CC BY
50
УДК 621.644.052 https://doi.org/10.24412/0131-4270-2021-1-17-23
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ
COMPARATIVE ANALYSIS OF RESEARCH METHODS FOR OIL PIPELINES WAXING PROCESSES
Н.А. Атрощенко, Н.А. Лисовский
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1926-2364, E-mail: atroshhenko11@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9290-6683, E-mail: n.l.a13@yandex.ru
Резюме: В работе представлены результаты сравнительного анализа различных методов исследований процесса парафини-зации нефтепроводов, основанных на достижениях современного лабораторного оборудования и возможностях программно-технических расчетных комплексов для моделирования свойств многофазных флюидов и кинетики протекания сложных многофакторных процессов. Рассмотрены теоретические основы доказанных и обоснованных механизмов протекания процессов образования и накопления отложений на внутренней поверхности стенок нефтепровода, включая основные факторы, влияющие на скорость протекания процессов. Указаны недостатки методов статических измерений, основанных только на диффузионном факторе выпадения отложений преимущественно парафинового типа, которые не позволяют учитывать влияние других не менее значимых факторов, ускоряющих и замедляющих накопление отложений. Выделены наиболее точные способы определения температуры начала или массовой кристаллизации парафинов, рекомендуемые к использованию при численном моделировании процесса.
Ключевые слова: нефть, парафинизация, асфальтосмолопа-рафиновые отложения, нефтепровод, температура массовой кристаллизации, методы исследований, моделирование пара-финоотложений, факторы, причины.
Для цитирования: Атрощенко Н.А., Лисовский Н.А. Сравнительный анализ методов исследования процесса парафиниза-ции нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2021. № 1. С. 17-23.
D0I:10.24412/0131-4270-2021-1-17-23
Благодарность: Авторы выражают признательность доцентам кафедры транспорта и хранения нефти и газа Уфимского государственного нефтяного технического университета Р.М. Каримову и Р.Р. Ташбулатову, под руководством которых проводятся настоящие исследования. Статья создана в рамках проекта «Транснефть-Наука» Уфимского государственного нефтяного университета и Научно-технического центра Транснефть.
Nikita A. Atroshchenko, Nikita A. Lisovskiy
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1926-2364, E-mail: atroshhenko11@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9290-6683, E-mail: n.l.a13@yandex.ru
Abstract: The article presents comparative analysis of different research methods of wax precipitation processes of pipeline, based on current achievements of laboratory equipment and hardware-in-the-loop for simulation of multiphase fluid qualities andbehavior of multifactorial processes. Theoretical foundations of proved mechanisms of wax precipitateon on internal surface of pipelines were analyzed, including main factors which have impact on intense of these processes. Main disadvantages of statistical measurements, which are based only on the diffusion factors of wax precipitation, were determined, because of that these methods could nottake into other impacts, which could change intense of the process. The most precise methods to define wax chilling point were identified, which is recommended to use in numerical modelling.
Keywords: oil, wax precipitation, asphaltene deposits, oil pipelines, temperature mass crystallization, research methods, simulation of wax deposition, factors, considerations.
For citation: Atroshchenko N.A., Lisovskiy N.A. COMPARATIVE ANALYSIS OF RESEARCH METHODS FOR OIL PIPELINES WAXING PROCESSES. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2021, no. 1, pp. 17-23.
DOI:10.24412/0131-4270-2021-1-17-23
Acknowledgments: We express our gratitude and deep appreciation to R.R. Tashbulatov and R.V.Karimov, docents of department of Transport and Storage of Oil and Gas, from Ufa State Petroleum Technological University, for the valuable advice and comments on the article. The article was written within Transneft Science project which proceeded by Ufa State Petroleum Technological University and Science & Technology Centre of Pipeline Transportation of Transneft.
Парафиновые отложения в скважинах, нефтепроводах и резервуарах, являющиеся следствием естественных тепло-массобменных процессов, не только ведут к снижению пропускной способности труб и полезного объема емкостей, но и часто препятствуют проведению ультразвуковой диагностики (искажают данные, приводят к появлению слепых зон или вовсе являются причиной застревания внутритруб-ных приборов) [1-2].
Прогнозирование осложнений, связанных с парафини-зацией, является одной из важных задач эксплуатации, решение которой позволяет снизить вышеописанные риски и подобрать наиболее эффективные способы борьбы с
отложениями. Последние можно разделить на методы предотвращения и удаления отложений. Несмотря на большое многообразие технологических методов и технических средств для полного удаления отложений как из труб, так и из резервуаров, решение первой задачи - полного предотвращения их образования или накопления связано с необходимостью проведения целого комплекса экспериментальных (как лабораторных, так и стендовых) [1-6], а также численных исследований [7].
Современная приборная и программная база для экспериментальных методов исследования процессов пара-финизации позволяет воспроизводить как статические,
1
• 202 1
17
так и динамические режимы испытаний, близкие к условиям реальной эксплуатации нефтепроводов, особое место среди них занимают установки типа Flow Loop [5, 7] и динамические симуляторы многофазного течения, позволяющие оценить кинетику протекания процесса накопления и удаления (обратного растворения, срыва и смыва потоком) отложений [7]. В обоих случаях основной из первоочередных задач является определение точки начала выпадения (температуры и давления насыщения парафинами), или, для более грубых расчетов, температуры массовой кристаллизации, при которой процесс парафиноотложений интенсифицируется, в результате чего становится возможно применение косвенных методов оценки, связанных с изменениями реологических или физико-химических свойств нефти [8].
Считается, что отложения в полости нефтепроводов, в первую очередь из-за кристаллизации нормальных парафинов, происходят за счет следующих основных механизмов и процессов:
- молекулярной диффузии, представляющей собой процесс перемещения н-алканов нефти (парафинов нормального строения) из области высоких концентраций в область низких концентраций;
- дисперсии сдвига, зависящей от градиента скорости движения потока, определяющего перемещение твердых частиц из потока к стенке;
- броуновской диффузии (в меньшей степени);
- гравитации, приводящей к оседанию твердых дисперсных частиц на нижней образующей и в понижениях профиля трассы трубопровода.
Доминирующим среди названных процессов, как отмечено во многих работах [9-10], является молекулярная диффузия (рис. 1), скорость которой может быть оценена законом Фика:
ddr = f к d
где mw - общее количество парафиновых отложений, кг; р0 - первоначальная плотность нефти, кг/м3; Dm - коэффициент молекулярной диффузии парафинов нефти, м2/с; A -площадь внутренней поверхности стенки трубопровода, м2; С - массовая концентрация парафинов в нефти, % масс.; T - температура нефти, °С; r - радиальное расстояние от оси трубопровода, м.
Исследованиям по определению значения коэффициента молекулярной диффузии посвящено множество научных работ, как отечественных, так и зарубежных ученых, предлагающих различные экспериментальные методики и математические корреляции [10-12].
Броуновская диффузия вносит значительно меньший вклад в процесс парафинизации, чем все остальные перечисленные процессы, в связи с чем она не учитывается в моделях для решения практических задач. Случайное перемещение дисперсных частиц, взвешенных в объеме нефти, происходит при их столкновении с термически взволнованными молекулами, из-за чего они двигаются из более теплой области потока в более холодную с меньшим волнением молекул, что приводит к градиенту концентрации в жидкости.
Дисперсия сдвига в отличие от механизмов диффузии, наоборот, уже ограничивает рост отложений на стенке трубы. Так, при ламинарном режиме течения скорость
потока имеет максимальное значение в центре трубы и минимальное у ее стенок, где касательные напряжения имеют максимальные значения, в результате чего такой профиль градиента скорости индуцирует угловую скорость твердых частиц в потоке, за счет чего они также двигаются к стенке трубы. При увеличении скорости частиц и тур-булизации потока может происходить выбивание и отрыв рыхлого слоя отложений со стенок.
Действие гравитации больше определяет накопление неорганических и тяжелых частиц отложений в местных сужениях и понижениях профиля.
К другим определяющим парафинизацию факторам относят в первую очередь состав и режимы течения нефти (скорость и расход, температура и давление потока, соотношение жидкой и газовой фаз), свойства поверхностей (шероховатость стенок и материал), а в сетях добычи, промыслового сбора транспорта нефти - газосодержание (газонасыщенность) неподготовленной водонефтяной эмульсии.
Влияние углеводородного и компонентного состава нефти на процессы парафинизации, с одной стороны весьма понятно и не требует обоснования, но с другой -более детальные исследования стали возможны не так давно, после появления в нефтегазовой отрасли высокоточных современных средств лабораторного анализа и мощных программно-вычислительных комплексов для PVT-моделирования и получения фазовых диаграмм равновесия [3-4, 13].
|Рис. 1. Механизм молекулярной диффузии молекул парафинов
Тсмеси > TWAT
(в объеме)
Тсмеси у стенки < TWAT
(в пристеночном слое)
„ > С
о
о •
□
(в пристеночном слое)
молекулы углеводородной смеси молекулы жид. н-алканов молекулы тв. н-алканов стенка трубопровода температура
концентрация жидких молекул парафинов
C
Известно, что ароматические углеводороды служат растворителями для насыщенных н-парафинов, которые составляют парафиновые отложения, в то время как высокомолекулярные полярные компоненты (асфальтены нефти в большей степени и смолы - в меньшей) могут как являться центрами для кристаллизации, так и наоборот - препятствовать последующему росту друз, оседая на их поверхности подобно действию депрессорных присадок [14-16]. Высокая подвижность нормальных парафинов позволяет им легко собираться в группы при увеличении их концентрации и снижении температуры нефти. При этом на интенсивность процесса парафинизации будет одновременно влиять совокупность следующих факторов: массовое содержание парафинов и их соотношение с высокомолекулярными тяжелыми компонентами нефти, а также присутствие примесей твердых неорганических частиц грязи, песка, эмульгированной воды, продуктов коррозии и эрозии [1, 17].
Температура, являясь движущим процессом молекулярной диффузии, представляет собой преобладающий фактор осаждения парафинов в связи с его прямым влиянием на растворимость последних в нефти. Известно, что растворимость парафинов увеличивается с повышением температуры нефти и наоборот - уменьшается с ее понижением. Скорость роста парафиновых отложений находится в прямой зависимости от температурного градиента на поверхности стенки - разницы температур потока и окружающей среды [3-4]. Для решения задач прогнозирования парафинизации используются понятия температур массовой кристаллизации и начала появления первого кристалла парафина (wax appearance temperature (WAT)) [11-12].
В системах добычи и промыслового сбора сырой нефти, в отличие от магистрального трубопроводного транспорта подготовленной обезвоженной дегазированной товарной продукции при более низких и условно стабильных термобарических условиях, часто используют термин «давление насыщения парафинами», выше которого при условии постоянного состава температура появления парафинов также увеличивается. Данное явление означает, что увеличение давления в однофазной области выше давления
насыщения будет способствовать интенсификации пара-финоотложений. Как уже отмечалось выше, подобные зависимости, как и влияние состава и температуры, могут быть представлены на диаграммах фазового равновесия флюида (рис. 2) [4].
Широкое распространение применение фазовых диаграмм получило в первую очередь в нефтедобывающей отрасли. Так, выше давления насыщения нефти углеводородными газами, последние, представляющие более легкие низкокипящие фракции, остаются в растворе, что способствует удержанию н-парафинов в растворенном виде. При низком газовом факторе температура появления парафинов WAT будет ниже, пока поток находится в однофазном состоянии. Высокий газовый фактор при добыче нефти может привести к расширению и последующему охлаждению потока, в результате чего риски парафинизации могут возрасти из-за понижения давления в системе.
Влияние расхода и режимов течения хорошо изучено, что отражено в многочисленных работах [9, 12]. Экспериментально доказано, что скорость накопления отложений выше при ламинарном течении. Турбулентный поток влияет на силу внутреннего трения, которая способствует перемещению слоя отложений с поверхности трубы в направлении потока. Когда силы вязкого трения превышают значения статического сопротивления сдвига, парафины смещаются, попадая обратно в поток нефти, что замедляет скорость роста отложений, срывая и вымывая их с поверхности стенок. Важно, что данный процесс ведет и к упрочнению пристенного слоя, что усложняет операции по внутритрубной очистке нефтепроводов [1-3].
Исследованиям влияния поверхностей стенок на процессы накопления отложений в нефтепроводах также уделено большое количество трудов [18-19]. В частности, установлено, что отложения парафинов не прикрепляются к самому металлу, а удерживаются не месте шероховатостей стенок, которые впоследствии служат центрами накопления отложений, формируя слой. При большей шероховатости, изменяющейся в процессе естественного износа и коррозии, интенсивность накопления отложений на стенках также растет, и наоборот - на гладких поверхностях отложения парафина не задерживаются или вовсе отсутствуют. Данный эффект используют при ингибировании отложений, но в отличие от традиционных депрессорных присадок реагенты представляют собой смачивающие составы поверхностно-активного действия.
Современное оборудование для анализа мельчайших частиц позволяет с различной степенью точности определить значение температуры появления или массовой кристаллизации парафинов. Если для точки появления первых частиц твердых парафинов нефти наибольшее распространение получили в основном прямые методы визуального измерения микросостояния и свойств среды (оптическая проницаемость, экзо- и эндотермические процессы), то для
19
■ Рис. 2. Фазовая диаграмма равновесия нефтяного флюида
16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0
- / Парафины
\
\ 1 4 пласт
Гидраты
• скважина
- / ^"^Асфальтены
/ ф скважина
скважина • / Давление насыщения ~~—■--
труба • у \
0 50 100 150 200 250
Температура в °С ¡zz^>
300
1 • 2021
решения практических задач условия массовой кристаллизации парафинов могут быть определены и более грубой оценкой макроскопических свойств (вязкости и плотности нефти). Последние методы, - менее точные, но более доступные, - существенно уступают в точности первым, использование которых наряду с дорогостоящими методами определения углеводородного состава является обязательным условием для высокоточного моделирования, способного определить режимы, вовсе исключающие парафиноотложения. В тех же случаях, когда полностью исключить условия образования отложений не предоставляется возможным из-за термобарических условий эксплуатации (давление и температура потока значительно ниже давления и температуры начала кристаллизации парафинов), применение более грубых методов также является эффективным способом, позволяющим учесть негативные факторы образования отложений и подобрать наиболее эффективные методы очистки или ингибирования.
Наибольшей точностью среди современных лабораторных методов для определения WAT обладают кросс-поляризационная микроскопия (CPM) и дифференциальная сканирующая калориметрия (DSC). Первый метод, признанный наиболее точным (погрешность в определении WAT менее 0,1 °С), несмотря на визуальный принцип оптических измерений, благодаря очень высоким разрешениям современных средств фото- и видеофиксации, позволяет получить четкие микрофотоснимки, на которых можно увидеть зарождение «первых» мельчайших частиц парафинов. Плоскость поляризации света меняется при наличии кристаллических веществ: свет отражается от частиц, передавая формы кристаллов парафинов в виде белых точек на темном фоне. Первая из них возникает, когда температура образца достигает значения WAT.
В отличие от оптического CPM метода измерений дифференциальная сканирующая калориметрия основана на разнице теплопоглощения между эталонным (с известными свойствами) и исследуемым образцом. Массовая доля образовавшихся кристаллов парафина нефти при известной энтальпии плавления образца может быть рассчитана с помощью функции зависимости концентрации парафинов от температуры нефти - кривой растворимости. Точность измерения температуры составляет 0,3 °С, энтальпии - 1 Дж/кг. В процессе измерения сначала наблюдается резкое
Рис. 3. Определение WAT c помощью метода DSC: 1 - начало измерений; 2 - испарение влаги или растворителя; 3 -пик релаксации; 4 - химическая реакция; 5 - начало разложения
^ Экзотермический процесс
->
Температура, °С
изменение теплового потока из-за перехода от изотермического режима (образец термостатируется перед началом измерений) к подогреву образца. Если в образце присутствует влага или низкокипящие растворители, то на кривой DSC (рис. 3) наблюдается пик (эндотермический процесс), при этом образец теряет массу. Если в процессе измерения имеют место химические реакции, то также могут наблюдаться и экзотермические пики или эндотермические эффекты, при высоких уровнях температуры нагрева идет разложение образца. При охлаждении образцов скорость охлаждения близко к точке WAT начинает снижаться по сравнению с эталоном из-за выделения тепла от кристаллизации парафинов. При этом разница входящего тепла фиксируется анализатором с целью поддержания точной температуры обоих образцов. Значение точки WAT фиксируется на термограмме как отклонение от прямой линии тренда выше ее значения.
К менее точным, но более доступным (даже с использованием штатного оборудования химико-аналитических лабораторий предприятий) методам в первую очередь относятся косвенные способы измерения профилей вязкости и плотности (DMA-метод), основанные на оценке
I
Рис. 4. Измерение температуры массовой кристаллизации парафинов нефти по изменению профилей вязкости и плотности: а - вискозиметрический метод; б - DMA-метод
3 2,5 2
1,5 1
0,5 0
0,00302 0,00312 0,00322
0,00332 1/Т (1/К)
0,00342 0,00352
0,88 0,875 0,87 0,865 0,86 0,855 0,85 0,845
0,84
17
22
Плотность Апроксимация
27
32 37 Температура, °С
42
47
52
57
б
а
I 1. Лабораторная установка Cold Finger: а - установка с 4 ячейками; б - устройство ячейки для испытаний а б
I 2. Лабораторная установка Wax Loop: а - заводская установка; б - испытательный стенд типа Flow Loop аб
форм экспериментальных кривых, на которых фиксируются резкие изменения консистентных свойств, зависящих от структуры нефти при кристаллизации в ней парафинов (рис. 4).
Стоит отметить, что применение указанных методов для определения температуры массовой кристаллизации парафинов может быть эффективно только для однородных сред, так как смеси нефтей, сильно отличающихся по плотности, характеризуются проявлениями эффектов несовместимости нефти [4, 15], связанных с резкими изменениями значений вязкости и плотности из-за наноагрегации асфальтенов, а не массовой кристаллизации парафинов.
Если для определения и полного исключения условий парафинизации методами численного моделирования вполне достаточно определение WAT, то в практических задачах эксплуатации нефтепроводов важно исследование кинетики протекания процесса во времени, зависящей от всех перечисленных выше факторов. Кинетические
исследования основаны на использовании в первую очередь стендовых установок типа Cold Fingern Wax Loop (фото 1, 2).
Концепция испытаний динамическим методом холодного стержня (Cold Finger) заключается в измерении массового количества отложений, которые выделились в ячейке прибора и на поверхности стержня непосредственно за время испытаний. Стоит отметить, что данный метод учитывает только механизм молекулярной диффузии, в связи с чем он получил наибольшее распространение при подборе марок и оценки сравнительной эффективности ингибиторов парафиноотложений депрессорного типа. Продолжительность испытаний подбирается в индивидуальном порядке, как и температурные режимы - разность температур испытуемого образца и холодного стержня, значения которых устанавливаются в зависимости от температуры массовой кристаллизации парафинов нефти или значения точки WAT, предварительно вычисленных одним
1
• 202 1
21
из вышерассмотренных методов. Несмотря на то что метод относится к динамическим, поскольку в процессе испытаний проба нефти нестабильна по составу (по мере охлаждения и выпадения парафинов точка WAT также смещается), подобные исследования не позволяют учесть фактическую кинетику протекания процесса, имеющего место при перекачке нефти в трубопроводах. Подобных недостатков лишен метод, основанный на использовании лабораторных установок и испытательных стендов типа Flow Loop, в том числе специализированных для исследований парафи-низации нефтепроводов установок Wax Loop, также позволяющих решать и важные практические задачи эксплуатации: определение пусковых характеристик нефтепроводов, допустимого времени их безопасной остановки и выхода на проектный режим после длительных простоев при низких температурах [20].
Представленный анализ применяемых методов исследования условий, факторов и механизмов протекания пара-финизации нефтепроводов позволяет заключить, что достижения современного аналитического оборудования и программно-технические средства численного моделирования способны не только определить границы режимов существования рисков осложнений, но и подобрать наиболее эффективные методы борьбы с ними - оптимизировать затраты на проведение периодических очисток и ингибиро-вание отложений с учетом фактической кинетики протекания процесса во времени с момента пуска нефтепровода и на протяжении длительного периода эксплуатации, а также подготовить линейную часть к внутритрубной инспекции и плановым остановкам при наличии рисков осложнений последующего холодного пуска.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Дмитриев М.Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений: автореф. дис. канд. техн. наук: 07.00.10.Уфа, 2011. 24 с.
2. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Дмитриев М.Е., Байкова М.И. Экспериментальные исследования эксплуатационных свойств асфальто-смолистых парафиновых отложений нефти, образующихся в магистральных нефтепроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 8 (4). С.398-406.
3. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Ташбулатов Р.Р., Мастобаев Б.Н. Исследования кинетики процесса пара-финоотложений в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 2020. № 11. С. 124-127.
4. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Ташбулатов Р.Р., Мастобаев Б.Н. Исследование причин образования асфальтосмолопарафиновых отложений товарной нефти в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 6. С. 610-619.
5. Патент РФ на изобретение № 2650727. Стенд для исследования процессов транспортировки тяжелой и битуминозной нефти / Чужинов С.Н., Сунагатуллин Р.З., Зверев Ф.С., Несын Г.В., Авдей А.В. Опубл.: 17.04.2018. Бюл. № 20.
6. Ляпин А.Ю., Астахов А.В., Михалев Ю.Л. Исследование температуры кристаллизации парафинов с целью уменьшения образования асфальтосмолопарафиновых отложений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2017. Т. 7. № 6. С. 28-35.
7. Сунагатуллин Р.З., Каримов Р.М., Ташбулатов Р.Р., Мастобаев Б.Н. Численное моделирование теплоги-дравлической эффективности пристенного слоя отложений нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 158-162.
8. РД-39-0147103-329-86. Методика определения реологических параметров высокозастывающих нефтей.
9. Люшин С.Ф., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах.В кн.: Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965. С. 157-166.
10. Hayduk, W. And Minhas, B.S. 1982. Wax Crystallizaition for Prédiction of Molecular Diffusivities in Liquids. Can. J. Chem. Eng. 60: 295-299.
11. Wilke, C.R. and Chang P. 1955. Corrélation of Diffusion Coefficients in Dilute Solutions. AlChE J 1: 264-270.
12. Matzain A., Apte A.S., Zhang H.Q., Volk M., Redus C.L., Brill J.P., and Creek J.L. Multiphase Flow Wax Deposition Modeling. Proceedings of ASME ETCE Petroleum Production Technology Symposium. 5-7 Feb. 2001, Houston, Texas, U.S.A.
13. OLGA Advanced Flow Assurance. Manual. Version 2019, August 4, 2020, Schlumberger Software Integrated Solutions.
14. Ревель-Муроз П.А., Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместная перекачка тяжелых и высоко-парафинистых нефтей в смеси // Socar Proceedings (Научные труды), 2018. Выпуск 2. Стр. 65-75.
15. Каримов Р.М., Сунагатуллин Р.З., Ташбулатов Р.Р., Дмитриев М.Е. Особенности парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов для горячей перекачки высоковязких застывающих нефтей // Нефтяное хозяйство, 2021. № 1. С. 87-91.
16. Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Влияние высокомолекулярных компонентов на реологические свойства в зависимости от структурно-группового и фракционного состава нефти // Socar Proceedings (научные труды), 2016. Выпуск 1. Стр. 42-50.
17. Люшин С.Ф. Изучение некоторых факторов, влияющих на интенсивность парафинизации лифтовых труб и разработка мероприятий по предупреждению отложений парафина: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. Уфа, 1965. 163 с.
18. Тронов В.П. О механизме влияния природы поверхностей на их запарафинивание// Вопросы бурения скважин, добычи нефти и экономики, 1968. № 11. С. 191-200.
19. Тронов В.П. Теоретическая оценка влияния физических свойств поверхностей качества обработки и других факторов на интенсивность отложений парафина. // Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти. Бугульма: ТатНИИ, 1962. Вып. 4. С. 400-412.
20. РД 39-30-648-81. Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти.
REFERENCES
1. Dmitriyev M.YE. Sovershenstvovaniye sistem monitoringa parafinizatsii nefteprovodovshel'fovykh mestorozhdeniy. Diss. kand. tekhn. nauk [Improvement of monitoring systems for waxing of oil pipelines of shelf fields. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2011. 24 p.
2. Sunagatullin R.Z., Karimov R.M., Dmitriyev M.YE., Baykova M.I. Experimental studies of the operational properties of asphalt-resinous paraffin deposits of oil formed in the main oil pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2018, no. 8(4), pp. 398-406 (In Russian).
3. Sunagatullin R.Z., Karimov R.M., Tashbulatov R.R., Mastobayev B.N. Investigations of the kinetics of the paraffin deposition process in the operating conditions of main oil pipelines. Neftyanoye khozyaystvo, 2020, no. 11, pp. 124-127 (In Russian).
4. Sunagatullin R.Z., Karimov R.M., Tashbulatov R.R., Mastobayev B.N. Investigation of the reasons for the formation of asphalt-resin-paraffin deposits of commercial oil in the operating conditions of main oil pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta neftiinefteproduktov, 2020, vol. 10, no. 6, pp. 610-619 (In Russian).
5. Chuzhinov S.N., Sunagatullin R.Z., Zverev F.S., Nesyn G.V., Avdey A.V. Stend dlya issledovaniya protsessov transportirovki tyazheloy i bituminoznoy nefti [Stand for research of processes of transportation of heavy and bituminous oil]. Patent RF, no. 2650727, 2018.
6. Lyapin A.YU., Astakhov A.V., Mikhalev YU.L. Study of the crystallization temperature of paraffins in order to reduce the formation of asphalt-resin-paraffin deposits. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2017, vol. 7, no. 6, pp. 28-35 (In Russian).
7. Sunagatullin R.Z., Karimov R.M., Tashbulatov R.R., Mastobayev B.N. Numerical modeling of the thermohydraulic efficiency of the near-wall layer of oil deposits. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti inefteproduktov, 2019, vol. 9, no. 2, pp. 158-162 (In Russian).
8. RD-39-0147103-329-86. Metodika opredeleniya reologicheskikh parametrov vysokozastyvayushchikh neftey [RD-39-0147103-329-86. Methods for determining the rheological parameters of highly solidifying oils].
9. Lyushin S.F., Repin N.N. Bor'ba s otlozheniyamiparafina [Struggle with wax deposits]. Moscow, Nedra Publ., 1965. pp. 157-166.
10. Hayduk W., Minhas B.S. Wax crystallizaition for prediction of molecular diffusivities in liquids. Can. J. Chem. Eng., 1982, no. 60, pp. 295-299.
11. Wilke C.R., Chang P. Correlation of diffusion coefficients in dilute solutions. AIChEJ, 1955, no. 1, pp. 264-270.
12. Matzain A., Apte A.S., Zhang H.Q., Volk M., Redus C.L., Brill J.P., Creek J.L. Multiphase flow wax deposition modeling. Proc. of ASME ETCE Petroleum Production Technology Symposium. Houston, 2001.
13. OLGA Advanced Flow Assurance.
14. Revel'-Muroz P.A., Bakhtizin R.N., Karimov R.M., Mastobayev B.N. Joint pumping of heavy and highly paraffinic oils in a mixture. Socar Proceedings, 2018, no. 2, pp. 65-75 (In Russian).
15. Karimov R.M., Sunagatullin R.Z., Tashbulatov R.R., Dmitriyev M.YE. Features of waxing of non-isothermal main oil pipelines for hot pumping of high-viscosity solidifying oils. Neftyanoye khozyaystvo, 2021, no. 1, pp. 87-91 (In Russian).
16. Bakhtizin R.N., Karimov R.M., Mastobayev B.N. Influence of high-molecular components on rheological properties depending on the structural-group and fractional composition of oil. Socar Proceedings, 2016, no. 1, pp. 42-50 (In Russian).
17. Lyushin S.F. Izucheniye nekotorykh faktorov, vliyayushchikh na intensivnost parafinizatsiiliftovykh trub irazrabotka meropriyatiypopreduprezhdeniyu otlozheniyparafina. Diss. kand. tekhn. nauk [Study of some factors affecting the intensity of waxing of lift pipes and the development of measures to prevent wax deposits. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 1965. 163 p.
18. Tronov V.P. On the mechanism of the influence of the nature of surfaces on their waxing. Voprosybureniyaskvazhin, dobychi nefti i ekonomiki, 1968, no. 11, pp. 191-200 (In Russian).
19. Tronov V.P. Voprosy geologii, razrabotki, bureniya skvazhin i dobychi nefti [Questions of geology, development, drilling and oil production]. Bugulma, TatNII Publ., 1962. pp. 400-412.
20. RD 39-30-648-81. Metodika opredeleniya puskovogo davleniya dlya nefteprovodov, transportiruyushchikh parafinovyye nefti [RD 39-30-648-81. Method for determining starting pressure for oil pipelines transporting paraffinic oils].
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Атрощенко Никита Алексеевич, студент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Лисовский Никита Александрович, студент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Nikita A. Atroshchenko, Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University. Nikita A. Lisovskiy, Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
1 • 2021
23
