CC BY
198
УДК 628.144.22
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10405
ПРИМЕНЕНИЕ АСФАЛЬТО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В КАЧЕСТВЕ ВНУТРЕННЕЙ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И.И. ХАСАНОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа Р.А. ШАКИРОВ, магистрант кафедры транспорта и хранения нефти и газа А.Ю. ЛЕОНТЬЕВ, аспирант кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин
Е.А. ЛОГИНОВА, инженер
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
Объектом исследования является проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности труб магистральных нефтепроводов в процессе перекачки парафинистых нефтей. Произведен анализ основных причин образования АСПО и их негативное влияние в результате накопления на стенках труб нефтепроводов на процессы трубопроводного транспорта нефти. Показаны основные методы борьбы, направленные на очистку трубопроводов от уже сформировавшихся отложений, выявлены их недостатки. Исследован вопрос использования АСПО в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов и показано положительное изменение характеристик на примере модели участка трубопровода. На основе проведенной работы предложены основные направления для продолжения исследований с целью возможности практического применения метода для создания дополнительного изоляционного слоя, техническая реализация которого в настоящее время невозможна.
Ключевые слова: парафин, АСПО, диагностика, магистральный нефтепровод.
Ключевым документом, характеризующим направление развития топливо-энергетического комплекса РФ, является Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная правительством Российской Федерации в 2009 году.
Одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России в соответствии со стратегией можно назвать поиск, разведку и освоение нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе арктических, дальневосточных и южных морей. В условиях разногласий, существующих на внешнеполитическом уровне, проблема освоения новых месторождений остается открытой по причине их сложноиз-влекаемости и нерентабельности в связи с нехваткой мощностей отечественного оборудования и слабого стимулирования предприятиями научной и инновационной деятельности до начала экономического кризиса. На этом фоне в России отмечается тенденция падения качества добываемой нефти: коэффициент извлечения нефти на новых месторождениях составляет 0,34 против 0,42 на старых, введенных еще в СССР [1] и выделяющихся длительной эксплуатацией и истощением запасов.
В исследовании [2], посвященном состоянию сырьевой базы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, отмечается высокая степень выработанности как крупнейших месторождений Урало-Поволжья в целом (65,3%), так и отдельных регионов - Республика Татарстан и Республика
Башкортостан (74,5% и 77,0% соответственно). Для трубопроводов, перекачивающих добываемую на месторождениях указанных субъектов Российской Федерации нефть, характерно образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), оседающих как на промысловых, так и на магистральных нефтепроводах.
В процессе добычи и транспорта нефти первоначально образование АСПО происходит на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования (нефтяных сборных коллекторов, межпромысловых нефтепроводов и др.). АСПО являются сложной структурированной системой, имеющей в своем составе парафины (40-60% масс.), смолисто-ас-фальтеновые компоненты (10-56% масс.), нефть и неорганические включения (песок, глина, соли, вода). В зависимости от состава и природы нефтяной системы, а также от условий формирования состав АСПО может изменяться [3].
Основную долю АСПО составляют те парафины, что содержатся в нефтяной системе в растворенном или кристаллическом состоянии и являются смесью церезинов и насыщенных алканов (парафиновых и изопарафино-вых углеводородов). Наряду с парафиновыми углеводородами в состав углеводородной части АСПО входят нафтеновые (представленные преимущественно циклопента-нами и циклогексанами с длинными боковыми алифатическими цепями нормального и изостроения) и ароматические углеводороды (алкилпроизводные бензолов, нафталинов, бифенилов, фенантренов и флуоренов) [4].
По количеству парафинов, содержащихся в нефтях, их можно классифицировать на следующие типы:
- малопарафинистые (до 1,5% от общей массы);
- парафинистые (1,5-6% от общей массы);
- высокопарафинистые (свыше 6% от общей массы) [5].
Смолисто-асфальтеновые компоненты нефти сосредоточены в тяжелых фракциях нефтей и имеют схожий химический состав, что наглядно отражено на примере элементарного состава смол (табл. 1) и асфальтенов (табл. 2) для месторождений Поволжья
Смолы представляют собой очень вязкие малоподвижные жидкости, а иногда и твердые аморфные вещества от темно-коричневого до бурого цвета. Плотность их близка к 1100 кг/м3, молекулярная масса от 300 до 600 а.е.м. Асфальтены, молекулярная масса которых превышает 600 а.е.м., являются порошкообразными веществами бурого или черного цвета, содержат гетероатомы: серу, азот и кислород. При нагревании они размягчаются, но не плавятся. При нагревании выше 300 °С асфальтены превращаются в кокс и газы.
При магистральном транспорте продукт перекачки представляет собой нефтяную дисперсную систему. При движении в трубопроводе температура нефти постепенно снижается, одновременно с этим падает способность нефти быть растворителем для парафинов и асфальтосмоли-стых веществ. При падении температуры до значения, соответствующего кристаллизации парафина, происходит выпадение твердых углеводородов и их оседание на внутренней поверхности трубы вследствие соударения с нею. Кристаллы, возникающие на стенках трубы, в основном формируют отложения в нефтепроводе в отличие от кристаллов, растущих в потоке нефти и обладающих слабой способностью сцепляться со стенкой трубопровода. По мере снижения температуры по длине трубопровода толщина отложений увеличивается до наступления температуры массовой кристаллизации, после чего число отложений резко уменьшается.
Ромашкинская 81,91 9,38 8,70
Таблица 2
Элементарный состав асфальтенов в нефтях месторождений Поволжья
Нефть Элементарный состав, %
С 1 Н 1 Б 1 N 1 0
Бавлинская 83,50 7,76 3,78 1,15 3,81
Главной причиной образования отложений парафина в нефтепроводах является твердое кристаллическое состояние углеводородов с числом атома углерода большим 17, выделение которых описывается дифференциальной кривой кристаллизации. Для каждой из нефтей дифференциальная кривая является уникальной по причине различного состава парафинов. Дифференциальная кривая кристаллизации парафина для мангышлакской нефти представлена на рис. 1.
На основании данной дифференциальной кривой можно выявить некоторые закономерности парафинизации трубопроводов. Так, интенсивность парафинизации растет в зависимости от понижения скорости перекачки и повышения разности температур потока нефти и стенки и содержания в нефти тугоплавких углеводородов, которые также откладываются неравномерно: наиболее тугоплавкие, содержание которых велико в начале трубопровода, откладываются при высоких температурах.
На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени пара-финизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности роста. Непосредственно за зоной максимума отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная толщина отложений растет главным образом не за счет отложения парафина непосредственно на стенках труб, а за счет скоплений, вынесенных потоком с участков с более высокой интенсивностью парафинизации, то есть с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений [6].
Типичное изменение температуры нефти для нефтепровода, осложненного парафиноотложением, от начального до конечного пункта на основании формулы Шухова представлено на рис. 2.
Проблема выпадения АСПО наблюдается на всем протяжении технологического процесса добычи и транспорта нефти. Так, отсутствие применения технологий предупреждения образования отложений в скважинном оборудовании приводит к значительному сокращению межремонтного периода эксплуатации оборудования, а также перекрытию сечения насосно-компрессорных труб, отказу насосного
|Рис. 1. Дифференциальная кривая кристаллизации парафина в мангышлакской нефти
0,007 0.006 0.005
I
« 0.004 0,003 0,002 0.001 о
273 293 313 333 353 373
Температура нефти. К
Ромашкинская 83,66 7,87 4,52 1,19 2,76 Туймазинская 84,40 7,87 4,45 1,24 2,04
Таблица 1
Элементарный состав смол в нефтях месторождений Поволжья
Нефть Элементарный состав, %
С Н Б N 0
Бавлинская 84,52 9,48 2,60 0,69 2,76
Туймазинская 84,10 9,80 4,00 2,1
/--V / \
Г 1 к
1 \
/ \
1 \ 1
} к
г / ^ -—
Рис. 2. Изменение температуры нефти по длине трубопровода
70
60
о я 50
1 X 40
а
&
Ё 30
с 20
н
10
0
О 20 40 60 30 100
Длина трубопровода, км
оборудования. Вычищенные с оборудования накопления АСПО хранятся в нефтешламовых амбарах и ухудшают экологическую обстановку [7].
В свою очередь, в области трубопроводного транспорта вследствие уменьшения пропускной способности трубопровода неравномерные отложения плотного слоя АСПО на внутренней поверхности приводят к увеличению давления и уменьшению энергоэффективности перекачки нефти. Кроме того, отложения на внутренней поверхности труб существенно влияют на достоверность результатов внутритрубной ультразвуковой дефектоскопии. При тестировании нефтепроводов с застаревшим слоем АСПО невозможно обеспечить получение достоверных данных по причине затухания ультразвукового сигнала [8]. С учетом данных недостатков важнейшей задачей было обеспечение перекачки нефти без внушительного снижения пропускной способности.
На процесс формирования отложений влияют такие факторы, как продолжительность парафинизации, содержание в перекачиваемой нефти парафинов, смол, асфаль-тенов, механических примесей, немалое влияние оказывает режим перекачки, а также тепловые параметры нефти и трубопроводной системы в целом.
Процесс непосредственного формирования АСПО определяется многими факторами и отличается в зависимости от особенностей физико-химических свойств нефти и сроков эксплуатации нефтепровода. Первые исследования, посвященные образованию отложений, были проведены в середине 1920-х годов, а на нефтепроводах Поволжья - в 1950-х годах. Так, на нефтепроводе Туймазы-Уфа диаметром 350 мм за период эксплуатации с 1947 по 1957 год отмечалось снижение производительности на 18% за счет образования отложений. При вскрытии трубопровода, по которому перекачивалась нефть с содержанием парафина 5-7%, отмечается неравномерность образования АСПО как по длине трубопровода, так и по поперечному сечению (табл. 3, рис. 3). Исключение составляют участки, глубина заложения которых меньше по сравнению с основной глубиной заложения нефтепровода, а также воздушные и водные переходы.
В настоящее время выделяется около 4000 км участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложением (содержание парафина в нефти превышает 6%). В зависимости от параметров эксплуатации и реологических
Таблица 3
Распределение отложений парафина по периметру нефтепровода Туймазы-Уфа за период с 1947 по 1957 год, мм [9]
на 32,5 км на 70,4 км
Вверху трубы 4-6 1-2
По бокам 7-8 4-6
Внизу трубы 4-6 2-3
свойств перекачиваемой нефти минимальная периодичность между процедурами очистки нефтепроводов варьируется от 15 до 73 суток.
Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в трубопроводном транспорте методов борьбы с АСПО, но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.
Все методы по борьбе с АСПО подразделяются на два типа: предотвращающие образование отложений и их удаление. В связи с тем, что предварительная депарафиниза-ция нефтей и нефтепродуктов зачастую не является экономически целесообразной, наибольшее распространение получили методы по очистке нефтепроводов от уже сформировавшихся отложений.
В зависимости от фракционного состава нефти, ее физических и реологических свойств, конструктивных особенностей обслуживаемого участка, температуры перекачки нефти для очистки магистральных и промысловых трубопроводов используются различные методы, которые разделены согласно действующей классификации [10] на четыре подтипа:
- физические;
- тепловые;
- химические;
- механические.
В основе физических методов лежит воздействие ультразвуковых и механических колебаний, а также электрических и магнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообра-зования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение и препятствуют осаждению парафина на стенках труб. Перспективным направлением в процессе добычи нефти является использование
а 6
депарафинизаторов, принцип действия которых основан на воздействии магнитного поля. Данный метод был разработан и задействован еще в 1950-х годах, но не получил широкого распространения по причине низкой эффективности. В настоящее время с разработкой высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов интерес к технологии значительно вырос.
Тепловой метод подразумевает нагревание парафина свыше температуры плавления, что обеспечивается такими теплоносителями, как вода, предварительно нагретая нефть. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя, а также электрического тока методом электроде-парафинизации с помощью специального нагревательного кабеля в непрерывном режиме, преимущественно на морских промыслах. Данный метод подразумевает дополнительные расходы на нагревание теплоносителя и невозможность использования на дальние расстояния.
Химические методы предполагают закачку в транспортируемую продукцию ингибиторов парафиноотложений. В основе действия соответствующих реагентов лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы. Определение наиболее эффективной присадки достигается только опытным путем; полученный в результате анализа состава реагентов депрессатор является уникальным с точки зрения состава и подходит только для нефти, используемой при опытах. Так, на нефтегазодобывающем управлении «Южарланнефть» [11] была разработана собственная присадка ДН-50, образованная из смеси других ранее протестированных компонентов: СНПХ 7941, СНПХ 7870, Сон-пар 5403 и др.
Механические методы подразумевают удаление сформировавшихся отложений АСПО на внутренней поверхности трубопровода с помощью скребков. На первоначальном этапе развития данного метода различные конструкции очистных устройств разрабатывались силами нефтепрово-дных управлений независимо друг от друга: так, на одном из нефтепроводов Юго-Западного нефтепроводного управления была введена ежеквартальная очистка скребком собственной конструкции. Позднее, в 1960-1970-е годы, были разработаны скребки различных типоразмеров: щеточные - ЩС, щеточные переменного диаметра - ЩСП, рессорные - ЩСР, а также шаровые разделители, применявшиеся до 1980 года.
Особенностью разделителей являлось наличие в конструкции уплотнительных элементов, позволявших достичь надежного контакта с очищаемой внутренней поверхностью трубопровода.
Наилучшие результаты очистки дает применение очистных устройств с чистящими дисками, изготовленными из высококачественного полиуретана по современной технологии. К настоящему времени разработаны и выпускаются серийно очистные скребки диаметром от 325 до 1220 мм включительно нескольких типов:
- СКР1 с четырьмя чистящими дисками, разделенными прокладочными дисками малого диаметра и одной или двумя манжетами;
- СКР2 - двухсекционный, состоящий из головной и хвостовой секций, соединенных карданным шарниром;
- СКР3 - с расположенными по окружности в центральной части корпуса магнитами;
- СКР4 со стабильным уровнем качества очистки (выпускаются в настоящее время).
Отличительной особенностью данных очистных устройств является возможность установить дополнительные очистные диски и щеточные блоки в зависимости от типа очистки, а также наличие передатчика, определяющего положение скребка на трассе. Использование методов борьбы такого типа осложняется постепенным истиранием манжет, а также возможностью застревания скребков в трубопроводе. Технические параметры наиболее современного очистного устройства СКР4 представлены в табл. 5.
В настоящее время внутритрубное диагностическое обследование участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложеннем, должно проводиться в период с 1 июня по 31 августа при температуре окружающей среды не ниже +15 °С и установившейся положительной температуре грунта. Мероприятия по очистке каждого из трубопроводов, осложненных парафиноотложением, составляются индивидуально и помимо запуска очистных скребков предполагают использование поршней-разделителей типа ПРВ1 Так, периодичность очистки определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от его протяженности, особенностей эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал. При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2% и более необходимо проводить внеочередные очистки. Количество пропускаемых очистных устройств перед проведением внутритрубных инспекций определяется в зависимости от
Таблица 4
Эффективность удаления АСПО различными реагентами, %
Месторождения НГДУ «Краснохолмскнефть» РИИ-2 РИИ-7 РИИ-9 СНПХ-7870
Татышлинское 83 88 100 81
Надеждинское 97 100 100 100
Четырманское 91 89 98 94
Таблица 5
Основные параметры очистных скребков СКР4
Наименование параметра Значение
Наружные диаметры трубопроводов мм 153-1220
Минимальный радиус поворот оси трубопровода на 90°, мм (1,5-3) ■
Температурный диапазон, °С от -15 до +50
Среда эксплуатации Жидкость, газ, двухфазная среда, неагрессивные жидкости
Минимальное проходное сечение трубопровода, мм 0,85 ■
Диапазон максимальных давлений среды при эксплуатации, МПа 8-14
Рабочий диапазон скоростей, м/с 0,2-6
Таблица 6
Тип и минимальное количество очистных устройств в одном цикле
Протяженность Периодичность очистки, сутки
участка Более 45 45 суток и менее
1 шт.: СКР4 2 шт.: СКР4
До 150 км (СКР3, СКР2, (СКР2, СКР3) +
ПРВ1) ПРВ1
Более 150 км
1 шт.: СКР4
2 шт.: СКР4+ ПРВ1
отсутствия механических повреждений корпуса, ведущих и чистящих дисков на последнем очистном устройстве, пришедшем в приемную камеру, а количество принесенных парафинсодержащих примесей и металлических предметов не превышает критериев оценки очистки нефтепроводов, соответствующих инструкциям по эксплуатации на диагностические снаряды. Минимальное количество очистных устройств, необходимое для очистки участка нефтепровода, приведено в табл. 6.
Опыт очистных работ, проводимых при подготовке к пропуску внутритрубных инспекционных приборов, показывает необходимость производить от шести до 14 пропусков очистных устройств.
В зависимости от содержания парафина в перекачиваемой нефти преддиагностическая очистка участков магистрального нефтепровода различается для:
- участков нефтепроводов с содержанием парафина до 6% в нефти - проводится с применением очистных устройств;
- участков нефтепроводов, осложненных парафиноот-ложением - помимо применения очистных устройств, требуется ввод ингибитора парафиноотложения в нефтепровод с применением установки по вводу реагента. В качестве ингибиторов парафиноотложения наибольшее распространение получили реагенты комплексного действия СНПХ-2005, Флэк-ИП-104. Основные характеристики реагента СНПХ-2005 представлены в табл. 7.
В последние годы была сформулирована идея об использовании АСПО в качестве внутренней тепловой изоляции, что обусловлено низким коэффициентом теплопроводости АСПО. До последнего времени процесс парафинизации нефтепроводов рассматривался большим кругом ученых с негативной точки зрения ввиду ранее перечисленных отрицательных последствий. Поскольку значительную долю в
составе отложений занимает парафин, обладающий низкой теплопроводностью, то можно полагать, что пристенные отложения могут играть роль внутренней теплоизоляции нефтепровода.
Среди других доводов в пользу данного решения выделяется также защитная функция отложений от коррозии. Процессы внутренней коррозии характерны для магистральных нефтепроводов, по которым перекачивается сернистая нефть. Одним из решений проблемы является применение дорогостоящих ингибиторов коррозии, ухудшающих товарные показатели нефти. Другим, более кардинальным методом, является эксплуатация противокоррозионных труб, изготавливаемых из специальных материалов, что требует реконструкции подвергаемого коррозии участка. Использование АСПО, не требующих дополнительных затрат на их изготовление и введение в продукт перекачки, позволяет рационально использовать имеющиеся ресурсы.
Также создание теплоизоляционного слоя может решать такие технические задачи, как сокращение тепловых потерь от нефти в окружающую среду, уменьшение вязкости и увеличение температуры перекачиваемой нефти (и, как следствие, сокращение потребляемой энергии на ее нагрев) и др.
При формировании идеи контролируемого слоя и последующем моделировании предполагается создание равномерного слоя АСПО по периметру трубы и по всей длине трубопровода.
Для оценки теплоизоляционных свойств созданного слоя АСПО проводился расчет полного коэффициента теплопередачи для нефтепровода с использованием чистых нете-плоизолированных труб и нефтепровода с внутренним слоем АСПО на основании решения уравнения конвективного переноса тепла для перекачиваемой нефти и уравнения теплопроводности для окружающего нефтепровод грунта вместе с соответствующими граничными и начальными условиями.
Уравнение теплового баланса для нефти, находящейся в участке трубопровода длиной с1х, имеет вид [13]:
-в■ ср ■ бТ = Кй■ (Т-Т0)■ бх-
-в■ д■ ¡сп ■ бх + в'ъ'1п ■ бТ, » ср Т - Т
'МП 'КП
(1)
где в - массовый расход нефти, ср - теплоемкость нефти, К - полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, О - внутренний диаметр отложений в
Таблица 7
Основные характеристики реагента СНПХ-2005 [12]
Агрегатное состояние Однородная масса от светло-желтого до коричневого цвета, допускается загущение при хранении
Плотность при 20°С, г/см3, в пределах 0,82-0,92
Массовая доля сухого остатка, %, в пределах 10-15
Массовая доля активного вещества по полимеру, %, в 5-8
пределах
Температура застывания, °С Не нормируется
Таблица 8
Исходные данные моделирования процесса теплопередачи от потока нефти в окружающую среду
1 Диаметр трубопровода Он, мм 820
Толщина стенки 5, мм 10
Расход нефти ц, м3/ч 3500
Начальная температура нефти ьн, °с 60
Окружающая температура (грунта) Ь0, °с 0
Вязкость нефти при температуре 50°с у50, мм2/с 20
Вязкость нефти при температуре 0° с у0, мм2/с 1000
Теплопроводность стали Хст, вт/(мк) 58
Теплоотдача грунта агр, вт/(м2 к) 11,5
Теплопроводность слоя аспо Хсл, вт/(мк) 1,5
Плотность нефти при 20°с р2Э3, кг/м3 900
Толщина слоя аспо 5аспо, мм 4
Таблица 9
Исходные данные моделирования процесса теплопередачи от потока нефти в окружающую среду
Нефтепровод без слоя АСПО Запарафиненный нефтепровод
Полный коэффициент теплопередачи К, Вт/(м-К) 10,77 2,74
Температура в конце участка нефтепровода, °С 11,5 39,4
трубопроводе; Т- температура нефти в сечении х, Т0- температура окружающей среды, '¡ср - средний гидравлический уклон трубопровода, в - массовая доля парафина в нефти; X - скрытая теплота кристаллизации парафина; ТНП - температура начала выпадения парафина; 7КП - температура конца падения парафина.
Полный коэффициент темлопередачи для п-слойной конструкции трубопровода определяется из следующего уравнения [13]:
1 1 £ 1 ,..Д+1 1
(2)
1 £ 1 , Д+1
- =-+ У--1п—^ + -
К ■ Д аД /=12 а, Д, а2Д„
где а1 - внутренний коэффициент теплоотдачи, характеризующий теплоперенос от нефти к внутренней поверхности отложений; а2 - внешний коэффициент теплоотдачи, характеризующий теплоперенос от внешней поверхности изоляции в окружающую X, Д Д +1 - коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры /-го слоя; йиз - наружный диаметр изоляции.
Исходные данные, использованные при расчетах, представлены в табл. 8. Результат определения тепловых характеристик нефтепровода с заданными параметрами представлен в табл. 9 и на рис. 4.
Необходимо отметить, что теплопроводность слоя АСПО оказывает влияние как на конечную температуру нефти на рассматриваемом участке, так и на полный коэффициент теплопередачи. Наглядное отражение зависимости полного коэффициента теплопередачи в зависимости от теплопроводности слоя АСПО показано на рис. 5.
В результате сравнения расчетных данных тепловых характеристик перекачки нефти наблюдается уменьшение теплоотдачи от нефти в грунт в запарафиненном трубопроводе практически в четыре раза и увеличение конечной температуры на участке нефтепровода в три раза, что свидетельствует о наличии теплоизоляционного эффекта от внутреннего пристенного слоя АСПО.
I
Рис. 4. Изменение температуры нефти по длине трубопровода без отложений и запарафиненного трубопровода
I
Рис. 5. Изменение полного коэффициента теплопередачи
и температуры нефти в конечном участке трубопровода в зависимости от теплопроводности слоя АСПО
Несмотря на наличие теплоизоляционного эффекта, одним из недостатков данной идеи является индивидуальная для каждого магистрального трубопровода толщина теплоизоляционного слоя. При расчете эффективности теплоизоляции от сформированных отложений коэффициент теплопроводности зависит от множества факторов, таких как глубина заложения нефтепровода, его условный диаметр, наличие снегового покрова и т. д. При достижении определенного значения толщины слоя АСПО дальнейшее его увеличение будет нерационально ввиду большего сужения внутреннего диаметра трубопровода и, как следствие, падения расхода нефти.
Уникальные природные условия прокладки трубопровода, параметры его работы, а также физико-химические свойства перекачиваемой нефти влияют на характер выпадения отложений, в связи с чем требуется создание математической модели для прогнозирования осаждения АСПО на внутренней стенке нефтепроводов. На сегодняшний день в научной сфере количество теоретических работ, посвященных вопросу моделирования выпадения парафинов
при изменяющихся термобарических условиях, очень мало по сравнению с экспериментальными исследованиями. Создание соответствующей математической модели при адаптации к конкретным условиям позволит спрогнозировать толщину отложений и разработать методы управления процессом формирования слоя АСПО.
Помимо недостатков, характеризующих универсальность метода создания внутреннего слоя АСПО, актуальность проблемы состоит в отсутствии технических средств для реализации идеи. Для разработки соответствующего снаряда требуется модернизация конструкции существующих очистных устройств, используемых для очистки внутренних поверхностей трубопроводов от парафиносодер-жащих отложений. Для контроля прохождения снаряда по участку эксплуатируемого участка нефтепровода и нахождения его местоположения в случае остановки возможно использование эксплуатируемых низкочастотных передатчиков типа ПДС, являющихся генераторами электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования (детекторов).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Третьяков П. Добыча нефти в России растет быстрее, чем запасы // Ведомости, 2015. 28 мая.
2. Мишенин М.В. Современное состояние сырьевой базы и прогноз перспектив добычи нефти в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Мат. межд. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология». Новосибирск, 2016. Т. 4. С. 202-207.
3. Литвинец И.В. Влияние ингибирующих присадок на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефтяных дисперсных систем: дис. канд. хим. наук: 02.00.13. Томск, 2015.181 с.
4. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. 2011. Т. 80. № 10. С. 1034-1050.
5. 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.
6. Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Новые направления использования асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 8-12.
7. Горабченко В.С., Демьяненко Н.А. Рассмотрение процесса образования и исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник ГГТУ им. П.О. Сухого. 2016. № 3. С. 17-23.
8. Хасанов И.И., Хакимов Р.А. Методы и способы диагностирования криогенных систем: тез. докл. XII межд. учеб.-науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт - 2017». Уфа, 2014. С. 207-208.
9. Жиганнуров Р.М. Развитие методов и технических средств диагностирования магистральных нефтепроводов: дис. канд. техн. наук: 07.00.10, 25.00.19 . Уфа, 2012. 140 с.
10. Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н., Хасанова К.И. Повышение эффективности применения средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 3. С. 7-12.
11. Вагапов Р.Р., Мустафин А.С., Хохлов Н.Г., Шагитов З.М. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов НГДУ «Южарланнефть» // Нефтяное хозяйство. 2006. № 1. С. 110-111.
12. НИИнефтепромхим. Депрессаторы. URL: http://web.archive.Org/web/20180121162346/http://neftpx.ru/development/ depressatory/ (дата обращения 24.03.2018).
13. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учеб. для вузов / под ред. А.А. Коршака. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
APPLICATION OF HEAVY OIL DEPOSTITS AS THERMAL INSULATING LAYER IN MAJOR PIPELINES
KHASANOV I.I., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas SHAKIROV R.A., Master Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas
LEONTYEV A.YU., Postgraduate Student of the Department of Hydraulic and Gas Dynamics of Pipeline Systems and Hydraulic Machines LOGINOVA E.A., Engineer
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The article consists the study of a problem concerning deposits of asphalts, resins, and paraffins formation on the inside surface of major pipelines during pumping paraffin oils. The article gives a detailed analysis of the main reasons of asphalts, resins, and paraffins deposits formation and their negative influence on pipeline transportation processes. Much attention is given to the basic methods of removal these heavy oil deposits (and their disadvantages) for the purpose of cleaning pipelines from already shaped formations. The question of utilization heavy oil deposits as an inside thermal major pipeline isolation is also investigated, moreover it is shown, that this type of isolation improves pipeline characteristics. According
to executed work there were designated the main directions of next researches in order to make possible applying the
method of creating additory isolation layer in practice.
Keywords: paraffin, heavy oil deposits, diagnostics, major pipeline.
REFERENCES
1. Tret'yakov P. Oil production in Russia is growing faster than reserves. Vedomosti, 2015 (In Russian).
2. Mishenin M.V. Sovremennoye sostoyaniye syr'yevoy bazy i prognoz perspektiv dobychi nefti v Volgo-Ural'skoy neftegazonosnoy provintsii [The current state of the resource base and the forecast of oil production prospects in the Volga-Ural petroleum province]. Trudy Mezhd. nauch. konf. «Nedropol'zovaniye. Gornoye delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdeniy poleznykh iskopayemykh. Geoekologiya» [Proc. of Int. scientific conf. "Subsoil use. Mining. Directions and technologies of prospecting, exploration and development of mineral deposits. Geoecology]. Novosibirsk, 2016, pp. 202-207.
3. Litvinets I.V. Vliyaniye ingibiruyushchikh prisadok na protsess obrazovaniya asfal'tosmoloparafinovykh otlozheniy neftyanykh dispersnykh system. Diss. kand. khim. nauk [The effect of inhibiting additives on the formation of asphalt-resin-paraffin deposits of oil disperse systems. Cand. chem. sci. diss.]. Tomsk, 2015.181 p.
4. Ganeyeva YU.M., Yusupova T.N., Romanov G.V. Asphaltene nanoaggregates: structure, phase transformations, influence on the properties of oil systems. Uspekhikhimii, 2011, vol. 80, no. 10, pp. 1034-1050 (In Russian).
5. 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.
6. Gil'mutdinov N.R., DmitriyevM.Ye., Mastobayev B.N. New directions for the use of asphalt-resin-paraffin deposits in the process of pipeline transportation of oil. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 2, pp. 8-12 (In Russian).
7. Gorabchenko V.S., Dem'yanenko N.A. Consideration of the process of formation and study of the properties of asphalt-resin-paraffin deposits. Vestnik GGTU im. P.O. Sukhogo, 2016, no. 3, pp. 17-23 (In Russian).
8. Khasanov I.I., Khakimov R.A. Metody i sposoby diagnostirovaniya kriogennykh system [Methods and ways of diagnosing cryogenic systems]. Trudy XII Mezhd. ucheb.-nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport - 2017» [Proc. of XII Int. educational scientific practical. conf. "Pipeline transportation - 2017"]. Ufa, 2014, pp. 207-208.
9. Zhigannurov R.M. Razvitiye metodovi tekhnicheskikh sredstvdiagnostirovaniya magistral'nykh nefteprovodov. Diss. kand. tekhn. nauk [Development of methods and technical means of diagnosing trunk pipelines. Cand. techn. sci. diss.]. Ufa, 2012. 140 p.
10. Dmitriyev M.Ye., Mastobayev B.N., Khasanova K.I. Improving the efficiency of the use of tools and methods to combat asphalt-resin-paraffin deposits in the process of transporting oil through trunk pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2013, no. 3, pp. 7-12 (In Russian).
11. Vagapov R.R., Mustafin A.S., Khokhlov N.G., Shagitov Z.M. Removal of asphalt-resinous substances and paraffin from the oil pipelines of the NGDU «Yuzharlanneft». Neftyanoye khozyaystvo, 2006, no. 1, pp. 110-111 (In Russian).
12. Nllneftepromkhim. Depressatory (NIIneftepromhim. Depressors) Available at: http://web.archive.org/ web/20180121162346/http://neftpx.ru/development/depressatory/ (accessed 24 March 2018).
13. Korshak A.A., Nechval' A.M. Proyektirovaniye iekspluatatsiya gazonefteprovodov [Design and operation of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 488 p.
