Full Text

Введение Трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В настоящее время более 95 % нефти транспортируется по трубопроводам. Однако такой способ транспортировки имеет ряд недостатков, одним из которых является накопление асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) при перекачке парафинистой нефти. Практически каждая пятая авария является результатом накопления АСПО [1]. Формированию отложений способствуют условия снижения давления и температуры, а также разгазирование нефти. Наибольшее влияние оказывает температурный фактор. Если температура нефти выше температуры кристаллизации парафина, то парафиновые компоненты находятся в растворенном виде жидкой фазы нефтяной системы, а при охлаждении выделяются из нефти в виде кристаллов, способных к образованию пространственных структур [2-6]. Наличие АСПО приводит к снижению пропускной способности трубопроводов вплоть до полной закупорки и прорыву нефтепровода, влекущему за собой катастрофические экологические последствия. Кроме того, в результате накопления парафиновых отложений уменьшается производительность систем, снижается эффективность работы насосных установок и уменьшается межремонтный период трубопроводов. Все эти последствия влекут значительные экономические затраты на восстановление экологической ситуации и производительности системы нефтесбора [7-8]. Все вышеперечисленные факторы дают понять, что экологическая безопасность, бесперебойность, долговечность, а также экономичность эксплуатации трубопроводов напрямую зависят от своевременного предотвращения формирования АСПО. На сегодняшний день наибольшее внимание уделяется профилактике и борьбе с отложениями. Вопрос снижения и устранения парафиновых отложений остается нерешенным [9]. Для выбора наиболее эффективного метода борьбы с образованием парафиновых отложений необходимо иметь представление о механизмах формирования АСПО. И уже исходя из этого осуществлять подбор наиболее эффективного метода сокращения количества парафиновых отложений. Механизмы формирования АСПО Механизм формирования парафиновых отложений заключается в выделении и росте кристаллов парафина на контактирующей с нефтью поверхности, а затем на образовавшемся слое АСПО. Существуют различные механизмы осаждения парафиновых углеводородов, среди которых молекулярная диффузия, сдвиговая дисперсия, броуновская диффузия, гравитационное осаждение [10]. Механизм молекулярной диффузии основан на переносе растворенных парафиновых компонентов из объема нефти к стенке трубопровода. Остальные механизмы рассматривают движение суспендированных частиц парафина, выделившихся в объеме нефти в результате снижения температуры нефти ниже температуры кристаллизации парафина [11]. Однако кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти, практически не участвуют в процессе образования АСПО, а переносятся в потоке нефти во взвешенном состоянии. Многие результаты в области динамики растворенных частиц свидетельствуют о том, что частицы, расположенные в вязком слое вблизи стенки, как правило, повторно захватываются в объемный поток под действием подъемной силы, создаваемой турбулентным потоком, известной как «подъемная сила Саффмана» [12, 13]. Основываясь на обширных экспериментальных наблюдениях за осаждением парафина за последние несколько десятилетий, отметим, что основным механизмом формирования АСПО является молекулярная диффузия [14-16]. Рассмотрим диффузионный механизм образования АСПО (рис. 1). Нефть, соприкасаясь с охлажденной стенкой трубопровода, начинает остывать. Возникает радиальный градиент температур между внутренней стенкой трубопровода и граничным слоем потока (см. рис. 1, а). При снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином начинается процесс кристаллизации парафиновых компонентов (ПК), находящихся в растворенном состоянии, и осаждение кристаллов парафина на внутренней поверхности трубопровода. В результате этого концентрация растворенных ПК у стенки трубы снижается по сравнению с концентрацией в объеме нефти - возникает градиент концентрации растворенного парафина. Под действием диффузионного процесса происходит движение растворенных ПК из области с большей концентрацией в область с меньшей концентрацией, т.е. из объема нефти к стенке, где процесс кристаллизации продолжается (см. рис. 1, б). Коэффициент диффузии ПК в нефти обычно колеблется от 10-10 до 10-9 м2/с [17]. Рис. 1. Схематичное изображение диффузионного механизма образования АСПО После образования первого слоя парафиновых отложений на стенке процесс осаждения кристаллов парафина продолжается, но уже на пограничной поверхности нефтяной области (см. рис. 1, в). Но не все ПК кристаллизуются при достижении стенки трубопровода, некоторые из них продолжают диффундировать в слое парафиновых отложений. Это явление известно как «старение отложений». Внутренняя диффузия растворенных ПК приводит к увеличению парафиновой фракции в слое отложений (см. рис. 1, г). Следовательно, в слое парафиновых отложений большая часть ПК, имеющих повышенный предел растворимости, может в дальнейшем кристаллизоваться, приводя к увеличению твердости слоя АСПО. Таким образом, основной движущей силой при формировании АСПО является температурный градиент. Влияя на него, можно изменить количество парафиновых отложений, формирующихся на внутренней поверхности трубопровода. «Холодный поток» Борьба с АСПО ведется по двум направлениям: предупреждение образования отложений и удаление сформированных отложений. Наиболее рационально использование методов предупреждения образования АСПО, так как при этом исключаются простои трубопроводов и, как следствие, значительные экономические потери по восстановлению работоспособности системы сбора и транспорта нефти. Мероприятия по предупреждению образования отложений парафина предполагают использование химических и физических методов, а также применение защитных покрытий [18]. Применение защитных покрытий является дорогостоящим, а процесс нанесения - трудоемким. Химические методы основаны на добавлении в перекачиваемую продукцию химических реагентов, препятствующих образованию АСПО [19]. Главными недостатками химических методов являются высокая стоимость и сложность подбора эффективного реагента. В основе физических методов лежит воздействие механических и ультразвуковых колебаний на транспортируемую продукцию, а также воздействие электрических, магнитных и электромагнитных полей. К недостаткам физических методов относят их высокую стоимость и сложность в техническом исполнении [20-24]. Альтернативой современным мероприятиям по предупреждению формирования АСПО является метод «холодный поток», предполагающий транспортировку нефти, охлажденной до температуры окружающей среды. Данный метод имеет большую эффективность по сравнению с другими методами предупреждения образования АСПО, так как влияет на причину формирования парафиновых отложений - градиент температур [25]. Метод «холодный поток» может найти свое применение в трубопроводах, где использование механических очистных устройств не представляется возможным. К таким относятся трубопроводы переменного диаметра, а также трубопроводы, имеющие сужения, резкие повороты и другие местные сопротивления. Также следует рассмотреть использование данного метода в подводных трубопроводах и в местах многолетней мерзлоты. В подводных трубопроводах проведение очистки является сложной операцией с технической и организационной точек зрения. В случае незапланированной остановки внутритрубного очистного устройства происходит охлаждение флюида и образование сшитых гелей [26]. Для повторного запуска трубопровода потребуется большое давление для разрушения сформированных гелей. Если давление, необходимое для повторного запуска трубопровода, превышает допустимое, то линия должна быть оставлена или полностью заменена, что влечет за собой значительные экономические потери. В процессе эксплуатации трубопроводов в зонах вечной мерзлоты происходит нарушение динамического равновесия, сопровождающееся пучением и просадкой промерзающих, протаивающих грунтов. Происходят интенсивные процессы обводнения и заболачивания, что приводит к разрушению обвалования и всплытию трубопровода [27-34]. Во всех вышеперечисленных случаях метод «холодный поток» позволит снизить риск возникновения аварий и предотвратить значительные экономические потери. Однако при рассмотрении данного метода необходимо учитывать вязкость нефти, которая увеличивается при охлаждении потока и влечет к увеличению давления, необходимого для транспортировки флюида. Моделирование парафиноотложения в условиях холодного потока С целью оценки эффективности применения метода «холодный поток» для предупреждения образования АСПО проведен гидравлический расчет нефтепровода в симуляторе многофазного потока OLGA с использованием модуля осаждения парафина Wax Deposition на модели MATZAIN. Модуль Wax Deposition позволяет моделировать процесс выделения парафина из нефти и осаждения на внутренней поверхности стенки трубопровода. Кристаллизация и плавление парафиновых углеводородов рассчитываются в зависимости от давления и температуры. В основе механизма осаждения парафиновых углеводородов в модели MATZAIN лежит теория молекулярной диффузии растворенного парафина вследствие теплопередачи между флюидом и стенкой, а также перенос выделившегося парафина в результате действия сдвиговой дисперсии [35]. В качестве объекта исследования выбрана существующая система транспорта нефти от дожимной насосной станции (ДНС) до установки предварительного сброса воды (УПСВ). Рассматриваемый нефтепровод характеризуется интенсивным запарафиниванием. Отсепарированная нефть с обводненностью 15 % транспортируется по стальному трубопроводу диаметром 219 мм на расстояние 5282 м с расходом по жидкости 7175 м3/сут. Давление на входе УПСВ составляет 0,1 МПа. На ДНС отобран образец нефти и пластовой воды для определения параметров, необходимых в качестве исходных данных при расчете в OLGA. С помощью газовой хроматографии методом SimDis определен фракционный состав образца нефти. По значениям температуры кипения с помощью калибровочной таблицы рассчитан компонентный состав нефти до С52 (таблица). Компонентный состав нефти Компонент Масса компонента, г Содержание, мас. % С5 2,533 2,58 С6 2,788 2,84 С7 4,001 4,08 С8 4,846 4,95 С9 4,849 4,95 С10 4,654 4,75 С11 4,411 4,50 С12 3,805 3,88 С13 4,279 4,37 С14 4,136 4,22 C15 3,902 3,98 C16 3,716 3,79 C17 3,440 3,51 C18 3,132 3,20 C20 6,023 6,15 C24 10,180 10,39 C28 7,859 8,02 C32 6,207 6,33 C36 4,610 4,70 C40 3,367 3,44 C50 4,758 4,85 C52 0,504 0,51 Сумма 98 100 В программном продукте PVTsim сформирована фазовая диаграмма флюида (рис. 2). Реологические исследования транспортируемой водонефтяной эмульсии выполнялись на балансовых смесях нефти и воды при температуре 5 ºС. Плотность нефти составляет 835 кг/м3, плотность воды - 1087 кг/м3. В результате исследований получена реологическая кривая, представленная на рис. 3. Рис. 2. Фазовая диаграмма флюида Гидравлический расчет проведен на 10 суток при различных значениях температуры потока. По текущему состоянию поток нефти на выходе из ДНС имеет температуру 14,44 ºC. Прокладка трубопровода подземная. Температура окружающей среды составляет 2,1 ºC. В результате расчета получены графики распределения слоя парафиновых отложений по длине трубопровода, представленные на рис. 4. Рис. 3. Зависимость динамической вязкости эмульсии от обводненности При текущей температуре потока, составляющей 14,44 ºC, на внутренней поверхности трубы по всей длине формируется слой парафина толщиной 0,02 мм (рис. 4, а). При снижении температуры нефти толщина слоя АСПО уменьшается. При температуре 2,1 ºC максимальная толщина слоя АСПО в 7 раз меньше, чем при 14,44 ºC. Рис. 4. График распределения толщины слоя АСПО по длине трубопровода при температурах перекачиваемой жидкости: а - до 20 ºС; б - от 20 ºС По мере увеличения температуры от 20 ºC геометрия распределения парафинового слоя изменяется (см. рис. 4, б). При 30 ºC по всей длине трубопровода откладывается минимальное количество парафина, основная часть выпадает в конце. Это связано с приближением к температуре плавления парафина, составляющей 31 ºC. На рис. 5 представлен график зависимости массы осевшего парафина и давления откачки от температуры потока. Рис. 5. График зависимости массы осевшего парафина и давления откачки от температуры потока На графике (рис. 5) наблюдается тенденция уменьшения массы осевшего парафина при снижении температуры потока. При температуре потока 2,1 ºC на стенке трубопровода откладывается 5,6 кг парафиновых отложений за 10 дней, в то время как при текущих условиях (14,44 ºC) масса осевшего парафина составляет 100 кг. Таким образом, для уменьшения количества АСПО необходимо охладить нефть до температуры стенки трубопровода, исключив тем самым действие температурного градиента. Однако с уменьшением температуры нефти увеличивается ее вязкость и, как следствие, требуемый напор для транспортировки жидкости до УПСВ [36]. Давление откачки жидкости с ДНС достигает наибольшего значения (3,24 МПа) при температуре 2,1 ºC, что превышает текущее давление на 0,32 МПа (см. рис. 5). Столь незначительное изменение давления не повлияет на характеристики насоса. Результаты исследования показывают, что применение метода «холодный поток» позволит сократить количество АСПО на 94 % и увеличить межочистной период между промывками в 8 раз. Оборудование для охлаждения нефти Традиционным оборудованием для охлаждения нефти являются теплообменники и холодильные установки. Однако в случае охлаждения нефти до низких температур существует проблема интенсивного выпадения АСПО в оборудовании и последующего выхода его из строя [37]. На сегодняшний день основной проблемой использования метода «холодный поток» является отсутствие подходящего оборудования, применяющегося на практике. Рассмотрим некоторые изобретения для охлаждения потока нефти. Kellogg, Brown and Root (Халлибертон) предложен аппарат «Поглотитель парафина» для использования в подводных системах. Охлаждение потока осуществляется следующим образом: нефть пропускается по петлеобразной трубе, в которой внешняя температура стенки ниже температуры насыщения нефти парафином, вследствие чего происходит охлаждение потока и выпадение парафина из нефти. Образовавшиеся АСПО удаляются путем периодической очистки полости трубы скребками и дальнейшей транспортировки вместе с потоком в виде суспензии, устойчивой к осаждению. Главным недостатком является риск постепенного закупоривания полости трубопровода и блокировки скребка. Кроме того, поверхность стенки трубопровода покрывается рубцами под воздействием скребка, увеличивается число мест для адгезии парафина (рис. 6) [38]. Рис. 6. Схематичное изображение аппарата «Поглотитель парафина» Shell Western E&P Inc. (Хьюстон, Техас, США) предложен метод «мгновенное охлаждение» (рис. 7). Нефть смешивается с газом и пропускается через дроссельную катушку, что приводит к внезапному снижению давления и выпадению парафина в потоке. Идея этой работы заключается в использовании эффекта Джоуля-Томсона для охлаждения потока [39]. Рис. 7. Схема метода «мгновенное охлаждение» «Впрыскивание нефти или раствора» (C-FER Technologies, Эдмонтон, Канада). Данная технология предполагает охлаждение добавлением рециркуляционного потока холодной нефти или растворителя. Также предложено вводить сверхохлажденный газ. Для переохлаждения газа, вводимого в поток нефти, используется расширение Джоуля-Томсона, что приводит к образованию суспензии [40]. Все перечисленные устройства для охлаждения нефти запатентованы, но не протестированы в реальных условиях. Вывод В работе рассмотрены механизмы образования АСПО. Основным механизмом при формировании парафиновых отложений на внутренней поверхности трубопровода является молекулярная диффузия, которая основана на переносе растворенных парафиновых компонентов из объема нефти к стенке трубопровода. Формирование парафиновых отложений является результатом действия градиента температур. Таким образом, количество АСПО зависит от значения градиента температур. Наиболее эффективными являются методы, основанные на уменьшении действия температурного градиента. К таким методам относится «холодный поток». Он предполагает транспортировку нефти, охлажденной до температуры окружающей среды; может найти свое применение в трубопроводах, где использование механических очистных устройств не представляется возможным. К таким относятся трубопроводы переменного диаметра, а также трубопроводы, имеющие сужения, резкие повороты и другие местные сопротивления. Для оценки эффективности применения метода «холодный поток» для предупреждения образования АСПО проведен гидравлический расчет нефтепровода в симуляторе многофазного потока OLGA. Результаты расчета показывают, что применение метода «холодный поток» позволит сократить количество АСПО на 94 % и увеличить межочистной период между промывками в 8 раз. Таким образом, использование метода «холодный поток» может значительно уменьшить издержки производства, связанные с транспортировкой парафинистой нефти. Однако нет примеров применения его на практике. В настоящее время главным недостатком предлагаемого метода являются технологические ограничения, связанные с процессом охлаждения.

About the authors

Pavel Yu. Ilyushin

Author for correspondence.
Email: ilushin-pavel@yandex.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor, Director of the Scientific and Educational Center “Geology and Development of Oil and Gas Fields”

Aleksandr V. Lekomtsev

Email: alex.lekomtsev@mail.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor, Senior Research Fellow of the Scientific and Educational Center “Geology and Development of Oil and Gas Fields”

Tatyana S. Ladeyshchikova

Email: ladeyshikowa.tanya@yandex.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

MSc student of the Mining and Oil Faculty

Ruslan M. Rakhimzyanov

Email: rusenish@inbox.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

PhD student, Junior Research Fellow of the Scientific and Educational Center “Geology and Development of Oil and Gas Fields”

References

Statistics

Views

Abstract - 321

PDF (Russian) - 83

PDF (English) - 149

Refbacks

• There are currently no refbacks.