Классификация трубопроводов для транспорта нефти

Лекция №5

Классификация трубопроводов для транспорта нефти, засорение нефтепроводов и методы удаления отложений

Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном месторождении

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, подразделяют:

1) по назначению:

- нефтепроводы;

- газопроводы;

Рекомендуемые материалы

- нефтегазопроводы;

- нефтегазоводопроводы;

- водопроводы.

2) по характеру напоров:

- напорные;

- безнапорные.

3) по рабочему давлению:

- высокого давления (64 кгс/см² и выше)

- среднего давления (16 – 64 кгс/см²);

- низкого давления (6 – 16 кгс/см²).

4) по способу прокладки:

- подземные;

- наземные;

- надземные;

- подводные.

5) по функции:

- выкидные линии, идущие от устья скважины до группового пункта сбора газа;

- нефтяные сборные коллекторы;

- газовые сборные коллекторы;

- водные сборные коллекторы;

- нефтегазоводные сборные коллекторы.

6) по гидравлической схеме работы:

- простые трубопроводы, не имеющие ответвлений;

- сложные трубопроводы, имеющие ответвления (пример – кольцевые трубопроводы).

Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам, с целью поддержания пластового давления, делятся:

а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосной станции;

б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций;

в) разводящие водоводы, прокладываемые от комплексной насосной станции до нагнетательных скважин.

Все вышеперечисленные трубопроводы по напору делятся на:

- трубопроводы с полным заполнением трубы;

- трубопроводы с неполным заполнением трубы.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий и коллекторов занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепарационного оборудования.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы – напорно-самотечным.

Загрязнение нефтепроводов и методы удаления

Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам:

1 ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его пропускную способность;

2 при определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти газа и воды могут выпадать различные соли и парафины, создающие твердый, трудноразрушаемый осадок;

3 при интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, в результате чего образовавшаяся окалина при низких скоростях потока жидкости может оседать в трубопроводах и уменьшать их проходное сечение.

При сборе и транспортировке парафинистых нефтей на площадях месторождений особые затруднения вызывает выпадение и отложение парафинов от С₁₇Н₃₆ до С₃₆Н₇₄.

На образование парафиновых отложений на стенках труб влияет:

1 состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью (шероховатость). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафинов, так как шероховатость при развитом турбулентном движении интенсифицирует перемешивание потока, а следовательно, и выделение газа и парафина из нефти, непосредственно у стенок труб;

2 способность нефти растворять парафины.

Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет она парафины, и тем интенсивнее они будут выпадать и отлагаться на стенках труб.

3 концентрация парафиновых соединений в нефти.

Этот фактор играет исключительную роль при образовании парафиновых отложений на стенках труб, т.е. чем выше эта концентрация, тем интенсивнее будут отложения при всех прочих равных условиях.

4 темп снижения давления в потоке нефти.

Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы – газа, сопровождающееся снижением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение прежде всего легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

5 скорость нефтегазового потока.

Чем ниже скорость потока нефтигазовой смеси, т.е. чем ниже дебит скважины, тем интенсивнее откладывается парафин и наоборот.

Для борьбы с отложениями парафинов и солей на стенках труб применяют следующие методы:

1 применение высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и газа с давлением 10-150кгс/см², что значительно снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение парафина.

2 использование паропередвижных установок, высокотемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы. Под действием высокой температуры  пара отложения парафина плавятся и затем удаляются из трубопроводов.

3 покрытие внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиком, что существенно снижает шероховатость труб.

4 применение ПАВ, подаваемых на забои или устья скважины в поток обводненной нефти, что предотвращает образование нефтяной эмульсии и стенки трубопровода контактируют с пластовой водой, которая не способствует прилипанию. Кроме того, адсорбция ПАВ на кристаллах парафина, предотвращает их рост и дальнейшее увеличение объема отложений, а также предохраняет от старения нефтяных эмульсий.

5 применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти.

6 применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых в нефтесборные коллектора у устьев скважин и извлекаемых на групповых замерных установках.

На рисунке 1 приведена схема практического использования метода №6.

1 – струна фонтанной арматуры, 2 – камера для запуска шаров, 3 – крышка камеры, 4 – заслонка, 5 – вентиль, 6 – выкидные линии, 7 – камера для приема шаров, 8 – линия для подачи шаров в емкость, 9, 10 – фонтанная арматура

Рисунок 1 – Очистка нефтепроводов резиновыми шарами

Очистку осуществляют следующим образом:

камера запуска 2, установленная на струне фонтанной арматуры 1, заряжается резиновыми шарами, диаметр которых несколько больше на 2-3 мм внутреннего диаметра выкидной линии 6. По мере того как выкидные линии 6 запарафиниваются, из камеры запуска 2 подается резиновый шар, который потоком жидкости, проталкивается до входной линии сборного пункта, где находится приемная камера 7. Для подачи шаров из камеры 2 открываются заслонка 4 и вентиль 5.

Резиновые шары снимают отложения парафинов со стенок выкидных линий и проталкивают их в приемную камеру 7, из которой направляются по линии 8 в емкость 9, откуда их затем извлекают.

Вторым загрязнителем нефтепроводов являются соли, чье интенсивное выпадение наблюдается в рабочих органах электроцентробежных насосов, штанговых насосов, а также в насосно-комрессорных трубах и выкидных линиях. Выпадение солей обычно наблюдается в обводненных скважинах. Соли, содержащиеся в пластовых водах, могут быть как водорастворимые (NaCl, CaCl₂), так и водонерастворимые (CaCO₃, MgCO₃, CaSO₄).

Основной причиной выпадения солей в нефтепроводе является нарушение термодинамического равновесия в скважине при подъеме нефти и пластовой воды от забоя до устья, обусловленное снижением температуры и давления. При этом происходит пересыщение пластовой воды и, из последней, согласно  законом растворимости, выпадают в виде кристаллов наименее растворимые соли, заклинивая рабочие органы насосов и выводя их из строя.

К методам борьбы с солеотложением относят: химические реагенты (для борьбы с солеобразованием карбонатного или сульфатного типа – водонерастоворимых) и применение пресной воды (для водорастворимых солей).

Бесплатная лекция: "3 - Основы систематики минералов" также доступна.

Главные применяемые химические реагенты: гексаметафосфат натрия (NaPO₃) и триполифосфат натрия как в чистом виде, так и с присадками. Суть метода лежит в том, что гексаметафосфат натрия и нефтяная эмульсия образовывают коллоидный раствор, не дающий осадка солей.

Можно было бы для борьбы применить и растворы соляной кислоты, однако такой способ влечет за собой интенсивный износ и коррозию оборудования скважины и выкидной линии.

Пресную воду можно добавлять в продукцию скважин двумя способами:

- непрерывным подливом на забой скважины в процессе ее эксплуатации;

- периодическим подливом в ее затрубное пространство.

Для осуществления обоих методов на месторождениях, где водорастворимые соли выпадают в скважинах, должны строиться сети водоснабжения пресной воды и ее подготовки для закачки. Подготовка воды заключается в химической обработке вод для исключения возможность образования и выпадения нерастворимых солей при взаимодействии пресной воды с пластовой. Сети водоснабжения и подготовки воды могут быть централизованными (исходящими из одного пункта) и децентрализованными. На выбор схемы влияет наличие пресных вод в районе месторождения и климатические условия.