Курстық жұмыс: Химия | Парафинизация процессі

Мазмұны

Кіріспе.
І Технологиялық бөлім.
1.1. Парафинизация процессі.
1.2. Парафиннің бөлінуімен күресу тәсілдері.
1.3. Парафиннің бөлінуімен күрестің жылулық тәсілдері.
1.4. Химиялық тәсілдер.
1.5. Механикалық тәсілдер.

ІІ Қауіпсіздік техникасы мен қоршағн ортаны қорғау.
2.1. Ластану көздері.
2.2. Қауіпсіздік техникасының шаралары.

Қорытынды.
Әдебиеттер.

1.1. Парафинизация процессі

Құрылғыларда өткен парафинизация процессі скважинаның қалыпты жұмысының бұзылысына алып келеді. Парафин қабатының түзілуі арқасында труба қабырғалары жіңішкеріп мұнай ағымы азаяды. Бұл сұйықтықтың қозғалысындағы қарсыласуды жоғарылатады, бұл сұйықтықты трубадан алуға қажетті қысымның азаюына салып келеді.
Парафиндік қабаттың уақыт бірлігінде даму процессі парафинизация интенсивтілігі деп аталады. Парафинизация интенсивтілігі бірнеше факторларға тәуелді: мұнай құрамына, қажетті жағдайдағы мұнайдың физико-химиялық қүрамына, арнайы берілген температура мен қысымға, сұйықтықтың қозғалыс жылдамдығына.
Мұнай құрамында Cu; Н34ДОС < 4Ні; 0 г.е. көмірсулардан басқа ауыр көмірсулар да бар. Осыған қарап парафин әр түрлі молекулярлық массалардан тұрады деген пікірге келуге болады. Парафин қабаттарының құрамында парафиннен басқа асфальтен мен смолада бар. Мұнайлық смола өздігінше күкірт, оттегі және азоттық концентрациясының қосындыларынан тұрады. Смоланың молекулалық массасы 500-ден 1200 арасында, ал тығыздығы 1-ге жақын.
Асальтендер – мұнайдағы ең үлкен молекулалық массалық қосылыс, оның құрамында оттегі, күкірт, азоттың үлкен мөлшері және аз мөлшерде сутегі бар. Молекулалық массасы смоладан екі-үш есе көп.
Асфальтендер ерімейді және кіші молекулалық парафиндік көміртегілі. Мұнайдағы парафин құрамы 2 ден 15% аралығында болады.
Дунга мұнай нені ірі парафинді болып табылады, мұнайда Ю1А және Ю1Б 11,7 – 14,5% парафин, асфальтен 3,85%, смола 10% дейін.
Апттық мұнай кенінде 13,9% парафин, 0,7% асфальтен, 7,3% смола бар.
Пласттық жағдайларда парафиндік көмірсулар еріген қалыпта болады. Мұнайдың көтерілуінде үздіксіз температура мен қысым өзгеріп тұрады. Осының нәтижесінде мұнай жүйесіндегі салмақ теңдігі өзгереді – еріген газ – еріген парафин. Арнайы қысым мен температурада газдың фаза мен парафин, қатты фаза пайда болады.
Парафиннің кристалдану температурасы парафиннің құрамының жоғарылауы мен оның молекулалық массасының ұлғаюымен көтеріледі.
Негізінен алғанда парафин түзілу механизмі кристалдану механизмі болып табылады,мұнда газдық сұйық ағым ауыр компоненттерді транспорттау жағдайында парфиннің түзілуі мен әрі қарай жиналуы жер астындағы құралдың беткейіндегі кристалдардың көлемінің жоғарылауына байланысты. Парафиннің түзілуі жер астындағы құрылғының мұздай қабырғаларынан басталады. Қабырға маңындағы қабаттағы газды сұйықтық ағымының локальді температурасы төмендегенде парафиннің де ерігіштік қабілеті азаяды және түтік кеткейіне қатты фазада бөліліп шығады. Еріген парафиннің әрбір және газды мұнай араласпасының әрбір концентрациясы үшін қатты фазаға түсу басталатын арнайы температура белгіленген, парафиндік қабаттың түзілуі скважинаның барлық жұмыс режмінде кездеседі, бұл жерде парафин қабатының түзілуінде парафин кристализациясының түзілуінің айқын температурасы кеміленген. Ол сулы мұнайлы қосындысының түзілу температурасынан аз болып келеді.
Парафиндік қабаттардың түзіліп, жинақталуы әр түрлі факторлардың әсерінен болады. Алайда, барлық факторларды қосқандағы склеротикалық құбылысты модельдеу өте қиынға соғады, жеке жағдайларда, мұндай әрекетті жазу кезінде эмпирикалық модельді параметрлерге жаңа көлем қосуды талап етеді. Осыған байланысты, қатты фазаның пайда болуында негізінен температураның төмендеуінен қабырға маңындағы сұйықтықтың ағуының жоғалуы анықталады (бірінші сызба). Бұл арқылы мынаны түсіндіруге болады, сұйықтықта ауыр компоненттің көлемі өте көп, бұл қатты фазаға алып келеді, ал парафиннің түзілуінің интенсивтілік процессі қатты түзілудің бетіндегі жылулық баллансының жағдайымен анықталады (1 формула).
Мұндағы Рх0 – парафин қабатының түзілуінің х көтерілуі мен олон 0 жиындағы қатты фазаның интенсивтілігінің жылу өткізу коэффициенті мен шынайы тығыздығы: τ – парафин түзілуіндегі салыстырмалы жылулық.
Қатты фазаның ішкі беткейі изометриялы және оның температурасы Тл = 7 деп есептей отырып және қатты қабаттағы температураның бөлінуі әрбір уақыт сәтіне теңдей бөлінеді. (2 формула). Бұл теңдеуді мынадай түрге келтіруге болады. (3 формула).
Мұндағы LХ – қатты фазаның температура өткізу коэффициенті.
Т0 – НКТ ішкі қабырғасының температурасы.
скважинадағы газды мұнай ағымының құрылымына, сонымен қатар қатты фазаға не канал қабырғасына жақын қабаттың беткейіндегі ағым ерекшелігіне тәуелді жылу беру коэффициенті.
(3) формула арқылы уақыт ішіндегі парафиннің түзілуінің эволюциясын есептеуге болады. Осы сызба парафинді қатерлі ұзақтықты алып тастауға көмек береді, парафиннің түзілуін адекватты жазуға болады, бірақ скважина колоннасында парафинизацияның темпінің көтерілуіне алып келеді. (с формула).
Парафинді қабаттың уақыт ішінде түзілуіне берілген эволюция қатты фазаның беткейінде (с) теңдеуі арқылы анықталады. Алынған есептеу формасы мен өсу темпінің профилі осы берілгендерге сәйкес келеді.
1 сурет. Уақыттың әр түрлі сәтіндегі скважинаның жоғары пелігіндегі колоннаның ішкі қабатында парафиннің түзілуінің прафилограммасы.
1. 2. 3. 4 сызықтары 1-4, 8, 10 және 11 тәулікке сәйкес келеді.
2 сурет. Скважинаның жоғарғы бөлігіндегі газды сұйықтықты ағымның орташа температурасын анықтау. 1 сызығы колоннаның көтерілу қабырғаларында парафин қабаты түзілмеген сәтке сай, 2 – 1 мм қалыңдықтағы парафинді қабат бар сәтке сай келеді.
Осы арқылы, осы схеманың көмегімен жұмыс басталған уақыттан әртүрлі сәтке сәйкес скважинаның көтерілу колонналарының ішкі қабырғаларына мұнайдың парафин қабаттарының түзілу қалыңдығын анықтауға болады.
Сандық есептеулер, сонымен қатар тәжірибе көрсеткендей скважинаның барлық интервалында ішкі температура көтерілу колоннасында парафиннің кристализациялану процессінің басындағы т-ң төменденуі аз ғана қалыңдықтағы парафин қабатының түзілуіне алып келеді. Бұл скважина ішінде температураның тұрақталуы парафинді қабаттың 1-к-к жылу бөлу серіне алып келетінін түсіндіреді. Егер ешқандай шара қолданылмаса, парафиндік қабаттың әрі қарай қалыңдауын көруге болады. Каналдан сұйықтық өту тесігінің тарылуы. Одан әрі қарай азаяды, соңында парафиндік кептеліс түзіледі. Қабаттың көлемінің интенсивті жоғарылауы каналдың тесігінің жіңішкеруіне алып келеді. (1 сурет) сонымен қатар есептеулер газды сұйықтық ағымы мен ішкі қабырғаның 1 П/Т температурасы парафин қабаты қалыңдаған сайын төмендейді, әрі қарай жылу өткізу әсері мен әрі қарай өсу темпі де азаяды. Осыдан қарама-қарсы факторлар әсер етеді: қабат қалыңдауы арқылы қысым жоғарылайды, бұл скважина маңындағы температураны да төмендетеді. Скважина дебитіндегі «скляроз» процессі және скважинадағы өнімнің үлкен көлемі сызықтық жылдамдықтағы фазада азаяды.
Бірнеше миллиметрге дейін жиналған қабаттың жою үшін, мысалы: еріткіштермен, өте көп уақытта талап етеді. Осы арқылы парафиндік қабаттың түзілуімен күресудегі әдістерден ең бірінші перевенивті яғни технологияны абайлап жүзеге асыруды қолдану алдында жер асты құрылғылардың станогына тыртық түсіріп алмау керек.
Парафинді қабаттың түзілуін болдырмаудың ең әмбебап құралы скважинаның көтерілу каналында оптимальді температуралық режимді сақтау (көтерілу колоннаның қабырғасындағы температура парафиннің кристализациялануының басталу фазасындағы температурадан жоғары болу керек). Парафин қабатының түзілуімен күресу әдісіне скважина түтігіндегі жылу беруді төмендету шараларының комплексі жатады (3 сурет).
3 сурет. Скважинадағы түтік аралық кеңістіктегі заттың жағдайы мен оның түріне байланысты скважинадағы газды сұйықтың орташа температурасын анықтау. 1. 2. 3 сызықтар түтік аралық кеңістік сұйықтыққа толы: сұйықтық, газ, газдың термогравитациялық қалпына сәйкес келеді.
Т0(1) – геотермальдік температура.
4-сурет. dh жылу оқшаулауыш материалға тәуелді скважинадағы газды сұйықтық ағымының орташа температурасын анықтау. П-0-0,067 Вт/(мК) жоғары колоннаның ішкі шекарасы. 1, 2, 3 қисықтары dh = 0,5 және 10 ммсәйкес келеді, басқа түтік аралық көлем кеңістігі мұнайға толы.
Жоғары өрлеуші колоннаның температурасын жоғарылату үшін жылу оқшаулауыш түтіктерді қолдану керек (4 сурет). Скважинаны жылу оқшаулауыш түтікпен бірге эксплуатациялау қатып қалған мұзды грунттың еру уақытын жоғарылатады, бұл скважина мен скважина маңындағы тұрақтылықты тудырады.
Басқа жағынан мұндай түтіктерді құру қиын және экономикалық жағынан расталмаған.
Скважина дебитінің төмендеуімен афаринді түзілімдердің өсу интенсивтігі жоғарылайды (жылдамдық фазасы азаяды ма), айналадағы таулы породаға үлкен жылу көлемін өрлеу бөлігіне уақытша беріп тұрады. Газды сұықтық ағымының температурасы скважина биіктігінде төмендейді. (5 сурет). Осыдан соң парафиндік қабаттың түзілуі тез өседі.

1.2. Парафиндік бөлінулермен күрес тәсілдері

Парафиннің алғашқы кристалдары түтік қабырғаларында екі фаза шекарасында түзіледі – сұйықтық – түтік қабырғасы. Мұнайдың техникалық араласпасына парафиннің кристалдану ошағы жатады. Сонымен бірге қабырғада кристалдардың түзілуіне қабырға температурасы, яғни ағым температурасынан төмен температура әсер етеді.
Парафин кристалдары түзілу үшін ерітінді қайда түзілу фазасына тағыда өту керек.
Бұл сатыға мынадай факторлар әсер етеді: жүйенің статикалық және динамикалық жағдайы; түтік қабырғаларының беткейінің физико-химиялық сипаттамасы; түтік қабырғасының кеңдігі.
Скважина бағанындағы температура екі бағытта өзгереді; ветикальды және горизонтальды сұйықтықтың қозғалу жылдамдығына байланысты температуралық градиент өзгереді. Ағым жылдамдығы жоғарылаған сайын жылу градиенті де жоғарылайды. Мұнайдың скважинаның жоғары көтерілу бөлімінде сууына мыналар жатады: жылуды қарамаған ортаға бөлу, мұнай құрамынан газдың бөлінуі.
Қабаттардың скважинада түзілу орнына байланысты екі топқа бөлуге болады. Бірінші топқа қабаттың қалыңдығы скважина шыңында жоғарылайтыны ......