добавок составляет в среднем 0,1% массы на добытую нефть. Также для борьбы с водонерастворимыми солями используются растворы соляной кислоты, которая способна взаимодействовать с солями и приводит к образованию осадков, но данный метод практически не используется, вследствие того, что кислота является коррозионным агентом
2. Физический метод. Основан на использовании магнитного поля. Сущность: при обработке воды магнитным полем создается условие для более быстрого выращивания зародышей кристаллов солей, которые постепенно с течением времени «растут» и на своей поверхности сорбируют ионы солей и в результате выпадают в виде аморфного шлама, который легко удаляется самим потоком
3. Использование пресной воды. Используется для предотвращения образования водорастворимых солей. Является наиболее эффективным и широко используемым методом на установках подготовки нефти. Этот метод применяют в двух вариантах:
a. Непосредственно подлив пресной воды в забой скважины
b. Периодический подлив воды в затрубное пространство скважины.
Первый метод позволяет исключить возможность выпадения солей в скважине и нефтесборной системе благодаря переводу насыщенного раствора солей в ненасыщенный (разбавление) и в результате кристаллы солей не способны образовываться. Второй способ рассчитан на периодическое растворение солей в скважине и сборной системе по мере накопления осадков. Для применения обоих методов на месторождении должны дополнительно строиться сети водоснабжения пресной воды и установки химической её обработки.
Причины образования углеводородных, водяных и гидратных пробок в газопроводах и методы борьбы.
Образование водяных и углеводородных пробок.
При движении нефтяного газа по газосборной системе из-за гидравлических сопротивлений давление и температура как правило понижаются, при этом из газа выделяется углеводородный и водный конденсаты (жидкая фаза). При определенных термодинамических условиях могут образовываться гидратные отложения. Конденсация паров углеводородов и воды происходит за счет снижения температуры газа и засчет отдачи теплоты газа более холодным стенкам трубопровода. В реальных условиях, в первую очередь, образуется водный конденсат (выпадают кристаллики воды), и только потом образуется углеводородный конденсат. Таким образом, в составе углеводородного конденсата будет преобладать легкие фракции, в частности, бензиновая, от С5 и выше.
Образование водного и углеводородного конденсатов имеет множество последствий, одно из которых - пробкообразование и, как следствие, понижение пропускной способности трубопровода. Кроме этого, водный и углеводородный конденсаты в большей степени могут образовываться на стадии сепарации, то есть отделения газа от жидкости, который сопровождается уносом капельной жидкости.
Образование в газопроводах гидратных пробок.
Гидраты нефтяных и природных газов представляют собой кристаллические соединения, характеризующиеся строго определенной структурой. Они способны образовываться только в контакте газа с капельной водой. Гидраты обладают плотностью <1. По цвету светло-желтого оттенка, по структуре напоминают рыхлый снег. Гидраты углеводородных газов являются типичными представителями так называемых смешанных гидратов, в которых гидратообразователями являются не отдельные индивидуальные углеводороды, а их смеси. Для определения возможного места образования гидратов и их количество, необходимо знать следующие условия:
1. Состав транспортируемого газа
2. Плотность газа в рабочих условиях (т.е. при транспортировке)
3. Изменение температуры и давления в газосепараторах, если они используются
4. Изменение влагосодержания газа в зависимости от изменения температуры и давления в начале и конце газопровода (перепад давления).
Конденсация паров воды и начало образования гидратов зависят от:
1) компонентного состава транспортируемого газа
2) темпа падения температуры и давления в газопроводе от начального до кнечного участков
3) расхода газа и теплофизических свойств пород, окружающих газопровод
4) теплоемкости транспортируемого газа
5) наличия или отсутствия теплоизоляции на газопроводе
Поэтому на практике точное определение возможного места образования гидратов (гидратных пробок), как правило, вызывает большие трудности.
Предупреждение образования и устранение гидратных пробок.
Все существующие способы борьбы с гидратными отложениями можно разделить на две группы:
1) непосредственно предупреждение образования гидратов
2) устранение в газопроводах образовавшихся гидратов
В газосборных сетях могут использоваться следующие способы предупреждения и ликвидации гидратных отложений:
1. Осушка газа высококонцентрированными сорбентами (концентрация до 98%, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль). Эти вещества способны поглощать капельки воды из газа.
2. Поддержание температуры газа в газопроводе выше температуры гидратообразования. Этот способ является экономически невыгодным и применяется крайне редко.
3. Введение в газовые смеси различных ингибиторов гидратообразования, которые способствуют поглощению капелек воды из газа и переводят их в растворы, не образующих гидраты (метанол)
4. Используется снижение давления газа за образовавшейся гидратной пробкой ниже равновесного давления образования гидратов. Этот способ позволяет механически и постепенно разрушить образовавшиеся гидраты, используется при аварийной закупорке газопроводов, однако, этот метод дорогой.
Из всех этих методов наиболее предпочтительный является 1 метод (осушка газа), который осуществляется на специальных установках.
Сепарация нефти от газа
В процессе подъема нефти из пласта и транспорта ее до ЦППН постепенно снижается давление, и газ выделяется из нефти. Объем газа по мере снижения давления увеличивается, и поток нефти будет двухфазным или нефтегазовым. В случае расслоения воды и нефти поток может быть трёхфазным.
Объём газа при нормальных условиях обычно в несколько десятков раз больше объёма жидкости, поэтому совместный транспорт нефти и газа осуществляют под давлением на экономически целесообразные расстояния (до ДНС), а затем выделившийся при данных условиях газ отделяют и транспортируют отдельно.
Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором это происходит, называется нефтегазовым сепаратором, или двухфазным сепаратором. Если в сепараторе производится ещё и отделение пластовой воды – это трёхфазный сепаратор.
Все групповые замерные установки (ГЗУ) оснащены нефтегазовыми сепараторами с целью раздельного измерения дебита по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются в один поток и под собственным давлением поступают на ДНС.
Отвод отсепарированного газа осуществляется на ДНС и УПН ступенчато, постепенно, с понижением давления. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение газа происходит в концевых сепараторах или резервуарах при давлении, близким к атмосферному. Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Но при этом увеличиваются капитальные затраты.
Первую ступень сепарации осуществляют на ДНС при давлении 0,6 МПа. Сепараторы на первой ступени называются сепараторами высокого давления. В них отделяется в основном метан и этан – это так называемый сухой газ. Он может транспортироваться на ГПЗ под собственным давлением без дополнительного сжатия компрессорами.
Следующие ступени сепарации осуществляются на УПН в сепараторах среднего и низкого давления. Обычно достаточно трёх ступеней сепарации. Количество ступеней и давление сепарации определяется с учётом энергии пласта, физико-химических свойств нефти и схемы подготовки нефти.
В общем случае, необходимый диаметр и объём сепаратора с уменьшением давления увеличиваются, так как при этом увеличивается объём газа.
Конструктивно сепараторы бывают вертикальные и горизонтальные. Все сепараторы состоят условно из четырёх секций:
1. Основная сепарационная секция – это зона, куда непосредственно поступает нефть из узла ввода сырья. Здесь происходит отделение основной массы газа от нефти. В этой секции необходимо быстро отделить газ, удалить основную массу жидкости и извлечь крупные капли из газового потока. На это влияет способ ввода сырья (радиальный; тангенциальный) и использование насадок – диспергаторов.
2. Осадительная секция, предназначенная для дополнительного отделения пузырьков газа из нефти. Для этого нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям с большой площадью поверхности испарения.
3. Секция сбора дегазированной нефти. Обычно располагается в нижней части аппарата.
4. Каплеуловительная секция, служащая для улавливания мельчайших капелек нефти, уносимых потоком газа. Располагается в верхней части аппарата.
Вертикальные сепараторы
Вертикальные сепараторы (старое название трапы) имеют меньшую производительность по газу и жидкости, но позволяют проще удалять из аппарата механические примеси. В них легче осуществляется регулирование уровня жидкости, очистка от отложений твёрдого парафина. Вертикальные сепараторы занимают меньшую площадь, обеспечивают более высокую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне нагрузок.
На рис. 1 приведена принципиальная схема вертикального сепаратора.
Рис. 1. Схема вертикального сепаратора:
I – нефтегазовая смесь; II – дегазированная нефть; III – газ; IV – механические примеси; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – наклонные полки; 4 – секция сбора нефти; 5 – штуцер вывода нефти; 6 – штуцер вывода мехпримесей; 7 – жалюзийный каплеуловитель; 8 – дренажная труба; 9 – штуцер вывода газа
Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1,6 м. Нефтегазовая смесь (рис. 1) под давлением поступает через штуцер 1 к раздаточному коллектору 2, из которого смесь попадает на наклонные полки 3, увеличивающие время стекания нефти и создающие большую площадь выделения пузырьков газа.
Дегазированная нефть стекает в секцию 4, где происходит отделение механических примесей. Нефть выводится через штуцер 5, механические примеси (песок, грязь и т.д.) – через штуцер 6.
Основной поток газа вместе с мельчайшими капельками нефти поднимается вверх и поступает в жалюзийный каплеуловитель 7, в котором происходит «захват» (прилипание) капелек жидкости. Уловленная жидкость затем стекает плёнкой по дренажной трубе 8 в секцию 4. Газ через штуцер 9 выводится из сепаратора.
На рис. 2 показана схема ввода сырья в сепаратор. Нефтегазовая смесь через штуцер 1 поступает в раздаточный коллектор 2 в виде горизонтальной глухой трубы со щелевым выходом внизу. Через эту щель смесь поступает на наклонную полку по всей её ширине.
Рис. 2. Схема узла ввода сырья в сепаратор:
I – нефтегазовая смесь; 1 – штуцер ввода сырья;
2 – раздаточный коллектор; 3 – щель для выхода
нефтегазовой смеси; 4 – корпус сепаратора
Недостатками вертикальных сепараторов являются меньшая производительность по сравнению с горизонтальными сепараторами при одном и том же диаметре, более низкая эффективность сепарации и меньшая устойчивость процесса сепарации для пульсирующих потоков.