CC BY
9
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-3-4-28-35
МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
ЧАСТЬ 2. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ И КЛИМАТИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ АСПО
MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES
PART 2. EVALUATION OF THE INFLUENCE OF OIL RHEOLOGICAL CHARACTERISTICS AND CLIMATIC FACTORS ON THE PROCESS OF ASPHALTS, RESINS, AND PARAFFINS DEPOSITS FORMATION
Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Каширина Д.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: rshakirov.02@gmail.com E-mail: kashirinaad@mail.ru
Резюме: Объектом исследования является процесс парафи-низации магистральных и промысловых нефтепроводов на территории России, эксплуатация которых осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Во второй части исследования авторами создан ряд моделей промысловых и магистральных нефтепроводов различного диаметра, в рамках которых было исследовано влияние рельефа трассы, типа прокладки и альтернативного состава нефти, меньшего по плотности и молярной массе, на распределение отложений по длине трубопровода. Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что создание внутреннего равномерно распределенного по длине слоя из АСПО потенциально технически возможно и имеет смысл только на магистральных нефтепроводах. Полученные результаты могут быть использованы на этапе проектирования магистральных нефтепроводов для оценки наиболее эффективного варианта трассы отдельных участков с экономической точки зрения.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, нефть, парафинизация, АСПО, моделирование.
Для цитирования: Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Каширина Д.А. Моделирование и определение характеристик процесса пара-финизации магистральных нефтепроводов. Часть 2. Оценка влияния реологических характеристик нефти и климатических факторов на процесс образования АСПО // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2023. № 3-4. С. 28-35.
D0I:10.24412/0131-4270-2023-3-4-28-35
Благодарность: Исследование выполнено в рамках программы «УМНИК» Фонда содействия инновациям по договору № 17264ГУ/2022 от 05.04.2022.
Введение
История изучения процесса параафиноотложения ведет свое начало с середины 1920-х годов, когда при вскрытии нефтепровода Грозный - Петровск была обнаружена неравномерность распределения отложений, практически отсутствующих на первых километрах участка трубопровода и достигавших максимальной толщины на расстоянии 10...15 км от предыдущей станции.
Khasanov Ilnur I., Shakirov Ruslan A., Kashirina Darya A.
Ufa State Petroleum Technical University, 450062, Ufa, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: rshakirov.02@gmail.com E-mail: kashirinaad@mail.ru
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 deposits formation. In the second part of the study, the authors created a number of models of field and main oil pipelines of various diameters, within which the influence of the route relief, type of laying and alternative oil composition, lower in density and molar mass, on the distribution of deposits along the length of the pipeline was studied. The results obtained allow us to conclude that the creation of an internal layer of asphalts, resins, and paraffins deposits uniformly distributed along the length is potentially technically possible and makes sense only on main oil pipelines. The results obtained can be used at the stage of designing oil major pipelines to assess the most efficient option for the route of individual sections from an economic point of view.
Keywords: main oil pipeline, oil, paraffinization, asphalts, resins, and paraffins formation, modeling.
For citation: Khasanov I.I., Shakirov R.A., Kashirina D.A. MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES. PART 2. EVALUATION OF THE INFLUENCE OF OIL RHEOLOGICAL CHARACTERISTICS AND CLIMATIC FACTORS ON THE PROCESS OF ASPHALTS, RESINS, AND PARAFFINS DEPOSITS FORMATION. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2023, no. 3-4, pp. 28-35.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-3-4-28-35
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.
Более детальные и информативные исследования проводились уже после окончания Великой Отечественной войны. Так, с 1950-х годов исследования внутренней полости проводятся на нефтепроводах Поволжья. В работе Ш.Н. Ахатова и И.И. Кравченко [1] отмечается наиболее интенсивный процесс парафиноотложения туймазинской нефти в начале нефтепровода в условиях его работы. В свою очередь, коллектив ученых, в который входили
Н.В. Салатинян, Г.Ф. Требин и В.М. Фокеев [2], на основе экспериментальных данных делают вывод о сокращении количества отложений в зависимости от увеличения скорости перекачки.
Множество работ посвящено оценке степени влияния содержания газовой фазы в нефти на процесс парафини-зации нефтепроводов. В одной из своих работ В.П. Тронов рассматривает ранее высказанную идею ряда ученых, которая заключается в том, что образующаяся вокруг газовых пузырьков оболочка из смол и парафинов представляет собой катализаторы формирования и накопления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Автор опровергает данную идею: по его мнению, отложения формируются в основном за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности, контактирующей с нефтью, и последующего зарождения и роста кристаллов на образовавшейся смоло-парафиновой подкладке [3].
При проведении изучения процесса парафинизации в динамических условиях ряд ученых сделали вывод, что температуры нефти и стенки трубы оказывают влияние на интенсивность парафинизации, которая растет с понижением температуры стенки и падает с понижением температуры нефти.
В 1966 году в работе Б.А. Мазепы [4] были исследованы нефти трех различных месторождений Шаимской группы. В результате исследования были получены три отличных друг от друга графика распределения отложений парафина для каждого из месторождений:
- график распределения АСПО по длине промыслового трубопровода Усть-Балыкского месторождения характеризуется оседанием отложений на внутренней стенке с самого начала трубопровода, а выпадение АСПО прекращается по достижении середины участка нефтепровода;
- в промысловом нефтепроводе Мегионского месторождения осаждение АСПО на внутренней стенке нефтепровода наблюдается по всей длине трубопровода, максимальная толщина АСПО расположена в точке на некотором удалении от устья скважины;
- выпадение АСПО в промысловом нефтепроводе Западно-Сургутского месторождения начинается в точке трубопровода, существенно удаленной от устья.
Единственной общей характеристикой для всех трех графиков распределения парафиноотложений является затухающий характер процесса выпадения АСПО по длине нефтепроводов.
В 1977-1981 гадах в Уфимском нефтяном институте Б.Н. Мастобаевым и Е.А. Армейским [5] были проведены комплексные экспериментальные исследования процесса парафинизации трубопроводов, в результате которых было исследовано влияние различных физических и реологических факторов на процесс парафинизации. В результате получена зависимость, учитывающая такие параметры, как температура начала парафинизации, время пара-финизации, время между очистками от парафиносмолистых отложений, скорость потока при переходе от ламинарного режима к турбулентному.
В 2001 году Л.С. Глебовым [6] было проведено исследование молекулярно-массового распределения парафиновых углеводородов на примере тенгизской нефти. Важность исследования обусловлена возможностью использования статистического распределения Шульца-Флори для
описания распределения парафинов, содержащихся в сырой нефти и ее осадке.
В результате анализа данных множества проведенных экспериментов установлены определенные закономерности, влияющие на интенсивность парафинизации:
- температурные условия перекачки: интенсивность выпадения парафинов растет в зависимости от уменьшения разницы температур нефти и начала кристаллизации и увеличения разности температур потока нефти и стенки нефтепровода;
- скорость перекачки: при ее увеличении толщина отложений постепенно возрастает, а после - уменьшается, что объясняется улучшением способности нефти удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии, и, как следствие, возрастает возможность смыва отложившегося парафина;
- содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти: интенсивность парафинизации возрастает при увеличении содержания тугоплавких углеродов, из которых, в свою очередь, наиболее тугоплавкие откладываются при высоких температурах, что соответствует дифференциальной кривой кристаллизации парафинов;
- время парафинизации: наибольший рост количества отложений на стенках нефтепровода характерен для лета по причине более высокого значения температуры массовой кристаллизации парафина по сравнению с конечной на участке температурой нефти;
- материал стенки трубы: наибольшее значение полярности материала соответствует наименьшей способности сцепляемости его поверхности с парафинами [7].
На сегодняшний день процесс парафинизации нефтепроводов не является полностью изученным, что связано как с уникальными реологическими характеристиками каждой из нефтей, перекачиваемой по промысловым и магистральным трубопроводам, так и с различными условиями их пролегания, включающими как способ прокладки (надземный, наземный, подземный), так и разнообразные геологические и климатические характеристики районов трасс. В связи с этим, как было ранее обозначено авторами в первой части исследования, требуется оценка влияния вышеперечисленных факторов на распределение АСПО в нефтепроводах, что и является целью данной статьи.
Формирование исходных данных для моделирования
Для исследования процессов парафиноотложения был сформирован ряд моделей промысловых и магистральных трубопроводов различного диаметра: 159х6 мм, 325х6 мм, 820х10 мм, 1020х12 мм и 1220х14 мм. Для каждого из трубопроводов были созданы четыре типа моделей, отличающихся следующими характеристиками:
- тип 1 (базовый): подземный трубопровод проложен в грунте типа суглинок, не имеет перепада высотных отметок по длине трассы, в качестве изоляции нанесено защитное покрытие из полипропилена (Хиз = 0,2 Вт/м-К), продуктом перекачки является высоковязкая нефть с высоким содержанием твердых парафиновых углеводородов С15+ (табл. 1) и содержанием парафина в нефти п = 5% масс. (состав 1);
- тип 2: отличается от типа 1 тем, что трасса трубопровода является криволинейной и имеет уклоны, достигающие 4° (рис. 1);
- тип 3: отличается от типа 1 тем, что трубопровод является наземным на всем протяжении, средняя температура окружающей среды для выбранного в моделях места расположения трубопровода (регион Поволжья) принята равной 3,5 °С согласно [8];
- тип 4: отличается от типа 1 тем, что в качестве продукта перекачки использована нефть, отличающаяся меньшей плотностью при 20 °С (р293) и преобладанием жидких парафиновых углеводородов С5...С14 (табл. 2); содержание парафина в нефти п = 5 % масс. (состав 2).
Параметры моделей промысловых трубопроводов, представляющих трубопроводы месторождений Поволжья, представлены в табл. 3. Низкие значения расхода нефти в представленных моделях выбраны ввиду большого числа месторождений в регионе, характеризующихся завершающей стадией эксплуатации и существенным снижением годового объема добываемой нефти по сравнению с максимальным уровнем добычи.
Параметры моделей магистральных трубопроводов представлены в табл. 4. Выбор нефтепроводов большого диаметра (820.1220 мм) связан с тем, что пропускная способность таких нефтепроводов превышает производительность одной типовой печи подогрева типа ПТБ. Это подразумевает необходимость установки нескольких таких печей, и потенциальная эффективность АСПО при их дальнейшем рассмотрении как внутреннего теплоизоляционного слоя [13, 14] может быть выше именно на таких трубопроводах, так как зависит как от сокращения потребляемого печами топлива, так и от количества самих печей.
Дополнительные параметры моделей, неизменные вне зависимости от типа трубопровода и включающие в том числе характеристики грунта, представлены в табл. 5.
Обработка результатов моделирования
Результаты моделирования моделей трубопроводов типа 1 (базовый) представлены на рис. 2 и 3. Оба
Таблица 1
Углеводородный состав нефти моделей типа 1-3 (р2д3 = 891,4 кг/м3)
Компонент Содержание, % масс. Компонент Содержание, % масс.
С2 0,07 С7-9 7,28
С3 0,44 С10-12 8,12
0,28 С13-15 9,77
п-с4 0,6 С16-20 13,97
0,73 С21-25 11,69
П-С5 0,45 С26-29 7,91
С6 1,43 С30+ 37,26
Таблица 2
Углеводородный состав нефти моделей типа 4 (Р293 = 830,7 кг/м3)
Компонент Содержание, % масс. Компонент Содержание, % масс.
С2 0,077 С7-9 27,774
С3 1,907 С10-12 13,934
1,54 С13-15 10,847
п-С4 4,962 С1б-20 10,922
3,492 С21-25 6,107
П-С5 3,464 С26-29 3,952
С6 5,758 С30+ 5,266
I Рис. 1. Трасса трубопровода в моделях типа 2 60 ........................
40
20
■с 0 г
| -20 о аз
| -40
0
1 -60
-80
-100
40 (10)
Отметки по длине ^, км
Таблица 3
Параметры моделей промысловых нефтепроводов
80 (20)
I
Параметр Значение
Диаметр наружный DН, мм 159 325
Толщина стенки 5СТ, мм [10] 6 6
Толщина изоляции 5ИЗ, мм 2 2,2
Глубина залегания (от верхней образующей) Н, м [11] 0,971 1,137
Расход нефти 0, м3/ч 18,75 9,375
Длина участка нефтепровода 1, км 20
Среднегодовая температура грунта на оси трубопровода tO, °С [12] 7,25 6,83
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Таблица 4
Параметры моделей магистральных нефтепроводов
Параметр Значение
Диаметр наружный DН, мм 820 1020 1220
Толщина стенки 5СТ, мм [10] 10 12 14
Толщина изоляции 5ИЗ, мм [15] 2,5 3 3
Глубина залегания (от верхней образующей) Н, м [16] 1,645 2,05 2,254
Расход нефти 0, м3/ч 3438,2 6170,7 11248,7
Скорость течения нефти V, м/с [17] 1,9 2,2 2,8
Длина участка нефтепровода 1, км 80
Среднегодовая температура грунта на оси трубопровода ^, °С [12] 5,58 4,95 4,63
Таблица 5
Общие параметры моделей
Параметр Значение
Ожидаемая конечная температура нефти tН, °С 10
Абсолютная шероховатость А, мм 0,2
Плотность грунта рГР, кг/м3 1800
Удельная теплоемкость грунта СГР, Дж/(кг ■ °С) 3402
Коэффициент теплопроводности грунта аГР, Вт/(м ■ °С) 0,75
Длительность работы нефтепровода ^ дней 180
■ Рис. 2. График распределения АСПО в промысловых трубопроводах (тип 1)
2,5
: 1,5
о
о «
0,5
0
0
2000
4000 6000
8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000
Расстояние от начала трубопровода I м -D = 159х6 мм -D = 325x6мм
I Рис. 3. График распределения АСПО в магистральных трубопроводах (тип 1)
2,5
: 1,5
0,5
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
Расстояние от начала трубопровода I м ^ = 820x10 мм - D = 1020x12 мм -D = 1220x14 мм
промысловых трубопровода характеризуются активным выпадением отложений с самого начала участка, причем значение максимальной толщины АСПО 8АСПОтах для трубопровода DН325 существенно ниже (0,13 мм), нежели для нефтепровода DН159 (2,13 мм), что объясняется низким значением расхода в трубе. При анализе графика распределения АСПО магистральных нефтепроводов следует отметить, что в трубопроводах Dy1020 и Dy1220 в начале трасс имеются участки, на которых отсутствует выпадение отложений, а с повышением диаметра трубопровода при оптимальных условиях работы нефтепровода максимальная толщина АСПО уменьшается, что также можно связать с увеличением скорости движения нефти.
Для анализа влияния рельефа трассы нефтепроводов на выпадение АСПО были проанализированы модели промыслового трубопровода DН159 и магистрального трубопровода DН1020 с рельефом в соответствии с рис. 1 (тип 2). Результаты моделирования представлены на рис. 4, 5а, 5б, 5в соответственно.
При анализе графиков распределения АСПО промыслового нефтепровода можно наблюдать, что на нефтепроводе типа 2 толщина отложений на участке от 0 до 500 м, который соответствует подъему трассы (уклон 0,34°), больше, чем у нефтепровода типа 1, где изменение геометрических отметок по длине участка отсутствует. В дальнейшем, начиная с отметки 500 м и до конца трассы участка, толщина АСПО для обоих типов нефтепроводов практически неизменна ввиду крайне малого расхода на обоих нефтепроводах.
Существенно больший объем АСПО в магистральных нефтепроводах и его распределение практически по всей длине трубопровода при оптимальных параметрах перекачки позволяет выявить некоторые особенности распределения парафина до точки, соответствующей пику отложений, и после нее, когда толщина АСПО в «базовом» нефтепроводе типа 1 неизменно уменьшается.
На рис. 5а представлен график распределения отложений на участке нефтепровода до достижения точки, соответствующей наибольшей толщине АСПО (42 км). Отмечается, что на возрастающих участках толщина
2
2
0
0
I
Рис. 4. Распределение АСПО по длине трубопровода Dн159 в зависимости от рельефа
2,5
I 2 ?1,5
и 0,5
300 600 900
Расстояние от начала трубопровода I, м
1200
1500
I
Рис. 5. Распределение АСПО по длине трубопровода DН1020 в зависимости от рельефа: а - участок от 0 до 45 км; б - участок 44...44,8 км (уклон 4°); в - участок 60...60,8км (уклон -4°)
2 1,8 1,6 , 1,4 : 1,2 1
0,8 0,6 0,4 0,2 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 Расстояние от начала трубопровода I, м -тип 1 -тип 2
35000 40000 45000
1,6
1,58
в
1,56
о с
о <
1,54
1,52
1,5
43500 44000 44500 45000 45500
Расстояние от начала трубопровода I, м -тип 1 -тип 2
59500 60000 60500 61000 61500
Расстояние от начала трубопровода I, м -тип 1 -тип 2
I
Рис. 6. Распределение АСПО по длине трубопровода DН159 в зависимости от типа исполнения
2,5 2 1,5 1
0,5 0
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Расстояние от начала трубопровода ¿, м -тип 1 -тип 3
отложений в криволинейном нефтепроводе в каждом из случаев незначительно меньше, но на всех нисходящих участках толщины АСПО сравниваются. В то же время на последнем нисходящем участке, который начинается после точки, соответствующей 8АСПОтах, можно наблюдать следующие зависимости:
- на участке 44.44,8 км (уклон 4°) толщина АСПО уменьшается на 0,5% по сравнению с аналогичным участком нефтепровода типа 1 (рис. 5б);
- на участке 60.60,8 км (уклон -4°) толщина АСПО не меняется, практически сравнявшись со значениями нефтепровода типа 1 (рис. 5в).
Зависимость изменения толщины АСПО от уклона нефтепровода на нисходящем участке после точки, соответствующей наибольшей толщине АСПО до конца участка нефтепровода, была установлена и в аналогичных моделях для нефтепроводов DН820, DН1220.
Условия подземного залегания нефтепровода являются более неблагоприятными с точки зрения ресурсоэнергосбереже-ния, поскольку при подземной прокладке нефтепровода происходит активный теплообмен между различными средами, что непосредственным образом влияет на скорость падения температуры по длине нефтепровода. Для анализа влияния способа прокладки были разработаны модели трубопроводов типа 3 (трубопровод наземного исполнения).
При анализе результатов моделирования промыслового нефтепровода DН159 в подземном и наземном исполнении (рис. 6) можно выявить следующие особенности процесса парафинизации:
- уменьшение максимальной толщины АСПО (1,59 мм против 2,13 мм);
- увеличение общего объема АСПО в нефтепроводе (1,04 м3 против 0,7 м3);
- конечная температура нефти после эксплуатации нефтепровода не изменилась (7,32 °С против 7,30 °С).
Несмотря на уменьшение значения максимальной толщины АСПО, что предполагает более длительный межочистной период, количество энергии, затрачиваемое на преодоление локальных сужений сечений нефтепровода, будет больше. В нефтепроводе DН325 отмечается кратное увеличение как максимальной толщины АСПО (1,07 мм против
0
0
а
0
б
I Таблица 6
Сравнительная характеристика магистральных нефтепроводов в зависимости от типа исполнения
Нефтепровод (исполнение)
Параметр Dу 820 Dу1020 Dу 1220
подземный 1 наземный подземный 1 наземный подземный 1 наземный
^АСПОтах' мм 2,05 1,21 1,87 1,04 1,66 0,76
Каспо, м3 286,65 154,56 359,03 127,23 378,97 100,46
Д Ск - Н), °с 51,41 42,13 49,86 33,8 46,22 26,28
^АСПО_нач, км 0 9 1,8 14,2 3,4 21
Рис. 7. Распределение АСПО по длине трубопровода DН820 в зависимости от типа исполнения
2,5
ю 1,5 о
0,5
10000 20000 30000 40000 50000 60000 Расстояние от начала трубопровода I, м -тип 1 -тип 3
0,13 мм), так и общего объема АСПО (0,15 м3 против 0,04 м3), что, вероятно, связано с крайне низким расходом нефти по сравнению с проектным для данного трубопровода. Таким образом, можно сделать предположение об увеличении негативного влияния наземной прокладки на режим работы промысловых нефтепроводов с течением времени по мере эксплуатации месторождения на поздней стадии.
В то же время для магистральных нефтепроводов влияние наземного исполнения на процесс парафинизации в рамках сформированных моделей можно считать однозначно положительным, поскольку с увеличением диаметра нефтепровода:
- уменьшается соотношение 8Аспотах(наземн.) / 8АОПОтах (подземн.)'
- уменьшается общий объем АСПО в нефтепроводе за время эксплуатации'
- уменьшается падение температуры по длине нефтепровода Д?;
- увеличивается расстояние от начала нефтепровода до точки начала массовой кристаллизации парафинов ^спо_нач (табл. 6).
Пример изменения распределения парафиноотложения по длине магистрального нефтепровода представлен для трубопровода DН820 на рис. 7.
Для рассмотрения влияния состава нефти с отличающимся углеводородным составом и реологическими 70000 80000 характеристиками на процесс пара-финизации была выбрана нефть с преобладанием жидких парафиновых углеводородов С5...С14 (состав 2) и сформированы соответствующие модели типа 4. Не останавливаясь подробно на графиках распределения АСПО по длине нефтепровода, отметим следующие особенности процесса парафиниза-ции нефтепроводов при перекачке соответствующей нефти по сравнению с транспортом нефти с высоким содержанием твердых парафиновых углеводородов (состав 1):
- увеличение максимальной толщины АСПО для промысловых и уменьшение для магистральных нефтепроводов;
- аналогичное увеличение общего объема АСПО в трубопроводе для промысловых и уменьшение для магистральных нефтепроводов;
- уменьшение конечной температуры нефти в конце участка трубопровода для магистральных нефтепроводов;
- несущественное смещение точки начала массовой кристаллизации парафинов по длине нефтепровода (табл. 7).
Результаты моделирования для промысловых нефтепроводов в таблице не указаны ввиду существенного влияния
2
0
0
I Таблица 7
Сравнительная характеристика магистральных нефтепроводов в зависимости от состава нефти
Нефтепровод (состав нефти)
Параметр DН820 DН1020 DН1220
состав 1 1 состав 2 состав 1 состав 2 состав 1 1 состав 2
5АСПОтах, мм 2,05 1,13 1,87 1,02 1,66 0,9
КАСПО, м3 286,65 139,34 359,03 186,98 378,97 206,63
Д СК - Н), °с 51,41 51,95 49,86 51,63 46,22 48,77
^АСПО_нач' км 0 1,4 1,8 2,6 3,4 3,8
снижения расхода в трубопроводе по сравнению с проектным на значения 8АСПОтах и ^АСПО, что не дает возможности считать полученные результаты релевантными для оценки влияния состава нефти.
Выводы
1. Для рассмотренных моделей промысловых нефтепроводов характерно выпадение АСПО непосредственно с начала рассматриваемого участка, а протяженность участка, соответствующего оседанию парафинов на внутреннюю поверхность труб, не превышает 20% длины нефтепровода. С учетом того что формирование равномерно распределенного по длине нефтепровода слоя АСПО предполагает срезание уже сформированных отложений, отсутствие парафинов на большей части трассы нефтепровода не позволяет рассматривать промысловые нефтепроводы для формирования внутреннего теплоизоляционного слоя из АСПО.
2. Для магистральных нефтепроводов на нисходящем участке от точки, соответствующей максимальной толщине АСПО до конца трубопровода, установлена зависимость влияния уклона нефтепровода на толщину АСПО.
3. В рамках рассмотренной высоковязкой парафинистой нефти (состав 1) можно однозначно судить о положительном влиянии наземной прокладки магистральных нефтепроводов. В то же время очевидными негативными особенностями эксплуатации наземных нефтепроводов является влияние внешних факторов различного рода, которые могут привести к механическим повреждениям нефтепровода и загрязнению окружающей среды. Это привело к выбору подземной прокладки трубопроводов как базовой еще на стадии зарождения развития трубопроводного транспорта. Подземная прокладка трубопроводов применяется и по сей день в абсолютном большинстве случаев.
4. Сделано предположение о влиянии состава нефти на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов: для нефти с преобладанием жидких парафиновых углеводородов по сравнению с более тяжелой нефтью характерно уменьшение максимальной толщины АСПО. Для подтверждения или опровержения предположения требуется проведение дополнительных исследований с рядом иных нефтей, отличающихся по углеводородному составу и другим реологическим характеристикам.
Полученные выводы могут быть использованы на этапе проектирования трасс новых проектов магистральных нефтепроводов, поскольку применение мер на предотвращение или уменьшение негативного влияния парафиноот-ложения на эксплуатацию нефтепровода может привести к существенной экономии средств и снижению себестоимости перекачки нефти.
Дополнительно отмечается, что потенциальное создание внутреннего равномерно распределенного по длине теплоизоляционного слоя из аккумулировавшихся на стенке нефтепровода АСПО может быть реализовано только для магистральных нефтепроводов, что связано с особенностями процесса парафиноотложений по длине промысловых трубопроводов. Создание равномерного распределенного слоя на начальных участках трубопровода, не осложненных выпадением АСПО, возможно путем уменьшения температуры в начале участка ниже значения температуры массовой кристаллизации парафина и последующего восстановления ранее установленного режима работы нефтепровода. Для расчета экономического эффекта от создания внутреннего теплоизоляционного слоя АСПО авторами в следующей части исследования будут использованы рассмотренные в текущей статье модели магистральных нефтепроводов различных диаметров с различным рельефом и способом прокладки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ахатов Ш.Н., Кравченко И.Н. Разработка мероприятий по борьбе с парафиновыми отложениями на магистральном нефтепроводе Туймаза // Фонды БашНИПИнефть. 1953. № 27. С. 183.
2. Салатинян Н.В., Требин Г.Ф., Фокеев В.М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубах // Нефть и газ. 1960. № 10. С. 49-55.
3. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 139 с.
4. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1966. 184 с.
5. Армейский Е.А., Гимаев Р.Г., Мастобаев Б.Н. Определение радиуса «живого» сечения запарафиненного нефтепровода // Нефтяное хозяйство. 1980. № 1. С. 51-52.
6. Глебов Л.С. Сепарация и молекулярно-массовое распределение парафинов тенгизской нефти при транспортировании // Наука и технологии углеводородов. 2001. № 5. С. 23-28.
7. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учеб. для вузов. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
8. СП 131.13330.2020 Строительная климатология.
9. Chinwuba I.K., Ch. Onwuegbuchulen, N. Ohia Wax Content Determenation through Tests and Simulation Comparsion // Petroleum and Coal. 2016. Vol. 58. pp. 605-610.
10. ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент.
11. СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.
12. СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия.
13. 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.
14. 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.
15. ГОСТ Р 51164-98 Трубы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
16. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы.
17. Нечваль А.М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. 80 с.
REFERENCES
1. Akhatov SH.N., Kravchenko I.N. Development of measures to combat paraffin deposits on the main oil pipeline Tuimaza. Fondy BashNIPIneft', 1953, no. 27, pp. 183 (In Russian).
2. Salatinyan N.V., Trebin G.F., Fokeyev V.M. On the issue of the influence of the speed of oil movement on the intensity of paraffin deposition in pipes. Neff igaz, 1960, no. 10, pp. 49-55 (In Russian).
3. Tronov V.P. Mekhanizm obrazovaniya smolo-parafinovykh otlozheniy i bor'ba s nimi [The mechanism of formation of resin-paraffin deposits and their control]. Moscow, Nedra Publ., 1970. 139 p.
4. Mazepa B.A. Parafinizatsiya neftesbornykh sistem ipromyslovogo oborudovaniya [Waxing of oil-gathering systems and field equipment]. Moscow, Nedra Publ., 1966. 184 p.
5. Armeyskiy YE.A., Gimayev R.G., Mastobayev B.N. Determination of the radius of the "living" section of the waxed oil pipeline. Neftyanoye khozyaystvo, 1980, no. 1, pp. 51-52 (In Russian).
6. Glebov L.S. Separation and molecular weight distribution of Tengiz oil paraffins during transportation. Nauka i tekhnologii uglevodorodov, 2001, no. 5, pp. 23-28 (In Russian).
7. Korshak A.A., Nechval' A.M. Proyektirovaniye i ekspluatatsiya gazonefteprovodov [Design and operation of oil and gas pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 488 p.
8. SP 131.13330.2020 Stroitel'naya klimatologiya [SP 131.13330.2020 Building climatology].
9. Chinwuba I.K., Onwuegbuchulen CH., Ohia N. Wax content determination through tests and simulation comparison. Petroleum and Coal, 2016, vol. 58, pp. 605-610.
10. GOST10704-91. Truby stal'nyye elektrosvarnyye pryamoshovnyye. Sortament [State Standard 10704-91. Electrically welded steel line-weld tubes. Range].
11. SP 284.1325800.2016 Truboprovody promyslovyye dlya nefti i gaza. Pravila proyektirovaniya i proizvodstva rabot [SP 284.1325800.2016 Field pipelines for oil and gas. Rules for the design and production of works].
12. SP 20.13330.2016 Nagruzki i vozdeystviya [SP 20.13330.2016 Loads and impacts].
13. 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).
14. Khasanov I.I., Shakirov R.A., Gil'mutdinov T.D. Application of a model of an effective heat conduction medium for modeling asphalt, resin and paraffin deposits in offshore oil pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2019, no. 1, pp. 17-23 (In Russian).
15. GOSTR 51164-98. Truby stal'nyye magistral'nyye. Obshchiye trebovaniya k zashchite ot korrozii [State Standard R 51164-98. Steel pipe mains. General requirements for corrosion protection].
16. SP 36.13330.2012. Magistral'nyye truboprovody [SP 36.13330.2012. Main pipelines].
17. Nechval' A.M. Osnovnyye zadachi priproyektirovanii i ekspluatatsiimagistral'nykh nefteprovodov [The main tasks in the design and operation of main oil pipelines]. Ufa, UGNTU Publ., 2005. 80 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Хасанов Ильнур Ильдарович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Шакиров Руслан Азатович, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Каширина Дарья Алексндровна, магистрант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
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.
Darya A. Kashirina, Undergraduate of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
