9.2. Способы перекачки высоковязкой нефти по магистральному трубопроводу
Снижение гидравлического сопротивления трубопроводов при перекачке высоковязких видов нефти и нефтепродуктов обе спечивается различными способами повышения их текучести:
—смешением вязких и застывающих видов нефти и нефте продуктов с маловязкими и совместная их перекачка;
—смешение и перекачка с водой и перекачка их в потоке
воды;
—термическая обработка застывающих парафинистых ви дов нефти и последующая их перекачка;
—перекачка нефти в газонасыщенном состоянии;
—введение в нефть различного вида присадок-депрессаторов
и другие.
Выбор способа транспортировки нефти зависит от кон кретных ее физико-химических свойств, конкретных условий перекачки и окончательно принимается в результате технико экономических расчетов.
Перекачка высоковязкой нефти сразбавителями
Этот способ перекачки заключается в перекачке высоковяз кой застывающей парафиновой нефти в смеси с углеводородными разбавителями. Введение в нефть углеводородного разбавителя позволяет в некоторых случаях добиться улучшения ее реологи ческих свойств.
В качестве разбавителей целесообразнее всего использовать маловязкие нефти. Этот способ приемлем в случаях, когда на головные сооружения магистрального трубопровода поступает нефть с разных нефтедобывающих регионов с разным химико физическим составом. Примером такого способа перекачки служил опыт совместной перекачки по нефтепроводу «Дружба» высокопарафинистой и высокозастывающей Мангышлакской нефти с малопарафинистой нефтью Поволжья.
Технологическое воздействие углеводородного разбавителя можно объяснить следующим образом.
Во-первых, при добавлении разбавителя к парафинистой нефти уменьшается концентрация парафина в смеси и понижа ется температура насыщения раствора, при которой происходит появление кристаллов парафина. Следовательно, снижается тем пература застывания системы.
Во-вторых, при использовании в качестве разбавителей маловязких видов нефти, содержащих асфальтово-смолистые
вещества, последние препятствуют образованию парафиновой структурной решетки в нефти, что также снижает температуру застывания и эффективную вязкость смеси.
Растворимость парафинов во многом зависит от свойств разбавителя. Так, чем меньше плотность и вязкость разбавителя, тем эффективнее его действие; чем ниже температура смеси, тем лучше становятся реологические свойства парафинистой нефти при добавлении разбавителя.
Перекачка парафинистых видов нефти с углеводородными разбавителями позволяет также эффективно решать некоторые практические задачи и улучшать технико-экономические показа тели работы магистрального нефтепровода. Так, при разбавлении вязкой нефти увеличивается объем перекачиваемой жидкости с уменьшением вязкости смеси. Это позволяет увеличить загрузку нефтепровода, перекачивать дополнительное количество вязкой нефти, уменьшать расход электроэнергии и т. д. Смешение пара финистых видов нефти с маловязкими позволяет не только сни зить себестоимость перекачки, но и эффективнее использовать добываемые сорта нефти.
Смешивая разные виды нефти в различных соотношениях, можно получить нефтяные смеси заранее определенного состава, что позволит стабилизировать работу нефтепровода и установок нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, смешение раз личных видов нефти иногда позволяет значительно улучшить их качество. Так, например, смешение высокопарафинистых мало сернистых видов нефти с малопарафинистыми и высокосернисты ми видами нефти дает возможность получить смесь с умеренным содержанием парафина и серы и т. д.
Перекачка высоковязкой нефти с присадками-депрессаторами
Этот способ перекачки высокопарафинистых видов нефти основан на изменении их реологических свойств путем введения в них депрессорных присадок. В настоящее время известно много полимерных соединений, обладающих эффективной депрессорной активностью по отношению к парафинсодержащим газовому конденсату и нефти, незначительная добавка которых существен но повышает их текучесть и снижает вязкость.
Эффективность действия присадок зависит от физико химических свойств парафинистых видов нефти или их смесей с маловязкой нефтью, и в первую очередь от содержания в них парафинов и естественных поверхностно-активных веществ — смол и асфальтенов. Наибольшая эффективность применения де прессорных присадок достигается при их вводе при температурах массовой кристаллизации парафинов в нефти.
Рис. 9.2. Зависимость т=x(dw /drj при постоянной скорости деформации
8 = const:
1 —для исходной парафинистой нефти при температуре застывания; 2—для нефти, обработанной стимулятором потока при той же температуре
По своей природе депрессоры не являются растворителями кристаллического парафина и не уменьшают его количества в нефти. Они изменяют размеры, форму и строение частиц дис персной фазы. Повышение пластичности нефти в сочетании с депрессором объясняется образованием комплексов из молекул присадки и парафина, создающих пространственное препятствие формированию контактов кристаллического геля и уменьшаю щих их упорядоченность.
Принцип действия добавки основан на образовании объеди ненных (смешанных) кристаллов типа «депрессор—парафин», что мешает объединению частиц парафина в пространственную решетку.
Изучение кинетических напряжений сдвига при постоянной скорости деформации в дисперсных системах позволило уста новить, что физико-химическая обработка системы, при кото рой изменяются условия возникновения частиц и число связей между ними, происходит при изменении хода деформационного процесса.
На рис. 9.2 изображена диаграмма (линия 1), характеризую щая развитие течения в высокозастывающей нефти, предвари тельно нагретой до 323 К (50°С) и обработанной стимулятором потока при том же температурном режиме (линия 2).
В первом случае восходящая ветвь линии воспроизводит процесс разрушения структуры парафиновых углеводородов. Нисходящая ветвь кривой 1отражает завершение сложного про
цесса изменения структуры и перехода на установившийся ре жим течения. По характеру разрушения структуры парафина высокозастывающие нефти относятся к упругопластическим телам.
В присутствии депрессора (кривая линия 2), массовая кон центрация которого составляет 0,2%, диаграмма развития де формации в парафинистой нефти меняется и наблюдается пла стическое течение при напряжениях значительно меньших, чем в исходной нефти.
Оптимальная требуемая концентрация депрессора в нефти зависит от конкретных условий применения. Так, для перекачки по магистральному трубопроводу высокопарафинистой нефти без ее застывания достаточно ввести присадку с массовой концен трацией 0,1—0,2% к ее общей массе. В случае транспортировки смеси высокозастывающей нефти с маловязкой эта концентрация может быть снижена.
Введение в нефть присадки (с концентрацией до 0,03 %) зна чительно уменьшает количество отложения парафина на стенках оборудования (парафинизацию оборудования). Облегчает процесс очистки оборудования, резервуаров нефтебаз и танков наливных судов от этих отложений.
Присадки рекомендуется вводить в нефть при температурах, при которых ее парафиновые углеводороды растворены и она пред ставляет собой истинный раствор. Обычно депрессоры вводятся в нефть, нагретую до 323—333 К (50—60 °С). Для обеспечения нормальной перекачки парафинистой нефти при изотермическом режиме по трубопроводу значительной длины достаточно ввести добавку лишь один раз, например на головных сооружениях неф тепровода.
Вводятся присадки в нефтепровод различными способа ми. Основным условием является обеспечение высокой степени перемешивания депрессора и нефти. Если присадка представляет собой пасту или твердые гранулы, то она предварительно рас творяется в заданном соотношении в нефти или другом углево дородном растворителе в специальном резервуаре и затем уже в виде концентрата впрыскивается через форсунку дозировочным насосом в нефтепровод. В месте ввода депрессора режим течения нагретой нефти должен быть турбулентным, что обеспечит хоро шее перемешивание и распределение присадки по всему объему перекачиваемой нефти.
Научные исследования показали:
— депрессорная активность присадок увеличивается с уменьшением содержания в нефти парафиновых углеводородов,
а степень улучшения текучести нефти зависит от концентрации добавки;
—наиболее эффективными являются первые доли добавки;
—максимальное снижение реологических характеристик нефти достигается при массовой концентрации депрессора, рав
ной 0,2 %;
—применение депрессорной присадки наиболее эффектив но при изотермическом ламинарном режиме течения высокопа рафинистой нефти;
—в области турбулентного течения нефти с присадкой на блюдается снижение коэффициента гидравлического сопротив ления по сравнению с необработанной в среднем на 20%.
Для уменьшения расхода депрессора разработано несколько технологий его ввода в нефть. Например, высокую эффективность показал способ ввода присадки в «пристенный», кольцевой нагре тый слой нефти. При этом основная масса нефти не нагревается,
иона течет при ламинарном (структурном) режиме. При этом способе на нефтепроводах с несколькими НПС присадка вводится после каждой промежуточной станции, так как после прохож дения насосов депрессор перемешивается и распределяется по всему объему нефти. Эта технология позволяет при практически неизменных гидравлических характеристиках нефтепровода со кратить в 7—10 раз расход присадки и существенно снизить за траты тепловой энергии на нагрев нефти. Однако приведенный способ использования присадок ограничен режимами течения высокопарафинистой нефти.
Отсюда можно сделать вывод, что применение депрессорных присадок позволяет:
—увеличить пропускную способность нефтепроводов без дополнительных капитальных вложений на расширение основ ного оборудования или на усиление тепловой изоляции;
—облегчить пуск трубопровода и перекачку нефти при тем пературах ниже температуры ее застывания;
—уменьшить или полностью исключить смешение с низко застывающими видами нефти и тем самым повысить использо вание на НПЗ высокопарафинистых видов нефти.
Применение присадок на горячих нефтепроводах позволяет снизить температуру подогрева или вообще от него отказаться. Последнее особо важно при прокладке нефтепроводов в вечной мерзлоте, где подогрев отрицательно влияет на внешнюю среду
итребуются специальные мероприятия по сохранению несущей способности мерзлого грунта.
Перекачка термически обработанной нефти с высоким содержаниемпарафина
Этот способ перекачки высокопарафинистых видов нефти заключается в изменении ее реологических свойств на весьма длительный срок путем предварительного нагревания до опти мальной температуры с последующим охлаждением. Оптималь ной степенью нагрева нефти является температура, при которой растворяются содержащиеся в ней твердые парафиновые углево дороды. Охлаждение проводится в определенных условиях — при заданной скорости и в состоянии покоя или движения. В этих случаях при охлаждении нефти образуется непрочная крупно зернистая кристаллическая решетка, что позволяет перекачивать нефть как обычную маловязкую.
Степень снижения реологических свойств термически об работанной нефти зависит от температуры нагрева, содержания парафинов и асфальтово-смолистых веществ и от условий охлаж дения.
Закономерности термической обработки нефти. Научные иссле дования вопросов термообработки парафинистых видов нефти и нефтепродуктов позволили выявить ряд закономерностей:
1. Оптимальная температура подогрева. Для парафинистых видов нефти существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти.
Исследования показали, что если подогревать нефть до тем пературы 323—333 К (50—60 °С), то есть несколько ниже темпера туры плавления парафинов, то резко ухудшаются реологические свойства нефти. Эту особенность влияния температуры термооб работки на реологические параметры можно объяснить следую щим образом. На поверхности кристаллов парафина адсорбиро ваны асфальтово-смолистые вещества, входящие в состав нефти. При нагреве нефти до невысокой температуры часть кристаллов парафина растворяется, а освободившиеся асфальтово-смолистые вещества адсорбируются на поверхности нерастворенных кри сталлов парафина. Последующее охлаждение приводит к образо ванию из выпавшего парафина прочной мелкокристаллической структуры, повышающей эффективную вязкость и температуру застывания нефти.
При повышении температуры подогрева до 363—368 °К (90—95 °С), когда весь парафин практически растворен, остаю щиеся кристаллы тугоплавких парафинов адсорбируют значи тельно меньшее количество асфальтово-смолистых веществ. При
охлаждении за счет достаточного количества неадсорбированных асфальтово-смолистых веществ, способствующих дендритной кристаллизации, образуется небольшое число крупных кристал лов парафина. Таким образом, создаются наиболее благоприятные условия для дендритной кристаллизации парафина с образовани ем наименее прочной структуры.
П рим ечание: Дентриты — не завершенные в своем развитии кристаллы, образующиеся при быстрой кристаллизации в стеснен ных условиях для роста кристаллов, например в вязкой среде.
При еще большей температуре термообработки содержащиеся в нефти асфальтово-смолистые вещества, которые благоприятно влияют на образование крупнозернистой структуры, необратимо разрушаются, тем самым снижается эффект термообработки.
2. Оптимальные условия охлаждения. На свойства термически обработанной нефти большое влияние оказывают конкретные условия охлаждения. При этом размеры, количество и форма кристаллов парафинов зависят от соотношения двух факторов: скорости возникновения центров кристаллизации парафиновых углеводородов и скорости роста уже выделившихся кристаллов.
Если скорость возникновения центров кристаллизации вы ше скорости роста кристаллов, то получается система с большим числом мелких кристаллов. Если ниже — в системе образуются крупные кристаллы, и прочность такой структуры значительно меньше мелкокристаллической.
3.Содержание асфальтенов и смол. С увеличением содержания
внефти асфальтенов и смол по отношению к содержанию парафи новых углеводородов эффект термообработки увеличивается.
При недостатке асфальтенов и смолистых веществ они полно стью адсорбируются на поверхности первых порций появившихся кристаллов парафина. Образовавшиеся впоследствии кристаллы парафинов создают прочный гель.
При большом содержании естественных поверхностно активных веществ (смол и асфальтенов) в нефти их хватает на блокирование значительного числа образующихся кристаллов и процесс протекает по пути дендритной кристаллизации.
Повторный нагрев до температуры 303—323 °К (30—50 °С) снимает в значительной степени эффект термообработки.
4.Стабильностьреологическихсвойств. Исследование реологи ческих характеристик термически обработанной нефти показали их нестабильность. Реологические параметры нефти, улучшен ные в результате термообработки, со временем принимают свои первоначальные значения. Срок восстановления реологических
параметров нефти необходимо учитывать при эксплуатации тру бопроводов, перекачивающих термически обработанную нефть.
Гидравлический транспорт высоковязких видов нефти
Этот способ транспортировки высоковязких видов нефти основан на перекачке нефти в потоке воды.
При совместной перекачке воды и нефти потоку можно при дать разные структуры — коаксиальную, эмульсионную, раздель ную и другие:
Коаксиальная (соосная) структура получается, когда водау внут ренней поверхности трубы образует вокруг нефти концентриче ское кольцо. Врезультате нефть движется внутри водяного кольца, что резко снижает гидравлическое сопротивление. Для создания «водяного кольца» и предупреждения всплытия нефти в воде и ее прилипания к стенке трубопровода в трубе делается специальная винтовая нарезка, придающая потоку вращательное движение. При этом вода, как более тяжелая жидкость, под действием цен тробежной силы отбрасывается к стенке трубы.
Широкого распространения гидротранспорт высоковязких видов нефти по трубопроводам с внутренней нарезкой не получил по следующим причинам:
—при остановке перекачки происходит расслоение воды и
нефти;
—нефть прилипает к верхней образующей трубы, забивает спираль и из-за этого резко снижается эффективность гидро транспорта;
—применение этого метода возможно только при перекачке нефти по трубопроводу без промежуточных насосных станций;
—при попадании воды и нефти в насос образуется стойкая эмульсия, которая за насосной станцией уже не распадается и препятствует образованию водяного кольца у стенок трубы;
—сложность изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб.
Эмульсионная структура. При образовании эмульсии вида «нефть в воде» происходит значительное снижение вязкости системы. Такая система состоит из частиц нефти, окруженных пленкой воды, поэтому контакта нефти с поверхностью трубы практически не происходит. В результате этого по всей внутрен ней поверхности трубы образуется водяное кольцо, по которому скользит нефть.
Условия резко меняются при транспортировке потрубопрово дам водонефтяных эмульсий типа «вода в нефти». Вязкость таких эмульсий может быть больше вязкости чистой нефти. Образование
эмульсий «вода в нефти» происходит при некоторых скоростях перекачки, температурах и концентрациях воды в нефти. Для улучшения условий образования и повышения стабильности эмульсий типа «нефть в воде» в водонефтяную смесь добавляют различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).
ПАВ, растворенные в воде, значительно уменьшают силы прилипания нефти к стенкам трубопровода, создают условия для образования дисперсной системы типа «нефть в воде». Все это приводиткрезкомууменьшению гидравлического сопротивления при перекачке.
Применение при перекачке ПАВ препятствует инверсии фа зы «нефть в воде» в обратную фазу «вода в нефти» и положительно влияет на устойчивость перекачки.
Используемые для приготовления водонефтяных эмульсий ПАВ должны отвечать следующим основным требованиям:
—хорошо эмульгировать нефть, то есть создавать оболочку на поверхности глобул нефти, достаточно прочную и способную легко восстанавливаться при ее прорывах;
—быть нетоксичными;
—не вызывать коррозии трубопровода и резервуаров.
На устойчивость структуры типа «нефть в воде» влияют: виды и концентрация ПАВ; температура нефти; интенсивность ее пере мешивания во время перекачки и соотношения фаз эмульсии.
Увеличение концентрации воды в смеси улучшает устойчи вость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида гидротранспорта. В результате экспериментальных иссле дований было установлено, что оптимальное содержание воды должно составлять около 30% общего объема транспортируемой смеси.
Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти помагистральным нефтепроводам с подогревом
Способ перекачки высоковязких и высокозастывающих со ртов нефти и нефтепродуктов с подогревом является в настоящее время самым распространенным способом транспортировки. Трубопроводы, по которым перекачиваются подогретые нефть
инефтепродукты, называются горячими нефтепроводами. При перекачке подогрев нефти осуществляется на насосных перекачи вающих станциях (НПТС), специальных тепловых станциях (ТС)
ив пути (путевой).
Подогрев нефти на НПТС. Подогрев нефти и нефтепродуктов на НПТС, имеющих паросиловое хозяйство, осуществляется в резервуарах с помощью паровых пароподогревателей закрытого
типа, как правило секционных. Там где нет паросилового хозяй ства применяются огневые печи.
Подогрев нефти на ТС. На ТС, как правило, не имеющих паро силового хозяйства, подогрев нефти и нефтепродуктов осущест вляется в огневых печах.
Путевой подогрев нефти. При путевом подогреве рядом с не фтепроводом укладывают греющий трубопровод-спутник, по которому перекачивается теплоноситель или прокладывается греющий электрический кабель. В качестве теплоносителя в этих случаях используются насыщенный пар или электроэнергия.
Пароспутники применяются, как правило, на территориях НПТС и на коротких расстояниях, так как происходит быстрое охлаждение теплоносителя.
Трубопроводы-спутники с электрическими греющими ка белями в последнее время находят более широкое применение ввиду ряда своих преимуществ, основное из которых заключается
впередаче электроэнергии на большие расстояния.
Вцелях сокращения потерь теплоты в окружающую среду рекомендуется горячие трубопроводы укладывать с нанесением тепловой изоляции на трубы.
При проектировании тепловых нефтепроводов на стадии технического проекта определяются:
— технологический режима перекачки высоковязкой нефти;
— потребное количество теплоты на подогрев нефти с учетом потерь в окружающую среду;
— число и шаг расстановки тепловых станций и их мощ ность;
— способы подогрева и состав подогревательных устройств. Следует отметить, что тепловой расчет горячего трубопровода довольно сложен, так как эксплуатация трубопровода зависит от многих факторов, начиная от химико-физических свойств нефти и кончая постоянно меняющимися во времени климатически ми условиями. Поэтому в процессе эксплуатации трубопровода приходится постоянно в оперативном порядке корректировать технологический процесс перекачки и регулировать тепловой
режим работы трубопровода.
Технологический режим работы горячего трубопровода мож но разделить на два этапа.
Первый этап — это пусковой, когда трубопровод вводится
вэксплуатацию после окончания строительства или после дли тельных остановок на проведение ремонтных работ капитального характера на линейной части трубопровода, тепловых и насосных станций или аварийных работ.
