66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений

Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 2535С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации Тнк парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе – Тнк > Т > Т0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости Vм. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости V0 образование отложений прекращается.

Образующиеся на стенках труб отложения только на 4060% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую жидкость типа консистентных смазок.

В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество исследований, механизм образования парафиновых отложений окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:

1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках труб;

2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов парафина, образовавшихся в потоке нефти.

Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.

Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже Тнк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно представить следующим уравнением:

(1)

где VП – объем парафиновых отложений, м3; Vп – объем кристаллов парафина, м3:

; (2)

у – интенсивность осаждения парафина, 1/м; RН, R – содержание (растворимость) парафина в нефти начальное и при температуре Т, % ; Q – производительность нефтепровода, м3/с; н, п – плотность нефти и парафина, кг/м3;  – время работы нефтепровода, с.

Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:

, (3)

где А и К – постоянные коэффициенты для данной пары «Парафин-растворитель».

А и К можно определить, зная содержание парафина в нефти и температуру начала кристаллизации Тнк:

, (4)

. (5)

Решив совместно (4.61), (4.62) и (4.81), получаем

, (6)

, (7)

где l – расстояние от места начала парафинизации до места, где определяется толщина отложений, м; Vп – объем отложений в участке длиной 1, м3.

Показатель интенсивности отложения парафина зависит от диаметра трубопровода, физических свойств нефти и скорости ее течения:

, (8)

где AY , bП – постоянные для данной системы показатели,

. (9)

Для нефтей Тюменской области ориентировочные значения показателей следующие: , с/м; ; , м-1.

Уравнения (4.67) и (4.68) позволяют определить место максимальных отложений в трубопроводе lmax и значение скорости течения нефти, при которой отложения парафина невозможны – V0:

, (10)

. (11)

Удаление газовых и водных скоплений из трубопровода

В процессе эксплуатации нефтепроводов приходится решать проблемы выпадения воды в пониженных и скопления «газовых шапок» в повышенных участках трассы МН. Проблема их стравливания через дренажные вентили, вантузы и определение мест их расположения на трассе МН связана с определенными технологическими трудностями. Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту(обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако, эти меры не предотвращают попадание в МН воды, которая затем расслаивается в силу разности плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. А в повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащиеся в нефти в растворенном или окклюдированном состоянии и выделяющиеся при повышенных температурах или снижении давления перекачки. Вынос и скопление газа и воды происходит при фактических скоростях перекачки, превышающих критические значения, соответствующие условиям их выноса. Скопления воды или газов сужают живое сечение МН, создавая большое гидравлическое сопротивление и увеличивают затраты энергии на перекачку продукта. Удаление воздуха и воды из МН (кроме использования дренажных устройств и вантузов) осуществляют путем создания определенной скорости перекачки или пропуском очистных устройств.

Определение вероятных мест скопления газовоздушных или водяных пробок может быть выполнено по расчётным формулам в соответствии со свойствами продукта и рельефом местности, определенном по сжатому профилю трассы через соотношение длин катетов на отдельных участках, соответствующих подъёмам или спускам (т.е. по тангенсу угла наклона).

Основные расчётные формулы представлены работами И.А. Чарного, А.К. Галлямова и др.

Вынос воды осуществляется при фактической скорости перекачки ( ), превышающей критическую ( ).

, (1)

где ; (2)

– угол наклона восходящего участка к горизонту; – коэффициенты кинематической вязкости, соответственно, нефти и воды; – плотности, соответственно, воды и нефти; Д – диаметр трубопровода; – коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости полным сечением

, (3)

где – эквивалентная шероховатость труб; – число Рейнольдса

, (4)

где Q – объёмная секундная производительность нефтепровода.

Критическую скорость выноса газовоздушной пробки определяют как:

, (5)

где ; (6)

– коэффициент кинематической вязкости для газа; – угол наклона нисходящего участка к горизонту.