CC BY
202
УДК 622.276.519.6
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В КАЧЕСТВЕ ТЕПЛОВОЙ И АНТИКОРРОЗИОННОЙ ИЗОЛЯЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ
П.А. РЕВЕЛЬ-МУРОЗ, вице-президент
ОАО «АК «Транснефть» (Россия, 119180, Москва, ул. Большая Полянка, д. 57). Н.Р. ГИЛЬМУТДИНОВ
М.Е. ДМИТРИЕВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., профессор, зав. кафедрой транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д.1). E-mail: [email protected]
В работе рассмотрено создание и использование контролируемого слоя асфальтосмолопара-финовых отложений, позволяющего обеспечивать защиту труб от коррозии, а также показано его применение в качестве теплоизоляционного материала. Предложена технология формирования слоя отложений с использованием влияния температурного фактора, теплоизоляционных свойств отложений и применения специальных очистных устройств.
Ключевые слова: отложения парафина, парафинизация, защита от коррозии, теплоизоляция.
Процесс парафинизации нефтепроводов широким кругом специалистов рассматривается как негативное явление, отрицательно влияющее на эксплуатацию нефтепроводов. В работе рассмотрена возможность и определены ключевые условия создания, а также использования с положительным эффектом контролируемого слоя асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам.
Предположение положительного использования АСПО в процессе транспорта нефти по нефтепроводам возникает из ряда очевидных факторов: во-первых, АСПО обладают низким коэффициентом теплопроводности, то есть могут использоваться в качестве теплоизоляционного материала труб; во-вторых, заполняя шероховатости и коррозионные повреждения внутренней поверхности труб, отложения являются коррозионно-защитным покрытием внутренней поверхности труб, изолируя контакт нефти с внутренней поверхностью трубопровода; в третьих, отшлифованный слой парафиновых отложений обладает незначительной шероховатостью, что способствует уменьшению гидравлического сопротивления и, как следствие, увеличению производительности перекачки или уменьшению энергозатрат.
Следует отметить, что для обеспечения положительного эффекта от использования АСПО на внутренней поверхности труб необходимо разработать технологию формирования контролируемого слоя отложений с учетом особенностей эксплуатации конкретного нефтепровода. Поскольку процесс образования отложений определяется большим количеством факторов, необходимо обработать определенный объем эксплуатационной информации, а именно режимы эксплуатации, конструктивные особенности трубопровода, влияние окружающей среды, состав и содержание отложений и их физико-механические свойства, а
также тепловые характеристики трубопроводной системы. Кроме того, для правильного подбора технологии формирования слоя необходимо знать свойства перекачиваемой нефти и ее групповой состав. Немаловажной информацией является начальная степень загрязненности внутренней поверхности труб. Неотъемлемой частью технологии запарафинивания является использование специальных технических средств для равномерного формирования контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов.
Внутренняя коррозия широко распространена как в промысловых нефтепроводах, так и при транспорте сернистой нефти по магистральным трубопроводам. В таких условиях защищать внутреннюю стенку трубы достаточно сложно и малоэффективно. Существуют различные покрытия, которые наносятся на внутреннюю поверхность труб в заводских условиях, но такой подход возможен только при проектировании вновь сооружаемых трубопроводов или реконструкции действующих путем замены труб. Применение защитных покрытий от внутренней коррозии создает ряд проблем, связанных с накоплением отложений на поверхности нефтепроводов, так как большинство внутренних коррозионно-стойких материалов и покрытий труб способствует интенсивной парафинизации. Поэтому использование АСПО для защиты от внутренней коррозии в настоящее время является достаточно актуальным, поскольку не требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат, так как используется естественный продукт, присутствующий в перекачиваемой нефти, который практически всегда сопровождается образованием отложений на внутренней поверхности нефтепроводов.
При эксплуатации нефтепроводов наблюдается теплоизоляционный эффект от наличия отложений на внутренней
поверхности нефтепровода, что можно использовать в практических целях для улучшения эксплуатационной надежности перекачки нефти по нетеплоизолированным нефтепроводам, а также поддерживать такой тепло-гидравлический режим работы трубопроводной системы, при котором наблюдается наименьшее количество неконтролируемых отложений, образующихся после сформированного контролируемого слоя АСПО на внутренней стенке трубы. Следует отметить, что образование слоя АСПО на внутренней поверхности оказывает влияние на тепловой режим работы трубопроводной системы, особенно для трубопроводов, построенных без тепловой изоляции. Очевидно, после пуска нового нетеплоизолированного трубопровода в эксплуатацию при перекачке парафинистой нефти происходит интенсивное образование АСПО на внутренней поверхности труб.
Основным осложнением при оценке теплоизоляционного эффекта от сформировавшихся пристенных отложений на внутренней поверхности действующих нефтепроводов является исследование теплопроводности АСПО, поскольку коэффициент теплопроводности зависит от многочисленных факторов и требует его определения в привязки к конкретным нефтям и условиям формирования отложений. То есть необходимо определять лабораторным путем теплопроводность отложений, образованных на внутренней стенке при перекачке конкретных нефтей по нефтепроводам.
Следующее направление использования контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности труб предполагает снижение энергозатрат в процессе транспортировки нефти. Данный эффект возможен при условии, что слой парафина будет очень тонким, а поверхность - отшлифованной на всей протяженности внутренней полости трубопровода.
Отметим, что рассмотренные выше направления являются комплексом мероприятий, работающих во всех направлениях одновременно, и в зависимости от поставленной цели делается упор на определенные критерии запарафинивания.
Используя исследования распределения отложений на внутренней поверхности по длине нефтепровода, проведенные многочисленными специалистами в разное время на различных экспериментальных и лабораторных стендах, а также натурные исследования действующих нефтепроводов, можно построить совмещенный график распределения температуры и отложений по длине трубопровода (рис. 1) [1, 2].
На указанном графике наблюдается типичное распределение отложений по длине трубопровода с совмещенным графиком распределения температуры. Данная картина характерна для случая, когда в формировании отложений на внутренней стенке нефтепровода ключевым фактором возникновения АСПО является температурный режим перекачки. Наибольшее количество отложений находится в зоне температуры массовой кристаллизации парафина.
Поэтому в основе технологии формирования стабильного по сечению и длине слоя АСПО в нефтепроводе должен лежать температурный фактор.
С учетом указанных убеждений предполагается с помощью манипуляций температурой закачки нефти в нефтепровод регулировать положения максимума отложений путем смещения зоны максимального количества
Рис. 1. Изменение температуры и распределения отложений по длине трубопровода:
1 - изменение температуры по длине нефтепровода;
2 - распределение отложений по длине трубопровода
7(У 65 60 55 50 45 Ь, °С
\
\
о, мм 8 4 40 '35 30 25 20 15 10 5
1
г 2 ч /
/
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 L, км
отложений от начала нефтепровода (при более низкой температуре закачки) к конечному пункту нефтепровода (увеличивая температуру закачки). Следует отметить, что немаловажную роль в сдвиге максимума отложений играет теплоизоляционный слой уже сформированных отложений начального участка нефтепровода. Технология предполагает также производить после каждого этапа запарафи-нивания периодические очистки поршнями и скребками специальных конструкций для поддержания слоя АСПО заданной толщины.
Такое поведение распределения АСПО по длине нефтепроводов не только подтверждено промышленными и стендовыми испытаниями многочисленных исследователей и специалистов, но и нашло отражение при решении задач моделирования процесса парафинизации [1-3]. Различные математические модели, основанные на экспериментальных данных, показывают аналогичное распределение отложений по длине нефтепровода. Одна из таких моделей наглядно показывает моделирование изменения толщины отложений парафинов с течением времени в зависимости от температуры жидкости на входе в трубопровод. Модель создана в программном комплексе PIPESIM при решении задачи определения уменьшения пропускной способности трубопровода при отлложении парафинов. Пример результата моделирования образования отложений прафина при эксплуатации трубопровода в зависимости от периода перекачки и температуры на входе в трубопровод представлен на рис. 2 [4].
На указанном графическом материале наглядно видно, что с течением времени толщина отложений увеличивается, а с увеличением температуры закачки положение зоны максимального количества отложений стремится от начала трубопровода к конечному пункту. Рассматриваемая модель подтверждает предположение о том, что основополагающими факторами в формировании отложений является температурный режим трубопроводной системы и теплоизоляционные свойства слоя отложений на внутренней поверхности труб.
Рис. 2. Изменение толщины отложений с течением времени в зависимости от
температуры жидкости на входе в трубопровод: 1 - темп. 30 °С, период 12 ч; 2 - темп. 30 °С, период 3 дня; 3 - темп. 50 °С, период 12 ч; 4 - темп. 50 °С, период 3 дня; 5 - темп. 70 °С, период 12 ч; 6 - темп.70 °С, период 3 дня
|4
31
\ 4Х
/6
\
\ 4
-<1 /3
---- ----- ----- ----- -----
400 800 1200
1600 2000 2400 2800 Длина трубопровода, м
Процесс формирования контролируемого слоя АСПО на внутренней стенке нефтепровода можно представить следующим образом. На первом этапе предполагается осуществить запарафинивание начального участка нефтепровода, для этого необходимо снизить температуру закачки до величины, близкой к температуре массовой кристаллизации парафина. Но при этом для обеспечения надежности эксплуатации может понадобиться нестационарный пункт подогрева на некотором расстоянии от нефтеперекачивающей станции, так как может возникнуть угроза застывания нефти в нефтепроводе. После того как сформировались отложения до установленной величины на начальном участке трубопровода, необходимо произвести запуск специального очистного устройства, конструкция которого позволяет при очистке оставить за собой условно постоянный по длине и сечению слой АСПО. На последующих этапах с учетом увеличения температуры закачки
и особенностей теплоизоляционных свойств сформированного слоя АСПО положение максимума отложений будет смещаться к конечному пункту. При этом после каждого этапа запара-финивания необходимо контролировать толщину слоя АСПО и периодически пропускать специальные очистные устройства. Количество этапов определяется в зависимости от длины перегона запарафинивания, особенностей перекачиваемой нефти, температурного режима перекачки и условий эксплуатации нефтепровода.
В работе произведено моделирование процесса формирования слоя АСПО на внутренней поверхности стенки трубопровода диаметром 820 мм и длиной 100 км.
Моделирование процесса теплообмена сводится к решению уравнения конвективного переноса тепла для перекачиваемой нефти и уравнения теплопроводности для окружающего нефтепровод грунта вместе с соответствующими граничными и начальными условиями.
Этапы последовательного запарафинивания нефтепровода представлены на рис. 3.
В результате моделирования процесса формирования контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов, как показывают графики, можно создать на всей протяженности нефтепровода слой отложений необходимой толщины. Технологию запарафинивания, основанную на теплоизоляционных свойствах отложений и изменениях температуры закачки нефти в трубопровод с поэтапными очистками специальными очистными устройствами, способными оставлять после прогона за собой условно равномерный слой как по сечению трубы, так и по ее длине, можно представить в виде схемы (рис. 4).
3200 3600 4000
Рис. 3. Этапы последовательного запарафинивания нефтепровода
1 этап - после условного периода эксплуатации; 2 этап - после пропуска очистного устройства и условного периода эксплуатации; 3 этап - после пропуска очистного устройства и условного периода эксплуатации; 4 этап - после пропуска очистного устройства и условного периода эксплуатации
6
5
3
2
0
1 -й этап
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 Ь, км
3-й этап 8 4
У \ N
V
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 Ь, км
40
м
30 20 10
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 Ь, км
4-й этап 8 4
40 м 30 20 10
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 Ь, км
40
40
6. мм
6. мм
2-й этап
Рис. 2. Изменение толщины отложений с течением времени в зависимости от температуры жидкости на входе в трубопровод. 1 - темп. 30 °С, период 12 ч; 2 - темп. 30 °С, период 3 дня; 3 - темп. 50 °С, период 12 ч; 4 - темп. 50 °С, период 3 дня; 5 - темп. 70 °С, период 12 ч; 6 - темп.70 °С, период 3 дня
Конкретные параметры, устанавливаемые по данной технологии, зависят от многочисленных входных данных, условий эксплуатации и других факторов, определение которых требует проведения необходимых исследований, экспериментов и моделирования процесса отложений АСПО в трубах с учетом существующей наработанной базы по исследованию парафинизации труб, а также существующих моделей формирования отложений в трубах.
На основе технологии запарафинивания разрабатываются программы формирования контролируемого слоя АСПО на внутренней стенке трубопровода в зависимости от поставленных целей и задач, а также требуемого результата использования слоя в практических целях (теплоизоляция, защита от внутренней коррозии, уменьшение энергозатрат). Универсальная комплексная программа запарафинивания рассматривалась в работе [5].
Программой определены основные направления исследований особенностей транспорта парафинистых нефтей и процессов отложения парафинов на внутренней стенке трубы [5].
При разработке программ и технологий необходимо проводить исследования в области прогнозирования процесса парафинизации при транспорте нефти по нефтепроводам, а также рационализации теплогидравлических режимов перекачки различных нефтей по трубопроводам. Кроме того, производится оценка влияния различных факторов на процесс транспорта высоковязких и парафинистых нефтей по магистральным нефтепроводам, в том числе и на процесс теплообмена между перекачиваемой нефтью и окружающей средой.
Для реализации программ и технологий формирования контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов необходимо также вести работы по разработке новых и совершенствованию существующих конструкций очистных устройств (скребков, поршней и т.д.) в части изменения геометрии приборов и подбора материала манжет и поршней с учетом специфики создания слоя отложений, который будет стабилен по сечению и длине нефтепровода. При работе необходимо учитывать преимущества и недостатки известных конструкций, хорошо зарекомендовавших себя на практике.
Создание контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности позволит решать следующие технические задачи:
• уменьшить тепловые потери от нефти в окружающую среду, что позволяет избежать протаивания грунта в условиях вечной мерзлоты и влияния тепла на окружающую среду, в том числе на флору и фауну в морском транспорте;
• увеличить температуру перекачиваемой нефти, что положительно сказывается на процессе парафинизации на стадии эксплуатации нефтепроводов, то есть если температуру поддерживать на уровне выше температуры кристаллизации парафина, то можно достичь минимума накопления отложений в процессе уже запарафиненного нефтепровода;
• уменьшить вязкость перекачиваемой нефти, что приведет к снижению гидравлического сопротивления и потерь энергии при транспортировке нефти;
• обеспечить при определенных условиях транспорт высокозастывающей нефти по нетеплоизолированным трубопроводам;
• осуществить способ теплоизоляции трубопроводов в условиях действующих предприятий без остановки перекачки и вскрытия трубопровода;
• использовать слой АСПО для защиты от внутренней коррозии, не требуя при этом больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
* 2
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дмитриев М.Е., Хасанова К.И., Мастобаев Б.Н. Экспериментальные исследования процесса парафинизации континентальных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2011. Вып. 1 С. 12-15.
2. Дмитриев М.Е., Хасанова К.И., Мастобаев Б.Н. Анализ результатов экспериментальных исследований по влиянию различных факторов на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2011. Вып. 2 С. 10-14.
3. Мастобаев Б.Н., Дмитриев М.Е., Хасанова К.И. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 44-47.
4. Презентация программы Schlumberger PIPESIM [электронный ресурс]. URL: http://www.sis.slb.ru/ (дата обращения: 01.10.2015).
5. Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Новые направления использования асфальтосмолопарафино-вых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. Вып. 2. С. 8-12.
USING OF ASPHALTENE DEPOSITS AS A HEAT AND CORROSION INSULATION OF OIL PIPELINES
REVEL''-MUROZ P.A., Prezident
Transneft, JSC (57, Bolshaya Polyanka St., 119180, Moscow, Russia) GIL''MUTDINOV N.R.
Transneft Urals, JSC (10, Krupskoy St., 450077, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
DMITRIEV M.E., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
MASTOBAEV B.N., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The paper considers the creation and use of a controlled layer of asphaltene deposits helping to protect the pipes from corrosion, as well as illustrated its application as insulation material.Technology of layer formation of deposits is suggested layer formation of deposits with the effect of the temperature factor, heat-insulating properties of sediments and the use of special cleaning devices.
Keywords: paraffin deposits, corrosion protection, thermal insulation REFERENCES
1. Dmitriyev M.Ye., Khasanova K.I., Mastobayev B.N. Experimental studies of wax precipitation of continental pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2011, no. 1, pp.12-15 (In Russian). Dmitriyev M.Ye., Khasanova K.I., Mastobayev B.N. Analysis of the results of experimental studies on the influence of various factors on the wax precipitation of main oil pipelines. Transport ikhraneniye nefteproduktoviuglevodorodnogo syr'ya, 2011, no. 2, pp.10-14 (In Russian).
3. Mastobayev B.N., Dmitriyev M.Ye., Khasanova K.I. Improving monitoring systems of offshore fields wax precipitation. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2012, no. 4, pp. 44-47 (In Russian).
4. Prezentatsiya programmy Schlumberger PIPESIM. Available at: http://www.sis.slb.ru/ (accessed 1October 2015).
5. Gil'mutdinov N.R., Dmitriyev M.Ye., Mastobayev B.N. New approaches for use asphaltene deposits in the pipeline transportation of oil. Transport i khraneniye nefteproduktov iuglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 2, pp. 8-12 (In Russian).
