30. Образование углеводородных, водных и гидратных пробок в газопроводах. Методы борьбы с ними.

Нефтяной и природный газ содержит пары воды. Пары воды могут насыщать газ до определенного давления, равного давлению насыщенного водяного пара при данной температуре. Предельное состояние водяных паров называется точкой росы. Если содержание водяных паров превышает этот предел, то начинается их конденсация (переход в жидкое состояние). При движении нефтяного и природного газа по газосборным сетям всегда происходит падение температуры и давления, сопровождающееся выделением углеводородного и водного конденсата, который в пониженных местах газопроводов образует жидкостные пробки, которые сильно снижают производительность этих газопроводов. При определенных термодинамических условиях газ в контакте с водным конденсатом могут образовать гидраты, которые, отлагаясь на стенках труб, уменьшают сечение газопровода и снижают ее производительность. Гидраты по внешнему виду похожи на рыхлый снег с желтоватым оттенком. Они могут образоваться в газосборных сетях, как при отрицательных, так и при положительных (до 20С) температурах. Гидраты относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях довольно быстро разлагаются на газ и воду. Чем выше давление в газопроводе и ниже температура его, тем быстрее образуются и отлагаются на стенках труб гидраты. Основным способомпредупрежденияобразования гидратных пробок является осушка нефтяного и природного газа от паров воды. Осушка газа осуществляется на специальных установках твердыми ( хлористый кальцийCaCl, силекагель, молекулярные сита и др.) или жидкими (диэтиленгликоль ДЭГ и триэтиленгликоль ТЭГ) веществами, а также с использованием хлора, вырабатывающего специальными холодильными машинами или получаемого путем снижения давления газа в штуцерах. При осушке газа уменьшают содержание влаги в газе до такой степени, чтобы пары воды в газопроводе не достигали состояния насыщения и, следовательно, не могли конденсироваться. Дляустраненияобразовавшихся гидратных отложений применяются ингибиторы (метанолCHOH(древесный спирт), этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, 30%-ный раствор хлористого кальция и т.д.). Оптимальная концентрация ингибитора С, введенного в поток газа, зависит от степени необходимого понижения температуры гидратообразования и количества влаги (воды), выделяющейся из газа. Минимальный расход ингибитора достигается при наивысшей возможной концентрации С.

31. Нефтяные эмульсии. Их классификация.

Нефтяные эмульсии – это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящиеся в мелкодисперсном состоянии.

В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы – внутреннюю и внешнюю. Внутренняя называется дисперсной фазой, и она разобщена, а внешняя называется дисперсионной средой, представляющей собой сплошную неразрывную фазу. Нефтяные эмульсии делятся на два больших класса:

1) эмульсии первого рода или прямые, когда капельки нефти, являющиеся дисперсной фазой, равномерно или неравномерно размещены в воде – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и условно обозначаются Н/В (рисунок а).

2) эмульсии второго рода или обратимые, когда капельки воды – дисперсная фаза равномерно или неравномерно размещены в нефти, являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и условно обозначаются В/Н (рисунок б)

аб

1- дисперсионная среда; 2- дисперсная фаза

рисунок 1 – Дисперсные системы (эмульсии).

Часто нефтяные эмульсии классифицируют также по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, и в связи с этим они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные.