Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Условия образования гидратов и способов борьбы с ними при добыче газа 9
1.1 Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения 14
1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза 15
1.3 Тектоника 18
1.4 Сеноманская залежь 19
1.5 Неокомские залежи 21
1.6 Типовая установка комплексной подготовки газа 25
1.7 Характеристика готовой продукции, исходного сырья и реагентов 27
1.7.1 Характеристика исходного сырья 27
1.7.2 Характеристика изготовляемой продукции 28
1.7.3 Реагенты используемые в производстве 28
Глава 2 Состояние разработки сеноманской залежи Ямбургского ГКМ 36
2.1 Образования газовых гидратов в скважинах и способы их устранения 37
2.2 Образование гидратов в газопроводах 48
2.3 Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок 50
2.4 Предупреждение гидратообразования в системах промыслового сбора газа
2.5 Образование гидратов в газопроводах 60
2.6 Прогноз потребления метанола в газовой промышленности РФ в Западной Сибири 61
Выводы к главе 2 з
Глава 3 Техника и технология работ по предупреждению образования парафиногидратов в нефтяных скважинах Западной Сибири 65
3.1 Условия, способствующие образованию гидратов при добыче нефти 71
3.2 Используемые технологии предупреждения образования парафиногидратных отложений в добывающих скважинах 75
3.3 Термоизоляция скважин в условиях образования парафиногидратов 80
Глава 4. Совершенствование технологий и технических средств предупреждения парафиногидратных отложений в лифтовых трубах и шлейфах добывающих скважин 86
4.1 Электрохимический метод и устройства для ликвидации «глухих» парафиногидратных пробок и вывода их из бездействующего фонда 86
4.2. Совершенствование технологии борьбы с гидратообразованием промысловых трубопроводов ударным воздействием 95
4.3 Предупреждение гидратообразования на магистральных газопроводах 102
Основные выводы и рекомендации 108
Список использованной литературы
- Сеноманская залежь
- Образование гидратов в газопроводах
- Используемые технологии предупреждения образования парафиногидратных отложений в добывающих скважинах
- Совершенствование технологии борьбы с гидратообразованием промысловых трубопроводов ударным воздействием
Введение к работе
Актуальность проблемы
Начиная со второй половины ХХ в. газовая промышленность становится наиболее быстро развивающейся отраслью топливно-энергетического комплекса. Продукция этой отрасли обеспечивает потребность всей промышленности (около 45 % от общего народнохозяйственного потребления), тепловой электроэнергетики (35 %), коммунального хозяйства (более 10 %).
Газ – самое экологически чистое природное топливо и ценное сырье для производства химической продукции. За последние десятилетия мировое потребление природного газа росло более высокими темпами по сравнению с другими видами энергии. В России, имеющей свыше 40 % прогнозных топливных ресурсов планеты, доля природного газа в топливно-энергетическом балансе страны за последние 50 лет увеличилась с 1 % до 50 %. В настоящее время энергетическая стратегия России, несмотря на снижение общего объема добычи газа, предусматривает дальнейшее увеличение его удельного веса в производстве первичных энергоресурсов.
Интенсивные темпы развития газовой промышленности обусловлены высоким уровнем развития ее подотраслей – добычи, подготовки, транспорта и системы распределения (газоснабжения). В последние годы введены в эксплуатацию гигантские газовые и газоконденсатные месторождения с высокопроизводительными установками комплексной подготовки газа (УКПГ) к транспорту, расположенные в районах Сибири и Крайнего Севера.
Помимо использования природного газа в качестве топлива, он находит применение в различных областях промышленности. Эффективно используется газ в сельском хозяйстве. Большие возможности для химической промышленности открылись с появлением газа. Путем различных способов переработки из газа получают синтетические материалы и пластмассы, органические кислоты, каучук, лекарственные и моющие вещества, минеральные удобрения и ядохимикаты, водород, этилен и ацетилен, окись углерода, спирты и красители.
В связи с возрастающим спросом на природный газ необходимы конструктивные решения, направленные на усовершенствование подотраслей газовой промышленности (добычи, подготовки, транспорта и системы газораспределения), что позволит рационализировать поставку газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности. Также необходимы разработки, связанные с увеличением количества извлекаемых полезных компонентов из добываемого природного газа. Разумеется, все эти действия не должны противоречить экологическим нормам.
Цель работы – совершенствование эксплуатации добывающих скважин и нефтегазовых шлейфов в условиях образования парафиногидратных отложений.
Основные задачи работы:
- исследование механизма гидратообразования в добывающих скважинах Ямбургского месторождения;
- разработка электрохимического метода и технических устройств предупреждения образования гидратопарафиновых отложений в колонне лифтовых труб добывающих скважин;
- разработка технических средств борьбы с гидратопарафиновыми отложениями в шлейфах добывающих скважин и магистральных трубопроводах.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.
Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.
Научная новизна:
- исследованы закономерности распределения гидратоопасных зон, механизмы образования и предупреждения гидратопарафиновых отложений в добывающих скважинах Ямбургского месторождения;
- установлено, что в качестве способа предотвращения образования гидратопарафиновых отложений в верхней части скважинного оборудования возможно использование вторичных эффектов при электролизе пластовой воды, эмульгированной в нефти;
- разработаны устройства предупреждения образования твёрдых отложений в интервале глубин многолетнемёрзлых пород;
- разработано техническое устройство борьбы с парафиногидратными образованиями в шлейфах добывающих скважин и магистральных трубопроводах.
Основные защищаемые положения:
- результаты экспериментального изучения эффектов при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;
- результаты промысловых исследований электрохимического воздей-ствия на вязкостные характеристики лифтируемого продукта;
- результаты создания и внедрения высокоэффективного комплекс-ного метода и устройств предотвращения образования отложений и «глухих» пробок в скважинах осложнённого фонда.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют предупредить образование гидратопарафиновых отложений, снизить объемы потребления реагентов (метанола, диэтиленгликоля) и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда (патент № 84452).
Разработаны комплексный ударно-реагентный метод и устройства на его основе для многократного воздействия на парафиногидратные отложения в шлейфах добывающих скважин и магистральных трубопроводах (патенты № 84941 и № 84502).
Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению гидратопарафиновых отложений используются в ТПП «Лангепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».
В результате применения разработанных технических устройств предупреждения образования твёрдых отложений межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), НК «Роснефть»
(г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.), на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума» (г. Уфа, 2006 г.), на научно-практическом семинаре «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2009 г.), V Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2009» (г. Уфа, 2009 г.).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе 1 статья в научно-техническом журнале, включенном в перечень ВАК РФ. Получено 6 патентов на полезную модель.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 104 наименования. Она содержит 119 страниц машинописного текста, 14 таблиц и 18 рисунков.
Сеноманская залежь
Размеры поднятия 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.
Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая «В» (пласты БУ —БУ?) относительно нижележащих горизонтов, «В1!», «В2», «В!2» (пласты БУ8...БУц). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ8...БУц и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту «В11». Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ .-.БУп в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв. 134, 130, 110, 124, 146, 107, 144, где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ g и БУ 9.
По кровле фундамента отражающий горизонт «А» представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения. [38,43]
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором f9 наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500 - 800 м) толщей турондатских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9 -85,3 %.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых -от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25 - 45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5 - 10 %).
Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25 - 35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.
Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности - 0,74. По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4 - 99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1 - 0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41 - 2,26 %; углекислый газ - 0,04 - 1,17 %; аргон - 0,01 - 0,03 %; гелий - 0,08 - 0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 кДж/м3. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура -190,49 К. [38,68].
В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза- 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525 -3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.
Первый объект, ключает залежи пластов БУ Зь БУ 32, БУ 42, БУ эь БУ 53, расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ — Зв. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимость имеют толщины пласта БУ \. Суммарные толщины по объекту колеблются от 6,8 до 34,6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8,0 - 33,8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,210 до 132,710 мкм , коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.
Образование гидратов в газопроводах
Если пробка большой длины образовалась в стволе скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, и на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации. [42,15].
Образование гидратов в стволе наблюдается как в газовых, так и в нефтяных скважинах, и характерно при освоении и исследовании скважин, а также остановках по технологическим причинам и в период пуска. Наиболее часто гидратообразование имеет место при освоении и исследовании газовых скважин на северных месторождениях. Это связано с низкими температурами на устье скважин из-за сравнительно медленного прогрева ствола скважины и варьирования дебетов в широком диапазоне. Для предупреждения образования гидратов в стволах скважин используют традиционные методы: поддержание безгидратных режимов, предупреждение отложений гидратов и подача ингибитора на забой скважины.
Поддержание безгидратных режимов работы (простоя) скважин достигается подбором соответствующих рабочих дебитов скважины, обеспечивающих температуру на устье выше равновесной температуры гидратообразования. Такое традиционное техническое решение оказывается согласованным с требованиями условий разработки сеноманских залежей крупнейших месторождений - Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и в перспективе Бованенковского. Повысить температуру газа на устье скважины можно частичным дросселированием газа на забое скважины, использованием теплоизолированных обсадных или лифтовых труб и др.
Образование гидратов при вводе скважин в работу можно рассматривать как продолжение формирования пробки, появившейся при остановке. Если при простое скважины перераспределение фаз в НКТ не завершилось и гидратные отложения не полностью перекрыли сечение лифтовых труб, то при пуске газлифтный газ контактирует с охлажденной водой и образует гидраты, которые в сочетании с гидратной фазой довольно быстро формируют устойчивую пробку. Поэтому в начальный период скважина работает, а затем поступление нефти и газа прекращается [67].
Наиболее интенсивно гидраты образуются при освоении скважин после бурения и ремонта. Это объясняется тем, что призабойная зона насыщена водой, отфильтровавшейся из бурового раствора. При освоении она выносится пластовой жидкостью в скважину и, контактируя с газом, переходит в гидратную фазу.
Дополнительным фактором, вызывающим снижение температуры потока, является дросселирование газа через неплотности в резьбовых соединениях лифтовых труб. Расчеты показывают, что перепад давлений в затрубном пространстве и внутренней полости НКТ в зоне возможного гидратообразования достигает 2,0...6,0 мМа. Негерметичность лифтовой колонны также может привести к охлаждению газожидкостного потока и ускорению образования гидратов.
Дополнительным фактором, вызывающим разгерметизацию колонны, является способ удаления отложений - скребкование. Так как в процессе скребкования происходит механическое удаление отложений, а из-за кривизны ствола внутренние поверхности труб испытывают различные усилия от скребка, то в местах интенсивных нагрузок снимается и защитная пленка, образующаяся в процессе эксплуатации. При совпадении с муфтовой зоной из-за удаления защитной пленки усиливается процесс разгерметизации резьбовых соединений [84]. Для снижения влияния этого фактора находят применение, наряду со скребкованием, периодические промывки растворителями, которые способствуют восстановлению защитных пленок.
Из-за парафиновых отложений также ускоряется разгазирование добываемой нефти, происходит дополнительное охлаждение газожидкостного потока, особенно в зоне многолетнемерзлых пород, что интенсифицирует процесс гидратообразования.
Таким образом, образованию гидратов при добыче нефти способствуют низкая пластовая температура, наличие в разрезе зон с пониженной температурой или зон вечномерзлых пород, высокий газовый фактор, выпадение парафина, остановка работы скважины, заниженный дебит при хорошей продуктивной характеристике скважины, негерметичность лифтовой колонны [89, 92, 94, 96].
Для борьбы с отложениями гидратов в промысловых и магистральных газопроводах применяют те же способы, что и на скважинах. Кроме того, предупредить образование гидратов можно путем ввода ингибиторов и теплоизоляцией шлейфов.
По расчетным данным тешюизоляциия шлейфа пенополиуретаном толщиной 0,5 см при среднем дебите скважин 3 млн. м /сут. обеспечивает безгидратный режим его работы при длине до 3 км, а при дебите 1 млн. м3/сут. - до 2 км. Практически толщину теплоизоляции шлейфа с учетом запаса можно принять равной в пределах 1-1,5 см.
Для борьбы с образованием гидратов при исследовании скважин применяют способ, предотвращающий их прилипание к стенкам труб. С этой целью в поток газа вводят поверхностно - активные вещества (ПАВ), конденсат или нефтепродукты. При этом на стенках труб образуется гидрофобная пленка, и рыхлые гидраты легко транспортируются потоком газа. ПАВ, покрывая поверхность жидкостей и твердых веществ тончайшими слоями, способствует резкому изменению условий взаимодействия гидратов со стенкой трубы.
Гидраты водных растворов ПАВ не прилипают к стенкам. Лучшие из водорастворимых ПАВ - ОП - 7, ОП - 10, ОП - 20 и ИНХП - 9 - можно использовать только в области положительных температур. Из нефтерастворимых ПАВ лучшим является ОП - 4 - хороший эмульгатор.
Добавление кіл нефтепродуктов (лигроину, керосину, дизельному топливу, стабильному конденсату) соответственно 10; 12,7 и 6 г ОП - 4 предотвращают прилипание гидратов к стенкам труб. Смесь, состоящая из 15 - 20 % (по объему) солярового масла и 80 - 85 % стабильного конденсата, предотвращает отложения гидратов на поверхности труб. Расход такой смеси составляет 5 - 6 л на 1000 м3 газа [104].
После расчета температуры и давления по длине газопровода и зная равновесные их значения, можно определить условия образования гидратов. Температура газа рассчитывается по формуле Шухова, которая учитывает теплообмен газа с грунтом: t = to + (tn - to) e"xp - Di {(p! - p2)(l - є" ) / 1 ф}, где t, to - температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; tn - начальная температура газа; х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; Di - коэффициент Джоуля - Томсона; рь р2 - давление соответственно в начале и конце газопровода; 1 - длина газопровода; g - ускорение свободного падения Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта (рисунок 2.9).
Используемые технологии предупреждения образования парафиногидратных отложений в добывающих скважинах
Как было отмечено в главе 2, осложняющими добычу фактором на месторождениях Западной Сибири являются гидраты и гидратопарафины. Так по состоянию на 1.01.05 г. осложненный фонд (АСПО, гидраты, гидратопарафины) по Повховскому месторождению НГДУ «Ватьеганнефть» составил 1509 скважин, (72,5 % от эксплуатационного фонда). Из них по типу эксплуатации УЭЦН-389 скважин или 61,8 % от общего эксплуатационного фонда, оснащенных УЭЦН; по типу эксплуатации УСШН-1120 скважин, или 80,6 % от общего количества скважин эксплуатационного фонда, оснащенных УШГН (Таблица 3.2).
На рисунке 3.8 представлена примерная схема расположения Повховского месторождения, цехов добычи и расположение загидраченных зон.
Образование кристаллогидратов происходит в условиях относительно низких температур и повышенных давлений при наличии воды и газа, содержащего образующие компоненты: метан, этан, пропан, бутан, азот, углекислота, сероводород и др.
Образование кристаллогидратов происходит в условиях низких температур и повышенных давлений при наличии воды и газа, содержащего метан, этан, бутан, азот, углекислоту, сероводород и др.
Кроме того, формированию гидратов в стволах нефтяных скважин, способствует наличие в газожидкостном потоке механических примесей и взвешенных кристаллов парафина, играющих роль центров кристаллизации, а также отложения парафина на стенках лифтовых труб, создающие местные сужения, что приводит к повышению перепада давления, снижению температуры и интенсификации процесса гидратообразования. Рисунок 3.1 - Схема распространения зон гидратоотложения Повховского месторождении
Отложение гидратов происходит в лифтовых трубах при обводненности до 80 %. Часто образуются несколько пробок, находящихся друг от друга на расстоянии разделенных от 2 до 150 м и более, заполненных добываемой жидкостью или газом. Толщина отдельных пробок колеблется от нескольких метров до 350 метров.
Пробкообразование происходит при работе скважин и их простое. Наиболее интенсивное формирование пробок характерно для малодебитных скважин с большим газовым фактором. Пробки образуются в интервале глубин от 0 до 900 м. Гидратные пробки образуются, в основном, в приустьевой зоне скважины. На большой глубине образуются сложные гидратные пробки, в состав которых входят, кроме гидрата, нефть, парафин, вода и механические примеси.
При условии начала образования гидратов изменяются и термобарические условия.
Контактное разгазирование пластовой жидкости в скважине обуславливает обогащение газовой фазы пропан-бутановой фракцией, что при понижении температуры газожидкостного потока и относительно малом давлении приводит к интенсификации гидратообразования.
В работающей скважине гидраты образуются в потоке добываемой жидкости. При остановке скважины подъем жидкости прекращается и начинается перераспределение газа и жидкости в НКТ. Газ движется к устью, нефть и вода перемещаются к забою при активном контактировании. Это приводит к ускорению гидратообразования. Формирование гидратных пробок в значительной степени вызывается резким возрастанием вязкости нефти при ее охлаждении. Это влечёт за собой уменьшение скорости вертикального движения газа и уменьшение времени контактирования [79] .Таким образом, при длительном простое скважины возможно появление сложной пробки достаточно большой толщины или несколько пробок по стволу. Для возможности определения наличия гидратных пробок необходимы данные о динамике охлаждения НКТ после остановки скважины. Это позволит оценить время простоя скважины t, в течение которого г пробкообразование невозможно. Наиболее опасным, с точки зрения гидратообразования, является интервал глубин вечномерзлых пород.
В настоящее время обработан информационный материал по состоянию скважин на Повховском месторождении. На основании изучения этих материалов и опираясь- на общую теорию гидратообразования; выделены : следующие основные факторы (объективные и субъективные); способствующие гидратообразованию; в нефтяных скважинах Повховского месторождения:. -температурные условия и наличие вечномерзлых пород (объективный фактор); Так как устранение;данного фактора;невозможно;,то; для;снижения его влияния, очевидно, необходимо применение теплосберегающей техники, технологии, оборудования и способа добычи; - время нахождения нефтедобывающей скважины в бездействии (субъективный фактор);. - вероятность возникновения гидратных пробок в работающих скважинах меньше, чем меньше смен режима, остановок, и последующих пусков в работу.
Совершенствование технологии борьбы с гидратообразованием промысловых трубопроводов ударным воздействием
Известны устройства защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов путём создания» крупных гальванических элементов, в которых катодом является защищаемое сооружение [1, 32, 82].
Недостатком известного устройство является ограниченный срок службы протектора, малая зона действия защиты и недостаточная эффективность.
Частично эти недостатки устранены в устройстве катодной защиты с использованием наземного источника питания постоянного тока и вспомогательного электрода. Положительный полюс источника питания подключают к вспомогательному электроду, а отрицательный - к защищаемому сооружению (нефтепроводу), внешний ток прилагают к коррозирующему металлу, на поверхности которого действуют локальные элементы. Ток течёт от вспомогательного анода (электрода) к катодным и анодным участкам коррозионных элементов на поверхности защищаемого металла и возвращается в источник тока. Как только поляризация катодных участков внешним током достигает потенциала анода, на всей поверхности металла устанавливается одинаковый потенциал и локальный (разрушающий) ток больше не протекает. Таким образом, пока к металлу приложен внешний ток, он не может коррозировать. [2, 32].
Недостатком этого устройства является сниженная эффективность в условиях высокого электрического сопротивления грунтов и как следствие, сниженных значений плотности тока, также отмечено, что даже применение устройства катодной защиты не повышает усталостную прочность металла труб, в частности канавочное разрушение по нижней образующей в трёхфазной расслоившейся системе газ-нефть-водный электролит.
Цель полезной модели повысить эффективность защиты и комплексность воздействия на внутренние поверхностные свойства продуктопровода и снизить гидратообразование на внутренней поверхности трубопровода.
Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве катодной защиты, включающем источник постоянного тока и вспомогательный электрод (анод), располагается внутри трубопровода и в максимально низкой его части [32, 60, 61, 66, 82].
Катодный вариант защиты трубопровода от гидратоотложенийи и внутренней коррози обеспечивается, во первых, повышенной плотностью тока, вследствие использования в качестве электролита самой перекачиваемой жидкости (воды эмульгированой в нефти), и во вторых эффекта «катодной пассивности» так как внутренняя и наружная поверхность покрывается прочной плёнкой Fe304 (магнетит), дополнительно обеспечивая иммунитет от коррозии, устранение дефектных зон вдоль трубопровода и создание термического воздействия в зоне установки.
Устройство [60] работает следующим образом. Под действием внешнего источника электрического тока, протекающего через транспортируемую минерализованную жидкость, происходит электролиз воды- эмульгированной в нефти и за счёт электрохимических реакций катодная защита обеспечивает условия для образования защитных плёнок магнетита по выражению: 3Fe+2 +40FT1 = Fe304 +2Н2 и известковых отложений большей плотности и с меньшим- числом пропусков (дефектов), с максимальной эффективностью воздействия и расходования-тока катодной защитьъ[ 100, 101- 103].
На рисунке 4.7 изображена часть трубопровода 1 с предварительно размещённым электродом 2 изолированным от защищаемого трубопровода, уплотнительное устройство 3, изоляторы 4 и станцию катодной защиты 5. Вещества, способствующие возникновению на металле защитной плёнки, носят название пассивирующих агентов. Для железа хорошим пассивирующим агентом служат также ионы ОН. В результате электролиза на поверхности металла образуется тончайшая плёнка слоя окиси, препятствующая дальнейшему окислению; Существование таких «оксидных плёнок» доказано различными методами; поляризацией отражённого света, рентгенографическим путём и др. При некоторых условиях возможно образование плёнок магнетита и известковых отложений в таком сочетании, что дефекты трубопровода будут полностью заблокированы. Блокировка этих дефектов означает, что нет доступа электролита к защищаемому сооружению, а следовательно, нет условий для развития коррозии.
Другим вариантом устройства, предотвращающим образование гидратопарафиновых отложений в линейной части магистральных и промысловых трубопроводов,может быть устройство [61], представленное на рисунке 4.8, отличающиеся тем, что нагревательный электрод (расходуемый анод) поз.4 располагается снаружи защищаемого участка трубопровода. Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается, во-первых, повышенной плотностью тока, вследствие использования в качестве электролита перекачиваемой жидкости (воды эмульгированой в нефти), эффекта «катодной пассивности», так как внутренняя поверхность трубопровода покрывается прочной плёнкой Fe304 (магнетит), обеспечивая иммунитет от коррозии и устранение дефектных зон вдоль трубопровода, не снижает гидравлического сопротивления трубопровода и не препятствует прохождению очистного устройства (скребка).
