Меню

Методы борьбы с аспо в трубопроводах



Методы борьбы с аспо в трубопроводах

ул, Шипиловская 17/3

E-mail: mpk-vnp@mail.ru

E-mail: oil@mpk-vnp.com

E-mail: mail@mpk-vnp.com

Очистка от парафинов

Наши разработки

Защита и очистка от кокса

Защита и очистка от парафинов

Обслуживание нефтяных скважин

Борьба с АСПО. Мероприятия по борьбе с АСПО

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо — и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Область воздействия аппарата «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения распространяется по всей длине нефтескважин и выкидной линии с целью борьбы с АСПО, парафинами и иными наслоениями на нефтепромысловом оборудовании.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

Парафины — углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

  • малопарафиновые — менее 1,5 % мас.;
  • парафиновые — от 1,5 до 6 % мас.;
  • высокопарафиновые — более 6 % мас..

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образо­ваний АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания темпера­туры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (гре­ющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Данный способ имеет главный недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО — ком­понентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхно­стей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструк­ций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмко­стей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслово­го оборудования.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

Технической задачей радиочастотного магнитогидродинамического резонансного метода является предотвращение АСПО за счет изменения физических свойств обрабатываемой среды на молекулярном уровне, изменяется сам процесс кристаллизации парафинов и АСПО присутствующих в сырой нефти в жидком состоянии. Меняется кинетика процесса кристаллизации – уменьшается механическое сцепление вязких парафинов, АСПО и других примесей друг с другом. Данный метод обеспечивает образование центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина и созданию в потоке жидкости радиочастотных резонансных колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб и оборудования. Так же происходит разрушение уже имеющихся парафиновых и других отложений на нефтепромысловом оборудовании. Ранее образовавшиеся отложения начинают разбиваться и смываться послойно, этому процессу способствует отталкивающий эффект заряженных однополярно молекул образовавших отложения, а так же металл стенок труб и оборудования. Радиочастотный сигнал магнитогидродинамического резонанса двигаясь вдоль трубы и концентрируясь в объеме жидкой среды, одновременно производит зарядку в одной полярности как самих металлических поверхностей так и молекул парафинов и иных отложений. В связи с этим, интенсивно происходит процесс «отталкивания» молекул от металлической поверхности, молекулы теряют способность к адгезии, оставаясь в более жидкообразном состоянии, не образовывая при этом сгустков.

Данным спектром излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса обладают только инновационные устройства «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения.

В результате данного метода воздействия, вся масса парафина и иных присутствующих в сырой нефти субстанций, выносится в нефтесборный коллектор.

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителя­ми (в частности, бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами ис­пользуется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал воз­можного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.

Источник

Методы борьбы с аспо в трубопроводах

АСПО — природный композитный материал, состоящий из органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Для предупреждения и удаления АСПО применяют различные методы и технологии. Основные методы борьбы с АСПО представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 — Методы борьбы АСПО

Но многообразие условий разработки месторождений и отличие характеристик продукции, которая добывается, часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Для удаления АСПО используют [4]:

1. Тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д;

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

2. Механический метод: очистка скребками различной конструкции;

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб

3. Химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически.

Для предупреждения АСПО используют:

  1. Использование гладких покрытий;
  2. Химические методы: депрессаторы, модификаторы, диспергаторы;
  3. Физические методы: ультразвуковые, вибрационные, электрические.

Практика добычи нефти на промыслах показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов [2, 5].

Рассмотрим факторы, влияющие на образование АСПО [3]:

  • уменьшение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
  • интенсивное газовыделение;
  • снижение температуры в пласте;
  • изменение скорости движения газожидкостной смеси;
  • соотношение объёмов фаз.

Все способы борьбы с отложениями АСПО при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ борьбы с АСПО. Однако изучение условий отложения и свойств обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением с АСПО предпочтение следует отдавать способам предупреждения отложений.

Читайте также:  Земляные работы земляных трубопроводов

Источник

Обзор способов очистки трубопровода от асфальтосмолопарафиновых отложений

Исследование процесса парафинизации нефтепроводов. Очистка внутренней полости нефтепроводов скребками различных конструкций. Химические методы борьбы с отложениями парафина. Применение вязкоупругих гелей для очистки внутренней полости нефтепроводов.

Рубрика Транспорт
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 29.05.2015
Размер файла 818,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

к курсовой работе

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

0200 074513 О38 ПЗ

Обзор способов очистки трубопровода от асфальтосмолопарафиновых отложений

Студент гр. БМТ-11-02 А.А. Габбасова

доцент, к.т.н. М.Е.Дмитриев

В процессе перекачки парафиновых видов нефти, на внутренней поверхности труб происходит значительное отложение парафина. Уменьшение «живого» сечения трубопровода приводит к увеличению его гидравлического сопротивления, что сказывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке нефтепровода и остановке процесса перекачки. Также парафиновые отложения не допускают получения достоверной диагностической информации.

Развитие трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов невозможно без внедрения новых прогрессивных технологий и технических средств для повышения эффективности и надежности работы действующих магистральных трубопроводов. В практике эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов встречаются случаи перевода их на перекачку светлых нефтепродуктов, что предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода от отложений, скопившихся за время перекачки по трубопроводу. В обоих случаях необходимо своевременно и качественно проводить очистку внутренней поверхности труб от АСПО. Существуют различные способы очистки трубопровода от отложений, которые рассмотрены в работе.

1. Исследование процесса парафинизации нефтепроводов

Многочисленными исследованиями, лабораторными и промышленными экспериментами показано, что существенное влияние на интенсивность парафинизации оказывают такие параметры, как:

— температурные условия перекачки (температура закачиваемой в трубопровод нефти, температура окружающей среды);

— содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти;

— физико-химические свойства нефти;

— геометрические параметры трубопровода.

При исследовании общей характеристики нефтей и фракционных составов твердых углеводородов установлена качественная взаимосвязь между фракционным составом твердых углеводородов и интенсивностью накопления отложений парафина. С повышением содержания тугоплавких углеводородов в нефти интенсивность парафинизации возрастала. Общий групповой состав отложений по длине трубопровода существенно не меняется. Температура плавления и фракционный состав парафинов в отложениях заметно меняются по длине нефтепровода.

Исследовано влияние степени охлаждения, времени и скорости перекачки нефти на интенсивность отложений парафина. С увеличением скорости перекачки интенсивность отложений уменьшается. Это объясняли тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии, и возрастает возможность смыва отложившегося парафина. Для трубопроводов существует зависимость месторасположения зоны максимальных отложений от скорости потока. Многочисленные исследования, проведенные с использованием 10 нефтей различных месторождений при разных диаметрах труб, скоростях потока и температурных характеристиках позволяют сделать вывод: с увеличением скорости потока количество отложений первоначально может увеличиваться, но начиная с некоторой скорости (значение которой зависит от различных факторов) интенсивность отложений уменьшается.

При изменении температурного перепада между потоком и внешней средой, меняется и зависимость интенсивности отложения парафина от скорости. С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность отложения увеличивалась. Скорость роста отложений (количество парафина, отлагающегося в единицу времени) вначале увеличивалась. С увеличением времени количество отлагающегося парафина возрастало, причем скорость отложений с течением времени уменьшалась.

Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стенки скорость роста повышалась. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки или постоянной разности температур стенки и потока количество отложений сначала росло и достигло максимума при определенной температуре, затем резко уменьшалось. Отложение начиналось при температуре значительно выше температуры начала кристаллизации парафина. Зона максимума соответствовала температуре начала массовой кристаллизации.

На интенсивность накопления парафина на стенках трубопроводов оказывает влияние материал стенок труб. Степень полярности поверхности различных материалов влияет на интенсивность парафинизации при прочих равных условиях. Чем выше полярность материала, тем слабее сцепляемость его поверхности с парафинами. Качество обработки материала стенки трубы может оказывать влияние только на начальной стадии накопления парафинов.

При исследовании роли высокомолекулярных составляющих нефти на процесс формирования отложений установлено, что смолы при этом самостоятельной роли не играют. Процесс выпадения асфальтенов из раствора в присутствии смол усиливается, но может происходить и самостоятельно. При выпадении кристаллов парафина из чистых растворителей плотных отложений не образуется. Образующиеся при этом рыхлые отложения легко разрушаются потоком. Присутствие асфальтосмолистых компонентов нефти способствует образованию плотных и прочных отложений. Условием образования большого количества плотных отложений является присутствие основных составляющих высокомолекулярной части нефти. Смолы и асфальтены адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и их зародышей. Это приводит к снижению межфазного поверхностного натяжения, повышению числа центров кристаллизации и жизнеспособных зародышей. В результате размеры равновесных зародышей уменьшаются, и число мелких кристаллов увеличивается.

С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с теплоизолирующими свойствами отложений.

Важной характеристикой процесса парафинизации является изменение интенсивности накопления отложений во времени на различных участках нефтепровода. На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени парафинизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности роста. Непосредственно за зоной максимума отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная толщина отложений растет, главным образом не за счет отложения парафина непосредственно на стенках труб, а за счет скоплений, вынесенных потоком с участков с более высокой интенсивностью парафинизации, т.е. с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений.

Состав образующихся пристенных отложений и внутренних скоплений отличается в зависимости от особенностей физико-химических свойств нефти и сроков эксплуатации нефтепровода. Обычно в состав отложений на внутренних 12 стенках нефтепровода входят: парафино-смолистые вещества, масла, механические примеси (частицы глины и песка, известковые включения, продукты коррозионных процессов). В меньших количествах в отложениях содержатся естественные поверхностно-активные вещества (ПАВ), в том числе низкомолекулярные смолы, нафтенаты и другие полярные соединения нефти, а также ПАВ — деэмульгаторы, перешедшие в нефтяную фазу при подготовке нефти, которые вызывают (при наличии воды) эмульгирование внешнего слоя отложений.

нефтепровод парафин очистка вязкоупругий

2. Способы борьбы с АСПО в трубопроводе

Борьба с АСПО в процессе транспорта ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор рациональных и оптимальных способов борьбы с АСПО и оценка эффективности различных методов зависит от многих факторов, в частности от фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафинизации, высокомолекулярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопровода (особенно шельфовых месторождений) и т.д. Для борьбы с АСПО в нефтепроводах в настоящее время применяют различные способы:

— механические (использование различных по конструкции и материалу скребков и поршней);

— тепловые (промывка горячим теплоносителем, электропрогрев);

— физические (основаны на физических воздействиях на транспортируемый продукт);

— химические (закачка растворителей и ингибиторов, применением моющих препаратов, очистка с помощью гелеобразных поршней).

Механические методы очистки магистральных нефтепроводов от АСПО предусматривают применение очистных устройств (ОУ), для эксплуатации которых нефтепроводы оборудуются специальными камерами пуска и приема.

Читайте также:  Что такое эндометрия маточной трубы

Основа тепловых методов заключается в способности парафина плавиться при температурах выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя, острого пара, электропечей, электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей).

Физические методы основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов для удаления уже образовавшихся отложений является применение растворителей. Однако проблема подбора растворителя в конкретных условиях решена не полностью. Принцип действия ингибиторов парафиноотложений основан на адсорбционных процессах, которые происходят на границе раздела между жидкой средой и поверхностью металла трубы. В настоящее время одним из перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов является применение гелевых поршней. Особенно их применение целесообразно, как показывает зарубежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в последующие годы будет расти .

На стадии проектирования и строительства можно выделить метод предотвращения АСПО в виде применения гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали . В трубопроводном транспорте указанный метод широкого применения не нашел ввиду низкой строительной и эксплуатационной надежности.

3. Механические методы удаления АСПО очистными устройствами

Механические методы очистки магистральных нефтепроводов от АСПО предусматривают применение очистных устройств, для эксплуатации которых нефтепроводы оборудуются специальными камерами пуска и приема. Существуют различные типы механических ОУ:

— скребки различных конструкций;

— шаровые резиновые разделители;

3.1 Очистка внутренней полости нефтепроводов скребками различных конструкций

Для удаления твердых АСПО целесообразно использовать только скребки со специальными рабочими элементами, приспособленными для этой цели: щетками из стальной проволоки, полиуретановыми или металлическими ножами (манжетами) или другими режущими или соскабливающими устройствами. Техника и технология применения скребков для удаления АСПО известна давно, тем не менее, предлагаются все новые конструкции скребков. При пропусках скребка изнашиваются резиновые манжеты и щетки, которые необходимо заменять по мере их износа.

Рисунок 1 — Общий вид щеточного скребка конструкции НИИтранснефти

С 1990-х годов в ОАО Центральном Диагностическом Центре (ЦТД) «Диаскан» ОАО АК «Транснефть» разработаны и выпускаются серийно скребки нескольких типов:

— стандартные типа СКР 1 с чистящими дисками;

— щеточные типа СКР 1-1 с чистящими и щеточными дисками;

— двухсекционные типа СКР 2 с чистящими и щеточными дисками и подпружиненными щетками;

— магнитные типа СКР 3 с чистящими исками и магнитными щетками, предназначенными для сбора металлических предметов из полости трубопровода;

— односекционные типа СКР 4 с подпружиненными рычагами [5].

Летом 2004 года был изготовлен опытный образец скребка 28-СКР4 для трубопровода диаметром 720 мм. Его предварительные испытания были проведены на полигоне ЦТД «Диаскан» согласно разработанным программе и методике. Скребок предназначен для очистки от АСПО, твердых частиц, продуктов коррозии и по- сторонних предметов как полости нефтегазопродуктопроводов, так и углублений трубопроводной арматуры. Скребок имеет увеличенный ресурс чистящих элементов и обеспечивает стабильное качество очистки на всем протяжении участка прогона.

3.2 Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми разделителями

Из числа эластичных очистных устройств наибольшее распространение получили шаровые резиновые разделители, внедрение которых в начале 1960-х годов, осуществлено в нефтяной промышленности на магистральных, промысловых, технологических и других нефтепроводах. Периодический пропуск шаровых резиновых разделителей по всей длине действующих нефтепроводов предотвращает образование (накопление) парафиновых и нефтегрязевых отложений, а также газовоздушных и водяных пробок, что в свою очередь обеспечивает постоянную максимальную пропускную способность нефтепроводов и минимальные расходы на перекачку

1 — обойма; 2 — клапан; 3 — прокладка; 4 — оболочка

Рисунок 2 — Конструктивное выполнение разделителей

Шаровой резиновый разделитель (рисунок 2) представляет собой полый толстостенный шар, изготовленный из бензомаслостойкой и износостойкой резиновой смеси на основе наирита. В оболочку 4 запрессована металлическая или пластмассовая обойма 1, служащая для установки обратного клапана 2, который предназначен для заполнения внутренней полости разделителя рабочей жидкостью под давлением — в летнее время водой, а в зимнее — антифризом. В нерабочем состоянии наружный диаметр разделителя меньше внутреннего диаметра трубопровода. При заполнении разделителя рабочей жидкостью в избыточном количестве объем его увеличивается, вследствие чего разделитель образует с внутренней поверхностью трубопровода контактное кольцо соответствующей ширины. Внутрь шарового резинового разделителя можно устанавливать датчик для определения местонахождения раздели- теля в подземном трубопроводе.

С появлением шаровых разделителей, появилось мнение, что проблема очистки нефтепроводов практически решена. Однако опыт эксплуатации этих устройств показал, что фактическая эффективность очистки ниже ожидаемой: качество очистки зависит от состава отложений в трубе, в частности, пристенный слой парафинистых отложений уплотняется, перед шаром накапливаются целые пробки из отложений и др. Как показала практика, шаровые разделители пригодны для вытеснения воды и газа из трубопроводов малых и средних диаметров.

3.3 Очистка внутренней полости нефтепроводов поршнями

Очистные поршни выполняются различной формы (цилиндрической, пулеобразной и т.д.) и могут быть резиновыми, поролоновыми, полиуретановыми, стальными и комбинированнными, также они могут дополнительно снабжаться специальными лезвийными или щеточными очистными элементам.

Очистные поршни можно разделить на две основные группы:

— бескорпусные (пиги — от английского слова pig — свинья);

С целью обнаружения при застревании, а также для отслеживания прохождения по трубопроводу, очистные поршни оснащаются специальными электронными блоками — трансмиттерами (передатчиками). У очистных поршней малого диаметра — от 4” до 10” — в качестве корпуса выступает либо «болт», либо корпус трансмиттера, у поршней диаметром, начиная от 12” и выше, имеется стальной корпус. На корпус одеваются элементы очистного поршня.

Рисунок 3 — Общий вид поршня

4. Применение химических методов борьбы с АСПО

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

1. Предотвращение отложения парафина с помощью применения химических продуктов, ингибирующих процесс формирования АСПО(рисунок 4);

2. Удаление АСПО с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ.

Рисунок 4 — состояние трубопровода с применением ингибитора и без применения ингибитора

4.1 Химические реагенты, применяемые для предупреждения образования АСПО

В случае применения химических реагентов-ингибиторов зачастую возникают проблемы утилизации этих реагентов, ухудшения товарных свойств перекачиваемых продуктов, необходимости проведения мероприятий по охране окружающей среды. Классификация химических реагентов-ингибиторов:

— смачивающие — образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных поверхностно-активных веществ (ПАВ)

— модификаторы — взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе движения. Кристаллы парафина после ввода модификатора не образуют скоплений, за счет чего уменьшается вязкость нефти.

— депрессанты — подавляют или затормаживают образование центров кристаллизации парафинов, замедляют рост кристаллов и понижают температуру застывания нефти. Механизм действия депрессантов заключается в адсорбции их молекул на молекулах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

— диспергаторы — проникают в структуру парафина и образуют вокруг мелкодисперсных частиц парафина химические оболочки, снижающие способность частичек парафина коагулировать и прилипать к поверхности труб.

— реагенты комплексного действия — хорошо зарекомендовали себя в следующих ингибиторах: МЛ-72, и МЛ-80, которые применяются для одновременного ингибирования и удаления АСПО и деэмульгирования стойких эмульсий. Такие вещества растворимы в пресной воде, но к их недостаткам можно отнести высокую температуру застывания, вследствие этого их применение затруднительно в зимнее время.

4.2 Химические реагенты, применяемые для удаления АСПО

Препараты моющего действия адсорбируются на загрязненной поверхности в большей степени, чем частицы парафина и грязи, и вытесняют с поверхности эти частицы, становясь на их место. Также предполагалось, что АСПО можно удалить, применением моющих присадок — смеси высокомолекулярных сульфонатов кальция с низкомолекулярными (имеются ввиду низкомолекулярные сульфонаты кальция) в соотношениях, устанавливаемых опытным путем.

Читайте также:  Трубы канализационные для наружной канализации 500 мм

В качестве ПАВ использовали нафтеновые кислоты, имеющие нефтяную природу. Продукт содержит 95,0-96,4% кислот с 220-250 мол. масс. Нафтеновые кислоты обладают поверхностно-активными свойствами и при концентрации ПАВ в углеводородной фазе 0,1-1,0% (масс.) снижают поверхностное натяжение на границе раздела сольвент — дистиллированная вода при температуре 20 °С в 2,5-4,5 раза.

4.3 Применение вязкоупругих гелей для очистки внутренней полости нефтепроводов

В качестве вязкоупругих гелей, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее перспективными являются водные растворы полиакриламида аммиачного (АМФ) и известкового (ПАА) способа производства. Предложенные гидрофильные высокополимеры растворимы в воде, наиболее доступном растворителе, не переходят в нефть и отделяются от нее при обычном отстое, а также не ухудшают качество пищевого парафина и специальных топлив [99]. Возможность использования 2-3% растворов ПАА в минимальном соотношении (1:2000) с обрабатываемой дисперсной системой нефти является их важным преимуществом по сравнению с дисолваном, проксамином, ОЖК и другими моющими ПАВ — деэмульгаторами, требующими больших объемов дозировок в нефти в виде разбавленных водных растворов. Еще одним преимуществом использования полимеров типа ПАА является и то, что в отличие от ПАВ гидрофильные полимеры ПАА, АМФ и полиакриловая кислота практически необратимо адсорбируются на поверхностях различной гидрофильности из хороших (вода, диметил-формамид) и плохих (углеводороды, спирты) растворителей. Широко применяемые эмульгаторы — неионогенные ПАВ адсорбируются на твердых поверхностях обратимо, а их гидрофилизирующая способность значительно меньше таковой полимерных водных растворов.

За рубежом гелевые поршни также нашли широкое применение. Гели, используемые за рубежом при трубопроводных работах, подразделяются на четыре типа:

— гели-разделители партий нефтепродуктов;

— гелеобразные поршни для выноса мусора из полости трубопровода.

Гели в трубопроводном транспорте используются для: разделения перекачиваемых продуктов, удаления АСПО и мусора из полости трубопровода; удаления конденсата из газопроводов; прокачки ингибиторов коррозии и биоцидов; проведения специальной химической обработки; удаления застрявших в трубопроводах механических скребков, а также при заполнении и гидравлических испытаниях трубопроводов, при освобождении полости трубопровода от воды и с целью ее осушки.

5. Физические методы удаления АСПО

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Рядом исследований установлено, что ультразвуковые колебания способны изменять агрегатное состояние вещества, диспергировать, эмульгировать его, изменять скорость диффузии, кристаллизации и растворение веществ, активизировать реакции, интенсифицировать технологические процессы. Воздействие ультразвуковых колебаний на физико-химические процессы дает возможность повысить производительность труда, сократить энергозатраты, улучшить качество готовой продукции, продлить сроки хранения, а также создать новые продукты с новыми свойствами.

Наиболее перспективными в промышленных масштабах являются проточные кавитационные ультразвуковые гидродинамические генераторы (УЗГ — генераторы), которые работают на основе энергии потока жидкости без использования подвижных элементов. УЗГ генератор в виде компактного проточного реактора был разработан под большие промышленные производительности, поэтому в нефтяной промышленности, возможно, его применение для:

— Обработки нефти непосредственно в скважине при добыче с целью устранения АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ). Данная технология опробована на скважине и запатентована.

— Достигнуто полное устранение АСПО и достигается значительное увеличение выхода легких фракций из обработанной в скважине нефти при крекинге.

— подготовка нефти для транспортировки по трубопроводам как результат ее обработки в вихревом УЗ генераторе осуществляется в проточном режиме, что приводит к уменьшению вязкости нефти, деструкция парафинов приводит к уменьшению отложений на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина.

Рисунок 5 — Устройство очистки труб от асфальтосмолопарафиновых отложений

Рассмотрим устройство очистки труб от АСПО, созданное Орловым А.И., Поповым И.И. и Зелди И.П. В устройстве (рисунок 5) имеется теплоизолирующий кожух 1, выполненный в виде трубы из термостойкого диэлектрического материала, например асбестоцементной трубы. Внутрь теплоизолирующего кожуха помещается очищаемая металлическая труба 2 с асфальтосмолопарафиновыми отложениями 3. Индукционный нагреватель (ИН) 4 металлической трубы служит источником переменного магнитного поля и выполнен в виде независимых катушечных секций, намотанных на теплоизолирующий кожух и распределенных по всей его длине. Преобразователь частоты (ПЧ) 5 служит для повышения частоты тока катушечных секций ИН, питается от сети переменного тока промышленной частоты. Электронный регулятор 6 тока индуктора подает энергию повышенной частоты от ПЧ на катушечные секции индукционного нагревателя. Блок управления 7 электронным регулятором принимает с термодатчиков 8 информацию о температуре очищаемой трубы в контрольных точках и вырабатывает управляющие воздействия для регулятора. Приемная емкость 9 служит для приема извлеченных из трубы асфальтосмолопарафиновых отложений.

Рассмотрены основные факторы, способствующие образованию асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепроводе. Также проведено исследование способов очистки трубопровода от отложений. Самый простой и доступный способ — механическая очистка, химический и физический способы являются прогрессивными и актуальными методами.

Список использованных источников

1. Шаммазов, А. М. Основы технической диагностики трубопроводных систем нефти и нефтепродуктов / А. М. Шаммазов, Б. Н. Мастобаев, А. Е. Сощенко, Г. Е. Коробков, В. М. Писаревский. — СПб. : Недра, 2010. — 428 с.

2 Уткин, А.В. Расчет параметров движения средств очистки и диагностики по трубопроводу // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2001. — №1. — С. 81-83.

3 ГОСТ 21218-75 Разделители резиновые шаровые для трубопроводов. Технические условия.

Размещено на Allbest.ur

Подобные документы

Технология проведения очистки внутренней полости трубопровода. Камеры пуска и приёма очистных устройств. Контроль движения скребков по газопроводу. Характеристики и применение систем обнаружения «Импульс» и «Полюс». Назначение оборудования для очистки.

реферат [881,2 K], добавлен 09.12.2012

Системы тепловоза (масляная, тепловая). Назначение топливного фильтра для очистки дизельного топлива от посторонних твердых частиц, его устройство и принцип действия. Очистка фильтра от грязи, его промывка керосином и продувание сжатым сухим воздухом.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.12.2015

Расчет основных параметров траншеи. Анализ конструкции бульдозера и одноковшового экскаватора. Определение их количества и основных параметров. Технические характеристики самосвала, автотопливозаправщика, полуприцепа, тягача, водовоза, автомастерской.

курсовая работа [3,0 M], добавлен 03.06.2015

Структура транспортного комплекса. Железнодорожные, воздушные, внутренние водные и автомобильные грузоперевозки. Трубопроводный транспорт, перегонки и эксплуатация нефтепроводов. Проблемы и перспективы развития транспортного комплекса Красноярского края.

реферат [161,9 K], добавлен 16.01.2011

Перечень основных обязанностей ответственного лица аэропорта. Порядок подготовки аэродрома к зимней эксплуатации. Очистка искусственного покрытия взлетно-посадочной полосы от снега. Средства механизации технологических процессов очистки аэродрома.

реферат [431,5 K], добавлен 15.12.2013

Источник