автореферат диссертации по истории, специальность ВАК РФ 07.00.10
диссертация на тему: Развитие технических средств и технологий очистки нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений

Полный текст автореферата диссертации по теме "Развитие технических средств и технологий очистки нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений"

На правах рукописи

005556569

/

ХАСАНОВА КАРИНА ИЛЬДАРОВНА

РАЗВИТИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ

Специальность: 07.00.10 - «История науки и техники»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

4 ДЕК 2014

Уфа-2014

005556569

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель:

Мастобаев Борис Николаевич

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Кобраков Константин Иванович

доктор химических наук, профессор

ФГБОУ ВПО «Московский государственный университет дизайна и технологий», заведующий кафедрой;

Гольянов Андрей Иванович

кандидат технических наук, доцент

ООО «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов», г. Москва, главный специалист отдела технологических расчетов и оценки эффективности работы магистральных нефтепроводов.

Ведущая организация:

ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», г. Уфа.

Защита диссертации состоится «16» января 2015 года в 14°° на заседании диссертационного совета Д 212.289.01 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета и на сайте www.rusoil.net.

Автореферат диссертации разослан «15» ноября 2014 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов невозможно без внедрения новых прогрессивных технологий и технических средств для повышения эффективности и надежности работы действующих магистральных трубопроводов. В процессе эксплуатации нефтепроводов на внутренней поверхности труб происходит накопление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), существенно влияющих на эффективность и надежность их работы (снижение пропускной способности, повышение давления, отсутствие достоверной диагностической информации). В практике эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов встречаются случаи перевода их на перекачку светлых нефтепродуктов, что предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода от отложений, скопившихся за время перекачки по трубопроводу. В обоих случаях необходимо своевременно и качественно проводить очистку внутренней поверхности труб от АСПО и остатков нефти, а также от других загрязнений (воды, продуктов коррозии и т. д.). Малоисследованным направлением является проведение очистки шельфовых трубопроводов, где отсутствуют типовые технологии и технические средства, необходимые для этих целей. Несмотря на наличие большого количества работ в этом направлении процесс очистки нефтепроводов и нефтепродуктопроводов изучен недостаточно полно. Современное состояние решения проблемы очистки нефтепроводов не позволяет с высокой точностью прогнозировать образование АСПО и подбирать наиболее эффективные методы их очистки в зависимости от состояния труб и характеристик перекачиваемой нефти.

Настоящая работа посвящена комплексному анализу применения технологий и технических средств для очистки нефтепроводов от АСПО и других загрязнений. Изучение существующих на всех этапах эксплуатации трубопроводов технологий и технических средств очистки представляет значительный практический интерес и является актуальным для разработки новых методов удаления АСПО, а также прогнозирования их образования в процессе эксплуатации.

Целью исследований является изучение и анализ развития технологий и технических средств для очистки внутренней полости нефтепроводов, а также совершенствование методов прогнозирования образования АСПО.

Для достижения поставленной цели в работе ставятся и решаются следующие задачи:

- исследование влияния образовавшихся АСПО на технологические процессы трубопроводного транспорта и обоснование необходимости проведения очистки внутренней полости труб;

- проведение комплексного анализа существующих технологий и технических средств очистки внутренней поверхности нефтепроводов;

- исследование существующих технологий и технических средств очистки от АСПО шельфовых нефтепроводов и разработка рекомендаций по их применению в зависимости от условий эксплуатации;

- разработка системы прогнозирования образования АСПО в нефтепроводах для выбора наибо-

лее эффективного метода их очистки.

Научная новизна работы заключается в следующем:

Впервые проведен анализ развития отечественных и зарубежных технологий и технических средств очистки нефтепроводов от АСПО и других загрязнений.

Рассмотрены и проанализированы существующие механические очистные устройства и химические средства для проведения очистки магистральных нефтепроводов, в том числе и морских.

Проведен анализ существующих методов прогнозирования АСПО на внутренней поверхности труб и разработана усовершенствованная система мониторинга различных нефтепроводов, позволяющая эффективно осуществлять выбор технологий и технических средств очистки в каждом конкретном случае.

Методы исследований. Поставленные цели и задачи решались путем систематизации результатов статистических анализов и проработки отечественного и зарубежного опыта борьбы с асфальтосмоловыми отложениями в нефтепроводах на основе широкого спектра печатных и электронных источников.

Практическая значимость. Разработан проект опытного стенда, входящего в систему мониторинга нефтепроводов, который в настоящее время находится на рассмотрении у специалистов совместного предприятия (СП) «Вьетсовпетро» (Вьетнам) с целью внедрения его на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон».

' Результаты исследований, полученные в работе, используются в учебном процессе, а именно: обзор существующих средств механической очистки нефтепроводов, их классификация и вопросы их эксплуатации включены в программу дисциплин «Ресурсоэнергосберегаю-щие технологии при проектирование и эксплуатации газонефтепроводов» и «Диагностика оборудования газонефтепроводов» при проведении практических занятий у магистров по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».

Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного дела в России и зарубе-жом.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на : X Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела», г. Уфа, 2009 г.; V, VI, VII, VIII, IX Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт - 2009, 2010, 2011, 2012, 2013», г. Уфа; 61 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2010 г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 4 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 статья в

журнале «История науки и техники» и 11 тезисов докладов на российских и международных конференциях.

Структура н объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов; содержит 178 страниц машинописного текста, включая 32 таблицы, 74 рисунка, перечень сокращений и условных обозначений, библиографический список из 143 наименований и приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, поставлена цель работы, определены задачи исследования, представлены научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

В первой главе рассмотрены проблемы связанные с образованием АСПО в трубопроводах, в частности механизм образования отложений, процесс образования отложений, прогнозирование и мониторинг процесса нарафинизации, выбор средств и технологий очистки, компонентный состав отложений, выполняется оценка интенсивности парафинизации ряда действующих нефтепроводов по периодичности запуска очистных устройств.

При перекачке нефтей по магистральным и внутрштромысловым нефтепроводам на стенках труб происходит формирование асфальтосмолопарафиновых отложений. АСПО могут достигать значительной толщины, заметно уменьшая сечение трубопровода и снижая его пропускную способность. Для решения поставленных выше задач в области очистки внутренней полости нефтепроводов необходимо рассмотреть проблемы связанные с образованием АСПО в трубопроводах, в частности механизм образования отложений, процесс образования отложений, прогнозирование и мониторинг процесса парафинизации, выбор средств и технологий очистки, в том числе механических, тепловых, физических и химических способов очистки, компонентный состав отложений.

Разработке методов и средств по борьбе с АСПО посвящены работы отечественных ученых, а именно: Е. А. Армейского, А. И. Арутюнова, Ш. Н. Ахатова, Ф. И. Бадикова, С. А. Бобровского, В. В. Борисова, С. К. Василенко, П. П. Галонского, Н. Г. Гладкова, В. Е. Губина, Е. И. Дизенко, H. JI. Зонна, Л. В. Ивановой, А. А. Кащеева, А. П. Крупеника, П. Б. Кузнецова, М. В. Лурье, Б. А. Мазепы, Ф. Г. Мансурова, В. И. Марона, Б. iL Мастобаева, JI. А. Мацкина, Э. М. Мовсум-заде, И. Н. Порайко, Е. 3. Рабиновича, М. П. Савельева, М. А. Силина, В. П. Тронова, К. Д. Фролова, М. Э. Шварца, и др. За рубежом проблеме борьбы с АСПО свои труды посвятили M. S. Keys, Mary M. Knapp, К. Lokhte, G. R. Marshall, S. Mitchell, S. Mokhatab, R. Jr. Purinton, P. R. Scott, B. Towler, Estel O. Wheaton и др. Результаты имеющихся работ показывают, что проведенные многочисленные исследования по вопросу парафинообразования на внутренней поверхности нефтепроводов не отражают полного единства взглядов авторов как на механизм парафинизации, так и на влияние различных факторов на процесс парафинизации нефтепроводов.

Важность решения проблем, связанных с парафинизацией трубопроводов в последнее время получила новый импульс в связи с освоением морских месторождений. Пониженные температуры дна моря способствуют интенсивному росту твердой фазы, а недоступность морского дна с точки зрения проведения ремонтных и плановых эксплуатационных работ требует выполнения прогнозных расчетов, как на этапе проектирования, так и в процессе эксплуатации. Открытие новых месторождений, где добывается или будет добываться нефть с характеристиками отличными от нефтей известных месторождений, также требует тщательного исследования влияния основных свойств нефти на процесс парафинизации нефтепроводов. Малоизученным направлением процесса парафинизации нефтепроводов является эксплуатация морских трубопроводов, прокладываемых в различных климатических зонах, где необходимо учитывать такие факторы как влияние изменения температуры нефти под воздействием течений, особенности прокладки трубопроводов (наличие горизонтальных и вертикальных участков) присутствие в нефти морской воды и т.д.

Одной из основных задач при выборе рациональных и оптимальных методов и средств очистки внутренней поверхности нефтепроводов с точки зрения повышения эффективности и качества очистки, снижения стоимости на проведение указанных работ и определения периодичности проведения очистных работ является исследование состава отложений образующихся в нефтепроводах и их физико-химических свойств. Состав образующихся пристенных отложений и внутренних скоплений отличается в зависимости от особенностей физико-химических свойств нефти и сроков эксплуатации нефтепровода. Обычно в состав отложений на внутренних стенках нефтепровода входят: парафино-смолистые вещества, масла, механические примеси (частицы глины и песка, известковые включения, продукты коррозионных процессов). В меньших количествах в отложениях содержатся естественные поверхностно-активные вещества (ПАВ), в том числе низкомолекулярные смолы, нафтенаты и другие полярные соединения нефти, а также ПАВ-деэмульгаторы, перешедшие в нефтяную фазу при подготовке нефти, которые вызывают (при наличии воды) эмульгирование внешнего слоя отложений.

В УГНТУ выполнены исследования группового химического состава образцов отложений из трубопроводов НКК - 1239 км, УБКУА, ТОН-1, ТОН-2 и др., товарно-сырьевой базы ОАО «Уфанефтехим» резервуар №1008, а также парафина технического марки Т-1 по ГОСТ 2368389. Исследования проводились в ГУП «ИнститутНефтехимпереработки» на лабораторной установке для хроматографического анализа «Градиент-М» (конструкции ИНХП РБ). Определение группового химического состава основывалось на «Методике определения группового состава тяжелых нефтепродуктов» на жидкостном хроматографе «Градиент». Методика аттестована УНИИМ, свидетельство об аттестации № 224.12.11.039/2009. Парафины определялись рентге-ноструктурным методом на дифрактометре типа ДРОН-5 по ГОСТ 28967-91 «Битумы нефтяные. Рентгенофазовый метод определения парафинов».

Результат исследований представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты анализов группового химического состава и парафинов в отложениях

Показатели, % Образцы

Образец №1 Образец №2 К 1239км Образец №3 Труба УБКУА, 1010км Образец №4 Труба ТОН1, 480км Образец №5 Труба тонз, 120км Образец №6 Парафин технический Образец №7 Уфа-нефтехим, режг

Парафиново- нафтеновые углеводороды 48,8 41,1 39,2 48,7 34,5 98,2 21,1

Легкие ароматические углеводороды 12,6 25,4 17,1 12,2 9,0 1,3 15,4

Средние ароматические углеводороды 6,2 10,9 11,2 7,3 8,2 0,1 10,3

Тяжелые ароматические углеводороды 14,0 10,7 14,7 13,9 16,0 0,2 15,9

Смолы I 4,4 3,4 5,6 5,6 6,6 0,1 9,2

Смолы II 8,8 6,4 10,8 8,3 17,2 0,2 17,4

Асфальтены 5,2 2,1 1,4 4,0 8,5 - 10,7

Парафины 34,4 6,3 14,6 18,3 7,7 97,1 1,0

В лаборатории УНИ был проведен анализ пристенных парафиновых отложений одного из сборных нефтепроводов НГДУ ОАО «Башнефть». Результаты анализа приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав и свойства внутритрубных отложений

Компоненты и свойства Весовое содержание, %

Парафин 56,35

Смолы 145

Асфальтены 2,52

Масла 23,61

Прочие углеводороды 3,05

Плотность отложений при 20 ОС, кг/'мЗ 920

Температура плавления парафина, ОС 55

Перекачиваемая нефть содержала: парафина 6,1%, смол 15,2%, асфальтенов 2,85%.

Определение интенсивности парафинизации действующих нефтепроводов путем непосредственного замера весьма затруднительна, поэтому определение интенсивности запара-финивания нефтепроводов нужно проводить каким либо косвенным способом. Одним из таких методов может являться оценка интенсивности по количеству пропускаемых очистных устройств. Для этого использовали собранный статистический материал по периодичности пропуска очистных устройств, а также данными по составу перекачиваемых нефтей. Необходимо отметить, что очистка нефтепроводов осуществлялась не хаотично, а при определенном снижении производительности.

В результате анализа нефтей У рало-Поволжья, имеющих состав, представленный в таблице 3, видно, что содержание парафина в исследуемых нефтях практически постоянное, диапазон изменения 3-6%, в то время как содержание смол и асфальтенов изменяется в довольно широком диапазоне.

Указанные в таблице 3 нефти транспортировались по нефтепроводам, приведенным в таблице 4.

Таблица 3 - Наличие парафинов, смол, асфальтенов в исследуемых нефтях

Наименование нефти Весовое содержание, %

Парафин Асфальтены Смолы

Бавлинская, девонская угленосная 4,79 4,10 2,96 6,10 5,53 13,80

Чекмагушевская, девонская 3,00 7,04 18,06

Арланская, каширского горизонта угленосной свиты 4,60 4,70 9,30 5,20 23,10 20,30

Каменноложская, угленосной свиты 4,05 0,31 8,90

Яринская, свита А свита Б 5,52 6,52 0,30 0,31 6,17 8,17

Туймазинская, девонская 5,90 3.90 10,90

Полазненская 6,23 0.4 9,60 ■

Ножовская, верейскаого горизонта яснополянского горизонта турдейского яруса башкирского яруса 2,82 4,31 3,97 4,70 6,60 6,66 3,97 4,55 18,10 25,93 29,10 16,47

Бугурусланская 4'б6 4.45 12,2

Осинская, башкирского яруса 3,81 1,90 10,83

Ромашкинская, девонская Д1 угленосная ДП угленосная ДШ 4,97 3,50 6,29 4,16 5,20 1,62 11,60 14,00 6,00

Удмуртская вятская, тульского горизонта 6,70 6,26 18,31

Таблица 4 - Периодичность очисток магистральных нефтепроводов

Нефтепровод . Перекачиваемая нефть Диаметр трубопровода, м Температура закачки, С Среднемесячное количество очисток

Бавлы - Куйбышев I участок 1 Смесь Бавлинской обессоленной девонской и угленосной 0,300 24,4 0,28

Бавлы - Куйбышев I участок 2 Бугурусланская "соленная" 0,300 14,6 0,3

Бавлы - Куйбышев II участок 1 Туймазинская и Ромашкинская 0,500 20,0 0,31

Альметьевск - Горький I участок 1 Арланская, Чекмагушевская, Ромашкинская 0,500 18 0,39

Альметьевск - Горький II Арланская, Чекмагушевская, Ромашкинская 0,800 18 0,39

Н.Челны - Альметьевск Удмуртская, Ножовская 0,500 20 0,39

Киенгоп - Н.Челны Удмуртская, Ножовская 0,500 15-17 0,4

Оса-Пермь Осинская, Чернушенская 0,500 20 0,6

Альметьевск - Пермь Тюменская 0,377 17-18 0,75

Полазна - Краснокамск Полазнинская 0,300 18 1,1

Каменный Лог - Пермь Яринская, Полазнинская, Каменноложская 0,400 20 1,25

Для удобства ранжирования по интенсивности запарафинивания вводился параметр -среднемесячное количество очисток нефтепровода. Периодичность очисток определялась за двухлетний период эксплуатации. Результат статистических данных по периодичности очисток представлен в таблице 4. Из таблиц 3 и 4 видим, что наибольшая интенсивность парафинизации определенная косвенным путем по среднемесячным количествам очисток наблюдается на нефтепроводе Каменный Лог - Пермь. По нефтепроводу перекачивалась нефть Каменнолож-ской угленосной свиты №1 и частично Яринской свиты №2, обладающая физико-химическими характеристиками, представленными в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Физико-химическая характеристика перекачиваемой нефти

Нефть №. Р20.3 кг/м \>20, сСт ^50, сСт Содержание, % Коксуемость % Парафин

серы смол сернокислотных смол селико-гелевых асфальтенов Содержание % Температура плавления "С

1 811 4.66 2,98 -47 0,63 12 5,18 0 1,10 4,05 55

2 823 5,14 2 Я1 -48 0,69 21 8,17 0,59 1,96 6,55 50

Примечание : №1 - нефть Каменноложской угленосной свиты; №2 - нефть Яринской свиты.

Таблица 6 - Зависимость вязкости нефти от температуры

Температура, °С 0 5 10 15 20 25 30

Вязкость. сСт V 6,8 5,6 4.7 4,1 3,6 3,2

Как показал анализ полученных результатов, на интенсивность парафинизации нефтепро-вод8в влияют физико-химические свойства нефтей, в частности особенно групповой состав парафинов, смол и асфальтенов. Причем особое влияние оказывает соотношение содержания смол и асфальтенов. Если в составе нефти содержание асфальтенов преобладает над содержанием смол, интенсивность парафинизации уменьшается. В противном случае, когда содержание смол преобладает над количеством асфальтенов на внутренней поверхности нефтепроводов количество отложений увеличивается.

Одним из основных направлений повышения надежной и безопасной эксплуатации нефтепроводов, является проведение качественной и достоверной внутритрубной диагностики. В качестве внутритрубных инспекционных приборов широко применяются ультразвуковые дефектоскопы. Известны немногочисленные исследования влияния отложений на внутритрубную ультразвуковую диагностику нефтепроводов, которые показывают, что при прохождении ультразвука через АСПО происходит искажение результатов, ввиду низкой скорости распространения ультразвуковых волн в парафине и неблаговременной фиксацией отраженных волн приемными датчиками дефектоскопа, что в результате приводит к недостоверным данным или отсутствием данных внутритрубной диагностики. Выше сказанное подтверждается статистическими данными результатов ультразвуковой внутритрубной диагностики действующих нефтепроводов, когда в результате пропуска прибора появляются участки с отсутствием информации некоторых участков обследуемого трубопровода.

В качестве примера рассмотрены результаты проведения диагностирования ряда магистральных нефтепроводов, проведенные ультразвуковым дефектоскопом. Данные сведены в таблицу 7. По результатам внутритрубной диагностики, представленным в таблице 7 видим, что при обследовании не происходит 100% покрытие площади обследования, как например на лу-пинге 0 - 206км нефтепровода Киенгоп - Набережные Челны, Д 530 мм потеря информации составляет практически 25%, такой результат получен в результате плохого качества очистки нефтепровода от асфальтосмолопарафиновых отложений.

Как видно из экспериментальных и промышленных экспериментов и опыта эксплуатации действующих нефтепроводов процесс транспорта нефти по нефтепроводам осложняется про-

цессом парафинизации труб, т. е. на внутренней поверхности происходит формирование АСПО, что негативно сказывается на эксплуатационной надежности систем транспорта нефти.

Таблица 7 - Результаты диагностирования магистральных нефтепроводов

Нефтепровод Площадь участка подлежащая обследованию Площадь участка с отсутствием диагностической • информации Фактически обследованная площадь участка Процент обследования участка

Киенгоп - Набережные Челны Огупинг 0 - 206км1, Д 530 мм, 2004г. 342184,310 82319,700 259864,610 75,943

Киенгоп - Набережные Челны Слупинг 0 - 206км). Д 530 мм, 2009г. 336982,491 3366,140 333616,351 99,001

Ножовка - Мишкино - Киенгоп (участок Мишкино - Киенгоп) Д 530 мм, 2005г. 85741,546 2257,940 83483,606 97,376

Ножовка - Мишкино - Киенгоп (участок Мишкино - Киенгоп) Д 530 мм, 2006г. 77829,223 295,446 77450,196 99,513

Ножовка - Мишкино - Киенгоп (участок Ножовка - Мишкино) Д 219 мм, 200ЙГ. 39509,572 7,723 . 39501,851 99,980

Азнакаево - Альметьевск 2, Д 530 мм, 2004г. 83321,420 52,080 83269,340 99,937

Борьба с АСПО в процессе транспорта ведется по двум основным направлениям: предотвращение накопления отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Для борьбы с отложениями в нефтепроводах в настоящее время применяют различные способы: механические (использование различных по конструкции и материалу скребков и поршней); тепловые (промывка горячим теплоносителем, электропрогрев); физические (основаны на физических воздействиях на транспортируемый продукт); химические (закачка растворителей и ингибиторов, применением моющих препаратов, очистка с помощью гелеобразных поршней), или комплексное использование двух и более методов с целью увеличения эффективности очистки. На рисунке 1 представлена классификация основных способов борьбы с АСПО в процессе транспорта нефти по магистральным и промысловым трубопроводам, проложенным как на суше, так и в условиях морских месторождений.

Способы борьбы с АСПО в процессе транспорта нефти

Г Механические ; > Тепловые Физические ; : Химические |

Рисунок 1 — Классификация основных способов борьбы с АСПО в процессе транспорта нефти

Механические методы очистки магистральных нефтепроводов от АСПО предусматривают применение очистных устройств (ОУ), для эксплуатации которых нефтепроводы оборудуются

специальными камерами пуска и приема. Существуют различные типы ОУ: шаровые разделители; очистные поршни; скребки различных конструкций. Несмотря, на высокие показатели эффективности удаления АСПО со внутренних стенок нефтепроводов, способы механической очистки имеют ряд ограничений в области применения, а именно: ни одна из известных конструкций ОУ не может эффективно использоваться в трубопроводах переменного диаметра, трубопроводах, имеющих сужения или в местах, где установлены датчики или другие приборы; механические ОУ не всегда способны продвигать перед собой большие количества мусора без его оседания и закупорки нефтепроводов; механические скребки не всегда сбособны сохранять достаточно высокую степень герметичности на протяженных участках трубопроводов; механические ОУ подвержены повреждениям из-за тех или иных особенностей трубопровода; необходимость оборудования нефтепровода камерами пуска и приема очистных устройств. Такие устройства обеспечивают запуск ОУ на одном конце трубопровода и улавливание их на другом. При запуске и приеме обвязочные трубопроводы этих устройств и арматура находятся под давлением, соответствующим рабочему давлению в магистрали. Применяются устройства запуска и приема трех типов: для цилиндрических, сферических и манжетных ОУ.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя, острого пара, электропечей, электро-депарафинизаторов (индукционных подогревателей).

Физические методы основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Однако ни один из существующих способов до настоящего времени не решает полностью проблемы с АСПО, поскольку не сопровождается полным удалением парафиноотложений.

Одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти для удаления уже образовавшихся отложений является применение растворителей. Однако проблема подбора растворителя в конкретных условиях решена не полностью. Подбор растворителей АСПО, как правило, осуществляется без обоснований. Это происходит ввиду недостатка информации о структуре и свойствах растворителей, а также с недостаточной изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем и растворителей. Химические методы борьбы с АСПО основаны на дозировании в транспортируемый продукт химических соединений, которые уменьшают, а иногда и полностью предотвращают формирование АСПО. Принцип действия ингибиторов парафиноотложений основан на адсорбционных процессах, которые происходят на границе раздела между жидкой средой и поверхностью металла трубы. В настоящее время одним из перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов является применение гелевых поршней. Особенно их применение целесообразно, как показывает зару-

бежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в последующие годы будет расти.

На стадии проектирования и строительства можно выделить метод предотвращения АСПО в виде применения гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. В трубопроводном транспорте указанный метод широкого применения не нашел ввиду низкой строительной и эксплуатационной надежности.

Проведенные исследования выявили основные особенности применения различных способов борьбы с АСПО в условиях конкретных месторождений. Результаты исследований представлены в таблице 8. Как показывает практика, наиболее эффективным является предупреждение АСПО, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепроводов и снижаются затраты на перекачку нефти. Регулировать процесс отложения парафина на стенках трубопровода можно с помощью периодической очистки с применением механических устройств различных конструкций, а также путем ввода в нефтяной поток специальных веществ — депарафинизирующих реагентов (модификаторов кристаллов и диспергентов). Таблица 8 - Особенности применения различных способов борьбы с АСПО в трубопроводном

транспорте

Особенности применения

Механические:

- скребки различной кострукции Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки. Обладают высокой чистящей способностью, износо-стойкостью и обеспечивают требуемое качество очистки

- шары и поршни из различных материалов Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки, склонны к застреванию в трубопроводе, недолговечны

Тепловые-.

- промывка горячим теплоносителем; Характеризуются высокой отмывающей способностью, но работают на относительно небольшие расстояния (ввиду теплопотерь). Требуются затраты на покупку и содержание специальных передвижных котельных установок, узлов ввода в трубопровод, способствуют ухудшению качества транспортируемого продукта.

- электропрогрев

Физические:

- физическое воздействие на транспортируемый продукт Не ухудшают качество перекачиваемой нефти и достаточно эффективны, но в трубопроводном транспорте ввиду значительной протяженности конструктивно и технически сложны в изготовлении и монтаже, требуют дополнительных затрат на эксплуатацию.

Химические:

- закачка растворителей и ингибиторов Химические реагенты обладают высокой моющей и растворяющей способностью, но для качественной очистки требуется большой объем дорогостоящих препаратов. Требуются исследования по влиянию химических реагентов на качество нефти.

- применение моющих препаратов

- очистка с помощью гелеобразных поршней Телеобразные поршни могут проходить по трубам различного диаметра без повреждения, обеспечивают хорошее гидравлическое уплотнение, повышают эффективность химической обработки, удаляют механические включения, вводятся в трубопровод без стандартных камер пуска, обеспечивают снижение энергозатрат на перекачку продуктов. Удаляют лишь вновь образованные рыхлые отложения.

Теоретически для регулирования количества парафиновых отложений в трубопроводе вполне достаточно провести либо химическую обработку депарафинизаторами, либо предупредительные мероприятия, связанные с использованием поршней и скребков. Однако в реальных

условиях эксплуатации трубопроводов ни один из двух этих методов не дает полной гарантии предотвращения парафинизации полости трубопровода.

Программа депарафинизации предусматривает комплексное использование механических средств и химических реагентов, поскольку ни один из рассматриваемых методов не может самостоятельно обеспечить те же преимущества, которыми обладает комплексная программа. Схема комплексной депарафинизации нефтепроводов представлена на рисунке 2. При рациональном совмещении химической обработки и применения механических средств, в частности поршней и скребков, можно существенно повысить эффективность эксплуатации трубопроводов и добиться снижения эксплуатационных расходов на транспорт нефти.

Анализ механизма ! | Прогнозирование парафинизации 1 ! парафишвацни | Анализ способов очистки 1 .

Л . £ ! 1

Л

Определение преобладающ)« факторов

т

X

I

8«

|в II 11 II

П

г г §1 I г § Е« ■

I» III

м

■е-Р

1ИЕ1ГЕ

Определение оптимального срока очистки

=1:

Оптимизация в налнзация конхр< способов очнсгкя

Выбор наиболее эффективного метода и средства борьбы с АСПО |

Рисунок 2 - Комплексная программа депарафинизации Вторая глава посвящена механическим методам удаления АСПО очистными устройствами различных конструкций. Исследовано развитие и совершенствование технологий и технических средств механической очистки с 1930 года по настоящее время.

К одним из первых опытов механической очистки нефтепроводов в России относится пропуск скребка «Чорт» (рисунок 3) по нефтепроводу Баку - Батум в 1930 году под руководством инженера Кащеева А. А. Скребок «Чорт» был пропущен по нефтепроводу Баку - Батум 11 сентября 1930 года (спустя полгода с начала эксплуатации) между станциями Баку (головная) и Перекишкюль, на протяжении 38 километров. По результатам очистки трубопровода скребком были вынесены: цепной ключ №14, предохранительные кольца, обрезки железных прутьев диаметром от У* дюйма до 3/8 дюйма, болты, гайка железная и шайба 3/4 дюйма, 1 железный круг 41/» дюйма, вырезанный из тела трубы, 10,2 кг булыжников и мелких камней, 5 кг разных мелких обрезов железа и всего только около 100 г церезина. Последнее обстоятельство (вынос 100 г церезина) подтвердило отсутствие отложения на внутренних стенках трубопрово-

да, что могло бы затруднить перекачку по нефтепроводу сураханской нефти, которую почти исключительно только и транспортировали. После исправления незначительных повреждений, которые скребок получил при очистке 38-ми километрового перегона Баку - Перекишкюль — он мог быть снова пущен в работу. Результат первого пропуска скребка указал на необходимость очистки и следующих перегонов на нефтепроводе Баку - Батум от оставшихся в трубопроводе посторонних предметов.

Рисунок 3 — Скребок «Чорт» для очистки трубопровода до и после чистки (а) и б)

соответственно)

С 1990-х годов в ОАО Центральном Диагностическом Центре (ЦТД) «Диаскан» ОАО «АК «Транснефть» разработаны и выпускаются серийно скребки нескольких типов: стандартные типа СКР 1 с чистящими дисками; щеточные типа СКР 1-1 с чистящими и щеточными дискамим; двухсекционные типа СКР 2 с чистящими и щеточными дисками и подпружиненными щетками; магнитные типа СКР 3 с чистящими исками и магнитными щетками, предназначенными для сбора металлических предметов из полости трубопровода; односекционные типа СКР4 с подпружиненными рычагами. При испытании на полигоне скребок СКР4 показал высокую проходимость через задвижки, тройники без направляющих решеток, подкладные кольца на сварных швах, отводы и сужения проходного сечения на 85%Д„. Приемочные испытания скребка типа СКР4 успешно прошли на магистральных нефтепроводах компании АК «Транснефть». По результатам испытаний скребок СКР4 приносил твердого и взвешенного парафина больше, чем идущие перед ним скребки типов СКР1, СКР1-1, СКР2 и СКРЗ. Потери ультразвуковых данных дефектоскопа \¥М на участке нефтепровода в ОАО «Черномортранснефть» снизились более чем на 20,6%, на других участках - более чем на 34 %.

Из числа эластичных очистных устройств наибольшее распространение получили шаровые резиновые разделители, внедрение которых в начале 1960-х годов, осуществлено в нефтяной промышленности на магистральных, промысловых, технологических и других нефтепроводах. Практика показала, что шаровые резиновые разделители пригодны для очистки всех типов нефтепроводов, в том числе телескопических, различных диаметров и с различной арматурой, а также, включающих в себя участки, имеющие повороты под прямым или тупьм углом. С появ-

лением в 1960-е годы шаровых разделителей, появилось мнение, что проблема очистки нефтепроводов практически решена. Однако опыт эксплуатации этих устройств показал, что фактическая эффективность очистки ниже ожидаемой: качество очистки зависит от состава отложений в трубе, в частности, пристенный слой парафинистых отложений уплотняется, перед шаром накапливаются целые пробки из отложений и др.

Очистные поршни выполняются различной формы (цилиндрической, пулеобразной и т.д.) и могут быть резиновыми, поролоновыми, полиуретановыми, стальными и комбинированнны-ми, также они могут дополнительно снабжаться специальными лезвийными или щеточными очистными элементами. Практика показала, что применение пенополиуретановых поршней вполне оправдано на трубопроводах с небольшими диаметрами и гладкой внутренней поверхностью. Применение же их на действующих нефтепроводах, имеющих шероховатую или неровную внутреннюю поверхность, приводит в большинстве случаев к разрушению поршня.

На основании проведенного обзора различных типов механических. ОУ была разработана классификация этих устройств, представленная на рисунке 4 и учитывающая конструктивные особенности, материалы изготовления, типовые характеристики и дрзтие различные факторы.

Сборно-разборные Цельнолитые с манжетами

Цельнолитые с чистящими шегккми

Цельнолитые с усиленным покрытием

Цельнолитые без усиливающих оболочек

С чистящими дисками С чистящими дисками щеткамп

С чистящими дисками и мзгввтяыми щетками

Одно- и двухсекционные

С устройствами для размыва отложений и без ник

По конструктивным особенностям

С системой отслеживания и обнаружения по трассе и без нее

Очистные поршни, шары и пули

иизт

Механические средства очистки внутренней полости трубопроводов

По конструктивным особенностям

Очистные скребки

По материалу изготовления чистящих элементов

Комбинированные - сочетают особенности поршней и скребков

По материалу изготовления чистящих элементов

Резиновые поршни, шары, нули

Полиэтиленовые поршни, шары, пули

Поролоновые поршни, шары, кули

Полиуретаковые поршни, шары, пули

Смешанные (сборно-разборные)

Резиновые диски и манжеты

Пол^зуретановые диски и манжеты

Стальные ножи - щетки

талыше волосяные щетки

Магнитные щетки

Рисунок 4 ~ Классификация механических средств очистки внутренней полости нефтепроводов Третья глава посвяшена рассмотрению химических методов борьбы с АСГТО. Процесс использования химических веществ и реагентов для очистки полости от АСПО берет свое начало практически с первых лет эксплуатации нефтепроводов. Способность раство-

ров водорастворимых полимеров обеспечивать безопасную очистку полости загрязненных нефтепроводов, в которых происходит непрерывное образование асфальтосмолопарафиновых и других отложений, подтвердилась многолетними испытаниями в различных межсезонных производственных условиях. В настоящее время одним из перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов является применение полимерных композиций (гелевых поршней). Особенно их применение целесообразно, как показывает зарубежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в последующие годы будет расти. Гелевые поршни предназначены для очистки полости трубопровода от механических загрязнений, воды и других жидкостей, удаления газовых пробок. Полимерные композиции экологически безопасны, химически инертны, имеются способы их утилизации. В настоящее время признано, что гелеобразные поршни могут выполнять большинство функций обычных твердых скребков или разделителей. При этом они отличаются также способностью к некоторым химическим реакциям, могут быть закачаны в полость трубопровода через кран с условным проходом Ду50 мм, и что еще более важно, они не выходят из строя в процессе их прогона, как механические скребки. В России вязкоупругие гели применялись с конца 1970-х годов. В основном работа по созданию гелевых скребков базировалась на использовании водорастворимых полимеров и свелась к использованию наиболее распространенного из них — полиакриламида.

В практике эксплуатации нефтепроводов нередко встречаются случаи перевода их на перекачку светлых нефтепродуктов, что предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода от отложений, скопившихся за время перекачки по трубопроводу. Изучением этого вопроса, занимались в 1973 г. в Уфимском нефтяном институте Е. И. Дизенко, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов. С. А. Бобровский и В. И. Мароя (МИНХ и ГП им. И. М. Губкина) в 1974 г. получили формулы для определения времени отмывки трубопровода и объема партии растворителя. В СССР проблема подготовки нефтепроводов для перекачки светлых нефтепродуктов требовала разработки специальной технологиии, однако в отечественной литературе рекомендации по этому вопросу отсутствовали. В зарубежных источниках отражено несколько практических подтверждений успешного перевода нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов.

Отечественный и зарубежный опыт использования нефтепроводов для перекачки светлых нефтепродуктов показывает, что наиболее приемлемым и эффективным способом удаления твердых пристенных АСПО с внутренней поверхности трубопровода является комбинированный метод очистки. Сущность этого метода заключается в том, что по нефтепроводу предварительно пропускается серия механических ОУ для удаления твердых отложений и выноса их на конечный пункт нефтепроводов потоком перекачиваемой нефти с целью доведения толщины пристенных отложений до минимально-возможного значения; затем в трубопровод закачивается специальный моющий агент, в качестве которого, как правило, применяется недифицитный углеводородный растворитель или светлый нефтепродукт. В каждом конкретном случае при

выборе наиболее эффективного средства химической очистки нефтепровода необходимо проводить специальные лабораторные исследования состава АСПО и их взаимодействия с различными растворителями. Окончательный выбор типа растворителя должен производиться путем технико-экономического сравнения.

В четвертой главе приводится исследование особенностей очистки внутренней полости нефтепроводов шельфовых месторождений.

Во второй половине XX века и в начале XXI века происходит интенсивное развитие добычи нефти в условиях морских месторождений. В этот период особенно остро встает проблема сбора и транспорта высоковязких и парафинистых нефтей. Специфика эксплуатации подводных нефтепроводов в большинстве случаев не позволяет применять традиционные методы предотвращения и удаления АСПО, поскольку на этих трубопроводах отсутствуют камеры приема-пуска очистных устройств, имеются горизонтальные и вертикальные участки. Ввиду пониженных температур окружающей среды, проблема интенсивного формирования АСПО в условиях морского транспорта требует особого внимания. Как на суше, так и в условиях морского транспорта для борьбы с АСПО разработаны многочисленные методы, реализуемые либо с целью предотвращения формирования отложений, либо с целью их полного удаления. Однако, применение того или иного метода может ограничиваться конструктивными или термодинамическими особенностями, ввиду усложнения подводной прокладкой трубопроводов. Наибольшие трудности при проведении операций по. очистке возникают в трубопроводах, уложенных на очень больших глубинах моря, особенно если трубопроводы входят в комплекс добывающих установок. В качестве примеров можно привести разработку глубоководных нефтяных месторождений в бассейне Кампус у побережья Бразилии, в Мексиканском заливе и Северном море. Необходимо учитывать, что глубоководные трубопроводы эксплуатируются при гораздо меньших среднегодовых температурах.

Механические методы очистки морских нефтепроводов от АСПО предусматривают наличие специальных камер для запуска ОУ. Камеры для запуска ОУ под водой характеризуются большей сложностью, чем устройства аналогичного назначения, устанавливаемые на палубе платформы или на суше. Выбор метода очистки подводного нефтепровода определяется несколькими факторами, включая состав перекачиваемой нефти, параметры трубопровода и затраты на реализацию метода. Пропуск ОУ может проводится в комплексе с другими методами борьбы с АСПО.

При рассмотрении осложнений, возникающих при эксплуатации морских трубопроводов месторождений «Белый Тигр» и «Дракон», к одной из наиболее актуальных проблем можно отнести уменьшение проходного сечения трубопровода из-за накопления на внутренней поверхности АСПО. В конце 1990-х годов на предприятии СП «Вьетсовпетро» в качестве растворителей рассматривались керосин и дизельное топливо. В работах Ф. И. Бадикова рассматривается использование растворителей для удаления мягких, рыхлых АСПО по морским нефтепроводам.

Также в условиях СП «Вьетсовпегро» для предотвращения парафинизации подводных трубопроводов применялись комплексные методы очистки, а именно совместное применение физического метода (с использованием виброструйного электромагнитного перемешивателя) и химического метода (перекачки нефти, обработанной депрессаторами). Эффективность комбинированного (совместного) воздействия виброструйной обработки и депрессатора значительно превышает эффект отдельного действия как депрессатора, так и виброструйной обработки.

Исследования способов и методов очистки внутренней полости подводных нефтепроводов шельфовых месторождений показали, что к проблеме очистки необходимо подходить комплексно, то есть необходимо проводить как мониторинг процесса парафинизации трубопроводов, так и использовать средства и методы очистки комбинировано и, в каждом конкретном случае, индивидуально, с учетом всего ряда факторов, влияющих на парафинизацию, особенностей конструкции нефтепроводов, особенностей конструкции средств механической очистки, особенностей химических реагентов (ингибиторов коррозии) и их дозации. Кроме того для определения периодичности очисток необходимо учитывать весь комплекс информации по мониторингу парафинизации, что позволит назначать оптимальные межочистные интервалы времени и выбирать оптимальные методы и средства очистки нефтепроводов от АСПО.

Известна работа Ф. И. Бадикова, в которой впервые проводятся исследования проблем эксплуатации морских подводных нефтепроводов и предлагается система мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях. Исследования закономерностей формирования АСПО в трубопроводах месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» были проведены по методу «холодного стержня» на лабораторной установке «Coaxial Wax deposition Apparatus». Установка моделирует процесс перекачки нефти по скорости сдвига. В составе системы общего мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений автором была предложена и система мониторинга парафинизации, в частности в работе предложено диагностировать диаметр проходного сечения запарафиненного трубопровода по совокупности таких оценок как по осредненной по длине удельной теплоотдаче с погонного метра трубы, так и по гидравлическому сопротивлению эксплуатационного участка (перепаду давления). В системе мониторинга парафинизации Ф. И. Бадикова, есть определенные особенности: при диагностировании парафинизации использовались ретроспективные значения расхода, перепада давлений и температур в начале и конце трубопровода. При столь ограниченном объеме информации оценить распределение параметров по длине участка не представляется возможным, можно лишь провести косвенную оценку осредненных по длине значений, достоверность, которой ставится под сомнение; оценка проходного сечения трубопровода производилась по градиенту температур перекачиваемого продукта и по градиенту давления совместно в двух пространственных координатах. При этом получается осредненное по длине трубопровода значение диаметра проходного сечения, которое берут как область пересечения двух частных оценок (градиенту температур и давлений). Поскольку расстояние между платформами достаточно ве-

лико, и известно, что изменение парафинообразования по длине трубопровода не равномерно, этому свидетельствуют экспериментальные исследования, применение такого подхода не всегда возможно, т.к. эффективный диаметр запарафиненного трубопровода изменяется по длине, а по предложенной модели диаметр постоянный.

В УГНТУ разработана система мониторинга парафинизации нефтепроводов, в том числе морских, предлагающая использовать стендовые исследования парафинизации, и на основе этих результатов корректировать математические модели, поскольку в том виде, в котором они получены их использование не представляется возможным, т.к. условия проведения экспериментов не совпадают с условиями эксплуатации морских трубопроводов. Для проведения экспериментальных исследований процесса парафинизации нефтепроводов, математического моделирования этого процесса в составе системы мониторинга парафинизации морских подводных трубопроводов предлагается модель экспериментального стенда, позволяющая получить широкую экспериментальную базу на конкретной нефти месторождения для дальнейшего математического моделирования или использования существующих математических моделей парафинизации после корректировки, а также подготовки рекомендаций по эксплуатации нефтепроводов с точки зрения уменьшения образования АСПО.

Опытно-промышленный стенд позволяет проводить практическое изучение механизма образования АСПО на внутренней полости трубопроводов, а также произвести анализ и дать качественные оценки факторов и условий, влияющих на процесс парафинизации. Можно получить при разных режимах перекачки (ламинарном, турбулентном) характерные зависимости накопления АСПО по длине трубопровода, исследовать: влияние температуры на количество отложений, распределение отложений по сечению трубопровода; зависимость количества отлагающегося парафина от концентрации смол, асфальтенов, парафинов; изменение количества отложений во времени в разных сечениях трубопровода; зависимость напряжения сдвига от градиента скорости при разных температурах рабочего раствора; зависимость количества отложений парафина от перепада температур на стенке трубы. Учитывая зарубежный и российский опыт эксплуатации нефтепроводов шельфовых месторождений транспортирующих парафини-стую нефть разработана комплексная система мониторинга парафинизации и определения периодичности очисток нефтепроводов, с учетом различных факторов и особенностей парафинизации, а также выбора рациональных средств и методов очистки для каждого конкретного

нефтепровода индивидуально.

Система комплексного мониторинга процесса парафинизации и определения периодичности очистки относится к области диагностики и мониторинга процесса парафинизации нефтепроводов месторождений и может быть использована для установления периодичности очистки, а так же для контроля и управления процессом парафинизации внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих нефть и смеси нефти по нефтепроводам месторождений в процессе их эксплуатации, в частности шельфовых месторождений, морских подводных

нефтепроводов, сборных сетей и магистральных трубопроводов на берег. Основной целью системы является установление периодичности очистки внутренней полости нефтепроводов, осуществление контроля и регулирования процесса парафинизации нефтепроводов, определение оптимального количества химических реагентов (депарафинизаторов), а так же выбор режима эксплуатации, обеспечивающий снижение запарафинивания внутренней поверхности труб. Поставленная задача достигается тем, что в способе контроля и регулирования процесса парафинизации нефтепроводов, включающем сбор информации о параметрах системы со стационарных средств контроля параметров, передачу, прием, обработку и сравнение данных, контроль за обработанной информацией с выделением отклонений параметров системы на диспетчерском пункте, формирование и выработку управляющего сигнала на исполнительные механизмы, согласно предлагаемому способу осуществляют отбор проб нефти, которые транспортными средствами связи доставляют на полигон, связанный с центром обработки и сравнения данных, проводят моделирование процесса на полигоне с опытно-промышленным стендом, исследующим процесс парафинизации нефтепровода с условиями приближенными к реальным условиям эксплуатации и после составления соответствующего отчета, информацию по средствам связи доводят до диспетчерского пункта конкретного объекта для установления режима эксплуатации нефтепровода, в том числе по периодичности очистки, с учетом конкретных указаний по способам и методам очистки.

Способ контроля и регулирования парафинизации нефтепроводов месторождений включает в себя: контроль реологических параметров непосредственно на объектах, в частности на платформах шельфовых месторождений, в том числе и нефтесборных; контроль эксплуатационных параметров (производительность, температурные условия, перепад давления на участке трубопровода, режим перекачки нефти по трубопроводу) как сборных, так и магистральных нефтепроводов; отбор пробы нефти конкретного месторождения или смеси нефти различных месторождений; осуществление транспортных связей между точками отбора нефти (смеси нефти) и испытательного полигона с опытно-промышленным стендом; передачи данных на конкретные месторождения и нефтесборные платформы.

В систему мониторинга парафинизации включен полигон с опытно-промышленным стендом, для исследования процесса парафинизации нефтепроводов месторождений на конкретной нефти (смеси нефти) с условиями приближенными к реальным условиям эксплуатации с целью получения достоверных данных о процессе парафинизации конкретного нефтепровода при транспортировке конкретных нефтей при реальных эксплуатационных условиях. В результате внедрения этого звена получается технический результат в виде повышения достоверности информации о запарафинивании труб и возможности получения более точной информации о процессе парафинизации, с целью установления рациональных режимов перекачки нефти (смеси нефти) по нефтепроводам. Принципиальные решения по мониторингу заключаются в следующем: конкретные нефти и смеси нефти с разных месторождений направляются на испытатель-

ный полигон, на котором монтируется опытно-промышленный стенд для исследования процесса парафинизации магистральных и сборных нефтепроводов. При исследовании на опытно-промышленном стенде выбирают оптимальные режимы перекачки нефти по нефтепроводам с точки зрения снижения интенсивности парафинизации труб. Кроме того, на стенде, исследуется применение химических реагентов для предотвращения образования и удаления с внутренней поверхности труб АСПО, подобрать оптимальную дозацию и физико-химические свойства реагентов.

На рисунке 5 представлена схема предлагаемого способа контроля и регулирования парафинизации нефтепроводов, на примере шельфовых месторождений А, Б, В и нефтесборной платформы П.

Комплексная система мониторинга парафинизации и прогнозирования периодичности очистки работает следующим образом: конкретные нефти месторождений (А, Б, В и т.д.) или смеси нефтей со сборной платформы (П) разных месторождений на испытательный полигон 1 с помощью средств отбора проб нефти (АЗ, БЗ, ВЗ и т.д.) или смеси нефти (ПЗ) и средств транспортных связей 5 и 6, на котором монтируется опытно-промышленный стенд для исследования процесса парафинизации нефтепроводов, позволяющий проводить исследования в следующих областях: 1.1 - исследование физико-механических свойств нефти; 1.2 - исследование процесса парафинизации; 1.3 - исследование влияния депарафинизаторов на процесс парафинизации; 1.4 - определение оптимальной дозадии химических реагентов (депарафинизаторов). В процессе мониторинга также предлагается вести контроль: реологических параметров непосредственно на месторождениях и нефтесборных платформах с помощью средств контроля А1, Б1, В1 и П1 соответственно; эксплуатационных параметров непосредственно на месторождениях и нефтесборных платформах с помощью средств контроля А2, Б2, В2 и П2 соответственно, а именно А2.1, Б2.1, В2.1, П2.1 - средства контроля производительности перекачки нефти по нефтепроводу; А2.2, Б2.2, В2.2, П2.2 - средства контроля температурных условий; А2.3, Б2.3, В2.3, П2.3 - средства контроля перепада давления на рассматриваемом участке нефтепровода; А2.4, Б2.4, В2.4, П2.4 - средства контроля режима перекачки нефти по трубопроводу. Полученные контролируемые данные по средствам связи 3 и 4 поступают на испытательный полигон для учета при исследованиях.

В результате исследований на опытно-промышленном стенде выбирают оптимальные режимы перекачки нефти по нефтепроводам с точки зрения снижения интенсивности парафинизации труб. А также на полигоне осуществляется исследование применения химических реагентов и других депарафинизаторов для предотвращения образования и удаления с внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений, подобрать оптимальную дозацию и физико-химические свойства реагентов. Все исследования проводимые на полигоне сводятся в единую базу данных 2. После составления соответствующего отчета информация по средствам связи 3, 4 направляется к средствам диспетчерского управления для установления режима экс-

плуатации конкретного нефтепровода и график периодичности очистки с указанием конкретных методов и средств.

1

Г

I

Н1

I

Т

т

г0—

1-4-4.

ц. 1 Л4 г 0. ~Л2"1

1 1 / лз т 1 1 1 1 А2.2 А2.3 А2.4 1 1 1 1 1 __1

т

1 ь»- 0-

п _ > — 1 1 БМ Б2.2 1 1

1 1 1 4 1 1 1- Б2.4 -г 1 1

1 -6 1.

1 г —ь 1 И 1$ 2.1 >— ТЙ-] 1

п7| [¡Г I 1 1 ь В 2.3 112.4 1 1 1

-1 _

А1, Б1, В1, П1 - средства контроля реологичесих параметров; А2, Б2, В2, П2 - средства контроля эксплуатационных параметров, в том числе А2.1, Б2.1, 32.1, П2.1 - средства контроля производительности перекачки нефти по нефтепроводу; А2.2, Б2.2, В2.2, П2.2 - средства контроля температурных условий; А2.3, Б2.3, В2.3, П2.3 - средства контроля перепада давления на рассматриваемом участке нефтепровода; А2.4, Б2.4, В2.4, П2.4 - средства контроля режима перекачки нефти по трубопроводу; АЗ, БЗ, ВЗ, ПЗ -узлы отбора пробы нефти; А4, Б4, В4, П4 - пункты диспетчерского управления (установление заданных параметров перекачки). 1 - испытательный полигон с опытно-промышленным стендом, на котором производят: 1.1 - исследование физико-механических свойств нефти; 1.2 - исследование процесса парафинизации; 1.3 - исследование влияния депара-финизаторов на процесс параффинизации; 1.4 - определение оптимальной дозации химических реагентов (депара-финизаторов); 2 - центр обработки и сравнения данных, представляющую собой единую базу данных исследований; 3 - средства связи между конкретными месторождениями и испытательным полигоном; 4 - средства связи между сборными платформами и испытательным полигоном; 5 - средства транспортных связей между конкретными месторождениями и испытательным полигоном; 6 - средства транспортных связей между сборными платформами и испытательным полигоном; 7 - сборные нефтепроводы месторождений; 8 - магистральный нефтепровод на

берег

Рисунок 5 - Система мониторинга парафинизации нефтепроводов Разработанная система мониторинга процесса парафинизации нефтепроводов и определение периодичности очистки позволит проводить оперативный контроль процесса парафинизации и выбирать режимы эксплуатации, обеспечивающие снижение заларафинивания внутренней поверхности труб и определять периодичность очисток и необходимые рациональные

средства и методы очистки внутренней полости нефтепроводов. Достоверно проведенная оценка образования АСПО на внутренних стенках трубопровода позволяет своевременно использовать в каждом конкретном случае возможные методы снижения интенсивности запарафинивания и удаления образовавшихся отложений.

Выводы:

1. Обоснована необходимость проведения регулярной очистки внутренней поверхности труб на основании проведенных исследований по влиянию образовавшихся АСПО на технологические процессы трубопроводного транспорта.

2. Показана необходимость применения конкретных технологий и технических средств очистки нефтепроводов от АСПО и других загрязнений в зависимости от условий их эксплуатации и свойств перекачиваемых нефтей.

3. Разработана комплексная программа депарафинизации нефтепроводов, в том числе и морских от АСПО и других загрязнений. Разработана классификация существующих средств механической очистки нефтепроводов от АСПО.

4. Предложены технологии очистки нефтепроводов при переводе их на перекачку светлых нефтепродуктов, включающие в себя комплексное применение механических и химических методов.

5. Проведен анализ существующих систем прогнозирования образования АСПО в нефтепроводах и разработана система прогнозирования образования АСПО как сборных, так и магистральных нефтепроводов морских месторождений, позволяющая осуществлять выбор наиболее эффективного метода их очистки от АСПО и других загрязнений и обеспечивать выбор режимов эксплуатации для уменьшения интенсивности парафинообразования.

Основное содержание работы изложено в 16 публикациях, первые 4 из которых опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки

РФ:

1. Хасанова, К. И. Экспериментальные исследования процесса парафинизации континентальных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2011. - №1 - С. 12-15.

2. Хасанова, К. И. Анализ результатов экспериментальных исследований по влиянию различных факторов на процесс пзрафинизации магистральных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2011. - №2 - С.10-14.

3. Хасанова, К. И. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений / Б. Н. Мастобаев, М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. - №4. - С. 44-47.

4. Хасанова, К. И. Повышение эффективности применения средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным трубопроводам / К. И. Хасанова, М. Е. Дмитриев, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - №3. - С. 7-12.

5. Хасанова, К. И. Развитие экспериментальных исследований процесса парафинизации магистральных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Р. Н. Аслаева // История науки и техники. - 2011. - Спецвыпуск №2, №8. - С. 81-86.

6. Хасанова, К. И. Развитие исследований по изучению процесса запарафинивния внутренней поверхности магистральных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы X Международной научной конференции. - Уфа: Изд-во «Реактив», 2009. - С. 64-65.

7. Хасанова, К. И. Развитие исследований по очистке внутренней поверхности нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений / М.Е. Дмитриев, К.И. Хасанова, Б.Н. Мастобаев // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: материалы X Международной научной конференции. - Уфа: Изд-во «Реактив» 2009. - С. 65-67.

8. Хасанова, К. И. Предупреждение образования и удаление образовавшихся асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности морских нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Трубопроводный транспорт - 2009: Материалы V Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С.42-44.

9. Хасанова, К. И. Применение химических и механических методов очистки внутренней поверхности морских нефтепрводов от асфальтосмолопарафиновых отложений / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, А. Р. Асадуллин // Трубопроводный транспорт - 2009 : Материалы V Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С.44^6.

10. Хасанова, К. И. Особенности эксплуатации морских трубопроводов с точки зрения парафинизации / К. Э. Лалаев, М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // 61-ая научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных: Материалы конференции / УГНТУ. -Уфа, 2010. -Кн.1. - С. 122-123.

11. Хасанова, К. И. Особенности борьбы с АСПО в морских трубопроводах / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // 61-ая научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных: Материалы конференции / УГНТУ. - Уфа, 2010. - Кн.1. - С. 124-125.

12. Хасанова, К. И. Экспериментальные исследования процесса парафинизации морских нефтепроводов / М.Е. Дмитриев, К.И. Хасанова, Б.Н. Мастобаев // Трубопроводный транспорт -2010: Материалы VI Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. - С.33-34.

13. Хасанова, К. И. Модель опытно-промышленного стенда для комплексного исследования процесса парафинизации трубопроводов шельфовых месторождений / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, М. М. Фаттахов // Трубопроводный транспорт - 2011 : Материалы УП Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. - С.31.

14. Хасанова, К. И. Развитие технических средств очистки нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений / К. И. Хасанова // Трубопроводный транспорт - 2012 : Материалы VIII Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ 2012.-С. 154-155.

15. Хасанова, К. И. Комплексный подход к применению средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным трубопроводам / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // Трубопроводный транспорт - 2012 : Материалы VIII Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ 2012.-С.48-49.

16. Хасанова, К. И. Предупреждение образования и удаление накопившихся асфальтосмолопарафиновых отложений в офшорных нефтепроводах / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // Трубопроводный транспорт - 2013 : Материалы IX Международной учебно-научно-практ. конф. / УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. - С.145-147.

Подписано в печать 11.11.2014. Бумага офсетная. Формат 60x841/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,5. Тираж 90. Заказ 197. Редакционно-издательский центр Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес редакционно-издательского центра: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1