Чухарева Н.В., Рудаченко А.В., Бархатов А.Ф., Федин Д.В. Транспорт скважинной продукции

Подождите немного. Документ загружается.

Молярная масса

Молярную массу (молекулярный вес) гидрата можно определить,

исходя из его кристаллической структуры и степени заполнения полос-

тей. Молярная масса гидрата М вычисляется по формуле [81]:













∑∑



























∑∑

















(4.26)

где N

– количество молекул воды в одной ячейке решетки (46 в гидратах

I-го типа и 136 в гидратах II-го типа),

– молярная масса воды,

– парциальная степень заполнения полостей i-го типа молекулами

j-го компонента,

– количество полостей i-го типа,

n – число имеющихся типов полостей (в гидратах I и II типа – 2,

в гидратах Н – 3),

с – число компонентов, присутствующих в ячейке.

Хотя внешне формула выглядит достаточно сложной, в ней просто

учитываются все присутствующие в гидрате молекулы, а затем вычис-

ляется среднее значение, которое и является молярной массой.

Плотность

Плотность гидрата ρ можно рассчитать по формуле [81]:













∑∑





























(4.27)

где N

– количество молекул воды в одной ячейке решетки (46 в гидратах

I-го типа и 136 в гидратах II-го типа),

– число Авогадро,

– молярная масса воды,

– парциальная степень заполнения полостей i-го типа молекулами j-

го компонента,

– количество полостей i-го типа,

n – число имеющихся типов полостей (в гидратах I и II типа – 2, в гид-

ратах Н – 3),

с – число компонентов, присутствующих в ячейке,

ctell

– объем одной ячейки.

Общая масса всех этих молекул, поделенная на объем одной ячей-

ки кристаллической решетки, дает величину плотности гидрата.

Можно заметить, что плотность гидратов углеводородов приблизи-

тельно равна плотности льда. У гидратов двуокиси углерода и серово-

дорода плотность значительно больше. Фактически они тяжелее воды.

221

Энтальпия плавления

Еще одной важной характеристикой является энтальпия плавления

(иногда называемая теплотой образования). По этому показателю мож-

но рассчитать количество теплоты, необходимое для разложения гидра-

та. Одним из способов оценки влияния температуры на теплоту плавле-

ния является так называемый метод Клайперона. Он заключается в

применении уравнения типа Клайперона к области трехфазного равно-

весия [81]:











∆



(4.28)

где ΔН – энтальпия плавления,

z – коэффициент сжимаемости газа при заданных условиях,

R – универсальная газовая постоянная.

В этом уравнении заложено предположение, что молярные объемы

жидкости и гидрата в системе ничтожно малы в сравнении с малярным

объемом газа.

Теплопроводность

Свойства теплопроводности гидратов исследовались в ограничен-

ных масштабах, однако было установлено, что гидраты обладают зна-

чительно меньшей теплопроводностью, чем лед. Теплопроводность

льда составляет 2,2 Вт/м·К, тогда как гидраты углеводородов имеют те-

плопроводность в диапазоне 0,50±0,01 Вт/м·К.

Механические свойства.

Механические свойства гидратов в целом близки к свойствам льда.

При отсутствии дополнительной

информации можно с уверенностью

принимать механические свойства гидрата равными соответствующим

значениям для льда. Не следует считать, что гидраты представляют со-

бой мягкую, податливую массу. Гидратные пробки могут по твердости

не уступать льду. Сорвавшаяся гидратная пробка, двигаясь с большой

скоростью по трубопроводу, может причинить значительные поврежде-

ния.

Контрольные задания

Входной контроль

1. Принципиальная схема какого типа коррозии представлена на рисунке:

а) – точечная; б) – избирательная; в) – язвенная; г) – межкристалличе-

ская;

222

2. Принципиальная схема какого типа коррозии представлена на рисунке:

а) – точечная; б) – избирательная; в) – язвенная; г) – межкристалличе-

ская;

3. Какая структура газожидкостных потоков представлена на рисунке: а) –

расслоенное течение; б) – пробковое течение; в) – кольцевое течение; г)

– дисперсное течение.

4. Определите скорость коррозии если m

=300 г, m

=299,915 г, S=0,14 м

τ=8 суток: а) – 316,24 г/м

час;б) – 0,076 г/м

час;в) – 0,0032 г/м

час;г) –

11,16 г/м

час.

5. Какому механизму коррозии соответствует следующее уравнение:

4Fe Se





2e



eFeS3FeОН



2ee: а) – коррозионный про-

цесс с кислородной деполяризацией;б) – локальное разрушение под дей-

ствием сульфатвосстанавливающих бактерий;в) – сульфидного коррози-

онного растрескивания под напряжением;г) – механизм локального раз-

рушения в присутствии осадка.

6. Нефти, с содержанием парафина более 6% это:а) – среднепарафини-

стые;б) – парафинистые;в) – малопарафинистые;

7. При давлениях выше давления насыщения температу

ра начала выпаде-

ния парафинов:а) – возрастает с увеличением давления;б) – уменьшается

с увеличением

давления;в) – давление не влияет на температуру начала

выпадения парафинов;

8. Угол между двумя атомами водорода в молекуле воды составляет при-

близительно:а) – 105 градусов;б) – 140 градусов;в) – 125 градусов;г) –

180 градусов.

9. Додекаэдра имеет форму:а) – десятигранника;б) – двенадцатигранни-

ка;в) – шестнадцатигранника;г) – кру

га.

Текущий контроль

10. Что такое коррозия?

11. Назовите основные факторы, определяющие коррозионную активность.

12. Какие типы коррозионных повреждений вы знаете?

13. Назовите классификацию нефтегазопромысловых сред по их коррозион-

ной активности.

14. Какие структуры газожидкостных смесей вы знаете?

223

15. Назовите химическую классификацию пластовых сред?

16. Каких ученых вы знаете, которые приложили руку к созданию класси-

фикации пластовых сред?

17. Почему необходимо знать механизм протекания коррозии?

18. Какие основные виды механизмов коррозии вы знаете?

19. Назовите стадии формирования канавочной коррозии, нарисуйте прин-

ципиальную схему для каждой стадии?

20. Как происходит процесс коррозии с кислородн

ой деполяризацией?

21. Что такое парафинистые уг

леводороды?

22. Приведите классификацию парафинистыхнефтей?

23. Перечислите физико-химические свойства парафинистыхнефтей?

24. Как вы понимаете механизм парафинизации поверхности трубопровода?

25. От чего зависит интенсивность прафинообразования?

26. Из чего состоят парафинистые отложения?

27. Что такое гидраты?

28. Гидраты каких типов вы знаете?

29. Перечислите физичес

кие свойства гидратов?

224

труб

корр

сбор

про

окол

пров

Рис.

сти

пров

ная

. МЕТ

ДЕЖ

Ежегодн

провод

озионны

углево

ысловы

о 400…5

На рис.

одов одн

5.1. Дин

Как вид

тказов О

На рис.

одов од

ровинци

100

200

300

400

500

600

700

ДЫ П

ОСТИ

ПРОМ

в Росс

ого тра

повре

ородов

сетей р

0 тыс. т

5.1 пред

й из до

мика отк

о из рис

ОО «Рос

5.2 пред

ой из за

Альбер

2005

Зависи

ВЫШ

РОМ

СЛО

и на пр

спорта,

дений.

риходи

сходует

нн стал

тавлена

ывающи

зов тру

. 5.1 еже

ефть-П

тавлена

убежны

а) [82].

2006

ость ко

эксп

НИЯ

СЛО

ОГО

омыслах

0 % из

з общег

ся окол

я более

[1].

динами

компан

опроводо

одно пр

рнефтег

динами

добыва

2007

ичеств

лу

атаци

КСПЛ

ЫХ ТР

БОРУ

происхо

которы

числа

55 % .

8 тыс. к

а отказо

й РФ.

ООО «Р

исходи

з».

а отказо

щих ко

2008

отказо

и П

АТАЦ

БОП

ОВАН

ит до 7

являют

варий н

На ежег

труб,

промы

снефть-

увеличе

промы

паний (

2009

от года

ОННО

ОВОД

0 тыс. а

я следс

долю с

дную з

то соста

ловых т

урнефт

ие числ

ловых т

анада,

арий

вием

стем

мену

ляет

убо-

газ»

нно-

убо-

евер-

225

Рис.

наиб

сего

«Рос

их ч

ност

адек

«НК

ровк

лее

ляет

Рис.

100

200

300

400

500

5.2. Дина

Из рис.

олее ста

няшний

нефть-П

сленно

трубо

атна пр

«Роснеф

скважи

табилен.

Из рис.

я внутр

5.3. Дина

100

200

300

400

500

600

700

800

900

000

1990

внут

ика отк

.2 видн

ильны

день в о

рнефтег

ть прод

роводов

тяженн

ть» мож

нной пр

.3 очеви

нняя кор

ика отк

1991 1992 1

кор на

зов труб

, что о

достига

ном тол

з») насч

лжает р

канадск

сти труб

о сдела

дукции

но, что

озия [8

зов труб

993 1994 19

ужн кор

проводов

казы ка

т поря

ко фили

тываетс

сти. Уч

й добы

провод

ь вывод

анадско

реоблад

проводов

5 1996 199

свар

канадско

адской

ка 700…

ле ОАО

поряд

тывая т

ающей

ого пар

о там, ч

добыва

ющей п

канадско

1998 1999

абр

й добыва

обываю

800 отка

«НК «Ро

а 600 от

т факт,

омпани

а всей к

о проце

щей ко

ичиной

й добыва

000 2001 2

к трубы

щей ком

ей ком

ов за го

нефть»

(

азов за

то прот

практи

мпании

с трансп

пании н

тказов

щей ком

02 2003 20

прочи

ании

. На

(

ООО

од и

жен-

ески

ОАО

орти-

аибо-

Т яв-

ании

4 2005

226

5.1. Предотвращение коррозионных образований

промысловых трубопроводов

Серьезной проблемой при эксплуатации газонефтепроводных ком-

муникаций является защита трубопроводов от коррозии, особенно на

промысловых объектах. Все виды коррозии (наружной вследствие воз-

действия агрессивных грунтов и блуждающих токов, внутренней из-за

влияния сероводорода, углекислоты и так называемой «ручейковой

коррозии») нарушают герметичность и соответственно приводят к поте-

ре нефти, газа, конденсата. При этом ущерб наносится вследствие не

только недополучения продукции, но и загрязнения окружающей среды

при возгорании газа и разливе нефти. В связи с отмеченным постоянно

ведутся поиски решений в области повышения надежности газонефте-

проводных коммуникаций путем прежде всего их коррозионностойко-

сти.

Достижение надежной и безопасной эксплуатации промысловых

трубопроводных систем возможно при решении двух основных про-

блем:

• снижение или предотвращение коррозии нефтепромыслового обо-

рудования и трубопроводов разного назначения;

• повышение эффективности организационно-технических меро-

приятий (диагностика, мониторинг, ремонт и др.).

Снижение или предотвращение процессов коррозии нефтепромы-

слового оборудования и, как следствие, отказов достигается:

• применением технологических методов, направленных на сохранение

первоначально низкой агрессивности добываемой продукции, или созда-

нием наиболее благоприятных условий эксплуатации нефтепромысло-

вого оборудования и трубопроводов;

• использованием специальных средств защиты, в том числе ингиби-

торов коррозии, защитных покрытий, неметаллических материалов и

коррозионно-стойких металлов для труб, а также электрохимической

(катодной или протекторной) защиты.

5.1.1. Применение промысловых труб из различных

материалов

В разделе 1.2 («Назначение и классификация промысловых трубо-

проводов») была представлена классификация трубопроводов, приме-

няемых при строительстве систем сбора скважинной продукции. Рас-

смотрим некоторые из них.

227

В настоящее время проблема коррозии промысловых трубо-

проводов решается путем применения [83]:

• коррозионностойких сталей для промысловых трубопроводов;

• внутренних противокоррозионных покрытий;

• ингибиторной защиты трубопроводов;

• полимерных труб;

• композитных труб.

Однако уже можно сделать вывод о том, что ни один из этих спо-

собов не является достаточно эффективным. Для оценки эффективности

применения того или иного способа защиты трубопроводов была по-

строена зависимость срока службы трубопроводов от технических спо-

собов их защиты от внутренней коррозии (рис. 5.4).

Рис. 5.4. Зависимость сроков службы трубопроводов от методов защиты

от коррозии

Из рис. 5.4 видно, что при необходимости длительной эксплуата-

ции промысловых трубопроводов наиболее эффективно применение

композитных труб.

Для экономической оценки эффективности применения методов

защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии был про-

веден экономический анализ существующих методов. В табл. 5.1 при-

ведена зависимость усредненной стоимости 10 км уложенного трубо-

провода для различного времени его эксплуатации [83].

0 102030405060

Композитные трубы

Полиэтиленовые трубы

Ингибиторная защита трубопроводов

Наличие внутренних противо-

кррозионных покрытий

Применение коррозионно-стойкой

стали

Стальной трубопровод без защиты

Средний срок службы трубопровода, годы

228

Таблица 5.1

Зависимость усредненной стоимости 10 км уложенного трубопровода для

различного времени его эксплуатации

Метод защиты

трубопровода от

внутренней кор-

розии

Гарантиро-

ванный срок

эксплуата-

ции, годы

Усредненная стоимость 10 км уло-

женного трубопровода, тыс. руб., через

10 лет 20 лет 30 лет 40 лет 50 лет

Применение

стальных труб

3000 6000 9000 12000 15000

Применение кор-

розионностойкой

стали

4000 8000 8000 12000 16000

Внутренние про-

тивокоррозионные

покрытия

4500 4500 9000 9000 9000

Ингибиторная за-

щита промысло-

вых трубопрово-

дов

4000 5000 9000 10000 14000

Применение ком-

позитных труб

7500 7500 7500 7500 7500

Исходя из результатов экономического анализа можно сделать вы-

вод о наиболее предпочтительном и перспективном применении на

промыслах композитных труб.

Металлопластиковые трубы

Металлопластиковые трубы МПТ представляют собой трубы из

термопластичных материалов, армированные сварным сетчатым карка-

сом из проволоки. Каркас из низколегированной стали обыкновенного

качества воспринимает механические нагрузки. Полиэтилен высокой

плотности обладает хорошими антикоррозион

ными свойствами.

Основные свойства МПТ: высок

ая антикоррозионная стойкость,

пониженная склонность к различным отложениям, прочность в 4…5 раз

выше прочности неармированных полиэтиленовых труб, низкие потери

на трение, простота и удобство в монтаже и эксплуатации, повышенный

срок службы по сравнению с нержавеющими и полиэтиленовыми тру-

бами, стоимость в 3…10 раз ниже стоимости нержавеющих труб.

МПТ изготавливаются метод

ом экструзии из полимерных материа-

лов (полиэтилен низкого давления) с одновременным армированием

стальным сварным каркасом из проволоки, с последующи

м оформлени-

ем законцовок под резьбовые, муфтовые или фланцевые соединение

229

труб между собой. В каждой точке пересечение продольные и спираль-

ная проволоки каркаса свариваются контактной сваркой. Законцовка

под фланцевое соединение приваривается к трубе с использованием

сварки.

Монтаж металлопластиковых труб осуществляется контактной

сваркой полиэтиленовых законцовок с последующим усилием стальны-

ми фланцами или муфтами.

Со второй половины 1999 г. и за 2000 г. было смонтировано и вве-

дено в эксплуатацию 110,4 км металлопластовых труб (МПГ) диамет-

ром 140 и 200 мм, из них в 1999 г. – 24,4 км. За время работы с МПТ не

отмечено осложнений как при монтаже, так и при эксплуатации с рабо-

чим давлением 1…4 МПа. Это создает предпосылки к увеличению объ-

емов использования МПТ на промысловых объектах [83].

Полностью проведенный комплекс исследований надежности ра-

боты МПТ позволил сделать вывод об их пригодности для транспорта

газа, различных коррозионных сред, характерных для нефтяной и газо-

вой отраслей, а также нефти и конденсата. Испытание трубных образ-

цов на одноосное растяжение, определение предельной несущей спо-

собности образцов труб под действием внутреннего гидравлического

давления и стойкости труб к постоянному внутреннему давлению под-

твердили надежность выбранной технологии соединения труб.

Многослойные трубы

Многослойные трубы изготавливают в двух вариантах. Первый

предполагает изготовление двухслойных спиральношовных труб на

станах, аналогичных ранее описанным. Сначала изготавливают один

слой, затем на него наматывают второй. Второй вариант позволяет из-

готавливать трубы с любым числом слоев, в этом случае каждая труба

состоит из пяти многослойных и двух монолитных обечаек по концам.

Многослойные трубы любой толщины стенки производят из тонколи-

стового, дешевого мет

алла.

Многослойные биметаллические трубы имеют основной слой из

конструкционной углеродистой или низкоуглеродистой стали и плаки-

рующий слой из коррозионной стали. От основного слоя зависит конст-

руктивная прочность и другие механические характеристики трубопро-

вода, а плакирующий слой, который находится в контакте с агрессивной

средой, обеспечивает требуемую коррозионную стойкость трубопрово-

да.

На рис. 5.5 представлена конструкция многослойной трубы.

230