95134

Подогрев нефти. Типы теплообменников

Доклад

География, геология и геодезия

Исследования и наблюдения проведенные на большом числе месторождений показали что при прочих равных условиях прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет. Это ставит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма протекающих процессов так и в разработке эффективных методов...

Русский

2015-09-20

33.81 KB

6 чел.

  1.  Подогрев нефти. Типы теплообменников

При движении в трубопроводе нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. В большинстве случаях при добыче нефти образуются эмульсии типа «вода в нефти». Отличительной особенностью их является то, что вода в виде мельчайших капелек располагается внутри нефти. Способы разрушения нефтяных эмульсий на промыслах заключаются в воздействии на защитную оболочку капли воды, приводящем к уменьшению прочности этой оболочки и к слиянию капелек воды.

К основным из этих способов относятся:

а) подогрев эмульсии;

б) ввод в нее деэмульгаторов;

в) применение электрического поля и др.

Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют в качестве устьевых подогревателей блочную газовую печь типа УН-0,2 и подогреватели нефти типа ПТТ-0,2, а для подогрева продукции скважин в нефтегазосборных коллекторах – путевые подогреватели типа ПП-0,4, ПП-0, 63 и ПП-1,6, а также трубопроводные обогреватели типа ПТ. Путевые подогреватели типа ПП-0,4, ПП-0, 63 и ПП-1,6 представляют собой печи блочные с водяным теплоносителем. Они состоят из цилиндрической горизонтальной ёмкости 15 с трубным змеевиком 17 и топочного устройства, включающего газовую горелку 12 с запальником, жаровую трубу 16 и дымовую трубу 8. Межтрубное пространство ёмкости 15 заполнено теплоносителем, в качестве которого используют воду иливводный раствор диэтилгликоля. Ёмкость установлена на основании 19 сварной конструкции.

На её наружной поверхности размещены патрубки подвода и отвода нефти или нефтяной эмульсии 1и 2, ртутный термометр 3, лестница 4, патрубки для подвода 5 и отвода 18 воды, расширительный бачок 6, опора дымовой трубы для её установки в транспортное положение, продувная свеча 9, указатель уровня 10, ограждение 11, газовый коллектор 13 с кожухом 14. Теплота, выделяемая при сгорании газа в жаровой трубе, расположенной внутри ёмкости 15, подогревает нефть или нефтяную эмульсию, прокачиваемую по трубному змеевику. Путевые подогреватели ПП-0,4 и ПП-0,63 оборудованы одним топочным устройством и одним трубным змеевиком, а путевой подогреватель ПП-1,6 оборудован двумя топочными устройствами, Расположенными на двух днищах, и двумя трубными змеевиками, соединенными последовательно. Путевые подогреватели оснащены приборами контроля и автоматического регулирования – техническими термометрами, электроконтактными термометрами, манометрами, указателем уровня, регулятором температуры и регулятором давления. Путевой подогреватель типа ПП-1,6 оснащены также системой автоматики «Сигнал», состоящей изсигнализатора пламени «Пламя 1» и блока автоматики безопасности УАБ, электроимпульсного запальника и отключающегося клапана. Подогреватель трубопроводный ПТ-160/100 М представляет собой трубчатую радиально-конвективную печь, состоящую из совмещенной камеры, выполненной в виде цилиндрической ёмкости 6 и установленных на данном основании 12 сварной конструкции и калорифера, выполненного из труб с продольным оребрением 10, расположенных над пламераспределителем 11, и труб с витым оребрением 8. Опорой для калорифера служит решетка 16. Радиально-конвективная камера снаружи окружена обтекателем 15, предназначенным для создания системы вентиляции, а также для теплоизоляции. Топливный газ поступает в обогреваемый шкаф 4, внутри которого находится топливная обвязка 5 с приборами контроля и автоматики. На газо-воздушном коллекторе 7, подводящем газ к пламераспределителю 11, установлен пламепреградитель 9, исключающий проникновение пламени в топливный шкаф. Приготовленная в инжекторных горелках смесь поступает  пламераспределитель, на выходе отверстия которого она сгорает. Тепло передается через трубы калорифера продукции. Дымовые газы выходят через дымовые трубы 1, закрепленные растяжками 2. В нижней части дымовых труб расположены дымовые отсекатели 3, предназначенные для более полного использования тепла уходящих дымовых газов при обогреве топливного шкафа 4. Для повышения безопасности и дополнительного подсоса воздуха, необходимого для горения, в радиально-конвективной камере предусмотрены взрывные окна, снабженные щелевыми кассетами 13. В обтекателе 15 имеется окно 14 для переносного запальника и наблюдения за процессом горения. Подогреватель оснащен приборами контроля и автоматического регулирования основных параметров, сигнализации о состоянии установки. Температура нагрева не должна превышать температуру разложения деэмульгатора, вводимого в трубопровод для разрушения нефтяной эмульсии.

2. Отложения парафинов в трубопроводах

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 – 28 %.

Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе месторождений, 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 %.

Таким образом, проблема борьбы с отложением парафинов является серьезной научно-технической проблемой, актуальность решения которой возрастает. Это ставит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма протекающих процессов, так и в разработке эффективных методов предотвращения нежелательных последствий, вызванных отложением парафина. Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, возрастанию гидравлических сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придется применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

ОТЛОЖЕНИЕ СОЛЕЙ В ТРУБОПРОВОДЕ

В процессе добычи обводненных нефтей на внутренней поверхности трубопроводов часто происходит отложение солей, представляющее собой очень прочные твердые осадки, которые практически невозможно удалить механическим путем. Интенсивность отложения солей в ряде нефтедобывающих районов (месторождения Самарской области, Ставропольского края, Белоруссии, Азербайджана и др.) столь высока, что приводит почти к закупорке трубопроводов. В этом случае трубопроводы демонтируют и заменяют новыми. Механизм отложения солей состоит в следующем. В трубопроводе, по которому движется продукция нефтяных скважин, имеется углекислый газ СО2, который находится частично в газообразном состоянии, а частично растворен в пластовой воде. Кроме свободного углекислого газа в пластовых водах содержится углекислота Н2СОз в диссоциированном виде

Н2СО3↔Н+ + НСО,

т. е. в виде ионов водорода Н+ и бикарбонатных ионов HCO3. При движении продукции нефтяных скважин по трубопроводу давление снижается, растворимость углекислого газа СО2 в воде: снижается и некоторое его количество выделяется из раствора. Тем самым нарушается карбонатное равновесие между ионами HCO3 и растворенным углекислым газом СО2. Для установления нарушенного равновесия избыток бикарбонатных ионов выводят из системы превращением бикарбонатов кальция и магния в карбонаты кальция и магния

Ca (HCO)CaCO3 +CO2 + H2O;

Mg (НСО3)2 MgCO + CO2 + H2O,

которые являются нерастворимыми солями, выпадающими в осадок, отлагающийся на внутренней поверхности труб.

Способы предупреждения отложения солей подразделяются на химические и технологические.

Химические способы предупреждения отложения солей состоят в применении ингибиторов отложения солей. В качестве ингибиторов отложения солей используют гексаметафосфат натрия и триполифосфат натрия в чистом виде и с добавками различных присадок, (дубового экстракта и др.). Ингибиторы отложения солей адсорбируются на поверхности образующихся в растворе кристаллов карбоната кальция и карбоната магния, создавая тем самым коллоидную оболочку, препятствующую прилипанию кристаллов к поверхности труб. Расход ингибиторов отложения солей составляет до 1 кг на 1 м3 пластовой воды.

Технологические способы предупреждения отложения солей исключением контакта пластовой воды со стенками трубопровода. Для этого повышают давление в системе или вводят свободный углекислый газ, или подкачивают пресную воду. Добавление пресной воды снижает концентрацию бикарбонатных ионов НСО3 в водном растворе.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ

ПАРАФИНА

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

  1.  удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);
  2.  предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.

Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть – парафин – поверхность оборудования): 1) растворимости парафина в нефти; 2) особенностей структуры и прочности парафиновых отложений; 3) энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объем нефти, друг с другом и поверхностью оборудования; 4) энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину – очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные линии с помощью растворителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

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 не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления tпл, температуры кипения растворителя tк, температуры растворения tР.

Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя при обычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений — при повышенной температуре (60 – 70 оС). Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева.

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты – депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.

Отложениям парафина препятствуют также химреагенты – модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов – подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина.

Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

  1.  теплоизоляция трубопроводов;
  2.  подогрев нефти;
  3.  поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;
  4.  добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;
  5.  повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;
  6.  эффективные покрытия;
  7.  электромагнитное поле или ультразвук;
  8.  ингибиторы парафиноотложений.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.

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.

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4 – 5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя – за счет теплоносителя.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

46575. Особенности и правовая охрана интеллектуальной собственности 20.7 KB
  Под объектом интеллектуальной собственности следует понимать конкретную разработку произведение представленную на материальном носителе. Объекты интеллектуальной собственности: Литературные художественные и научные произведения; Исполнительская деятельность артистов звукозаписи радио и телевизионные передачи; Изобретения во всех областях человеческой деятельности; Научные открытия; Промышленные образцы; Товарные знаки знаки обслуживания фирменные наименовании и коммерческие обозначения; Авторское право Авторское право...
46581. Проект організації будівництва 25.5 KB
  Ці документи мають узагальнений характер їх використовують для розподілу капітальних вкладень та обсягів будівельномонтажних робіт за строками будівництва а також обґрунтування кошторисів будівництва. Затверджений проект має бути переданий виконавцям на будівельний майданчик за два місяці до початку будівництва для вивчення технологічних особливостей об'єкта.