CC BY
20
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-2-16-23
МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
ЧАСТЬ 1. ОЦЕНКА ПРИМЕНИМОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ ЭМПИРИЧЕСКИХ ФОРМУЛ
MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES
PART 1. EVALUATION OF THE APPLICABILITY OF LOCAL EMPIRICAL FORMULAS
Хасанов И.И.1, Шакиров Р.А.1, Бикбулатов Р.В.1 2, Сафина О.Р.2
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: [email protected] ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]
2 ООО «РН-БашНИПИнефть», 450006, г. Уфа, Россия E-mail: [email protected]
E-mail: [email protected]
Резюме: Объектом исследования является процесс парафинизации магистральных и промысловых нефтепроводов на территории России, эксплуатация которых осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). В первой части исследования авторами на основании рассмотренного опыта создания универсальных математических моделей создан ряд моделей с различной концентрацией парафина в программном комплексе OLGA, выведены локальные эмпирические зависимости для расчета ключевых параметров парафинизации в зависимости от срока эксплуатации. Полученные результаты говорят о возможности применения эмпирических формул для оценки состояния нефтепровода в случае длительного интервала между пропуском очистных устройств, а также подтверждают идею о теплоизоляционных свойствах АСПО.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, нефть, парафинизация, АСПО, моделирование.
Для цитирования: Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Бикбулатов Р.В., Сафина О.Р. Моделирование и определение характеристик процесса парафинизации магистральных нефтепроводов. Ч. 1. Оценка применимости локальных эмпирических формул // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2023. № 2. С. 16-23.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-2-16-23
Благодарность: Исследование выполнено в рамках программы УМНИК Фонда содействия инновациям по договору № 17264ГУ/2022 от 05.04.2022.
Khasanov Ilnur I.1, Shakirov Ruslan A.1, Bikbulatov Ruslan V.1, 2, Safina Oksana R.2
1 Ufa State Petroleum Technical University, 450062, Ufa, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: [email protected] ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]
2 RN-BashNIPIneft LLC, 450006, Ufa, Russia E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]
Abstract: The object of the study is the process of waxing of main and field oil pipelines in Russia, the operation of which is complicated by the precipitation of asphalts, resins, and paraffins formation. In the first part of the study, the authors, based on the experience of creating universal mathematical models, created a number of models with different concentrations of paraffin in the OLGA software package, derived local empirical dependencies for calculating the key parameters of waxing depending on the service life. The results obtained indicate the possibility of using empirical formulas to assess the state of an oil pipeline in the case of a long interval between the passages of treatment devices, and also confirm the idea of the thermal insulation properties of asphalts, resins, and paraffins formation.
Keywords: main oil pipeline, oil, paraffinization, asphalts, resins, and paraffins formation, modeling.
For citation: Khasanov I.I., Shakirov R.A., Bikbulatov R.V., Safina O.R. MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES. PART 1. EVALUATION OF THE APPLICABILITY OF LOCAL EMPIRICAL FORMULAS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons, 2023, no. 2, pp. 16-23.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-2-16-23
Gratitude: The study was carried out within the framework of the UMNIK program of the Innovation Assistance Fund under Contract No. 17264GU/2022 dated 05 April 2022.
Процессы транспорта нефти в России зачастую осложнены образованием и выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), которые кристаллизуются и осаждаются на внутренней стенке трубопроводов. После образования на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования процессу парафинизации также подвергаются магистральные нефтепроводы, что является причиной таких негативно влияющих на режим работы трубопровода факторов, как уменьшение пропускной способности нефтепровода, увеличение давления в нефтепроводе,
наличие участков с отсутствующими или искаженными результатами ультразвуковой диагностики, застревание очистных устройств.
Основной причиной формирования АСПО является переход в твердое агрегатное состояние тяжелых углеводородов (С15+) при значительном их содержании в составе нефти под влиянием снижения температуры нефти в процессе транспорта до значения, соответствующего температуре начала массовой кристаллизации парафинов. Основную долю АСПО составляют парафины,
содержащиеся в нефтяной системе в растворенном или кристаллическом состоянии, и являющиеся смесью церезинов и насыщенных алканов (парафиновых и изопарафино-вых углеводородов). Наряду с парафиновыми углеводородами в состав углеводородной части АСПО входят нафтеновые и ароматические углеводороды [1].
По количеству парафинов, содержащихся в нефтях, их можно классифицировать на следующие типы:
- малопарафинистые (до 1,5% общей массы);
- парафинистые (1,5-6% общей массы);
- высокопарафинистые (свыше 6% общей массы) [2].
Известно, что на процесс формирования АСПО оказывают влияние такие факторы, как продолжительность пара-финизации, содержание в перекачиваемой нефти парафинов, смол, асфальтенов, механических примесей; немалое влияние оказывает режим перекачки, а также тепловые параметры нефти и трубопроводной системы в целом.
Проблема выпадения АСПО характерна как для магистральных, так и для промысловых нефтепроводов, что представлено в исследованиях [3-5]. Среди различных методов, направленных на предотвращение выпадения АСПО или борьбу с уже сформировавшимися отложениями, универсальным и достаточно эффективным является пропуск очистного скребка, счищающего накопившиеся на внутренней поверхности трубопровода отложения. Зачастую для нефтепроводов, рабочей средой которых являются высокопарафинистые нефти, для улучшения качества очистки обслуживаемого участка в процессе пропуска очистного устройства в трубопровод закачивают растворители парафиноотложений (например, СНПХ-7870). В зависимости от параметров перекачки, условий залегания нефтепровода, состава нефти и ее реологических характеристик частота пропуска очистного устройства может варьироваться в широких диапазонах от 30 до 360 дней. Часть методов, которые могут использоваться в промысловых нефтепроводах, не предназначена для магистральных трубопроводов. Так, применение теплоносителей для поддержания температуры перекачки выше температуры начала массовой кристаллизации парафинов нецелесообразно для магистральных нефтепроводов, поскольку данный метод в трубопроводах диаметром более 530 мм будет эффективен только на коротком расстоянии и не окажет воздействия на всю длину нефтепровода, а применение растворителей/ингибиторов парафиноотложений в ряде случаев может быть экономически нерационально ввиду их высокой стоимости.
Для наиболее эффективной борьбы с АСПО и составления графика очистки нефтепровода требуется возможность прогнозирования величины отложений на стенках нефтепроводов в определенный момент эксплуатации. Для решения данной задачи с 1950-х годов рядом ученых были разработаны математические модели процесса парафи-низации, которые позволяют оценить толщину слоя АСПО по длине нефтепровода и, соответственно, изменение проходного сечения нефтепроводов по длине в зависимости от времени. Следует отметить, что результаты моделирования также позволяют выбрать наиболее оптимальный режим перекачки с точки зрения процесса парафиноотло-жения. В СССР математическим моделированием процесса параафинизации занимались такие ученые, как В.Е. Губин, Ф.Г. Мансуров [6], П.Б. Кузнецов [7], В.Г. Зубарев [8],
Б.Н. Мастобаев и Е.А. Арменский [9]. Развитие области математического моделирования и сравнение теоретических результатов с экспериментальными данными привели к следующим выводам:
- математические модели сложны для практического применения, поскольку требуют большого количества экспериментальных данных для определения коэффициентов, что в условиях производства достаточно затруднительно, а в условиях морских подводных трубопроводов практически не осуществимо;
- математические модели работают в том диапазоне входных параметров, в котором они обучены; в случае если возникает выход за диапазон, расчеты будут недостоверными. Поэтому в каждом конкретном случае необходимо адаптировать модель для новых условий исследуемого трубопровода [10].
Современные методы решения задач в области добычи и транспорта нефти и газа предполагают использование результатов развития науки в сфере искусственного интеллекта - искусственных нейронных сетей [11]. Ранее, в статье [12], авторами отмечалось, что уже с нулевых годов нейросетевые модели успешно внедряются в процессы интеллектуализации месторождений и области трубопроводного транспорта. Так, на сегодняшний день разработаны нейросетевые модели, позволяющие прогнозировать эффективность применения противотурбулентных присадок для магистральных нефтепроводов, а также оценивать поврежденность магистральных газопроводов дефектами коррозионного растрескивания под напряжением.
Для разработки комплексного универсального решения задачи по формированию прогноза выпадения АСПО во времени следует использовать современные программные комплексы, которые позволяют при условии достаточного числа исходных данных сформировать локальные эмпирические зависимости в рамках нефтепровода и перекачиваемой нефти и в дальнейшем использовать их для формирования нейросетевой модели.
Целью данной статьи является формирование зависимостей процесса парафиноотложения для модели магистрального нефтепровода, осложненного выпадением АСПО при транспортировке нефти. Для моделирования процесса парафиноотложения, которое было проведено в программном комплексе OLGA, в качестве флюида была использована нефть, углеводородный состав которой представлен в табл. 1. Модель трубопровода представляет собой нефтепровод диаметром 530x7 мм, протяженностью 80 км. В задаче принято допущение, что трубопровод является идеальным и не имеет перепада геометрических отметок относительно начальной по всей длине трубопровода. Нефтепровод проложен в грунте типа суглинка и имеет в качестве изоляции защитное покрытие весьма усиленного типа (ВУС). Подробные характеристики модели, включающие как параметры режима работы нефтепровода, так и характеристики грунта, представлены в табл. 2.
Известно, что одним из эффективных химических методов, направленных на предотвращение выпадения АСПО, является применение депарафинизаторов, позволяющих уменьшить содержание парафинов в нефти [16]. Предполагая возможность их использования, в рамках оценки влияния изменения концентрации парафинов в программном комплексе KBC Multiflash создан ряд моделей со
следующими значениями содержания парафина в нефти: 1; 1,5; 2; 3; 4; 5; 6; 7. Данный диапазон охватывает все виды нефтей в соответствии с ранее упомянутой классификацией нефтей по содержанию парафинов. При изменении содержания парафина в нефти были переопределены параметры флюида, в частности молярный состав нефти, температура начала массовой кристаллизации парафинов.
Моделирование работы нефтепровода было проведено с каждым из флюидов. На рис. 1 представлено распределение парафиноотложений по длине нефтепровода в зависимости от концентрации парафина по истечении заданного условиями моделирования времени работы нефтепровода - 180 дней. Анализ результатов показывает, что при увеличении концентрации парафина в нефти происходит «сжатие» по длине кривой распределения АСПО, появление новых пиков после отметки, соответствующей середине нефтепровода, на которые по мере увеличения концентрации приходится максимальная толщина выпадения отложений.
Среди параметров процесса пара-финоотложения, которые позволяют оценить критичность процесса и необходимость действий, направленных на корректировку применяемых для предотвращения выпадения АСПО или очистку образовавшихся на внутренней стенке нефтепровода отложений методов, можно выделить следующие:
- максимальная толщина АСПО
6АСПОтах' мм;
- объем АСПО по длине нефтепровода КаспО' м3.
На рис. 2, 3 представлены графики
изменения максимальной толщины АСПО и суммарного объема АСПО в нефтепроводе с шагом 30 дней в зависимости от концентрации парафина в нефти. Отмечается, что по мере увеличения концентрации парафина в нефти скорость изменения роста рассматриваемых величин для одной и той же временной отметки замедляется. Таким образом, можно предположить, что в случае формирования локальных эмпирических зависимостей для указанных параметров отложения наибольшая достоверность получаемых по формулам значений будет релятивна для нефтей с высоким содержанием парафина. Полученные в ходе моделирования значения 8АСПОтах и КАСПО представлены в табл. 3, 4.
Таблица 1
Углеводородный состав нефти
Компонент Содержание, % масс. Компонент Содержание, % масс.
С2 0,07 С7-10 9,75
С3 0,44 С11—15 15,42
0,28 С16-20 13,97
п-С4 0,6 С21-25 11,69
0,73 С26-30 9,75
п-С5 0,45 С31-36 9,17
с6 1,43 С37+ 26,25
Таблица 2
Параметры модели
Параметр Значение
Концентрация парафина в нефти п, % масс. 1...7
Расход нефти 0, м3/ч 1300
Начальная температура нефти ?Н, °С 60
Глубина залегания (от верхней образующей) Н, м [13] 0,8
Абсолютная шероховатость А, мм 0,1
Средняя температура грунта на оси трубопровода °С [14] 7,58
Толщина теплоизоляции типа ВУС hИЗ, мм [15] 3,5
Коэффициент теплопроводности изоляции ХИЗ, Вт/(мК) 0,037
Плотность грунта рГР, кг/м3 1800
Удельная теплоемкость грунта СГР, Дж/(кг ■ °С) 3402
Коэффициент теплопроводности грунта аГР, Вт/(м ■ °С) 0,75
Плотность нефти при 20 °С р293, кг/м3 891,4
Длительность работы нефтепровода ^ дней 180
Давление в конце участка нефтепровода РК, МПа 1
Рис. 1. График распределения АСПО по длине модельного нефтепровода в зависимости от концентрации парафина (%) через 180 дней
2 1,8 1,6
I 1,4
,1,2
О <
Ю 1
0
§ 0,8
СО
Л 0,6
1 0,4 0,2
0
/ • 12
/ /
,л / / ,Х //у ..•
. 7 > / / ¡1 : У ™ . ✓ / ✓
ЧШ ! 1 / / г
| / ^—
1 1 ! 1
10000
-1%
20000
2%
30000
3%
40000
50000 60000 70000 80000 Расстояние от начала трубопровода Ц м
4%
5%
6%
7%
0
Таблица 3
Значения максимальной толщины АСПО $аспопшх' мм
Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 0,18 0,22 0,27 0,35 0,43 0,50 0,57 0,66
60 0,25 0,30 0,36 0,48 0,59 0,68 0,79 0,90
90 0,30 0,36 0,43 0,58 0,70 0,81 0,95 1,08
120 0,34 0,41 0,49 0,65 0,79 0,91 1,07 1,23
150 0,37 0,45 0,54 0,72 0,87 1,00 1,18 1,35
180 0,40 0,49 0,59 0,78 0,94 1,08 1,28 1,46
Таблица 4
Значения объема АСПО V
АСПО'
м
Время от начала работы трубопровода, дни
30 60 90 120 150 180
Концентрация парафина в нефти, %
11,38 16,43 20,08 23,04 25,57 27,81
16,44 23,27 28,21 32,22 35,65 38,69
20,65 28,98 35,01 39,91 44,10 47,82
28,46 39,61 47,67 54,22 59,82 64,77
36,27 50,17 60,21 68,35 75,31 81,46
44,48 61,23 73,30 83,07 91,43 98,81
52,42 71,90 85,94 97,30 107,01 115,58
59,69 81,65 97,47 110,27 121,21 130,86
I
Рис. 2. Изменение максимальной толщины АСПО по длине нефтепровода в зависимости от времени работы трубопровода и содержания парафина
1,6
1,4
: 1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
____ <
. 4 О ,
. 4
___ • "л V___— ___ • • »
__________ __■ • •
г"____
5 6 7
Концентрация парафина в нефти п, %
30 дней
60 дней
90 дней
120 дней
150 дней
Для формирования соответствующих эмпирических зависимостей и их проверки на адекватность используем полученные массивы данных и определим соответствующую функциональную зависимость. Предлагается использование линейной множественной регрессии вида
г = ах+Ьу+с, (1)
где х, у - переменные; а, Ь, с - эмпирические коэффициенты, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов.
В рамках функций 8ДСПОтах и УАСПО переменными являются концентрация парафина в нефти п и время от начала моделирования t.
Используя метод наименьших квадратов, при помощи ЭВМ были получены соответствующие эмпирические коэффициенты и зависимости для рассматриваемой нефти:
8ДСПОтах = 0,1327П + + 0,0031 t - 0,1473; (2)
УДСПО = 13,1642п + 0,2739t -
- 19,6983. (3)
Полученная линейная зависимость с наименьшими отклонениями аппроксимирует имеющиеся исходные данные. В табл. 5, 6 представлены значения погрешностей результатов между значениями, полученными при помощи формул 2, 3. В рамках данного исследования принято, что отбраковочное значение погрешности составляет 10%.
Анализ полученных данных говорит о том, что применимость обеих эмпирических формул, а именно: 8ДСПОтах (п, 0, УДСПО (п, 0 допустима при значениях содержания парафина от 3% в диапазоне времени работы трубопровода от 60 до 180 дней от начального момента, соответствующего отсутствию отложений - завершению очистки нефтепровода очистным устройством.
В исследованиях, проведенных в 2010-е годы, отмечается потенциальная возможность применения АСПО в качестве внутренней тепловой изоляции [17, 18], что обусловлено низким коэффициентом теплопроводности АСПО (« 1,5 Вт/(м-°С). Поскольку наибольшую долю в составе АСПО занимает парафин, можно предположить возможность рационального использования отложений для уменьшения потери температуры нефти по длине нефтепровода. Для рассмотрения данной теории получим значения следующих величин, характеризующих способность сохранения тепла АСПО и необходимых для оценки энергозатрат на нагрев нефти на следующем технологическом участке:
- температура в конце участка нефтепровода °С;
- изменение температуры в конце участка нефтепровода в процессе транспортировки по сравнению с конечной температурой в момент пуска нефтепровода без наличия АСПО Щ °С.
На рис. 4, 5 представлены графики температуры в конце участка нефтепровода и разницы конечной температуры участка нефтепровода по сравнению с температурой, соответствующей началу работы нефтепровода, с шагом 30 дней в зависимости от концентрации парафина в нефти. Следует отметить, что для графиков рассматриваемых величин наблюдаются тенденции, аналогичные графикам
180 дней
2
3
1
4
2
3
4
на рис. 2 и 3. Сформируем аналогичные эмпирические зависимости для ^ и А^.
Полученные в ходе моделирования значения представлены в табл. 7, 8.
Используя метод наименьших квадратов, при помощи ЭВМ были получены соответствующие эмпирические коэффициенты и зависимости для рассматриваемой нефти:
^ = 0,2620п + 0,00Ш - 13,7964; (4)
А^ = 0,2628п + 0,00Ш - 0,2582. (5)
Полученная линейная зависимость с наименьшими отклонениями аппроксимирует имеющиеся исходные данные. В табл. 9, 10 представлены значения погрешностей результатов между значениями, полученными при помощи формул (4), (5).
Анализ полученных данных говорит о том, что применимость эмпирической формулы tК (п, 0 допустима при всех значениях, что можно объяснить незначительным изменением конечной температуры вне зависимости от аргументов функции. В то же время для эмпирической формулы А^ (п, О диапазон применимости составляет п = 2...7%, что превышает соответствующий диапазон для ранее полученных эмпирических формул
8АСПОтах (п, 0 и КАСПО (п, 0.
На основании полученных результатов можно сделать следующие выводы:
1. Применимость одновременно всех полученных эмпирических формул, характеризующих процесс распределения АСПО, для рассматриваемой нефти возможна при содержании парафина в нефти от 3% и более в период работы нефтепровода с 60-го по 180-й день, что объясняется уменьшением влияния содержания парафина на реологические характеристики при его достаточном содержании в нефти.
2. Наличие нескольких флюидов с разным содержанием парафина для одной и той же нефти позволяет с высокой степенью достоверности установить ее конечную температуру для различного момента времени работы нефтепровода.
3. С увеличением концентрации парафина в нефти слой АСПО обеспечивает рост конечной температуры нефти на 13,8% (15,98 °С против 14,04 °С). Таким образом, можно судить об эффективности теплоизоляционных
I
Рис. 3. Изменение объема АСПО, осевшего на стенках нефтепровода в зависимости от времени работы трубопровода и содержания парафина
30 дней
60 дней
90 дней
567 Концентрация парафина в нефти п, %
120 дней 150 дней 180 дней
I
Таблица 5
Расчет погрешностей зависимости ^аспошх (п, %
Время от начала работы Концентрация парафина в нефти %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 56,80 34,91 21,13 2,19 10,80 22,20 30,74 33,48
60 31,31 21,64 16,09 9,31 2,74 3,83 6,00 7,04
90 11,31 8,54 8,24 7,99 5,12 1,20 1,90 2,06
120 6,21 4,15 0,04 4,17 3,99 1,99 4,54 5,66
150 21,50 15,54 7,85 0,02 1,98 1,51 5,53 7,42
180
35,51 26,23 15,46 4,52 0,68 0,14 5,40 7,98
I
Таблица 6
Расчет погрешностей зависимости VАcпo (п, %
Время от начала работы Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дн 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 85,21 49,72 28,09 1,58 13,52 22,17 28,78 35,15
60 39,73 29,16 20,41 8,54 1,55 2,18 5,31 8,86
90 9,75 12,43 10,64 6,76 4,32 3,44 2,32 0,37
120 14,33 2,19 1,01 2,86 3,68 4,91 5,28 4,48
150 35,13 15,39 8,20 1,78 1,67 4,61 6,20 6,32
180 53,80 27,57 16,98 6,69 0,99 3,42 6,05 6,95
Таблица 7 Значения температуры нефти в конце нефтепровода во времени, °С
Время от начала работы Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
0 14,05 14,05 14,05 14,06 14,06 14,05 14,05 14,04
30 14,20 14,30 14,38 14,58 14,79 15,06 15,35 15,63
60 14,22 14,33 14,43 14,63 14,86 15,14 15,44 15,74
90 14,24 14,35 14,46 14,67 14,91 15,20 15,51 15,82
120 14,25 14,37 14,48 14,70 14,95 15,25 15,56 15,88
150 14,27 14,39 14,50 14,73 14,99 15,29 15,61 15,93
180 14,28 14,40 14,52 14,76 15,02 15,32 15,65 15,98
2
3
4
Таблица 8
Значения изменения температуры нефти в конце нефтепровода во времени по сравнению с температурой, соответствующей началу работы нефтепровода, °С
Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 0,146 0,244 0,334 0,520 0,738 1,007 1,298 1,589
60 0,171 0,278 0,375 0,576 0,806 1,088 1,392 1,696
90 0,189 0,303 0,405 0,616 0,856 1,146 1,460 1,773
120 0,203 0,322 0,429 0,648 0,894 1,192 1,513 1,834
150 0,216 0,339 0,450 0,676 0,929 1,233 1,560 1,887
180 0,227 0,354 0,468 0,701 0,959 1,268 1,602 1,934
Рис. 4. Изменение температуры нефти в конце участка
нефтепровода по длине нефтепровода в зависимости от времени работы трубопровода и концентрации парафина
16,0
15,5
15,0
14,5
14,0
2 3 4 5 6
Концентрация парафина в нефти п, %
■ 30 дней —« — 60 дней —•■ 90 дней
■ 120 дней 150 дней 180 дней
I
Таблица 9
Расчет погрешностей зависимости tк (ц, Ь), %
Рис. 5. Изменение разницы температуры нефти в конце
участка нефтепровода по сравнению с температурой, соответствующей началу работы нефтепровода в зависимости от времени работы трубопровода и и концентрации парафина
1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 < 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0
345 Концентрация парафина в нефти п, %
■30 дней -«-60 дней —•■ 90 дней 120 дней 150 дней 180 дней
Время от начала работы Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 0,69 0,46 0,17 0,32 0,61 0,56 0,39 0,25
60 0,59 0,42 0,18 0,21 0,41 0,29 0,03 0,18
90 0,43 0,31 0,11 0,20 0,35 0,17 0,14 0,41
120 0,25 0,16 0,00 0,26 0,36 0,13 0,23 0,54
150 0,06 0,00 0,14 0,34 0,39 0,12 0,27 0,62
180 0,15 0,17 0,28 0,44 0,46 0,15 0,28 0,66
Таблица 10 Расчет погрешностей зависимости АЬк (ц, Ь), %
Время от начала работы Концентрация парафина в нефти, %
трубопровода, дни 1 1,5 2 3 4 5 6 7
30 69,46 27,96 7,83 9,68 12,94 8,86 4,68 2,06
60 50,52 22,36 7,37 6,00 8,29 4,41 0,46 2,05
90 34,07 15,43 4,37 5,56 6,71 2,58 1,47 4,06
120 18,98 8,07 0,31 6,57 6,54 1,99 2,28 5,03
150 5,14 0,91 3,93 8,06 6,90 1,87 2,66 5,60
180 7,87 6,16 8,36 9,94 7,68 2,16 2,68 5,82
2
6
7
7
свойств АСПО. Технологическая и экономическая оценка эффективности использования АСПО как внутреннего теплоизоляционного слоя является темой дальнейших исследований.
В то же время, как было ранее отмечено, данные эмпирические формулы являются локальными и действуют только в рамках представленной нефти, трубопровода и текущих параметров перекачки. На текущем этапе теоретическое моделирование процесса парафиноотложения является идеализированным и не учитывает реальную геометрию
существующих магистральных нефтепроводов, а также изменение свойств грунта по длине трассы трубопроводов. Для формирования нейросетевой модели, позволяющей прогнозировать рассмотренные в статье параметры, характеризующие АСПО, требуется проведение дополнительной работы по аналогичному моделированию процесса парафинообразования без учета вышеописанных допущений как для тех же флюидов, так и с использованием нефти с отличающимися углеводородным составом и реологическими характеристиками.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ганеева Ю.М. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. 2011. № 10. С. 1034-1050.
2. Лисин Ю.В., Мастобаев Б.Н., Шаммазов А.М., Мовсумзаде Э.М. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. СПб.: Недра, 2012. 360 с.
3. Косяк Д.В., Маркин А.Н. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «Сахалин-2» // Территория НЕФТЕГАЗ. 2011. № 6. С. 78-86.
4. Макаревич А.В., Банный В.А. Методы борьбы с АСПО в нефтедобывающей промышленности: обзор в 2 ч. Ч. I // Экология промышленного производства. 2012. № 4. С. 9-14.
5. Гурницкая Е.Ю., Зубаиров Т.А. Анализ влияния основных осложняющих факторов, выявленных при эксплуатации в промысловом трубопроводном транспорте углеводородов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2021. № 2-3. С. 77-80.
6. Мансуров Ф.Г., Хабибуллин Р.С. Экспериментальные исследования процесса накопления отложений парафина в нефтепроводах // Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. 1974. Вып. 12. С. 74-83.
7. Кузнецов П.Б. Математическая модель процесса парафинизации // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1973. № 1. С. 17-21.
8. Зубарев В.Г., Оленев Н.М. Распределение парафина по длине нефтепровода // Нефтяное хозяйство. 1972. № 5. С. 67-69.
9. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества отлагающегося парафина на внутренних стенках труб // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1979. № 5. С. 6-9.
10. Дмитриев М.Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений: автореф. дис. канд. техн. наук: 07.00.10, 25.00.19. Уфа, 2011. 24 с.
11. Еремин Н.А., Дмитриевский А.Н., Тихомиров Л.И. Настоящее и будущее интеллектуальных месторождений // Нефть. Газ. Инновации. 2015. № 12. С. 44-49.
12. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Хасанова З.Р., Недельченко О.И. Обзор применения нейросетей в области добычи и транспорта нефти и газа // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С 11-15.
13. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.
14. СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85*.
15. ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
16. Кашаев Р.С., Козелков О.В., Хазиахметова Л.Р. Установка по снижению концентрации парафина в нефти и нефтепродуктах, управляемая от ЯМР-анализатора // Современные наукоемкие технологии. 2015. № 7. С. 43-47.
17. Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н., Гильмутдинов Н.Р. Новые направления использования асфальтосмолопа-рафиновых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 8-12.
18. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Гильмутдинов Т.Д. Применение модели эффективной среды теплопроводности для моделирования АСПО в морских нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 1. С. 17-23.
REFERENCES
1. Ganeyeva YU.M. Asphalten nanoaggregates: structure, phase transformations, influence on the properties of oil systems. Uspekhi khimii, 2011, no. 10, pp. 1034-1050 (In Russian).
2. Lisin YU.V., Mastobayev B.N., Shammazov A.M., Movsumzade E.M. Khimicheskiye reagenty v truboprovodnom transporte neftiinefteproduktov [Chemical reagents in pipeline transportation of oil and oil products]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2012. 360 p.
3. Kosyak D.V., Markin A.N. Experience in combating ARPD deposits in subsea pipelines of the Sakhalin-2 project. Territoriya NEFTEGAZ, 2011, no. 6, pp. 78-86 (In Russian).
4. Makarevich A.V., Bannyy V.A. Methods of combating ARPD in the oil industry (a review in two parts) Part I. Ekologiya promyshlennogo proizvodstva, 2012, no. 4, pp. 9-14 (In Russian).
5. Gurnitskaya YE.YU., Zubairov T.A. Analysis of the influence of the main complicating factors identified during operation in the field pipeline transport of hydrocarbons. Transport ikhraneniye nefteproduktoviuglevodorodnogo syr'ya, 2021, no. 2-3, pp. 77-80 (In Russian).
6. Mansurov F.G., Khabibullin R.S. Experimental studies of the process of accumulation of paraffin deposits in oil pipelines. Truboprovodnyy transport nefti i nefteproduktov, 1974, no. 12, pp. 74-83 (In Russian).
7. Kuznetsov P.B. Mathematical model of the waxing process. Transport i khraneniye nefti i nefteproduktov, 1973, no. 1, pp. 17-21 (In Russian).
8. Zubarev V.G., Olenev N.M. Distribution of paraffin along the length of the pipeline. Neftyanoye khozyaystvo, 1972, no. 5, pp. 67-69 (In Russian).
9. Mastobayev B.N., Armenskiy YE.A. Determination of the amount of deposited paraffin on the inner walls of pipes. Transport i khraneniye nefti i nefteproduktov, 1979, no. 5, pp. 6-9 (In Russian).
10. Dmitriyev M.YE. Sovershenstvovaniye sistem monitoringa parafinizatsii nefteprovodovshel'fovykh mestorozhdeniy. Diss. kand. tekhn. nauk [Improving systems for monitoring the waxing of oil pipelines of offshore fields. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2011. 24 p.
11. Yeremin N.A., Dmitriyevskiy A.N., Tikhomirov L.I. Present and future of intellectual deposits. Neft'. Gaz. Innovatsii, 2015, no. 12, pp. 44-49 (In Russian).
12. Khasanov I.I., Shakirov R.A., Khasanova Z.R., Nedel'chenko O.I. Overview of the use of neural networks in the field of oil and gas production and transport. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2022, no. 3-4, pp. 11-15 (In Russian).
13. SP 36.13330.2012. Magistral'nyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP2.05.06-85* [SP 36.13330.2012. Main pipelines. Updated edition of SN&P 2.05.06-85*].
14. SP 20.13330.2016 Nagruzki i vozdeystviya. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP 2.01.07-85* [SP 20.13330.2016 Loads and impacts. Updated edition of SN&P 2.01.07-85*].
15. GOST 9.602-2005. Yedinaya sistema zashchity ot korrozii i stareniya (YESZKS). Sooruzheniya podzemnyye. Obshchiye trebovaniya k zashchite ot korrozii [State Standard 9.602-2005. Unified system of corrosion and ageing protection. Underground constructions. General requirements for corrosion protection].
16. Kashayev R.S., Kozelkov O.V., Khaziakhmetova L.R. Installation for reducing the concentration of paraffin in oil and oil products, controlled by an NMR analyzer. Sovremennyye naukoyemkiye tekhnologii, 2015, no. 7, pp. 43-47 (In Russian).
17. Dmitriyev M.YE., Mastobayev B.N., Gil'mutdinov N.R. New directions for the use of asphalt, resin and paraffin deposits in the process of oil pipeline transport. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 2, pp. 8-12 (In Russian).
18. Khasanov I.I., Shakirov R.A., Gil'mutdinov T.D. Application of a model of an effective heat conduction medium for modeling ARPD in offshore oil pipelines Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2019, no. 1, pp. 17-23 (In Russian).
Хасанов Ильнур Ильдарович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
«РН-БашНИПИнефть», доцент кафедры цифровых технологий в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» Уфимский государственный нефтяной технический университет. Сафина Оксана Рашитовна, главный специалист, ООО «РН-
БашНИПИнефть».
Бикбулатов Руслан Винерович, к.х.н., начальник отдела, ООО
Шакиров Руслан Азатович, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Ilnur I. Khasanov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Ruslan A. Shakirov, Postgraduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
Ruslan V. Bikbulatov, Cand. Sci. (Chem.), Head of Department, RN-BashNIPIneft LLC, Assoc. Prof. of the Department of Digital Technologies in oil and Gas Field Development and Operation, Ufa State Petroleum Technological University.
Oksana R. Safina, Chief Specialist, RN-BashNIPIneft LLC.
