CC BY
137
УДК 662.692
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10104
ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОЙ СРЕДЫ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЫПАДЕНИЯ АСПО В МОРСКИХ НЕФТЕПРОВОДАХ
APPLICATION OF HEAVY OIL DEPOSTITS AS THERMAL INSULATING LAYER IN MAJOR PIPELINES
И.И. Хасанов, Р.А. Шакиров, Т.Д. Гильмутдинов
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: timurovtimur9@gmail.com
Резюме: Объектом исследования являются морские нефтепроводы и основные проблемы при их эксплуатации, в частности выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Приведены особенности борьбы с АСПО по сравнению с запарафиненными трубопроводами, проложенными на суше. В статье исследуется возможность применения основных моделей теплопроводности для аналитической математической модели выпадения АСПО в нефтепроводах с учетом соответствующих допущений. Показаны результаты изменения толщины АСПО на внутренней поверхности спустя различные промежутки времени. Предложены основные направления продолжения исследования.
Ключевые слова: парафин, АСПО, шельф, подводный трубопровод, магистральный нефтепровод.
Для цитирования: Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Гильмутдинов Т.Д. Применение модели эффективной среды теплопроводности для моделирования выпадения АСПО в морских нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 1. С. 17-23.
D0I:10.24411/0131-4270-2019-10104
Ilnur I. Khasanov, Ruslan A. Shakirov, Timur D. Gilmutdinov
Ufa State Petroleum Technological 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: timurovtimur9@gmail.com
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.
For citation: Khasanov I.I., Shakirov R.A., Gilmutdinov T.D. APPLICATION OF HEAVY OIL DEPOSTITS AS THERMAL INSULATING LAYER IN MAJOR PIPELINES. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 1, pp. 17-23.
DOI:10.24411/0131-4270-2019-10104
Ежегодный рост мировой промышленности, и как следствие, ее потребности в энергоресурсах является причиной истощения запасов углеводородного сырья на основных месторождениях и активизации поисково-разведочных работ с целью разработки новых источников нефти и газа. Главной альтернативой традиционным нефтегазовым месторождениям на суше за последние десятилетия стала добыча сырья на шельфе. По оценкам специалистов, предполагаемые запасы углеводородного сырья, расположенные на шельфовых участках, составляют около 40% всех предполагаемых запасов углеводородного сырья на планете [1].
История вопроса своими корнями уходит в первую половину XX века: первые попытки бурения морских нефтяных скважин были осуществлены в 1930-е годы в Мексиканском заливе и Каспийском море [2]. Интенсивный рост добычи нефти и газа на шельфе был достигнут только ко второй половине XX века, что на тот момент объяснялось как экономическими процессами (резкое подорожание цены на нефть вследствие энергетического кризиса 1970-х годов, ставшего результатом нефтяного эмбарго со стороны ОПЕК
в период арабо-израильского конфликта), так и развитием инженерной деятельности, затронувшей область нефтегазовой добычи в виде буровых платформ. Несмотря на общемировой рост добычи нефти, доля продукции морских месторождений неизменно росла до конца века и достигла 30% уже к 2005 году (табл. 1). В последние 15 лет процент добываемой нефти на шельфах морей практически не изменялся и варьируется от 29 до 33% [2, 3], что объясняется нерентабельностью себестоимости добычи на отдаленных от береговой линии суши морских промыслах.
На текущий момент эксплуатация морских месторождений ведется в 50 странах мира, но лидерами, вносящими вклад в добычу нефти на шельфе, остаются Саудовская Аравия, Бразилия, Мексика, Норвегия и Соединенные Штаты Америки [4]. В России, где доля добычи нефти с морских месторождений не превышает 4% [5], а в условиях низких мировых цен на нефть [6] экономически выгодна разработка только мелководных месторождений в Каспийском море, наибольшие надежды связаны с освоением Арктического шельфа, где сосредоточено 90% извлекаемых ресурсов всего континентального шельфа России
2000
(100 млрд т). По оценкам иностранных экспертов, к 2030 году добыча нефти в Арктике возрастет в 3,6 раза, до 300 тыс т в сутки [7].
Несмотря на высокий потенциал и перспективность морских месторождений для топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, освоение глубоководных проектов имеет ряд сложностей, связанных как с разработкой, так и с их дальнейшей эксплуатацией [8].
Бурение морских скважин является экологически опасной операцией, поскольку открытое фонтанирование нефти в случае нарушения работы скважины представляет собой неконтролируемый процесс. На сегодняшний день общепризнанным является факт о недостаточной изученности геологического строения российского шельфа Арктики, большая часть территории которого обладает термобарическими условиями для образования газогидратов, которые представляют собой высокую опасность при проведении буровых работ в случае их нахождения в верхней части разреза [9]. Присутствие газогидратов в Миссисипском подводном каньоне значительно усложнило проведение работ по ликвидации последствий взрыва на нефтяной платформе Deepwater Horizon в 2010 году, по итогам которого в Мексиканский залив вытекло около 800 тыс. т нефти [10].
В случае подтвержденной возможности освоения шель-фового месторождения и его рентабельности для организации транспорта нефти при заданном технологическом режиме производят сооружение морских подводных трубопроводов. С учетом подводных нефтепроводов в наиболее сложных и труднодоступных условиях при их эксплуатации возникают различные проблемы:
- внешняя и внутренняя коррозия, возникающие при эксплуатации трубопровода в агрессивной среде;
- природные воздействия;
- механические повреждения судами, строительными баржами;
- выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений.
Воздействие коррозии является причиной половины аварийных ситуаций, возникающих с морскими трубопроводами. Интенсивность коррозии подводных трубопроводов зависит от многих факторов и снижается с течением срока эксплуатации, но на локальных участках местная коррозия может достигать 1,6 мм/г против среднего значения 0,15 мм/г [11]. Для закрепления правил по проектированию и строительству морских трубопроводов в 2017 году был выпущен СП 378.1325800.2017 «Морские трубопроводы», устанавливающий совместно с [12] требования к защите от коррозии. Согласно своду правил, противокоррозионная защита морского трубопровода должна включать защиту наружной и внутренней (при транспортировании агрессивных сред) поверхностей труб в сочетании с электрохимической защитой (ЭХЗ). В качестве средства защиты наружной поверхности нефтепровода используется трехслойное полимерное покрытие усиленного типа заводского исполнения, рассчитанное на весь срок эксплуатации. Для обеспечения защиты от коррозии внутренней поверхности труб необходимо использовать жидкие
Таблица 1
Динамика мировой морской добычи нефти [4]
Год Добыча, млн т Доля в общей добыче, %
1960 110 11
1970 370 16
1980 660 23
1990 760 26
1050
28
с высоким сухим остатком и порошковые лакокрасочные материалы на основе эпоксидных и полиуретановых смол заводского изготовления в соответствии с техническими условиями на покрытие [13].
Природные воздействия в виде штормов представляют собой серьезную опасность для платформ и пролегающих рядом с ними трубопроводах. Во время урагана «Кармен» в 1974 году нефтепродуктопровод диаметром 100 мм переместился по дну Мексиканского залива на расстояние около 1,5 км от своего первоначального положения [14]. Подобные воздействия могут подвергнуть трубопроводы чрезвычайно высоким напряжениям. Иное не менее разрушительное воздействие на трубопроводы оказывают грязевые сдвиги на илистом дне. Так, несколько трубопроводов на дне Мексиканского залива были разорваны силами, возникающими при подобных сдвигах. В последние годы с целью предотвращения подобных ситуаций конструкция платформ предполагает способность воздействия самому сильному шторму, наблюдавшемуся в течение века.
Часть повреждений, получаемых морскими трубопроводами, связана с прямыми ударами барж при протаскивании рыхлителей поперек трассы трубопровода. Наиболее часто таким повреждениям подвержены трубопроводы на неглубоких морских участках. Для недопущения таких ситуаций учеными была разработана оградительная решетка, закрепляемая над оголенными участками трубопровода [14].
В условиях эксплуатации морских месторождений нередко возникает проблема сбора и транспорта высоковязкой и парафинистой нефти, характеризующейся выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Интенсивное развитие добычи нефти в условиях морских месторождений характеризуется существенно меньшей среднегодовой температурой эксплуатации подводных трубопроводов в сравнении с проложенными на суше нефтепроводами, особенно в условиях глубоководного залегания [15]. Специфика морских трубопроводов затрудняет применение традиционных методов борьбы, что связано с конструктивными особенностями трубопроводов и условиями их прокладки. Наибольшие проблемы при проведении диагностирования морских трубопроводов возникают в случае прокладки трубопроводов на больших глубинах в составе комплекса добывающих установок - в Северном море, Мексиканском заливе. Для действующих морских месторождений в России проблема выпадения и оседания на внутренней стенке трубы АСПО была замечена на морском трубопроводе «ПА-А - Чайво» в рамках проекта «Сахалин-2» [16].
Методы борьбы с АСПО в морских условиях аналогичны применяющимся на суше и делятся на методы по удалению
уже сформировавшихся отложений и по предотвращению их образования. 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 [17], на четыре подтипа:
- физические;
- тепловые;
- химические;
- механические.
Наиболее популярным методом очистки является механический, представляющий собой пропуск очистных устройств - пенополиуретановых поршней-разделителей, которые, в свою очередь, подразумевают наличие специальных камер для их запуска. Конструкция подводных камер пуска очистных устройств характеризуется большей технической сложностью их сооружения и эксплуатации и состоит из устанавливаемой на подводном трубопроводе донной конструкции и передвижного устройства запуска, извлекаемого на поверхность для загрузки и транспортируемого вновь на дно [18]. Технология очистки нефтепровода предполагает пропуск первого поршня диаметром значительно меньше предполагаемого (с учетом парафиновых отложений) внутреннего диаметра трубопровода. Затем при последующих пропусках диаметр поршней постепенно увеличивается [19]. Для уменьшения перепада давления в трубопроводах, загрязненных парафином, используют шаровые разделители. И хотя степень удаления парафина такими поршнями невелика или равна нулю, они могут сгладить неровности парафиновых отложений, в результате чего уменьшаются потери на трение и, соответственно, перепад давления.
Существенным недостатком механического метода очистки подводного трубопровода от АСПО является возможность застревания очистного устройства в трубопроводе. Несмотря на то что существуют различные методы определения положения устройства при его прохождении по трубопроводу, извлечение застрявшего поршня-разделителя является дорогостоящим и экологически опасным мероприятием, особенно в случае длительной эксплуатации морского нефтепровода. Таким образом, для предотвращения подобных ситуаций с целью составления оптимального графика пуска очистных устройств на ранней стадии эксплуатации нефтепровода требуется разработка методики, позволяющей предсказать распределение АСПО по длине трубопровода в течение определенного времени.
Основной причиной выпадения парафинов является снижение температуры нефти при движении в нефтепроводе, одновременно с чем падает способность нефти быть растворителем для парафинов и асфальтосмолистых веществ. При падении температуры до значения, соответствующего кристаллизации парафина, происходит выпадение твердых углеводородов и их оседание на внутренней поверхности трубы вследствие соударения с ней. Температурой начала кристаллизации парафинов при охлаждении нефти является значение, где 0,02 % мол. АСПО выпало в осадок из перекачиваемой жидкости [20].
При падении температуры в пристенном слое трубы ниже температуры начала кристаллизации парафинов
возникает радиальный перепад температур, существование которого приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина [21]. Он является движущей силой осаждения частиц АСПО и вызывает массовое броуновское движение молекул парафина к внутренней стенке трубы. 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. Распределение парафинов в АСПО варьируется от одного химического состава нефти к другому. Большинство парафинов, обнаруживаемых в осадке, находится в диапазоне С18-С65 [22].
Одним из способов оценки выпадения АСПО в подводных трубопроводах является измерение осаждения парафина в контрольной точке. Математические модели, базирующиеся на данном методе, позволяют спрогнозировать выпадение отложений по длине рассматриваемого участка трубопровода в зависимости от изменения температуры на основании постоянства массового расхода перекачиваемой нефти [23]. Недостатком данного способа является невозможность непрерывного диагностирования толщины АСПО даже в контрольной точке. Несмотря на то что толщина парафина может быть измерена по всей трубе с помощью импульсной техники измерения давления [24], полученные таким методом данные зачастую подвергаются сомнениям и являются результатом проведения сложной и дорогостоящей процедуры.
Другим направлением исследования выпадения АСПО является моделирование процесса осаждения с целью определения оптимальной частоты очистки нефтепровода очистными устройствами. В аналитической модели, подразумевающей упрощения в виде термодинамического равновесия в пограничном слое массопереноса и постоянную долю осаждаемых АСПО на внутреннюю стенку трубопровода, массовая скорость переноса частиц парафина рассчитывается по закону Фика:
J" = -(Dab +sj ,
(1)
где J - поток молекул парафина, переносимого в результате диффузии через единицу поверхности в единицу времени перпендикулярно направлению переноса, кг/(с-м2); DAB -коэффициент взаимодиффузии, м2/с; em - коэффициент
турбулентной диффузии, м2/с; — - градиент концентра-
dr
ции, кг/м4
Для достоверных результатов моделирования процесса парафиноотложения требуется подобрать наиболее точную аналитическую модель теплопроводности. С учетом того факта, что теплопроводность является векторной величиной, ее суммарное значение для гетерогенных систем зависит не только от количественного соотношения фаз, но и от структуры и текстуры материала.
Фундаментальными моделями теплопроводности являются:
- параллельная (Parallel), свойственная слоистой структуре материалов и предполагающая распределение двух компонентов в различных вертикальных слоях:
: Uki -
U2k2,
(2)
где ke - эффективная теплопроводность материала, Вт/(м-К); k1, k2 -теплопроводности первого и второго компонента соответственно, Вт/(м^К); u1, u2 - объемные доли первого и второго компонента соответственно;
- слоистая (Series), предполагающая распределение двух компонентов в различных горизонтальных слоях с сохранением теплового потока в вертикальном направлении:
ч-1
Таблица 2
Исходные данные моделирования
ke =lf
k1 k2
(3)
- модели Максвелла-Эйкена для структуры с дискретной основной фазой, где теплопроводность системы определяется соотношением фаз и условно непрерывной фазой становится большая из них:
\u2k2
3k1 2k1 + k2
Параметр Значение
Внутренний диаметр трубопровода (!, мм 576
Толщина стенки Дгш||, мм 32
Длина участка трубопровода 1, м 10 000
Температура воды на глубине залегания нефтепровода Т$еа, К 3
Температура нефти на входе в трубопровод Т1пее1, К 43
Скорость потока нефти и, м/с 2
Плотность нефти р0(|, кг/м3 840
Плотность парафина ршх, кг/м3 840
Динамический коэффициент вязкости нефти ц.0(7, МПас 0,5
Энергия активации ЕА, Дж/моль 37 700
Удельная теплоемкостьнефти Ср, Дж/(кгК) 2300
Теплопроводность нефти коН, Вт/(м К) 0,1
Теплопроводность нефти ко11, Вт/(м К) 0,25
Теплопроводность нефти коН, Вт/(м К) 0,2
о +u2
2k
2 k, + k2
u2k2 + u,k
3k
2
2k2 + k
2k
2
k, > k2
k, < k2
(4)
2k0 + k
- модель эффективной среды (Effective Medium Theory), предполагающая полностью случайное распределение частиц компонентов [25]:
k1 - ke
k- + 2ke
k2 - ke k2 + 2ke
- 0.
(5)
После упрощения уравнение (5) примет вид
2 (О + 0 ) k2 -(2u1u2
U2k2
~2»2k2 ) ke
-(u, +u2 ) k,k2 = 0,
где
ke =
4ac
2a
a = 2 (u, +u2 ) ; b = - (2u.,u2 -u.,k2 - u2k2 + 2u2k2 ) ;
c = -(
U +0
:) kik2.
(6)
(7)
(8) (9)
(,0)
подходящей является модель эффективной среды, предполагающая полностью случайное распределение частиц компонентов, что также подтверждается химической структурой отложений.
При моделировании требуется учесть допущения, которые включает рассматриваемая аналитическая модель. Основные уравнения и, как следствие, модель действительны в ситуациях, когда в потоке нефти не вырабатывается тепловая энергия. Предполагается, что смесь текучих сред является несжимаемой и рассматривается как ньютоновская жидкость, вязкость которой не зависит от скорости сдвига. Максимальное количество АСПО определяется функцией растворимости и температурой начала кристаллизации парафина, при достижении которой перекачиваемая жидкость рассматривается как двухфазная смесь нефти и отвердевшего парафина. В модели предполагается полное отсутствие содержания воды в нефти и нефтяного газа, а поток рассматривается как одномерный, с постоянной скоростью перекачки. Теплоизоляция системы отсутствует.
Температура потока в рассматриваемом сечении нефтепровода определяется по формуле (11) [26]
(
Выбор подходящей модели теплопроводности основан на области их допустимого применения. Невозможность использования наиболее простых, слоистой и параллельной, моделей обусловлена необходимостью принятия распределения двух компонентов системы на отдельные вертикальные или горизонтальные слои. Использование модели Максвелла-Эйкена также не представляется возможным по причине отсутствия дисперсной фазы. Наиболее
Tb = Tsea + (T - Tsea ) exP
U pd ' mCn
\
(H)
где Тзеа - температура воды на глубине залегания нефтепровода, К; Т - температура нефти в начале участка нефтепровода, К; и- полный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К); d - внутренний диаметр нефтепровода, м; т - массовый расход нефти, кг/с; Ср - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг-К); L - длина участка нефтепровода, м.
Рис. 1. Определение участка нефтепровода с началом массовой кристаллизации парафинов
Рис. 2. Распределение отложений по длине трубопровода после участка начала массовой кристаллизации парафинов
44 42403836343230
0,03
0 2000 4000 6000 8000 10000
I, м
- Температура начала массовой кристаллизации парафинов
----Температура нефти в пристенном слое по длине «чистого»
трубопровода
2000
4000
6000
8000
10000 L, м
- Толщина отложений АСПО через 24 часа
- Толщина отложений АСПО через 48 часа
____Толщина отложений АСПО через 168 часа
A , м
wall'
Ar , м
wall'
0
Расчет толщины осаждений основан на применении закона Фика для определения скорости массопереноса в бинарной смеси нефти и парафина [27, 28]
dm __ D A dC dt PwUwoAl dr
(11)
где dm/dt - скорость массопереноса парафина в нефти, кг/с; pw - плотность парафина в твердом агрегатном состоянии, кг/м3; Dwo - коэффициент диффузии парафина в нефти, м2/с; Al - площадь поверхности осаждения, м2; C -объемная концентрация парафина в нефти; г - расстояние удаления анализируемой точки от центра поперечного сечения нефтепровода, м; градиент радиальной концентрации dm/dt оценивается на границе раздела фаз жидкость - твердое тело.
Результатом моделирования является значение удаления точки нефтепровода с наибольшей толщиной асфальтосмо-лопарафиновых отложений и распределение толщины слоя АСПО на внутренней стенке нефтепровода по истечении 1, 2 и 7 дней соответственно. Моделирование производится на период до 7 дней, который рассматривается как оптимальная частота пропуска очистного устройства на основе
эксплуатационных характеристик реальных нефтепроводов [16]. Значения шагов при моделировании примем 10 000 и 100 в продольном и поперечном направлении движения потоку соответственно. Временной шаг составит 60 мин. Моделирование производилось в программе МАТЬАВ 2014Ь.
В результате моделирования были получены кривые распределения АСПО по длине нефтепровода на участке после достижения нефтью температуры начала массовой кристаллизации парафинов, соответствующей наибольшей толщине отложений. Одним из возможных направлений продолжения исследования является изучение прогнозирования выпадения АСПО на основе метода конечных разностей с использованием комплекса уравнений тепло- и массообмена.
Несмотря на достаточную точность, полученные результаты не гарантируют достоверной точности при их применении на реальных нефтегазовых объектах в силу применения допущений, необходимых для реализации модели. Поэтому одним из возможных более глобальных направлений изучения процесса парафинизации морских трубопроводов является создание иных технологий, позволяющих обеспечить получение информации о толщине слоя отложений в режиме реального времени.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Особенности морской добычи нефти и газа: портал о нефти Neftok. URL: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/ morskaya-dobycha-nefti-i-gaza.html (дата обращения 10.03.2019).
2. Максаковский В.П. Географическая картина мира. Кн. 1: Общая характеристика мира. М.: Дрофа, 2008. 1010 с.
3. Картамышева Е.С., Иванченко Д.С. Морская добыча нефти // Молодой ученый. 2017. № 25. С. 107-110.
4. Offshore production nearly 30% of global crude oil output in 2015: U.S. EnergylnformationAdministration. URL: https:// www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=28492 (датаобращения12.03.2019).
Страны - лидеры по добыче нефти на шельфе. URL: http://caspianbarrel.org/ru/2017/09/ctrany-lidery-po-dobyche-nefti-na-shelfe/ (дата обращения 14.02.2019).
Санкции оставили Россию без новых месторождений нефти и газа. URL: https://www.finanz.ru/novosti/birzhevyye-tovary/sankcii-ostavili-rossiyu-bez-novykh-mestorozhdeniy-nefti-i-gaza-1027471258 (дата обращения 17.02.2019). Добыча нефти на арктическом шельфе РФ к 2030 г. может вырасти в 3,6 раза. URL: https://tass.ru/ ekonomika/4135363 (дата обращения 05.02.2019).
Гимаева А.Р., Хасанов И.И., Шобик Н.А. К вопросу выбора схемы транспортировки углеводородов, добываемых с шельфа арктических морей // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 3. С. 62-69. Богоявленский В.И. Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики // Бурение и нефть. 2012. № 11. С. 4-9.
Абдурагимов И.М. Очередная экологическая катастрофа в результате аварии на нефтяной платформе компании BritishPetroleum в Мексиканском заливе // Пожаровзрывобезопасность. 2012. Т. 21. № 2. С. 81-84. Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов. М.: Недра. 1982. 208 с. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Морские трубопроводы. Правила проектирования и строительства. Свод правил. СП 378.1325800.2017. М.: Стандартинформ. 2018. 36 с.
Мовскумзаде Э.М., Мастобаев Б.Н., Мастобаев Ю.Б. и др. Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин / под ред. А.М. Шаммазова. СПб.: Недра, 2006. 192 с. Лохте К. Техника и технологии применения в трубопроводах очистных поршней, поршней-разделителей и внутритрубных дефектоскопов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. № 5. С. 21-30. Косяк Д.В., Маркин А.Н. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «Сахалин-2» // Территория НЕФТЕГАЗ. 2011. № 6. С. 78-86.
Дмитриев М.Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений: дис. канд. техн. наук: 07.00.10, 25.00.19. Уфа, 2012. 145 с.
Хасанова К.И. Развитие технических средств и технологий очистки нефтепроводов от асфальтосмолопара-финовых отложений: дис. канд. техн. наук: 07.00. Уфа, 2015. 178 с.
Azouz F., Hakim A.M., Soliman Y., Awda H. Major Advancement in Pipeline Integrity Management Through an Integrated Quantitative Risk Assessment Approach. Offshore Technology Conference, USA, 2-5 May, 2016, 9 р. Singh, A., Lee, H., Singh, P., and Sarica, C. SS: Flow Assurance: Validation of Wax Deposition Models Using Field Data from a Subsea Pipeline. OTC 21641, The Offshore Technology Conference (2011).
Факторы, влияющие на образование АСПО. URL: http://www.neftepro.ru/publ/18-1-0-48 (дата обращения 25.02.2019).
Ekweribe, C., Civan, F., Lee, H., and Singh, P. Effect of System Pressure on Restart Conditions of Subsea Pipelines. SPE 115672, Society of Petroleum Engineers (2008).
Hoffmann R and Amundsen L 2010 Single-phase wax deposition experiments Energy Fuels 24 1069-80. Gudmundsson J S, Durgut I. Detection and monitoring of deposits in multiphase flow pipelines using pressure pulse technology. 12th Int. Oil Field Chemistry Symp. (Geilo, Norway) (2001).
Волченко Т.С., Яловец А.П. Расчет эффективной теплопроводности порошковых материалов // Журнал технической физики. 2016. Т. 86. Вып. 3. С. 8-19.
Gudmundsson, J. Grunnleggende enhetsoperasjoner i produksjon av olje og gass. Compendium, NTNU Institutt for petroleumsteknologi og anvendt geofysikk (2009).
Sarica, C., and Volk, M. Tulsa University Paraffin Deposition Projects. Tech. rep., University of Tulsa, 2004. Mirazizi, H.K., W., S., and Sarica, C. Paraffin Deposition Analysis for Crude Oils under Turbulent Flow Conditions. SPE 159385, Society of Petroleum Engineers (2012).
REFERENCES
1. Osobennosti morskoy dobychi nefti i gaza: portal o nefti Neftok (Features of offshore oil and gas production: oil portal Neftok) Available at: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/morskaya-dobycha-nefti-i-gaza.html (accessed 10 March 2019).
2. Maksakovskiy V.P. Geograficheskaya kartina mira. Kniga 1. Obshchaya kharakteristika mira [Geographical picture of the world. Book 1. General characteristics of the world]. Moscow, Drofa Publ., 2008. 1010 p.
3. Kartamysheva Ye.S., Ivanchenko D.S. Marine oil production. Molodoyuchenyy, 2017, no. 25, pp. 107-110 (In Russian).
4. Offshore production nearly 30% of global crude oil output in 2015: U.S. Energy Information Administration Available at: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=28492 (accessed 12 March 2019).
5. Strany-lidery po dobyche nefti na shel'fe (The leading countries in oil production on the shelf) Available at: http:// caspianbarrel.org/ru/2017/09/ctrany-lidery-po-dobyche-nefti-na-shelfe/ (accessed 14 February 2019).
6. SanktsiiostaviliRossiyu bez novykh mestorozhdeniy neftiigaza (Sanctions left Russia without new oil and gas fields) Available at: https://www.finanz.ru/novosti/birzhevyye-tovary/sankcii-ostavili-rossiyu-bez-novykh-mestorozhdeniy-nefti-i-gaza-1027471258 (accessed 17 February 2019).
7. Dobycha nefti na arkticheskom shel'fe RF k 2030 g. mozhet vyrasti v 3,6 raza (Oil production on the Arctic shelf of the Russian Federation by 2030 can grow 3.6 times) Available at: https://tass.ru/ekonomika/4135363 (accessed 05 February 2019).
8. Gimayeva A.R., Khasanov I.I., Shobik N.A. On the choice of the transportation scheme of hydrocarbons produced from the shelf of the Arctic seas. Neftegazovoye delo, 2018, vol. 16, no. 3, pp. 62-69 (In Russian).
9. Bogoyavlenskiy V.I. Prospects and problems of development of oil and gas fields in the Arctic shelf. Bureniye ineft', 2012, no. 11, pp. 4-9 (In Russian).
10. Abduragimov I.M. Another environmental catastrophe as a result of the accident on the oil platform of the company "British Petroleum" in the Gulf of Mexico. Pozharovzryvobezopasnost', 2012, vol. 21, no. 2, pp. 81-84 (In Russian).
11. Kapustin K.YA., Kamyshev M.A. Stroitel'stvo morskikh truboprovodov [Offshore pipeline construction]. Moscow, Nedra Publ., 1982. 208 p.
12. GOST R 51164-98. Truboprovody stal'nyye magistral'nyye. Obshchiye trebovaniya k zashchite ot korrozii [State Standard R 51164-98. Steel pipe mains.General requirements for corrosion protection].
13. Morskiye truboprovody. Pravila proyektirovaniya istroitel'stva. Svodpravil. SP 378.1325800.2017 [Offshore pipelines. Design and construction rules. Set of rules. SP 378.1325800.2017]. Moscow, Standartinform Publ., 2018. 36 p.
14. Movskumzade E.M., Mastobayev B.N., Mastobayev YU.B. Morskaya neft'. Truboprovodnyy transport ipererabotka produktsii skvazhin [Sea oil. Pipeline transport and well products processing]. St. Petersburg, Nedra Publ. 2006. 192 p.
15. Lokhte K. Technology of application in pipelines of cleaning pistons, piston-separators and in-line flaw detectors. Neft, gaz i neftekhimiya za rubezhom, 1993, no. 5, pp. 21 - 30 (In Russian).
16. Kosyak D.V., Markin A.N. Experience in removing sediment deposits in underwater pipelines of the Sakhalin-2 project. Territoriya NEFTEGAZ, 2011, no. 6, pp. 78-86 (In Russian).
17. Dmitriyev, M.Ye. Sovershenstvovaniye sistem monitoringa parafinizatsiinefteprovodovshel'fovykh mestorozhdeniy. Diss. kand. tekhn. nauk [Improvement of monitoring systems for the waxing of oil pipelines from offshore fields. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2012. 145 p.
18. Khasanova K.I. Razvitiye tekhnicheskikh sredstv i tekhnologiy ochistki nefteprovodov ot asfal'tosmoloparafinovykh otlozheniy. Diss. kand. tekhn. nauk [Development of technical means and technologies for cleaning oil pipelines from asphalt-resin-paraffin deposits. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 178 p.
19. Azouz F., Hakim A.M., Soliman Y., Awda H. Major advancement in pipeline integrity management through an integrated quantitative risk assessment approach. Offshore Technology Conference. USA, 2016, 9 p.
20. Singh, A., Lee, H., Singh, P., and Sarica, C. SS: Flow assurance: validation of wax deposition models using field data from a subsea pipeline. The Offshore Technology Conference. 2011.
21. Faktory, vliyayushchiye na obrazovaniye ASPO (Factors affecting the formation of asphalt, resin, and paraffin depo sits) Available at: http://www.neftepro.ru/publ/18-1-0-48 (accessed 25 February 2019).
22. Ekweribe, C., Civan, F., Lee, H., Singh, P. Effect of system pressure on restart conditions of subsea pipelines. Society of petroleum engineers, 2008.
23. Hoffmann R., Amundsen L. Single-phase wax deposition experiments. Energy Fuels, 2010, no. 24, pp. 1069-80.
24. Gudmundsson J S, Durgut I. Detection and monitoring of deposits in multiphase flow pipelines using pressure pulse technology. 12th Int. Oil Field Chemistry Symp. Geilo, 2001.
25. Volchenko T.S., Yalovets A.P. Calculation of the effective thermal conductivity of powder materials. Zhurnal tekhnicheskoy fiziki, 2016, vol. 86, no. 3, pp. 8-19 (In Russian).
26. Gudmundsson, J. Grunnleggende enhetsoperasjoner iproduksjon avolje og gass. Compendium, NTNUInstitutt for petroleumsteknologiog anvendt geofysikk [Basic device operations in the production of oil and gas. Compendium, Department of Petroleum Technology and applied geophysics]. 2009.
27. Sarica, C., Volk M. Tulsa University Paraffin Deposition Projects. Tech. rep., University of Tulsa. 2004
28. Mirazizi, H.K., W., S., Sarica, C. Paraffin deposition analysis for crude oils under turbulent flow conditions. Society of Petroleum Engineers, 2012.
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, магистрант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Гильмутдинов Тимур Динарович, аспирант 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, Master Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University. Timur D. Gilmutdinov, Postgraduate Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
