Untitled - Уфимский государственный нефтяной технический

 2
Содержание
Введение……………………………………………………………………………..….4
Глава 1 Исследование процесса парафинизации нефтепроводов с точки зрения
рационального выбора технологий и технических средств очистки.........................7
1.1 Факторы оказывающие влияние на процесс парафинизации внутренней
полости нефтепроводов…………………………………………………...……….8
1.2 Виды загрязнений внутренней полости нефтерповодов…………………….11
1.3 Асфальтосмолопарафиновые отложения, образующиеся при эксплуатации
нефтепроводов…………………………………………………………………….15
1.4 Комплексная программа депарафинизации нефтепроводов………………...19
Глава 2 Механические методы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
очистными устройствами различных конструкций………………………………...25
2.1 Очистка внутренней полости нефтепроводов скребками различных
конструкций…………………………………………………………..…………...25
2.2 Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми разделителями….47
2.3 Очистка внутренней полости нефтепроводов поршнями различных
конструкций……………………………………………………………………….66
2.4 Нетрадиционные методы очистки внутренней полости нефтепровода…….79
2.5 Устройства для запуска и приема очистных устройств……………………...81
Глава 3 Применение химических методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми
отложениями…………………………………………………………………………101
3.1 Химические реагенты, применяемые для предупреждения образования
асфальтосмолопарафиновых отложений……………………………………….101
3.2
Химические
реагенты,
применяемые
для
удаления
асфальтосмолопарафиновых отложений ………………………………………103
3.3 Применение вязкоупругих гелей для очистки внутренней полости
нефтепроводов…………………………………………………………………...105
3.4 Перевод нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов………….120
3
3.4.1 Обзор существующих технологий по переводу нефтепроводов на
перекачку светлых нефтепродуктов…………………………………………120
3.4.2 Перевод системы нефтепроводов Туймазы – Уфа, Чекмагуш – Уфа, и
Калтасы – Чекмагуш на перекачку дизельного топлива…………………...127
Глава 4 Исследование особенностей очистки внутренней полости нефтепроводов
шельфовых месторождений…………………………………………………………130
4.1 Исследование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми
отложениями в морских нефтепроводах…….………………………………....130
4.2 Существующие системы прогнозирования процесса парафинизации и
определения периодичности очисток морских нефтепроводов……………...151
4.3 Система комплексного мониторинга процесса парафинизации и определения
периодичности очистки нефтепроводов…………………………………..…….154
Выводы………………………………………………………………………………..160
Перечень сокращений и условных обозначений…………………………………..161
Список использованных источников……………………………………………….162
Приложение…………………………………………………………………………..178
4
Введение
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 эксплуататции 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.
5
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 диссертации 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 наиболее 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 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.
6
Практическая значимость. Разработан проект опытного стенда, входяще-
го 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 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов» и «Диагностика
оборудования газонефтепроводов» при проведении практических занятий у бакалавров по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».
Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании
обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного
дела в России и зарубежом.
Апробация результатов работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на :
- X Международной научной конференции «Современные проблемы истории
естествознания в облатсти 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.
Структура и 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.
7
Глава 1 Исследование процесса парафинизации нефтепроводов с точки
зрения рационального выбора технологий и технических средств очистки
Выбор рациональных и оптимальных технологий и технических средств
борьбы с отложениями на внутренней поверхности трубопроводов и оценка эффективности различных методов зависит от многих факторов, в частности от
фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафинизации,
высокомолекулярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопровода (особенно шельфовых месторождений) и т.д.
Для решения поставленных выше задач в области очистки внутренней полости нефтепроводов необходимо рассмотреть проблемы связанные с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений 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: Л. С. Абрамзона, Е. А. Арменского, 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, Н. Л. 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. Н. Мастобаева, Л. А. Мацкина, Э. М.
Мовсум-заде, И. Н. Порайко, Е. З. 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 такие ученые, как M. S. Keys, Mary M. Knapp, K.
Lokhte, G. R. Marshall, S. Mitchell, S. Mokhatab, R. Jr. Purinton, P. R. Scott, B.
Towler, Estel O. Wheaton и др. В этих работах рассматривается, в основном, использование механических очистных устройств (шаровые и манжетные разделители, щеточные скребки, поршни и т.д.), а так же применение химических реаган 8
тов для удаления уже образовавшихся парафино-смолистых отложений и уменьшения интенсивности парафинообразования [1, 5, 19, 25, 27, 55, 57, 59, 68, 111,
113 , 121, 126, 133].
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 [36, 39]. 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.
1.1 Факторы оказывающие влияние на процесс парафинизации
внутренней полости нефтепроводов
Несмотря на немалое количество работ, посвященных изучению парафинизации магистральных нефтепроводов, этот процесс изучен не полностью. 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.
9
Проблема парафинизации труб при транспорте нефти по магистральным
нефтепроводам продолжает оставаться на одном из первых мест и исследования
по изучению этого процесса особенно интенсивно проводились с 1960 по 1990 годы.
Многочисленными исследованиями, лабораторными и промышленными
экспериментами показано, что существенное влияние на интенсивность парафинизации оказывают такие параметры, как температурные условия перекачки (температура закачиваемой в трубопровод нефти, температура окружающей среды);
скорость перекачки [65, 116]; содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти; время парафинизации; физико-химические свойства нефти; геометрические параметры трубопровода. Исследованиями парафинизации подъемных труб, выкидных линий скважин и нефтесборных коллекторов установлено,
что в некоторых скважинах процесс накопления отложений начинается при давлениях, превышающих давление насыщения. Это говорит о том, что разгазирование не является фактором, определяющим начало накопления отложений, хотя и
является причиной более интенсивного протекания процесса [63, 66]. При исследовании общей характеристики нефтей и фракционных составов твердых углеводородов установлена качественная взаимосвязь между фракционным составом
твердых углеводородов и интенсивностью накопления отложений парафина. С
повышением содержания тугоплавких углеводородов в нефти интенсивность парафинизации возрастала. Общий групповой состав отложений по длине трубопровода существенно не меняется. Температура плавления и фракционный состав
парафинов в отложениях заметно меняются по длине нефтепровода [86, 117]. Исследовано влияние степени охлаждения, времени и скорости перекачки нефти на
интенсивность отложений парафина. С увеличением скорости перекачки интенсивность отложений уменьшается. Это объясняли тем, что с ростом скорости
нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии, и возрастает возможность смыва отложившегося парафина. Для трубопроводов существует зависимость месторасположения зоны максимальных отложений от скорости потока. Многочисленные исследования, проведенные с использованием
10
нефтей различных месторождений при разных диаметрах труб, скоростях потока
и температурных характеристиках позволяют сделать вывод: с увеличением скорости потока количество отложений первоначально может увеличиваться, но
начиная с некоторой скорости (значение которой зависит от различных факторов)
интенсивность отложений уменьшается. При изменении температурного перепада
между потоком и внешней средой, меняется и зависимость интенсивности отложения парафина от скорости. С понижением температуры нефти (по отношению к
температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность отложения увеличивалась. Скорость роста отложений (количество парафина, отлагающегося в
единицу времени) вначале увеличивалась. С увеличением времени количество отлагающегося парафина возрастало, причем скорость отложений с течением времени уменьшалась [129]. Исследования показали, что с увеличением разности
температур потока и стенки скорость роста повышалась. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки или постоянной разности температур стенки и потока количество отложений сначала росло и достигло максимума при определенной температуре, затем резко уменьшалось. Отложение начиналось при температуре значительно выше температуры начала кристаллизации парафина. Зона максимума соответствовала температуре начала массовой кристаллизации [4, 6, 10, 17, 48, 63, 70, 91, 92, 93, 96]. На интенсивность накопления парафина на стенках трубопроводов оказывает влияние материал стенок труб. Степень полярности поверхности различных материалов влияет на интенсивность парафинизации при прочих равных условиях. Чем выше полярность материала, тем
слабее сцепляемость его поверхности с парафинами. Запарафинию подвержены
даже качественно обработанные трубы. Качество обработки материала стенки
трубы может оказывать влияние только на начальной стадии накопления парафинов [4, 6, 10, 49, 123]. При исследовании роли высокомолекулярных составляющих нефти на процесс формирования отложений установлено, что смолы при
этом самостоятельной роли не играют. Процесс выпадения асфальтенов из раствора в присутствии смол усиливается, но может происходить и самостоятельно.
При выпадении кристаллов парафина из чистых растворителей плотных отложе 11
ний не образуется. Образующиеся при этом рыхлые отложения легко разрушаются потоком. Присутствие асфальтосмолистых компонентов нефти способствует
образованию плотных и прочных отложений. Условием образования большого
количества плотных отложений является присутствие основных составляющих
высокомолекулярной части нефти. Смолы и асфальтены адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и их зародышей. Это приводит к снижению межфазного поверхностного натяжения, повышению числа центров кристаллизации и
жизнеспособных зародышей. В результате размеры равновесных зародышей
уменьшаются, и число мелких кристаллов увеличивается [9, 11, 74, 76, 77, 78, 79,
80]. С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но
распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от
начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с
теплоизолирующими свойствами отложений. Важной характеристикой процесса
парафинизации является изменение интенсивности накопления отложений во
времени на различных участках нефтепровода. На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени парафинизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности роста. Непосредственно за зоной максимума
отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная толщина отложений растет, главным образом не за счет отложения парафина непосредственно на стенках труб, а за счет
скоплений, вынесенных потоком с участков с более высокой интенсивностью парафинизации, т.е. с течением времени происходит некоторое перераспределение
отложений [74, 76, 77, 78, 79, 80].
1.2 Виды загрязнений внутренней полости нефтепроводов
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
12
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 соединенки нефти, а также ПАВдеэмульгаторы, 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 23683-89. Исследования проводились в ГУП
ИнститутНефтехимпереработки на лабораторной установке для хроматографического анализа «Градиент – М» (конструкции ИНХП РБ). Установка предназначена
для количественного определения группового компонентного состава тяжелых
нефтяных фракций – мазутов, гудронов, крекинг-остатков, окисленных и природных битумов и представлена на рисунке 1.1. 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. Методика основана на принципах жидкостно-адсорбционной хроматографии с градиентным вытеснением и предназначена для определения грунтового состава тяжелых нефтепродуктов, выкипающих выше 300 °С, с разделением на 7 групп углеводородов:
парафино-нафтеновые, легкие, средние, тяжелые ароматические, смолы I, смолы
II, асфальтены. Определение проводится в едином хроматографическом процессе.
В качестве адсорбента применяется специально модифицированный силикагель
марки АСК. Элюенты для хроматографического разделения представляют собой
две смеси растворителей. Хроматограмму рассчитывают методом нормализации.
13
1 – хроматографическая колонка; 2 – фиксатор; 3 – игла; 4 – цепочка транспортер; 5 – испаритель; 6 – окислительная ячейка; 7 – окись меди; 8 – кварцевый буфер; 9 – силикагелевый патрон; 10 – катарометр; 11 – пневмозадатчик; 12 – манометр; 13 – привод цепочки-транспортера;
14 – побудитель расхода воздуха; 15 – дроссель; 16 – ротаметр; 17 – нагревательная обмотка; 18
– термопара; 19 – ротаметр; 20 – воздухоструйный насос; 21 – пневмозадатчик
Рисунок 1.1 – Лабораторная установка для хроматографического анализа
"Градиент -М" (конструкции ИНХП РБ)
Парафины определялись рентгеноструктурным методом на дифрактометре
типа ДРОН-5 по ГОСТ 28967-91 «Битумы нефтяные. Рентгенофазовый метод
определения парафинов». Методика заключается в заполнении кюветы образцом,
охлаждении и съемке дифрактограмм образца и эталонов. Определение содержания парафинов проводится по градуировочному графику. Результат исследований
представлен в таблице 1.1.
В лаборатории УНИ был проведен анализ пристенных парафиновых отложений одного из сборных нефтепроводов ОАО «Башнефть». Результаты показаны
в таблице 1.2.
14
Таблица 1.1 – Результаты анализов группового химического состава и парафинов
в отложениях
Образцы
Показатели,
%
Парафиновонафтеновые
углеводороды
Легкие ароматические углеводороды
Средние ароматические углеводороды
Тяжелые ароматические углеводороды
Смолы I
Смолы II
Асфальтены
Парафины
Образец
№1
Образец
№2
Труба
НКК,
1239км
Образец
№3
Труба
УБКУА,
1010км
Образец
№4
Труба
ТОН1,
480км
Образец
№5
Труба
ТОН3,
120км
Образец
№6
Парафин
технический
Образец
№7
Уфанефтехим,
резервуар
1008
48,8
41,1
39,2
48,7
34,5
98,2
21,1
12,6
25,4
17,1
12,2
9,0
1,3
15,4
6,2
10,9
11,2
7,3
8,2
0,1
10,3
14,0
10,7
14,7
13,9
16,0
0,2
15,9
4,4
8,8
5,2
34,4
3,4
6,4
2,1
6,3
5,6
10,8
1,4
14,6
5,6
8,3
4,0
18,3
6,6
17,2
8,5
7,7
0,1
0,2
97,1
9,2
17,4
10,7
1,0
Таблица 1.2 - Состав и свойства внутритрубных отложений
Компоненты и свойства
Парафин
Смолы
Асфальтены
Масла
Прочие углеводороды
Плотность отложений при 20 0С, кг/м3
Температура плавления парафина, 0С
Весовое содержание, %
56,35
14,5
2,52
23,61
3,05
920
55
Перекачиваемая нефть содержала: парафина – 6,1%, смол – 15,2%, асфальтенов – 2,85%.
В давно эксплуатирующихся трубопроводах накапливаются частицы грязи,
окалины и застывший металл (в результате проведения сварочных работ) и т.д.
Кроме того, в трубопроводах происходит накопление воды, которая приводит к
развитию бактерий и способствует коррозии. Продуктами жизнедеятельности
бактерий являются сероводород, активизирующий коррозионные процессы, а
также слизь и твердые частицы, образующиеся основу трубопроводных пробок.
15
Так же в полости нефтепроводов могут быть: посторонние предметы, попавшие
при строительстве, например, грунт, камни, электроды и их остатки и др.; скопление воды; скопление газа. Посторонние предметы, в полости нефтепровода остаются при некачественной очистке в процессе после строительной очистки и сдачи
в эксплуатацию. Скопление воды и газа имеет место из-за неполного удаления их
в процессе испытания и пуска в эксплуатацию. Кроме того, образование скоплений воды происходит за счет ее выделения из потока транспортируемой нефти.
При выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может происходить образование газовых скоплений. Если скопление воды наблюдаются в пониженных участках трассы, то скопление газа – в повышенных участках. Следует
отметить, что скопление воды и газа на магистральных нефтепроводах при их
эксплуатации образуются лишь при определенных гидродинамических условиях,
когда скорости перекачки не велики.
1.3 Асфальтосмолопарафиновые отложения, образующиеся при
эксплуатации нефтепроводов
Для определения причин повышения интенсивности парафинизации и особенностей эксплуатации запарафиненных нефтепроводов рассмотрим эксплуатационные параметры ряда нефтепроводов с учетом основных физико-химических
характеристик перекачиваемых нефтей. Определение интенсивности парафинизации действующих нефтепроводов путем непосредственного замера весьма затруднительна, поэтому определение интенсивности запарафинивания нефтепроводов нужно проводить каким либо косвенным способом. Одним из таких методов может являться оценка интенсивности по количеству пропускаемых очистных
устройств. Выполним оценку интенсивности парафинизации ряда действующих
нефтепроводов по периодичности запуска очистных устройств. Для этого воспользуемся собранным статистическим материалом по периодичности пропуска
очистных устройств, а также данными по составу перекачиваемых нефтей. Необ-
16
ходимо отметить, что очистка нефтепроводов осуществлялась не хаотично, а при
определенном снижении производительности.
В результате анализа нефтей Урало-Поволжья имеющих состав, представленный в таблице 1.3., 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.
Таблица 1.3 – Наличие парафинов, смол, асфальтенов в исследуемых нефтях
Наименование нефти
Бавлинская, девонская
угленосная
Чекмагушевская, девонская
Арланская, каширского горизонта
угленосной свиты
Каменноложская, угленосной свиты
Яринская, свита А
свита Б
Туймазинская, девонская
Полазненская
Ножовская, верейского горизонта
яснополянского горизонта
турдейского яруса
башкирского яруса
Бугурусланская
Осинская, башкирского яруса
Ромашкинская, девонская ДI
угленосная ДII
угленосная ДIII
Удмуртская вятская,
тульского горизонта
Весовое содержание, %
Парафин
Асфальтены
Смолы
4,79
4,10
3,00
4,60
4,70
4,05
5,52
6,52
5,90
6,23
2,82
4,31
3,97
4,70
4,60
3,81
4,97
3,50
6,29
2,96
6,10
7,04
9,30
5,20
0,31
0,30
0,31
3,90
0,4
6,60
6,66
3,97
4,55
4,45
1,90
4,16
5,20
1,62
5,53
13,80
18,06
23,10
20,30
8,90
6,17
8,17
10,90
9,60
18,10
25,93
29,10
16,47
12,2
10,83
11,60
14,00
6,00
6,70
6,26
18,31
Указанные в таблице 1.3 нефти транспортировались по нефтепроводам,
приведенным в таблице 1.4. 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 1.4 [75]. Из таблиц 1.3 и 1.4 видим, что наибольшая интенсивность парафинизации определенная косвенным путем по среднемесячным количествам очисток
наблюдается на нефтепроводе «Каменный Лог – Пермь» [3, 112]. По нефтепроводу перекачивалась нефть Каменноложской угленосной свиты №1 и частично
17
Яринской свиты №2, обладающая физико-химическими характеристиками, представленными в таблицах 1.5 и 1.6.
Таблица 1.4 – Периодичность очисток магистральных нефтепроводов
Нефтепровод
Перекачиваемая нефть
Диаметр
трубопровода, м
Температура закачки,
0
С
Среднемесячное
количество
очисток
0,300
24,4
0,28
0,300
14,6
0,3
0,500
20,0
0,31
0,500
18
0,39
0,800
18
0,39
0,500
20
0,39
0,500
15-17
0,4
0,500
20
0,6
0,377
0,300
17-18
18
0,75
1,1
0,400
20
1,25
Смесь Бавлинской
обессоленной девонской
и угленосной
Бугурусланская
"соленная"
Туймазинская и
Ромашкинская
Арланская, Чекмагушеская, Ромашкинская
Арланская, Чекмагушеская, Ромашкинская
Удмуртская,
Ножовская
Удмуртская,
Ножовская
Осинская,
Чернушенская
Тюменская
Полазнинская
Яринская, Полазнинская,
Каменноложская
Бавлы – Куйбышев I
участок 1
Бавлы – Куйбышев I
участок 2
Бавлы – Куйбышев II
участок 1
Альметьевск – Горький I
участок 1
Альметьевск – Горький
II
Н.Челны – Альметьевск
Киенгоп – Н.Челны
Оса – Пермь
Альметьевск – Пермь
Полазна – Краснокамск
Каменный Лог – Пермь
Таблица 1.5 – Физико-химическая характеристика перекачиваемой нефти
Нефть ρ20
ν20 ν50
,№
кг/м3 сСт сСт
1
2
811
823
4,66
5,14
2,98
2,87
t
С
серы
47
48
0,63
0,69
0
Содержание, %
смол
сернокислотных
12
21
смол селикогелевых
асфальтенов
Коксуемость,
%
5,18
8,17
0
0,59
1,10
1,96
Парафин
Содержание,
%
4,05
6,55
Температура
плавления, 0С
55
50
Примечание №1 – нефть Каменноложской угленосной свиты;
№2 – нефть Яринской свиты
Таблица 1.6 - Зависимость вязкости нефти от температуры
Температура, 0C
Вязкость, сСт
0
9,7
5
6,8
10
5,6
15
4,7
20
4,1
25
3,6
30
3,2
Как показал анализ полученных результатов, на интенсивность парафинизации нефтепроводов влияют физико-химические свойства нефтей, в частности
групповой состав парафинов, смол и асфальтенов. Причем особое влияние оказы 18
вает соотношение содержание 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 асфальтосмолопарафиновые отложения 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 [60].
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 1.7. По
результатам внутритрубной диагностики, представленным в таблице 1.7 видим,
что при обследовании не происходит 100% покрытие площади обследования, как
например на лупинге 0 – 206 км нефтепровода Киенгоп Набережные Челны, диаметром 503 мм потеря информации составляет практически 25%, такой результат
получен в результате плохого качества очистки нефтепровода от асфальтосмолопарафиновых отложений.
Площадь участка с отсутствием диагностической информации
Фактически обследованная площадь
участка
Процент обследования
участка
Киенгоп – Набережные Челны
(лупинг 0 – 206км), Д530мм,
2004г.
Киенгоп – Набережные Челны
(лупинг 0 – 206км), Д530мм,
2009г.
Ножовка – Мишкино – Киенгоп,
(участок Мишкино – Киенгоп)
Д530мм, 2005г.
Ножовка – Мишкино – Киенгоп,
(участок Мишкино – Киенгоп)
Д530мм, 2006г.
Ножовка – Мишкино – Киенгоп,
(участок Ножовка – Мишкино)
Д219мм, 2006г.
Азнакаево – Альметьевск 2,
Д530, 2004г.
Площадь участка подлежащая обследованию
Нефтепровод
19
Таблица 1.7 – Результаты диагностирования магистральных нефтепроводов
342184,310
82319,700
259864,610
75,943
336982,491
3366,140
333616,351
99,001
85741,546
2257,940
83483,606
97,376
77829,223
295,446
77450,196
99,513
39509,572
7,723
39501,851
99,980
83321,420
52,080
83269,340
99,937
Как видно из экспериментальных и промышленных экспериментов и опыта
эксплуатации действующих нефтепроводов процесс транспорта нефти по нефтепроводам осложняется процессом парафинизации труб, т.е на внутренней поверхности отлагаются асфальтосмолопарафиновые отложения, что негативно сказывается на эксплуатационной надежности систем транспорта нефти.
1.4 Комплексная программа депарафинизации нефтепроводов
Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется снижением качества сырьевой базы, что осложняет процесс транспортировки нефти комплексом проблем.
Борьба с АСПО в процессе транспорта ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор рациональных и оптимальных способов борьбы с АСПО и оценка эф 20
фективности различных методов зависит от многих факторов, в частности от
фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафинизации,
высокомолекулярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопровода (особенно шельфовых месторождений) и т.д. Кроме того, все известные методы борьбы с АСПО ограничиваются в зависимости от условий конкретных месторождений, то есть при выборе способа борьбы с отложениями в трубопроводах транспортирующих нефти конкретных месторождений и их смесей необходим индивидуальный подход к решению поставленной задачи. Проблема с
АСПО на объектах добычи и транспорта нефти остается актуальной и требует
дальнейшего усовершенствования методов по ее разрешению. Многолетняя практика эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в трубопроводах нельзя эффективно решать вопросы оптимизации процесса транспорта
парафинистой нефти.
Для борьбы с АСПО 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). На
рисунке 1.2 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
Механические
Тепловые
Физические
Химические
Рисунок 1.2 – Классификация основных способов борьбы с АСПО в процессе
транспорта нефти
21
Механические методы очистки магистральных нефтепроводов от АСПО
предусматривают применение очистных устройств (ОУ), для эксплуатации которых нефтепроводы оборудуются специальными камерами пуска и приема.
Основа тепловых методов заключается в 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, электродепарафинизаторов (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. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования и, воздействуя на кристаллы парафина,
вызывать их микроперемещение, что в свою очередь препятствует осаждению парафина на стенках труб [139]. Применение магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, в основном в нефтедобыче, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. В
последние годы интерес к использованию магнитного поля для воздействия на
отложения значительно возрос [118].
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 химиче 22
ских 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
зарубежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в
последующие годы будет расти [61].
На стадии проектирования и строительства можно выделить метод предотвращения АСПО в виде применения гладких защитных покрытий из лаков, стекла
и эмали [64]. 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 1.8. Исходя из опыта эксплуатации нефтепроводов, наиболее эффективным способ борьбы с АСПО является
предупреждение образования отложений, так как это обеспечивает наиболее
устойчивую и безаварийную работу нефтепроводов и снижение затрат на транспортировку нефти. Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в трубопроводном транспорте методов борьбы с АСПО, но многообразие
условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой нефти
часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. 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 —
ингибиторов парафиноотложения. Теоретически для регулирования количества
парафиновых отложений в трубопроводе вполне достаточно провести либо химическую обработку депарафинизаторами, либо предупредительные мероприятия,
связанныес использованием поршней и скребков. Однако в реальных условиях
23
эксплуатации трубопроводов ни один из двух этих методов не дает полной гарантии предотвращения парафинизации полости трубопровода.
Таблица 1.8 – Особенности применения различных способов борьбы с АСПО в
трубопроводном транспорте
Способы
Механические:
Особенности применения
- скребки различной
конструкции
Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки.
Обладают высокой чистящей способностью, износостойкостью и обеспечивают требуемое качество очистки
Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки,
склонны к застреванию в трубопроводе, недолговечны
- шары и поршни,
изготавливаемые из
различных материалов
Тепловые:
- промывка горячим
теплоносителем;
- электропрогрев
Физические:
- физическое воздействие
на транспортируемый
продукт
Химические:
- закачка растворителей и
ингибиторов
- применение моющих
препаратов
- очистка с помощью
гелеобразных поршней
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.
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 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.
Гелеобразные 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.
Программа депарафинизации предусматривает комплексное использование
механических средсв очистки и химических реагентов, поскольку ни один из рассматриваемых методов не может самостоятельно обеспечить те же преимущества,
которыми обладает комплексная программа [130]. Схема комплексной депарафинизации нефтепроводов представлена на рисунке 1.3.
24
ДЕПАРАФИНИЗАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ Определение оптималь-­‐
ного срока очистки Тепловые методы очистки Химические способы очистки Очистка физическими методами Анализ способов очистки Механическая очистка Выбор модели парафинизации Выбор методики прогнозирования Сбор и сходных данных Эксплуатационная среда Исследование режима Анализ физико-­‐химических свойств нефти Определение факторов Определение преобладающих факторов Рассмотрение объектов аналогов Прогнозирование парафинизации Анализ механизма парафинизации Оптимизация и рационализация конкретных способов очистки Выбор наиболее эффективного метода и средства борьбы с АСПО Рисунок 1.3 – Комплексная программа депарафинизации нефтепроводов
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.
25
Глава 2 Механические методы удаления асфальтосмолопарафиновых
отложений очистными устройствами различных конструкций
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 механических ОУ:
- скребки различных конструкций;
- шаровые резиновые разделители;
- очистные поршни.
Более полные выводы о качественных характеристиках различных механических ОУ можно сделать после проведения анализа их развития и совершенствования.
Планирование и реализация операций очистки с использованием механических ОУ должны проводиться с учетом характеристик трубопровода и установленной на нем арматуры, а также требований к устройствам для их запуска и приема. Диаметр трубопровода — один из определяющих факторов при выборе ОУ, а
также при определении характера операций.
2.1 Очистка внутренней полости нефтепроводов скребками различных
конструкций
Для удаления твердых АСПО целесообразно использовать только скребки
со специальными рабочими элементами, приспособленными для этой цели: щетками из стальной проволоки, полиуретановыми или металлическими ножами
(манжетами) или другими режущими или соскабливающими устройствами. Техника и технология применения скребков для удаления АСПО известна давно, тем
не менее, предлагаются все новые конструкции скребков.
К одним из первых опытов механической очистки нефтепроводов в России
относится пропуск скребка «Чорт» по нефтепроводу Баку – Батум в 1930 году под
26
руководством инженера Кащеева А. А. [45]. Практика строительства нефтепроводов указывала на необходимость по окончании укладки, при генеральной опрессовке трубопроводов на воду до передачи в эксплуатацию, произвести очистку
трубопровода скребком от оставшихся в нем в период стройки разных посторонних предметов. Такая же очистка предполагалась своевременно и на Баку — Батумском 10-ти дюймовом нефтепроводе, но по ряду обстоятельств скребок своевременно не был пущен. Только в сентябре 1930 года, спустя полгода с начала
эксплуатации Баку – Батумского нефтепровода, окончательно решено было пропустить скребок, при чем в первую очередь — между станциями Баку (головная)
и Перекишкюль, на протяжении 38 километров. Скребок (рисунок 2.1 и 2.2) был
пущен 11 сентября 1930 года. До пуска скребка прекратили перекачку нефти с Бакинской станции и в линию начали закачивать воду. Заполнив водой трубопровод
на протяжении 20 километров, перекачку из Баку приостановили и на выкиде, у
большого манифольда, перекрыли задвижку.
а)
б)
а) до чистки; б) после пропуска от Баку до Перекишкюля с предметами, извлеченными
из трубопровода
Рисунок 2.1 – Скребок «Чорт» для очистки 10-ти дюймового трубопровода
27
1 — передняя муфта; 2 – направляющая лапа; 3 – пружина передней направляющей лапы; 4 –
штифт пружины направляющей лапы; 5 – пробка пружины; 6 – чека в направляющих лапах; 7 –
направляющее колесо; 8 – заклепка направляющего колеса; 9 – скребок (скребущий нож); 10 –
пружина скребка; 11 – штифт пружины скребка; 12 – чека в скребке; 13 – стержень шарнирного
соединения; 14 – колпак шарнирного соединения; 15 – пружина шарнирного соединения; 16 –
штифт пружины шарнирного соединения; 17 – головка передней движущей части; 18 – головка
задней движущей части; 19 – железный уголок; 20 – чека в железном уголке; 21 – кожаный диск
движущей части; 22 – шайба кожаного диска; 23 – стержень; 24 – головка задних
направляющих лап; 25 – задняя удерживающая гайка; 26 – пружина задних направляющих лап;
27 – штифт пружины задних лап; 28 – передний кожаный диск движущей части; 29 – шайба
переднего диска; 30 – гайка переднего диска; 31 – шайба заднего диска; 32 –пружина задней
направляющей части
Рисунок 2.2 – Разрез скребка «Чорт»
Заведен скребок был в трубопровод через выкидную линию большого манифольда Бакинской перекачивающей станции. В течение всего времени нахождения скребка в линии велось наблюдение за манометрами на станции Баку. Сопровождавшие скребок рабочие шли за ним по трассе на расстоянии 10-ти метров
один от другого, при чем первый находился все время в области наибольшего
шума. Через каждые 15 минут телефонист производил запись местонахождения
28
скребка, определяя расстояние по пикетам, и через каждые 4 километра сообщал
станциям о местонахождении скребка. Начиная со станции Баку, скребок двигался без всяких задержек до 37-го километра с постоянной скоростью в 4445 метров
в час. На 37-м километре скребок остановился, продолжая издавать шум, но после
удара кувалдой по трубе двинулся дальше. При прохождении последних 800 метров до малого манифольда станции Перекишкюль скребок останавливался еще 7
раз. Давление на Бакинской станции за все время нахождения скребка в линии
выше нормального не повышалось. Дойдя до малого манифольда станции Перекишкюль, скребок застрял с принесенными им предметами между 10-ти дюймовым тройником и задвижкой и, для извлечения его и принесенных им с собой
предметов пришлось снять верхний фланец 10-ти дюймовой задвижки. Скребок
вынес из трубопровода: один цепной ключ №14, предохранительные кольца, обрезки железных прутьев диаметром от ¼ дюйма до 3/8 дюйма, болты, гайку железную и шайбу 3/4 дюйма, 1 железный круг 4½ 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 (рисунок 3). Последнее обстоятельство (вынос
100 г церезина) подтвердило отсутствие отложения на внутренних стенках трубопровода, 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 пуска скребка указал на необходимость очистки и следующих перегонов на нефтепроводе Баку - Батум от оставшихся в трубопроводе посторонних предметов.
На одном из нефтепроводов Башкирского товарно-транспортного управления, вследствие отложения парафина на внутренней поверхности трубы, производительность его снизилась на 15-18% против первоначальной. Для восстановления производительности этого нефтепровода коллектив работников, под руководством Д. А. Черняева, Д. Ф. Бронштейна и Ш. Н. Ахатова, в октябре 1953 г. про 29
вел очистку одного из участков этого нефтепровода от парафиновых отложений
путем пропуска ножевого скребка. Для контроля за прохождением скребка, его
исправностью, а также эффективностью очистки весь нефтепровод был разделен
на несколько участков длиной по 20-25 км [20].
Чтобы иметь возможность вести указанный контроль, после очистки скребком каждого участка, на границах этих участков, в нефтепровод были вмонтированы приемные катушки. Катушки предназначались для приема в них скребка после прохода им участка трубопровода и проталкиваемых перед собой снятых со
стенок нефтепровода наиболее тяжелых кусков парафина и других посторонних
предметов, не унесенных потоком нефти. Скребок был пущен с головной станции
при работе одного агрегата, с последующим введением в работу остальных двух.
При этом скорость движения нефти в трубопроводе была равна примерно 1 м/с.
Наблюдение за продвижением скребка по издаваемому им шуму вели эстафетчики, которые следовали за ним по трассе. В колодцах линейных задвижек находились дежурные, фиксировавшие момент прохождения скребка. После прохода
скребком около 5 км, слышимость его движения прекратилась и он был затерян.
После истечения расчетного времени, о прибытии скребка в приемник первого
участка в нем были открыты окна, однако скребка не обнаружили. Предполагая,
что скребок продвигался значительно медленнее, чем нефть,
скорость продви-
жения нефти была доведена до 1,6 м/сек и поддерживалась такой в течение нескольких часов. За это время скребок дошел до приемной катушки. Вместе со
скребком из приемника были извлечены притащенные им камни, тряпки, куски
железа и т. п. Кроме того, из приемника было удалено около 1400 кг парафина,
который осел в нем. Основная масса парафина, снятая скребком со стенок нефтепровода, унесена потоком нефти в резервуары конечной станции нефтепровода.
Скребок, извлеченный из приемника, кроме небольшого изгиба нескольких ножей, не имел повреждений и после правки их был пригоден для повторного использования.
Произведенная очистка 23,5 км нефтепровода показала значительное загрязнение нефтепровода парафином, а также значительную засоренность его по 30
сторонними предметами во время строительства, которые и создали благоприятные условия для отложения парафина. Примененный скребок оправдывал свое
назначение, однако он требовал сигнального устройства, позволяющего устанавливать место нахождения его в нефтепроводе в любой момент и более высокой
скорости перекачки при его пуске для эффективной очистки и предотвращения
его застревания.
В начале 60-х годов Ф. Г. Мансуров, У. М. Субаев, Г. Н. Назипов и А. Н.
Тюпа (ВНИИСПТнефть) проводили очистку на одном из трубопроводов диаметром 325 мм и протяженностью 113 км, который был подвержен интенсивной парафинизации и по которому перекачивалась подготовленная (обезвоженная и
обессоленная) нефть. В течение месяца его пропускная способность падала на 1015%, толщина накапливающихся отложений достигала 15 мм [72].
Первая очистка трубопровода была произведена ножевым скребком, имеющим три плоские манжеты тарельчатого типа и ножи. Манжеты закреплялись на
корпусе между металлическими дисками, размер которых отличался от внутреннего диаметра труб на 50-60 мм. При первом пропуске было несколько случаев
остановки скребка, которые были вызваны наличием в трубопроводе крупных посторонних предметов, оставшихся после строительства. В период строительства и
ввода в эксплуатацию очистка внутренней поверхности трубопровода с пропуском ерша не производилась. Использование скребка жесткой конструкции с увеличенными металлическими дисками и плоскими манжетами обеспечило полное
удаление из внутренней полости трубопровода посторонних предметов, а также
выявление и ликвидацию имевшихся дефектов. В результате проведенной работы
трубопровод был хорошо подготовлен для проведения его регулярной периодической очистки. В первоначальный период очистка нефтепровода проводилась 2-3
раза в год, а затем с увеличением объема подготовки нефти головной участок (0 –
84 км) стали очищать 2-3 раза в квартал, а конечный участок (84 – 110 км) — 3-4
раза в год. Результаты очистки были удовлетворительными и позволяли выполнять плановый объем перекачки. Однако опыт применения таких скребков показал, что после прохождения участка трубопровода длиной 84 км ножи скребков
31
сильно деформировались и ломались, вследствие этого очистка производилась в
основном манжетами.
В 1965 г. для очистки трубопровода был использован щеточный скребок
ЩС, имеющий две конусные манжеты и два ряда щеток по шесть в ряду. Скребок
ЩС конструкции ВНИИСПТнефти представлен на рисунке 4.8 и состоит из центрального вала 1, на котором установлены манжеты 2, пружины 3, подвижные
муфты 4 со щеткодержателями 5 и щетками 6 (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – Скребок ЩС
При нормальной эксплуатации срок службы таких скребков составляет 4-5
лет с общим пробегом 1500-2000 км. Замену рабочих элементов обычно производят: через 200-300 км (манжет) и через 400-600 км (для щеток). Техническая характеристика скребков ЩС представлена в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Техническая характеристика скребков ЩС
Показатели
Номинальный диаметр, мм
Местные сужения трубопроводов, мм, не менее
Радиус изгиба трубопровода, м, не менее
Угол между осями труб косых стыков, град, не
менее
Габаритное размеры:
длина, мм
диаметр, мм
масса, кг
ЩС-300
ЩС-350
ЩС-500
325
260
1,5
377
290
1,5
530
400
1,5
165
165
160
1055
350
90
1075
400
95
1500
600
170
Прижатие щеток к стенкам трубопровода и компенсация их износа обеспечивались пластинчатыми пружинами консольного типа, на концах которых были
укреплены щетки [31]. Скребок был пропущен на головном участке. После извлечения его из трубопровода было установлено, что семь пружин из двенадцати по 32
ломано, а оставшиеся потеряли первоначальную форму. Износ манжет был незначительным. Сильная деформация пружин, очевидно, вызвана проворачиванием
скребка при прохождении по трубопроводу. Результаты очистки существенно не
отличались от результатов очистки прежними скребками. Испытания показали,
что данная конструкция щеточного скребка недостаточно надежна, так как конструкция пластинчатых пружин консольного типа и крепления на их свободных
концах щеток не отвечает необходимым требованиям работы скребка в сложных
условиях.
Начиная с августа 1966 г. для очистки трубопровода используются щеточные скребки рычажного типа, имеющие две конусные манжеты и два ряда щеток,
перекрывающих весь периметр трубы [71]. Щетки укреплялись на подвижных
рычагах и прижимались к стенкам трубопровода с помощью цилиндрических
пружин сжатия, что обеспечивало прохождение скребка через сужения и компенсировало износ щеток. Для оценки качества очистки и наблюдения за процессом
накопления отложений парафина на стенках труб в двенадцати точках, через 7-12
км были смонтированы узлы для замера параметров потока и в четырех точках
(35, 55, 75 и 103 км) установлены съемные пластины. Замеры параметров потока и
вскрытия пластин и катушек производились до и после пропуска скребка. Для получения достаточно обоснованных данных и совершенствования системы очистки
трубопровода проводилась регулярная оценка результатов очистки в течение одного года. За время наблюдений трубопровод на участке до 84 км очищался более
15 раз, а на участке от 84 до 110 км — 4 раза. Наблюдениями было установлено,
что в течение месяца на стенках труб накапливался слой отложений толщиной до
10-15 мм (рисунок 2.4). Отложения очень плотные, прочные и хорошо связанные
с поверхностью трубопровода. Наибольшее количество отложений наблюдалось
на 30 — 50 км, а в начале и в конце трубопровода толщина отложений не превышала 2-3 мм.
33
Рисунок 2.4 – Характер отложений на пластине перед очисткой
При вскрытии пластин и катушек после пропуска скребка на стенках труб
имелись незначительные отложения в виде полос высотой до 1,5 мм в направлении оси трубопровода (рисунок 2.5). Характерно то, что неразрушенных отложений на стенках труб после пропуска скребка не остается. По результатам замеров
параметров потока средний эффективный диаметр очищенного участка трубопровода равен 301 мм при внутреннем диаметре чистых труб 303-305 мм.
Рисунок 2.5 – Поверхность пластины после очистки
Таким образом, в результате обобщения большого количества данных установлено, что щеточные скребки рычажного типа обеспечивали высокое качество
очистки внутренних стенок труб даже при наличии большого количества плотных
отложений. Многолетний опыт эксплуатации скребков рычажного типа ( с 1966 г.
) показал их надежность в работе. В течение трех лет очистка трубопровода производилась двумя скребками. Каждый из скребков пропускался по трубопроводу
около 20 раз. На скребках заменялись только манжеты через 3-4 пропуска и щетки
34
через 7-9 пропусков. Важно отметить, что после первого пропуска скребка в ходе
многолетней эксплуатации очистных устройств различных конструкций не имелось ни одной остановки их в трубопроводе.
Пропуск скребков являлся основным методом борьбы с АСПО в середине
ХХ века [31, 115]. На практике применялось большое количество различных конструкций скребков, которые изготавливались непосредственно на местах нефтепроводными управлениями. Основным рабочим (режущим) элементом скребка,
предназначенного для удаления отложений со стенок нефтепроводов, служили
ножи или щетки. Прижатие режущих элементов скребка осуществлялось пружиной того или иного типа через систему рычагов. В большинстве существовавших
в 60-е годы отечественных конструкций скребков манжеты выполнялись в виде
плоского резинового поршня. Недостатками таких манжет являлись отсутствие
компенсирования их износа и, как следствие этого, потеря контакта с трубой
(особенно в верхней части), что, ввиду перетока жидкости через манжеты, могло
привести к остановке скребка; плохая проходимость через суженные места трубопровода (быстрый выход из строя манжет из-за отсутствия компенсирования удара при прохождении через подкладные кольца, выступы сварных стыков и посторонние предметы).
Также не было разработано и скребков для очистки трубопроводов больших
диаметров (20" и 28"), в чем была крайняя необходимость. Поэтому в 1963-1965
гг. лаборатория трубопроводного транспорта НИИТранснефть разработала износокомпенсирующиеся скребки для очистки трубопроводов 20" и 28". Проектированием скребка 20" руководил Фролов К. Д. Опытные образцы скребков были изготовлены мастерскими института (рисунок 2.6, 2.7) [8]. Очистка внутренних стенок трубопровода производилась двумя рядами щеток. Второй ряд щеток был повернут относительно первого так, что полностью перекрывает те места периметра
трубы, которые оставались неочищенными после прохождения щеток первого ряда. Форма манжет давала возможность складываться при прохождении через
сужения трубопроводов и различные препятствия, что обеспечивало высокую
проходимость и меньшую вероятность, застревания скребка. Наружный и внут 35
ренний конуса, крепящие манжеты, а также форма манжет предотвращали выворачивание их при большом перепаде давления. Общая длина скребка 1500 мм, вес
150 кг. По расчетам скребок мог проходить через закругления с внутренним радиусом не менее 3 м, углы поворота в местах косых стыков не более 14° и сужения
до 20%.
Рисунок 2.6 – Внешний вид износокомпенсирующего скребка
1 – щетки; 2 – пружина сжатия; 3 – муфта; 4 – щеткодержатели; 5 – ролики; 6 – опорные
диски; 7 – вал; 8 – направляющие шпонки
Рисунок 2.7 – Конструкция износокомпенсирующегося скребка для очистки
трубопроводов 20"
Скребок 28" (рисунок 2.8) состоит из тех же основных узлов и деталей, что
и скребок 20" (рычагов – 1; пружин – 2 и щеток – 3).
Рисунок 2.8 – Конструкция износокомпенсирующегося скребка для очистки
трубопроводов 28"
36
Отличием скребка 28" является конструктивное решение узла прижатия
щеток к внутренней стенке трубы, которое допускает независимое друг от друга
шарнирное соединение рычагов 1, передающих упругую силу пружин сжатия 2 на
щетки 3. Такая конструкция обеспечивает более легкий режим работы всего узла
в целом при прохождении скребка через местные сопротивления и сужения трубопровода, поскольку каждая щетка прижимается к внутренней стенке трубы отдельной пружиной сжатия. Начальное усилие прижатия щеток 50 кг, при необходимости сила прижатия может меняться. По расчету скребок может проходить
через закругления с внутренним радиусом не менее 5 м; угол поворота в косых
стыках не более 15°.
Скребок 20" был испытан на действующем нефтепроводе в октябре 1964
года. Под руководством Е. А. Арменского, Ф. Г. Мансурова, П. Т. Прокофьева, А.
Н. Тюпа скребок был пропущен на участке длиной 36 км. Нефтепровод был сдан
в эксплуатацию в 1954 г. без продувки и пропуска ерша. За время эксплуатации
ни разу не проводилась какая-либо очистка внутренней полости нефтепровода. Во
время проведения испытаний давление в голове трубопровода оставалось постоянным и равным 38 атм, что свидетельствовало о равномерном движении скребка
в потоке нефти. Необходимый перепад давления между манжетами для движения
скребка не превышал 2 атм. Средняя скорость потока в трубе при движении
скребка была равна 1,2 м/сек. Проведенные замеры показали, что скребок двигался в трубопроводе с такой же скоростью и перетока жидкости через манжеты не
было. В ловушке приема скребка обнаружено 3,5 м3 парафиновых отложений,
грязи, а также много посторонних металлических и деревянных предметов. Износ
манжет в целом был порядка 3 мм. Испытания показали хорошую проходимость
скребка через подкладные кольца, задвижки, повороты и сужения. Скребок обладал достаточной прочностью и, судя по количеству вынесенных отложений и
мехпримесей, хорошо очищает стенки трубопровода. Самоуплотняющиеся манжеты имеют достаточно высокую износоустойчивость.
Проведенный анализ применения износокомпенсирующего скребка показал, что скребок указанной конструкции способен выполнять качественную
37
очистку нефтепроводов 20" от отложений парафина, мехпримесей и посторонних
предметов, а конусообразные манжеты обладают несравненными преимуществами перед плоскими с точки зрения проходимости и надежности работы скребка в
трубопроводе.
Ввиду интенсивного запарафинивания внутренней поверхности на одном из
нефтепроводов Юго-Западного нефтепроводного управления за 2-3 месяца пропускная способность снизилась на 20-30%. Для поддержания пропускной способности и снижения затрат на перекачку нефти с 1963 г. под руководством В. Е. Губина, Ф. Г. Мансурова, Г. П. Савельева, А. Н. Тюпа и П. Т. Прокофьева
(НИИТранснефть) производилась ежеквартальная очистка этого нефтепровода.
Нефтепровод сварен из труб 377х10 мм с подкладными кольцами. На линейной
части нефтепровода имеется 12 задвижек [28, 29].
Первую очистку производили скребками конструкции Юго-Западного
нефтепроводного управления. Очищали головной участок длиной 79 км до подводного перехода. Из-за наличия в трубопроводе посторонних предметов было
три остановки скребка [114]. При последующих очистках головного участка не
было ни одного случая застревания ОУ. Конечный участок длиной 12 км из-за
опасности застревания ОУ на подводном переходе до 1966 г. не очищали. В сентябре 1966 г. по подводному переходу был пропущен шаровой резиновый разделитель, который прошел без остановок. Из-за опасности застревания скребков на
подводном переходе до 1965 года их пропускали только на головном участке.
В сентябре 1965 г. для очистки данного нефтепровода под руководством В.
Е. Губина, Ф. Г. Мансурова, Г. П. Савельева, А. Н. Тюпа и П. Т. Прокофьева был
использован
щеточный
износокомпенсирующийся
скребок
конструкции
НИИтранснефти. При этом были получены данные о распределении давления по
длине трубопровода до и после пропуска скребка, а также отобраны пробы нефти
для анализа. Графоаналитическим расчетом по этим данным [53] было установлено, что на очищаемом участке скребок практически полностью очистил трубопровод от парафиновых отложений. В октябре 1965 г. щеточный износокомпенсирующийся скребок был передан нефтепроводному управлению.
38
В период с сентября 1965 г. по май 1966 г. скребок пропускали по этому
нефтепроводу шесть раз и при этом не было ни одного случая остановки. Как показывают замеры суточной производительности нефтепровода до и после пропуска щеточного скребка, пропускная способность нефтепровода после пропуска
скребка значительно увеличивается (таблица 2.2).
Таблица 2.2 – Данные об увеличении суточной производительности нефтепровода
после пропуска щеточного износокомпенсирующегося скребка
Дата
Увеличение производительности, %
Сентябрь 1965 г.
Ноябрь 1965 г.
Декабрь 1965 г.
Февраль 1966 г.
Март 1966 г.
Май 1966 г.
9,3
12,5
8,2
20,1
18,7
19,2
Следует отметить, что все шесть раз скребок пропускали без замены основных узлов и деталей. При пропусках скребка изнашиваются резиновые манжеты и
щетки, которые необходимо заменять по мере их износа. С одними и теми же
манжетами скребок пропускали четыре раза и после этого их заменяли. Заменяли
щетки после шести пропусков. Общий вид щеточного износокомпенсирующего
скребка конструкции НИИтранснефти, который был использован для очистки
данного нефтепровода, представлен на рисунке 2.9.
1 — вал; 2, 3 — рычаги; 4 — пружина; 5 — щетки; 6 — манжеты
Рисунок 2.9 – Общий вид щеточного скребка конструкции НИИтранснефти
Возможность перемещения щеток в радиальном направлении и форма манжет облегчают прохождение скребка через суженные места трубопровода и
39
уменьшают вероятность застревания скребка. Скребок может проходить через закругления с радиусом 1,5 м и места косых стыков при сдвиге осей труб не более
15°. Максимально допустимое сужение внутреннего диаметра 290 мм.
Неоднократные пропуски скребков по данному нефтепроводу, а также по
другим нефтепроводам, показывают, что при повторных пропусках скребков по
одному и тому же участку не происходит их остановок. Остановки, имевшие место при первых пропусках скребков, происходили из-за наличия крупных посторонних предметов [46, 114], жестко заклиненных в трубопроводе. Это обстоятельство отмечал и А. А. Кащеев, занимавшийся работами по очистке нефтепроводов
еще в 1930-х годах. В работе [46] А. А. Кащеев писал: «Пропуск скребка по трубопроводу не представляет никаких затруднений и не требует никакого надзора.
Пуск и выемка его на соседней станции не вызывают остановки перекачки и не
нарушают работы станции». Работы по очистке А. А. Кащеевым проводились на
нефтепроводе Грозный — Туапсе, по которому перекачивалась нефтесмесь, состоящая из 60-70% парафиновой нефти и 30-40% бензина и керосина. Отмечалось
настолько обильное выделение парафина и церезина из нефтесмеси, что возникла
необходимость пропускать скребки через каждые четыре – шесть дней. Опыт эксплуатации данного нефтепровода подтверждает, что использование скребков для
очистки трубопроводов не вызывает перебоев в работе из-за застревания скребков.
Результаты очисток нефтепровода, проведенных В. Е. Губиным, Ф. Г.
Мансуровым, Г. П. Савельевым, А. Н. Тюпа и П. Т. Прокофьевым показывают,
что при наличии хорошо оборудованных камер пуска и приема щеточные износокомпенсирующиеся скребки являются весьма эффективным средством очистки
нефтепровода от парафиновых отложений, хорошо проходят суженные места
трубопроводов в виде задвижек, подкладных колец и т. п.; могут пропускаться регулярно; могут пропускаться несколько раз без замены основных деталей; не застревают при повторных пропусках.
С 1970 г. в Управлении приволжскими магистральными нефтепроводами
применяются щеточные скребки переменного диаметра ЩСП конструкции
40
ВНИИСПТнефти [90]. Необходимость их применения была обусловлена тем, что
некоторые нефтепроводы имели переменный диаметр (Бавлы — Куйбышев диаметром 300-350 мм, Куйбышев — Саратов — 500-700 мм, Зольное — Сызрань —
250- 300-500 мм), а на других установлены задвижки меньшего, чем основная магистраль, диаметра (Муханово — Куйбышев, Бавлы — Куйбышев II). Скребки
выпускались Саратовским заводом «НЕФТЕМАШРЕМОНТ» Министерства
нефтяной промышленности.
В 1970 г. был осуществлен пропуск скребка ЩСП 500x700 по участку диаметром 500-700 мм, длиной 20 км нефтепровода Куйбышев — Саратов. После
пропуска скребка давление на этом участке снизилось на 1 кг/см, производительность увеличилась на 800 т в сутки. В камеру приема скребок вынес куски ранее
запущенного шара, мусор. Состояние скребка осталось удовлетворительным.
В течение 1971-1973 гг. скребки переменного диаметра применялись в основном для очистки нефтепроводов Саратовского РНУ (районного нефтепроводного управления) лупинг нефтепровода Куйбышев — Саратов диаметром 500-700
мм, Соколовая Гора — Саратов диаметром 250-350 мм)). После очистки лупинга
нефтепровода Куйбышев — Саратов давление на очищенном участке понижалось
на 1 кг/см2, суточная производительность увеличивалась на 500—800 т.
Щеточный скребок переменного диаметра ЩСП конструкции ВНИИСПТнефть состоит из полого корпуса 1 и 2, двух рядов щеток 3 с рычагами 4, винтового стержня со стаканами 5 и 6 и пружинами 7, манжет 8 и щитка 9 (рисунок 2.10).
Рисунок 2.10 – Конструкция скребка ЩСП
41
Щетки закреплены на щеткодержателях вместе с рычагами, установленны-
ми на корпусе, образуют систему шарнирного параллелограмма. Такая система
обеспечивает прохождение скребка через значительные сужения, а также компенсирование износа щеток по мере движения скребка в трубопроводе. Техническая
характеристика скребков ЩСП приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Техническая характеристика скребков ЩСП
Показатели
Максимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода D1 , мм
Минимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода, D2 , мм
Допускаемые радиусы
изгиба:
при минимальном диаметре, м, не менее
при максимальном диаметре, м, не менее
Допускаемый угол между осями труб косых
стыков при минимальном диаметре ,град, не
менее
при максимальном диаметре, град, не менее
местные сужения трубопроводов, мм, не менее
Габаритные размеры:
диаметр, мм
масса, кг
длина, мм
200×250
Типоразмеры
250×350 350×500
500×700
270
375
525
715
200
250
350
500
2
2
3
2
5
3
6
3
170
170
172
170
135
135
130
125
180
230
330
470
275
50
800
380
55
920
540
110
1270
740
270
1800
В 1973 г. скребком переменного диаметра ЩСП 350х500 дважды очищался
нефтепровод Бавлы — Куйбышев II. Скребок пропускался на участке Бавлы Похвистнево протяженностью 133 км. До очистки давление на выкиде насосов
составляло 53 кг/см2, производительность — 753 т/ч. После очистки давление
снизилось до 50 кг/см2, а производительность возросла до 850 т/ч. Сравнительные
данные очистки участка Бавлы – Похвистнево шаром РШ-500 и скребком ЩСП
350х500 приведены в таблице 2.4.
В 1974 г. в Управлении приволжскими магистральными нефтепроводами
скребками переменного диаметра очищено более 800 км нефтепроводов, в том
числе нефтепроводы Куйбышев — Саратов, Бавлы — Куйбышев II, Бавлы —
42
Куйбышев I (участок Бавлы — Бугуруслан) и 40 км нефтепровода Зольное —
Сызрань.
Таблица 2.4 – сравнительные данные очистки участка Бавлы – Похвистнево
нефтепровода Бавлы – Куйбышев II шаром РШ-500 и скребком ЩСП 350х500
Способ очистки
Число работающих насосов
Шаром (пуск 20.XI
1973 г.)
Скребком ЩСП (пуск
20.XI 1973 г.)
3
2
3
2
Параметры перекачки
До очистки
После очистки
2
P, кг/см
Q, т/ч
P, кг/см2
Q, т/ч
53
749
52
830
45
713
42
732
52
830
52
880
42
732
40
772
Из приведенных результатов опытного применения данного типа очистных
устройств, можно считать, что степень очистки нефтепроводов скребками типа
ЩСП достаточно высокая.
К 1980-м годам доля очистки трубопроводов скребками различных конструкций возросла вдвое. В то время на отечественных нефтепроводах использовались щеточные скребки конструкции ВНИИСПТнефти типа ЩС, ЩСП, СИР
для трубопроводов с условным диаметром 250-1200 мм, гибкие размывающие
вращающиеся скребки конструкции УМН «Дружба» диаметром до 1220 мм.
ВНИИСПТнефтью разработан рессорный щеточный скребок для очистки нефтепроводов СМР-820, СМР-1020 и СМР-1220 – для трубопроводов постоянного
диаметра и СПД-1000-1200 – для трубопроводов переменного диаметра).
Скребок многоцелевой рессорный конструкции ВНИИСПТнефть состоит из
щитка 1, манжет 2, рессоры 3, щеткодержателя 4, щеток 5, которые смонтированы
на корпусе 6 (рисунок 2.11).
Рисунок 2.11 – Скребок СМР
43
Рессоры предназначаются для центрирования очистного устройства при его
перемещении внутри трубопровода, компенсации износа очистных элементов и
обеспечения необходимой силы прижатия их к внутренней поверхности трубы.
Скребок выполнен на скользящих опорах, где проволочный ворс разгружен от
действия веса. Техническая характеристика скребков СМР приведена в таблице
2.5.
Таблица 2.5 – Техническая характеристика скребков СМР
Показатели
Номинальный диаметр, мм
Местные сужения трубопровода, мм, не менее
Допускаемый радиус изгиба трубопровода, м, не менее
Угол между осями труб косых стыков, град, не менее
Габаритные размеры:
диаметр, мм
длина, мм
масса, кг
Типоразмер
820
1020
1220
820
750
5
165
1020
950
6
165
1220
1150
10
165
825
1400
350
1030
1520
450
1235
1780
600
Основными элементами в скребках такого типа являются щетки с проволочным ворсом, обеспечивающие высокое качество очистки стенок труб. Щетки
крепятся к корпусу скребка и прижимаются к поверхности трубопровода простым
и надежным в работе способом – с помощью, пластинчатых пружин (рессор).
Скребки типа СМР прошли испытания на нефтепроводах Альметьевск — Горький
II и III, Альметьевск — Куйбышев II и Куйбышев — Лисичанск. В ходе испытаний было установлено, что рессорные скребки надежны в эксплуатации, обеспечивают высокое качество очистки полости трубопроводов, за один пропуск проходят до 300 км. Скребки типа СМР выпускались серийно.
Скребок многоцелевого назначения конструкции ВНИИСПТнефтъ СМН
700х800 создан на базе скребка ЩСП. У скребков СМН уменьшена масса за счет
использования облегченных материалов и предусмотрено применение различного
типа очистных элементов в зависимости от вида удаляемых отложений (рисунок
2.12).
44
Рисунок 2.12 – Скребок СМН
Техническая характеристика скребка СМН 700×800 приведена в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Техническая характеристика скребка СМН 700×800
Показатели
СМН 700×800
Максимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода, мм
Минимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода, мм
Допускаемые радиусы изгиба:
при минимальном диаметре, м, не менее
при максимальном диаметре, м, не менее
Допускаемый угол между осями труб косых стыков:
при минимальном диаметре, град, не менее
при максимальном диаметре, град, не менее
Местные сужения трубопроводов мм, не менее
Габаритные размеры:
диаметр, мм
длина, мм
масса, кг
810
700
8
5
170
125
640
840
1800
300
В Туркменском научно-исследовательском и проектном институте был разработан тип скребка, в котором отложения выносятся не сплошным слоем, а во
взвешенном состоянии, причем не только перед скребком; (что обычно создает
дополнительное гидравлическое сопротивление), но и частично вслед за ним. Это
достигается за счет шаровидного корпуса скребка, включающего ячейки в виде
сферических секторов с пучками синтетического ворса. При перепаде давления
скребок совершает поступательно-вращательное движение, и жесткий ворс скребка счищает отложения, которые выносятся жидкостью.
Управлением магистральными нефтепроводами Центральной Сибири была
предложена конструкция скребка, режущие элементы в котором шарнирно закреплены и расположены радиально относительно очищаемой поверхности. Элементы выполнены в виде тепловых трубок, подпружиненных надувной эластич 45
ной камерой. Давление в камере таково, что сила отжатия режущих элементов
выше сопротивления резания парафинистых отложений. При увеличении нагрузки на режущие элементы они шарнирно утапливаются в камере. При этом режущие поверхности отклоняются по дуге, проходят препятствие, например сварочный шов, и возвращаются в рабочее положение. Внутри несущего корпуса находится источник тепла (например капсула с радиоактивным веществом).
В 1985-1990 г.г. падение добычи нефти снизило нагрузки на действующие
нефтепроводы. Ввиду их недогруженности производительность и давление
нефтепроводов удовлетворяли условиям прочности, в тоже время шло интенсивное запарафинивание.
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 СКР 4 с подпружиненными рычагами [136].
Назначение и характеристики указанных выше скребков представлены в
таблице 2.7. Летом 2004 года был изготовлен опытный образец скребка 28-СКР4
для трубопровода диаметром 720 мм. Его предварительные испытания были проведены на полигоне ЦТД «Диаскан» согласно разработанным программе и методике. Было проведено три серии по семь пропусков скребка по трубопроводу полигона на скорости 0,5, 1,0 и 1,5 м/с. При испытании на полигоне скребок 28СКР4.00 показал высокую проходимость через задвижки, тройники без направляющих решеток, подкладные кольца на сварных швах, отводы и сужения проходного сечения на 85%Дн. Регистратор вращения скребка зафиксировал не менее
семи оборотов скребка вокруг своей оси на каждой серии пропусков.
46
Таблица 2.7 – Скребки типа СКР конструкции ОАО «ЦТД «Диаскан»
Назва
ние
СКР 1
СКР 2
СКР 3
СКР 4
Общий вид скребка
Назначение и краткая характеристика
Предназначен для очистки внутренней
полости трубопровода от АСПО, глиняных
тампонов, а также для удаления посторонних предметов. Минимальное проходное
сечение трубопровода, необходимое для
пропуска очистного скребка, составляет
85%Дн. Специальная комбинация чистящих
и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних
стенок нефтепроводов и из коррозионных
углублений в стенках.
Предназначен для очистки внутренней
поверхности трубопроводов от АСПО, мусора и продуктов коррозии. Состоит из головной и хвостовой секций, соединенных
карданным шарниром. Очистка от АСПО
осуществляется полиуретановыми чистящими дисками. Твердые отложения удаляются жесткими щетками, установленными
на шарнирных рычагах. Отложения из коррозионных углублений удаляются щеточными дисками с гибкой щетиной.
Предназначен для оценки качества
очистки внутренней полости трубопровода
от посторонних металлических предметов.
Находящиеся в полости трубопровода посторонние металлические предметы собираются на четырех магнитах-сборниках на
корпусе скребка, а также на щетках. Немагнитные объекты собираются щетками и
манжетами.
Предназначен для очистки от АСПО,
твердых частиц, продуктов коррозии и посторонних предметов как полости нефтегазопродуктопроводов, так и углублений трубопроводной арматуры. Скребок имеет увеличенный ресурс чистящих элементов и
обеспечивает стабильное качество очистки
на всем протяжении участка прогона [98].
Приемочные испытания скребка типа СКР4 успешно прошли на магистральных нефтепроводах компании АК «Транснефть». Испытания на нефтепроводах состояли в оценке эксплуатационных свойств скребка – проверке качества
очистки внутренней поверхности трубопровода и ресурса работы скребка. Были
проведены пропуски: по резервной нитке подводного перехода нефтепровода
47
Горький – Рязань-1 через р. Сережа (ОАО «Верхневолжскнефтепровод»); по
участку 0 – 124 км нефтепровода Бахиловское – Хохряковское (ОАО «Сибнефтепровод»); по участку Кротовка – Покровка нефтепровода Бугуруслан – Сызрань
(ОАО «Приволжскнефтепровод»); по участку 233 – 312 км нефтепровода в обход
Чеченской Республики (ОАО «Черномортранснефть»).
Согласно программе и методике приемочных испытаний, последние считались успешными, если скребок СКР4 в каждой серии пропусков принесет твердого и взвешенного парафина не менее, чем идущий перед ним стандартный скребок. Кроме того, должны уменьшиться потери ультразвуковых данных дефектоскопа WM по сравнению с результатами его предыдущих пропусков. На всех вышеперечисленных участках скребок СКР 4 приносил твердого и взвешенного парафина больше, чем идущие перед ним скребки типов СКР 1, СКР 1-1, СКР 2 и
СКР 3. Потери ультразвуковых данных дефектоскопа WM на участке нефтепровода в ОАО «Черномортранснефть» снизились более чем на 20,6%, на других
участках – более чем на 34%.
2.2 Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми
разделителями
Из числа эластичных очистных устройств наибольшее растпространение
получили шаровые резиновые разделители, внедрение которых в начале 1960-х
годов, осуществлено в нефтяной промышленности на магистральных, промысловых, технологических и других нефтепроводах [138]. 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 тупым
углом. Периодический пропуск шаровых резиновых разделителей и других эластичных очистных устройств по всей длине действующих нефтепроводов предотвращает образование (накопление) парафиновых и нефтегрязевых отложений, а
также газовоздушных и водяных пробок, что в свою очередь обеспечивает посто 48
янную максимальную пропускную способность нефтепроводов и минимальные
расходы на перекачку.
К концу 1964 г. пропускная способность нефтепроводов Урало-Сибирского
нефтепроводного управления на отдельных участках значительно сократилась.
Данные о сокращении пропускной способности нефтепроводов приведены в таблице 2.8 [40].
Таблица 2.8 – Данные о сокращении пропускной способности нефтепроводов
Урало-Сибирского нефтепроводного управления
Нефтепроводы
Туймазы –Уфа (3-я очередь)
Шкапово-Салават
Салават-Орск
ТОН-1 на участке Уфа-Челябинск
Сокращение пропускной способности, %
40
50
20
25
Механизм отложения парафина к тому времени был исследован вполне
подробно советскими и зарубежными исследователями [65, 69, 73, 122]. Разработанные к этому времени мероприятия по предупреждению отложения парафина
не давали необходимого эффекта. Поэтому требовалась периодическая очистка
внутренней поверхности трубопроводов от отложений парафина.
В Урало-Сибирском нефтепроводном управлении к 1964 г. была произведена очистка механическими скребками 500 км трубопроводов. Опыт очистки показал, что эти скребки обладали большими конструктивными недостатками. Поэтому было принято решение об очистке части трубопроводов от отложений при помощи резиновых разделителей конструкции строительно-конструкторского бюро
(СКБ) «Транснефтьавтоматика».
Производство шаровых резиновых разделителей РШ для трубопроводов
диаметром 100, 150, 200, 250, 300, 350, 500, 700, 800 и 1000 мм осуществлял Курский завод резиновых технических изделий. Конструкция шаровых резиновых
разделителей защищена авторским свидетельством № 148674 с приоритетом от 17
декабря 1960 г.
Шаровые резиновые разделители предназначены для разделения разносортных нефтей и нефтепродуктов при последовательной перекачке по магистраль 49
ным трубопроводам и удаления из трубопроводов парафинистых и других отложений, водяных и газовоздуншых пробок, остатков строительного мусора, а также для вытеснения из трубопроводов опрессовочной воды после гидравлических
испытаний. Шаровой резиновый разделитель РШ (рисунок 2.13) представляет собой полый толстостенный шар 1, изготовленный из бензомаслостойкой и износостойкой резиновой смеси на основе наирита. В оболочку разделителя запрессована металлическая или пластмассовая обойма 2, служащая для установки обратного клапана, который предназначен для заполнения внутренней полости разделителя рабочей жидкостью под давлением — в летнее время водой, а в зимнее —
антифризом.
Рисунок 2.13 – Шаровой резиновый разделитель РШ
В нерабочем состоянии наружный диаметр разделителя меньше внутреннего диаметра трубопровода, за исключением разделителей РШ-500, используемых
в трубопроводах с внутренним диаметром 489 мм. При заполнении разделителя
рабочей жидкостью в избыточном количестве объем его увеличивается, вследствие чего разделитель образует с внутренней поверхностью трубопровода контактное кольцо соответствующей
ширины. Внутрь шарового резинового разде-
лителя можно устанавливать датчик для определения местонахождения разделителя в подземном трубопроводе.
Для удобства наполнения шаровых резиновых разделителей рабочей жидкостью в избыточном количестве СКБ «Транснефтьавтоматика» разработало портативную насосную установку (рисунок 2.14). Запуск и прием шаровых резиновых разделителей могли производиться как через существующие камеры пуска и
приема скребков, так и через специальные камеры, оснащенные быстро открывающимися
концевыми затворами (рисунок 2.15). В СКБ разработаны концевые
50
затворы для трубопроводов диаметром 100, 150, 200, 250, 300, 350, 500, 700, 800 и
1000 мм. Изготовивались они на заводе «Ашнефтемаш» (г. Ашхабад) [137].
Рисунок 2.14 – Портативная насосная установка для заполнения и подкачки
шаровых резиновых разделителей
Рисунок 2.15 – Камера пуска шаровых разделителей с концевым затвором
для трубопровода диаметром 500 мм
Техническая характеристика разделителей РШ представлена в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Техническая характеристика разделителей РШ
Показатели
Допустимое избыточное давление рабочей
жидкости внутри разделителя после первого заполнения, кг/см2
Ориентировочная максимальная ширина
контактного кольца, образуемого разделителем со стенкой трубопровода, мм
Толщина стенки разделителя, мм
Диаметр разделителя, мм
Диаметр разделителя, заполненного рабочей жидкостью, мм
Типоразмеры
РШ-250
РШ-500
РШ-700
РШ-1000
3
3
3
3
80
120
150
280
40
249
78-80
498
80-85
690
100
985
285
540
780
1060
51
Для пропуска шаровых разделителей были проведены большие подготови-
тельные работы по трубопроводам, как организационного, так и технического характера. Очистка трубопроводов велась в два этапа (как минимум) — предварительная и окончательная. Для осуществления предварительной очистки пропуск
шара по трубопроводу осуществлялся без контактного кольца — диаметр шара
был равен внутреннему диаметру трубопровода. Предварительная очистка необходима была для проверки проходимости шара в трубопроводе, особенно в местах боковых врезок и для извлечения из трубопровода посторонних предметов,
которые остаются при строительстве. Окончательная очистка трубопроводов проводилась пропуском шаровых разделителей с контактным кольцом шириной до 60
мм, которое достигалось подкачкой в шар дополнительного объема жидкости.
Для заполнения шаров пользовались в летнее время водой, а в зимнее — дизтопливом [84].
В 1965 году по Урало-Сибирскому нефтепроводному управлению при участии Ш. П. Ахатова, Н. Л. Зонна, В. Б. Галеева [12, 40] было очищено при помощи
шаровых разделителей 1403,4 км магистральных трубопроводов, а с применением
эластичных поршней — 325 км. Всего очищено 1728,4 км трубопроводов, что составляет 24% от общей протяженности трубопроводов, обслуживаемых управлением. В результате очистки из трубопроводов удалялись грязь, камни, песок,
галька, вода, воздух, хлористые соли, мехпримеси, парафинистые и смолистые
отложения. Количество отложений по трубопроводам неодинаковое. По отдельным трубам эти отложения весьма значительны. Во время врезки катушки на
нефтепроводе Шкапово — Ишимбай на 39 км трассы (переход через реку Дема)
25.11.65 г. были обнаружены отложения парафина толщиной следующих размеров: 85 мм (сверху); 95 мм (снизу); 48 мм (справа по ходу нефти); 55 мм (слева по
ходу нефти). Естественно, такое уменьшение сечения трубопровода значительно
снизило его производительность. По другим нефтепроводам также имелось значительное количество отложений, например: из нефтепровода Уфа — Омск 1-ой
очереди на участке Черкассы — Кропачево протяженностью 129 км в результате
двукратной очистки извлечено 458 м3 отложений. По результатам очистки произ 52
водительность трубопроводов Урало-Сибирского нефтепроводного управления
увеличилась на 5…30%.
Результаты работ по очистке магистральных трубопроводов с применением
шаровых разделителей показывают, что шаровые разделители могут практически
в достаточной мере производить очистку трубопроводов от внутренних отложений (однако, после вскрытия ловушки с контрольной пластиной на нефтепроводе
Шкапово – Ишимбай после его очистки, на ней оказался слой парафина, равный
3-4 мм); нефтепровод после очистки разделителями сохраняет свою производительность определенное время (однако, по истечении 2-3 месяцев производительность вновь падала); производительность нефтепроводов в осенне-зимний период
и до очистки падала (возможно ввиду того, что после очистки шероховатость
внутренней поверхности труб увеличиваясь служит причиной более интенсивного
отложения парафина); пробег одного разделителя находится в пределах расстояний между промежуточной станции и даже больше, что говорит о достаточной
прочности конструкции разделителей и их устойчивости против истирания, особенно в летний период; при пропуске в зимний период истирание шаров увеличивается и доходит в среднем до 2-3 кг на каждые 100 км; существовавшие конструкции камер приема и пуска скребка не гарантировали безаварийный прием
шаровых разделителей вследствие образующихся гидравлических ударов в трубопроводе в момент входа разделителя в ловушку (в момент входа в ловушку разделитель подобно шаровому клапану, мгновенно перекрывает входное отверстие
трубопровода, идущего от камеры скребка к резервуарному парку станции), еще в
большей мере это относится к приему разделителей на промежуточных перекачивающих станциях, работающих из «насоса в насос» (в этом случае закрытие разделителем выходного отверстия из ловушки на прием насосов приводит к резкому
перепаду давлений до и после шара, вследствие чего последний разрушается, по
этой причине на одной из промежуточных станций из 3-х принятых разделителей
два разрушились в камере скребка). Необходимо было разработать универсальные
конструкции камер приема и пуска скребка, которые гарантировали бы безаварийный прием разделителей и эластичных поршней на промежуточных станциях,
53
имеющих резервуарные парки, а также на промежуточных станциях, работающих
из «насоса в насос».
При очистке нефтепроводов с применением шаровых разделителей особое
внимание уделяется контролю за прохождением шара по трубопроводу. С этой
целью Ахатовым Ш. П., Зонном Н. Л. и Галеевым В. Б. были врезаны сигнализаторы контроля за прохождением разделителя. Все приборы контроля работали
хорошо, прохождение шара фиксировали точно, однако, имелись и недостатки,
такие как застревание сигнализаторов контроля прохождения разделителя и остановки дисков-указателей, а также ложные срабатывания сигнализаторов (до прохождения разделителей).
Существующие в 1964 году средства контроля за прохождением разделителя не определяли место нахождения шара во времени, это затрудняло пропуск
шара, так как не предоставлялось возможным принимать соответствующие меры
по обеспечению безостановочного движения шара по трубопроводу. Требовались
более совершенные приборы контроля и сигнализации за прохождением разделителей с тем, чтобы в каждый момент времени знать точно, где находится разделитель и его характер движения по трубопроводу.
Нефтепровод Долина — Дрогобыч диаметром 250 мм и протяженностью 58
км сооружен по проекту Киевского филиала института «Гипротрубопровод» в
1962 г. и предназначен для перекачки высокопарафинистой нефти. На линейной
части установлено 36 задвижек. Ду200 мм [97]. Проектная производительность
достигалась при давлении порядка 19 кг/см2 и температуре перекачиваемой нефти
65 °С. На насосных станциях установлены насосы типа 8НД-10x5. При вводе
нефтепровода в эксплуатацию производительность соответствовала проектной
при давлении 38 кг/см2. Было предусмотрено очищать нефтепровод от парафина с
помощью скребка, однако с установкой задвижек уменьшенного диаметра очистка скребком стала невозможной. За три года эксплуатации производительность
трубопровода из-за формирования АСПО на внутренних его стенках снизилась в
2 раза, при давлении порядка 52 кг/см2 и температуре подогрева продукта 60 °С.
При обследовании было установлено, что по всей длине трубопровода наблюда 54
ются значительные отложения парафина. Результаты обследования приведены в
таблице 2.10.
Таблица 2.10 – Данные обследования трубопровода по состоянию на 1/XII 1965 г.
Расстояние от главных
сооружений, км
Давление в нефтепроводе,
кг/см2
Отложения парафина, мм
0,0
10,6
25,5
29,3
32,1
35,0
35,8
40,8
46,4
50,0
52,2
58,0
52,0
44,0
33,0
25,8
21,8
22,0
21,5
11,0
7,0
5,8
0,5
0,0
Не определялись
То же
10
12
16
22
18
10
Не определялись
То же
-
Как видно из приведенных данных, интенсивное отложение парафина на
стенках трубопровода началось уже с 27-ого км, Попытки освободиться от этих
отложений путем прокатки дизельного топлива ни к чему не привели. Тогда для
предотвращения полной закупорки трубопровода парафином и полной остановки
была произведена очистка шаровыми разделителями. С этой целью в трубопровод, заполненный дизельным топливом на 26-м км от головной насосной станции
был введен шаровой резиновый разделитель РШ-200, заполненный антифризом.
При этом наружный диаметр РШ-200 увеличился до 220 мм. При подходе разделителя к 41-му км был открыт боковой отвод и сброшено около 40 м3 парафинистых отложений. При этом в боковой отвод вошел и разделитель, в связи с чем в
нефтепровод был введен второй разделитель РШ-200 с наружным диаметром 230
мм. При сбрасывании парафинистых отложений на 44-м км значительная их часть
прошла дальше. На 50-ом км часть этих отложений также была сброшена в боковой отвод, другая часть прошла дальше, где остановилась и закупорила трубопровод. Очистка трубопровода от этой пробки осуществлялась путем его вскрытия с
последующим выдавливанием ее дизельным топливом насосными агрегатами
2АН-500. В результате проведенной работы по очистке трубопровода от парафинистых отложений была обеспечена нормальная перекачка высоковязкой
55
нефти. Суточная производительность нефтепровода по фактическим замерам составила 90% от проектной при давлении 38 кг/см2 и средней температуре подогрева нефти 51 °С.
Опыт применения шаровых резиновых разделителей для очистки нефтепровода от АСПО, проведенный при участии И. Н. Петраша на нефтепроводе Долина
– Дрогобыч показывает, что шаровые резиновые разделители являются весьма
пригодным средством для очистки нефтепроводов от различного рода загрязнений, проходят через сужения в линейной части нефтепровода в виде задвижек,
диаметр которых меньше диаметра нефтепроводов на 40-50 мм; пропускать шаровые резиновые разделители по трубопроводу необходимо без остановки перекачки и нежелательно сбрасывать парафинистые пробки в боковые отводы, так
как это способствует закупорке трубопровода за отводом вследствие снижения
скоростей движения потока.
В результате работы, проведенной СКБ «Транснефтьавтоматика» совместно
с нефтепроводными управлениями в конце 1960-х годов, был выявлен характер
встречающихся в трубопроводах отложений и определены отличительные особенности каждого из очищенных нефтепроводов. С учетом специфических особенностей нефтепроводов и характера
встречающихся в них отложений СКБ
«Транснефтьавтоматика» на базе шаровых резиновых разделителей разработало
новые типы эластичных очистных устройств.
Одной из разновидностей разделителя является разделитель с открытой полостью. Основное отличие последнего от разделителя РШ состоит в том, что контакт с очищаемой поверхностью нефтепровода достигается не избыточным объемом рабочей жидкости, закачиваемой внутрь разделителя, а его большим наружным диаметром по сравнению с внутренним диаметром нефтепровода, для которого он предназначается. Постепенно изнашиваясь, разделитель с открытой полостью может использоваться для очистки нефтепровода меньшего диаметра. Таким
образом, разделители с открытой полостью пригодны для многократного применения. Для очистки нефтепроводов переменного диаметра предназначался скребок-разделитель СРШ, снабженный обратным клапаном, но имеющий очень по 56
ристую стенку. Такая стенка снаружи, а иногда и с внутренней стороны изолирована непористым слоем повышенной износостойкости. Благодаря эластичной пористой стенке скребок-разделитель беспрепятственно преодолевает отверстия
трапецеидальной формы и значительно меньшие по площади, чем у основной линии нефтепровода. Скребок-разделитель способен как угодно изменять свою первоначальную форму, не нарушая при этом качественного контакта с очищаемой
поверхностью труб, а затем восстанавливать свою шарообразную форму. Для
очистки самотечных трубопроводов СКБ «Транснефтьавтоматика» разработан
шаровой резиновый разделитель, оплетенный цепями. Основное отличие такого
разделителя от обычного состоит в том, что очистка внутренней поверхности труб
от устойчивых отложений осуществляется оплетающими его цепями. Цепи образуют равносторонние треугольники, соединенные между собой кольцами. Разделитель имеет обратный клапан для наполнения его полости воздухом или другим
газом. Так как наружный диаметр разделителя вместе с оплетающими его цепями
меньше внутреннего диаметра очищаемого нефтепровода, то воздух или другой
газ, заполняющий его полость, способствует тому, что разделитель плавает в
нефтепроводе. При этом в самотечно движущемся потоке жидкости разделитель
вращается и очищает при этом более 2/3 поверхности нефтепровода. Часть жидкости перетекает через зазор, образуемый разделителем с нижней честью нефтепровода и размывает скопления грязи и отложения парафина. Установлено, что
разделитель, оплетенный цепями и заполненный воздухом, может двигаться в самотечном потоке жидкости при перепаде давления, равном примерно 0,1 кг/см2
[83]. Разделитель, оплетенный цепями, может также применяться для очистки
нефтепроводов, работающих под высоким давлением. В отдельных случаях такой
разделитель может заполняться рабочей жидкостью и даже дробью. Для очистки
устойчивых отложений внутри нефтепроводов на базе шарового резинового разделителя был разработан шаровой резиновый скребок СШ (рисунок 2.16).
57
1 - резиновая оболочка; 2 - металлические или пластмассовые резцы, запрессованные в
резиновую оболочку; 3 - обратный клапан для заполнения полости скребке рабочей жидкостью
избыточного объема
Рисунок 2.16 – Шаровой резиновый скребок СШ
Шаровой резиновый скребок СШ представляет собой шаровой резиновый
разделитель, но изготовленный из более износостойкой резиновой смеси и снабженный металлическими или пластмассовыми резцами круглой формы, запрессованными в его оболочку снаружи. Скребок снабжен обратным клапаном. При заполнении его полости рабочей жидкостью избыточного объема диаметр его увеличивается и резцы несколько выступают над его поверхностью. Расположение
резцов таково, что скребок, находящийся в любом положении в нефтепроводе,
очищает всю контактирующую с ним поверхность трубы. Шаровые резиновые
скребки СШ были испытаны на нефтепроводе Покровская – Сызрань и на других
нефтепроводах. В ряде случаев эти скребки пропускались по нефтепроводам,
включающим в себя многониточные подводные переходы. Результаты испытаний
подтведили перспективные возможности применения шаровых резиновых скребков СШ для очистки нефтепроводов.
Для очистки нефтепроводов от наиболее устойчивых отложений и окалины
СКБ «Транснефтьавтоматика» разработало шаровые резиновые скребки, оснащенные металлическими щетками и ножами. Представляет интерес также сфероидальный эластичный щеточный скребок, общий вид которого представлен на рисунке 2.17.
58
1 – гайка; 2 – съемный наконечник; 3 – стопорная шайба; 4 – втулка; 5 – винт специальный; 6 – выступы; 7 – тарелка; 8 – полусфера; 9 – втулки; 10 – щетки металлические; 11 – полусфера; 12 – стяжка (металлический трос); 13 – втулка резьбовая; 14 – обойма; 15 – тарелка; 16 –
наконечник
Рисунок 2.17 – Общий вид шарового резинового скребка с металлическими
щетками
Промышленные эксперименты по очистке нефтепроводов, включающих в
себя многониточные подводные переходы, состоящие из труб значительно меньших по диаметру, чем трубы, составляющие основную линию нефтепровода, были проведены на магистральных нефтепроводах Горький – Рязань диаметром 700
мм и Альметьевск – Горький II диаметром 800 мм. Магистральный нефтепровод
Горький – Рязань состоял в основном из труб диаметром 700 и 702 мм, сваренных
на подкладных кольцах. На трассе нефтепровода имеется пять подводных двухниточных переходов из труб и линейной арматуры Ду500 мм. Общая длина
нефтепровода 394 км, из которых переходы через реки Сережа длиной 277 м, Теша – 190 м, Мокша – 11534 м, Пара – 1088 м и Проня – 270 м.
Первый шаровой резиновый разделитель РШ-700, заполненный водой, избыточного объема, при котором рабочий диаметр составлял 710 мм, а вес вместе с
наполнителем 218 кг, был введен 3 апреля 1967 г. Разделитель беспрепятственно
прошел по всей длине нефтепровода пять подводных переходов Ду500 мм, и был
принят на конечном пункте в Рязани 7 апреля 1967 г. Поскольку разделитель не
имел никаких повреждений, он впоследствии еще несколько раз пропускался по
этому же нефтепроводу. Извлеченный из приемной камеры разделитель имел
наружный диаметр, равный 704 мм, а вес его был равен 215 кг. Таким образом,
59
шаровой резиновый разделитель потерял в диаметре 6 мм и в весе 3 кг, обеспечив
при этом, сохранение контакта с внутренней поверхностью нефтепровода. В результате очистки среднесуточная производительность нефтепровода увеличилась
на 14% при значительном снижении давления на головной и промежуточных
насосных станциях, обеспечив тем самым годовой экономический эффект за счет
снижения расхода электроэнергии на перекачку 105 тыс. руб.
Такой же эксперимент, но с шаровыми резиновыми разделителями РШ-800
был проведен в июне 1967 г. на магистральном нефтепроводе Альметьевск –
Горький II с условным диаметром 800 мм. Нефтепровод включает в себя три многониточных подводных перехода, каждый из которых состоит из труб и линейных
задвижек Ду500 мм. Длина подводного перехода через Камское водохранилище
более 8 км, через Волгу – более 6 км и через реку Свияга – более 300 м. Очистка
нефтепровода осуществлялась двумя разделителями РШ-800, заполненными водой на 75% внутреннего объема разделителей. На основании результатов проведенных промышленных экспериментов была разработана методика очистки и
осуществлен пропуск шаровых резиновых разделителей РШ-1000 по нефтепроводу Альметьевск – Горький III с условным диаметром 1000 мм, включающему в
себя подводные переходы, состоящие из труб и задвижек Ду700 мм. В данном
случае шаровые резиновые разделители РШ-1000 обеспечили полное удаление из
участков нефтепровода опрессовочной воды и предотвратили обводнение закачиваемой в нефтепровод нефти.
По нефтепроводу «Дружба» на участках трубопроводов с Ду1000 мм; Ду700
мм и Ду600 мм в 1968 и 1969 гг. осуществлялись пропуски шаровых разделителей
РШ для очистки трубопроводов от АСПО, механических примесей и воды [51].
Необходимость очистки нефтепровода вызывалась значительным его запарафиниванием, что снижало производительность перекачки и приводило к повышению энергозатрат. Для очистки трубопроводов от АСПО применялись шары из
наиритовой резины конструкции СКБ «Транснефтьавтоматика». РШ пропускались с различной обтюрацией (Дш/Дтр), различной контактной поверхностью шар
60
– труба, имели различный срок службы и износ. Состояние трубопроводов до и
после очистки их шарами, условия применения РШ приведены в таблице 2.11.
Таблица 2.11– Состояние трубопроводов до и после очистки их шарами РШ
Дэкв, м
Время пропуска РШ Длина, до пропосле
по трубопроводу
км
пуска РШ пропуска
Январь 1968 г.
Участок I
в том числе:
между НПС
№5-№6
№6-№7
№7-№9
Март-апрель 1968 г.
Участок I
в том числе:
между НПС
№5-№6
№6-№7
№7-№9
Ноябрь 1968 г.
Участок IV
в том числе:
между НПС
№1-№3
№3-№5
Ноябрь 1968 г.
Участок V
в том числе:
между НПС
№1-№2
№2-№3
№3-№4
Условия очистки
РШ
583
0,875
0,895
92
89
0,865
0,868
0,913
0,944
182
0,873
0,931
583
0,895
0,959
92
89
182
0,880
0,895
0,909
0,952
0,966
0,976
395
0,658
0,692
199
196
0,640
0,675
0,694
0,691
355
0,577
0,614
120
113
122
0,562
0,570
0,574
0,613
0,614
0,614
Внутренний диаметр чистой
трубы 0,996 м. Применен РШ-1000
с обтюрацией – 0,980, шар раскачан на давление 1,2 атм. Контакт
шара с трубой осуществлялся за
счет поджатия РШ в потоке. Средняя скорость движения РШ по трубопроводу 4,2 км/ч.
Внутренний диаметр чистой
трубы – 0,996 м. Применен РШ1000 с контактным кольцом шириной 20 мм. Шар раскачан на давление 4 атм. Средняя скорость движения РШ по трубопроводу 4,9
км/ч.
Внутренний диаметр чистой
трубы 0,702 м. Применен РШ-700,
ширина контакта РШ с трубой 25
мм. Средняя скорость движения
РШ 4,1 км/ч.
Внутренний диаметр чистой
трубы 0,614 м. Использован РШ700, РШ заполнен жидкостью, но
нераскачанный. Ширина контактного кольца 200 мм. Средняя скорость движения РШ 5,1 км/ч.
В результате Пропуска РШ потери напора на отдельных участках нефтепровода сократились до 50%, производительность выросла до 30%, а на участке V
полностью восстановилась пропускная способность [51]. Характерным из всех
выполненных пропусков шаров до трубопроводам является пропуск РШ-700 по
трубопроводу Ду600 мм на участке V. Отсутствие, стандартных РШ-600 заставило
применить РШ-700 на этом трубопроводе. Причем для определения в трубе препятствий для шара и принятия мер для их ликвидации впереди РШ-700 шел на
расстоянии около 150 км РШ-500. Оба шара прошли без препятствий расстояние
355 км. По извлечении, шар потерял в весе около 3 кг, имел множество мелких
61
надрезов на глубину до 10 мм и три надреза на глубину до 25 мм, но практически
РШ-700 после первого пропуска с некоторым риском на его разрыв можно было
бы использовать для повторного пропуска. РШ-700 вынес из трубопровода Ду600
около 500 м3 парафина и примерно 85 м3 воды и механических примесей. Причем
вместе с пробкой из парафино-смолистых веществ нефти и механических примесей, идущих впереди шара, были вынесены из нефтепровода посторонние предметы: обрезки металлических уголков, досок, сварные электроды, обрезки труб и др.
По участку трубопровода Ду1000 мм РШ-1000 пропускался с различной контактной поверхностью. Один, и тот же РШ-1000 в результате трех пропусков прошел
расстояние 1350 км, при этом им было вынесено из нефтепровода около 4900 м3
парафина, механических примесей и воды. Извлеченный после пропусков РШ1000 потерял в весе около 4,2 кг, имел множество порезов на глубину 23-30 мм и
один глубокий надрез на глубину 70 мм. Сквозных порезов или прободений шар
не имел.
На основании данных, полученных при очистке нефтепровода «Дружба», Г.
А. Константинов, О. Я. Каганов и В. И. Голосовкер из Управления нефтепроводов
«Дружба» провели сравнительный анализ очистных возможностей РШ:
- при достаточном контакте РШ с трубой остаточная толщина отложений
АСПО не превышает 0,5-1 мм, что согласуется с [127]. При увеличении контакта
очистные способности РШ возрастают; эквивалентный диаметр трубы Dэкв также
увеличивается;
- при увеличении контакта шара с трубой наблюдается рост концентрации
АСПО в языке и шлейфе до 20-25% (при начальном содержании парафина в
нефти 8,8%), длина языка возрастает до 20 км, длина шлейфа составляет 12-14 км.
Максимальный рост концентрации АСПО в нефти наблюдается за 1-1,5 ч до подхода шара и максимальный спад за 1 ч после прохода им точки наблюдения;
- несмотря на значительное увеличение контактной поверхности (РШ-700 в
трубе Ду600), повысить концентрацию АСПО в потоке не удается.
Результаты очистки нефтепровода «Дружба» резиновыми шаровыми разделителями показали, что РШ являются эффективным средством при борьбе с от 62
ложениями парафина, водой, механическими примесями и различными предметами в полости нефтепроводов
Для поддержания производительности на проектном уровне при перекачке
прикарпатских нефтей прибегают к периодической механической очистке нефтепроводов от парафиновых отложений. Так, на целом ряде нефтепроводов, в том
числе и на Прикарпатских, получили широкое распространение шаровые разделители.
Для выявления эффективности очистки трубопроводов от отложений в
1970—1973 гг. были проведены многодневные наблюдения и измерения температурного и гидравлического режимов работы «горячего» нефтепровода Долина —
Дрогобыч, который очищается резиновыми шарами с 1966 г. с периодичностью
пропуска их 1 —1,5 месяца [127]. Измерения на нефтепроводе Долина — Дрогобыч проводились выездными бригадами сотрудников Ивано-Франковского института нефти и газа совместно с работниками Дрогобычского районного нефтепроводного управления (К. Д. Фроловым, М. П. Возняком, И. Н. Костивым, В. В.
Витвицким). Наблюдения в 1970 и 1972 гг. велись в осенний период сразу же после его очистки от отложений резиновыми шарами, а заканчивались почти через
месяц перед следующей очисткой. По результатам измерений определялись основные параметры перекачки: гидравлические уклоны, диаметры проходного сечения трубопровода и толщины слоя парафина на участках между пунктами замеров, эффективность работы участков и т. п. Полученные расчетным путем данные
представлены на рисунке 2.18.
Рисунок 2.18 – Распределение толщины парафиновых отложений по длине
нефтепровода Долина — Дрогобыч через различное время после пропуска
резиновых шаров
63
Данные представлены в виде графиков распределения отложений по длине
трубопровода и во времени. Из графиков видно, что отложения по длине
трубопровода распределены неравномерно. Их толщина сначала увеличивается в
направлении движения нефти, достигая максимума на расстоянии 15 – 30 км от
начала, а затем вновь уменьшается. При пропуске по трубопроводу резиновых
шаров парафин удаляется лишь частично. После пропуска шаров по наиболее
запарафиненным участкам еще остается слой отложений значительной толщины
(кривые 1, 3). Сразу же после пропуска шара толщина слоя парафина в 1972 г.
(кривая 3) увеличилась по сравнению с 1970 г. (кривая 1). Это указывает на то,
что парафин с каждым годом напрессовывается на стенках трубы и полностью
удалить его из нефтепровода путем пропуска шаров нельзя. Кроме того, часть
парафина, вероятно, не выносится полностью из трубопровода, а только
переносится на конечные участки. Это предположение подтверждается тем, что
толщина отложений на 35—40 км трубопровода сразу же после очистки больше,
чем по истечении какого-то промежутка времени (кривые 1, 2). Замеры и
визуальные
наблюдения,
проведенные
во
время
ремонтных
работ
на
нефтепроводе Долина — Дрогобыч в 1973 г., дают представление о фактическом
распределении
отложений
по
длине
трубопровода.
Толщина
отложений
измерялась в нескольких точках по диаметру трубы и усреднялась. Фактическое
распределение парафина показано на рисунке 2.25 точками 5, 6, 7 и 8. Некоторое
несоответствие фактических данных о толщине отложений результатам,
полученным расчетным путем в 1970 и 1972 гг., можно объяснить тем, что в
начале 1973 г. перед ремонтными работами режим работы нефтепровода был
изменен: вместо двух последовательно соединенных насосов перекачку вели
тремя последовательно соединенными насосами, что привело к увеличению
производительности и перераспределению температуры по длине трубопровода в
сторону увеличения ее среднего значения. Кроме того, частота пропуска шаров
была увеличена до 2 раз в месяц. Перед самой остановкой было пропущено 3
шара и выталкивание нефти произведено горячей соленой (подтоварной) водой.
Это, по-видимому, привело к выносу и растворению отложений в начале
64
трубопровода и увеличению в его конце, о чем свидетельствует то, что на 50 км
нефтепровода было много парафина в рыхлом состоянии. Пробы парафина,
взятые на участке протяженностью 2/3 длины нефтепровода от его начала, при
разломе подобно слюде разделялись на слои (рисунок 2.19) и имели вид
концентрических колец. Это также является подтверждением того, что резиновые
шары не удаляют парафин полностью, а при каждом пропуске напрессовывают
его на стенки трубы в виде тонких пленок.
Рисунок 2.19 – Вид парафиновых отложений в трубах после многолетней
очистки нефтепровода шарами
Результаты исследований, проведенных К. Д. Фроловым, М. П. Возняк, И.
Н. Костивым, В. В. Витвицким в 1970—1973 гг. показали, что РШ не полностью
удаляют парафиновые отложения (они выносят только наиболее рыхлые поверхностные слои, вследствие чего их толщина в трубопроводе, несмотря на систематическую очистку, с каждым годом все увеличивается, а поперечное сечение трубопровода медленно, но неуклонно из года в год уменьшается; наряду с пропуском РШ необходимо проводить периодическую очистку нефтепроводов от парафина другими механическими ОУ.
Нефтепровод Шаим — Тюмень очищался шаровыми разделителями до 1974
г. Анализ результатов расчетов по очистке нефтепровода показывает, что коэффициент эффективности работы нефтепровода после пропуска шара колебался от
0,82 до 0,91 [50]. Это объясняется тем, что прочность АСПО различна по толщине
слоя [67]: на стенках трубы находятся самые прочные, жесткие слои, в то время
как верхние слои образуют гелеобразную массу парафина. Шар хорошо срезает
малопрочные слои отложений, а пристенный слой прилипает и уплотняется им.
Расчеты показывают, что эффективная толщина этого слоя достигает 6 мм.
65
В 1974 г. нефтепровод очищался скребком. Результаты этих очисток пока-
зывают, что из нефтепровода был вынесен как рыхлый, так и напрессованный
слои парафина, а толщина отложений после очисток не превышала 2 мм. Таким
образом, очистка с помощью скребков является более эффективной.
В результате исследований, проведенных Г. Б. Коновым и А. П. Неволиным
из Тюменского индустриального института, за период с 1971-1974 гг. было установлено, что длина зоны парафинизации (в км) изменяется в течение года на значительные величины. Изменение длины зоны парафинизации нефтепровода Шаим – Тюмень придеведо в таблице 2.12.
Таблица 2.12 – Изменение длины зоны парафинизации нефтепровода Шаим –
Тюмень в 1971 – 1974 гг.
1971
7.09
3.11
250
235
1972
2.02
3.04
6.06
8.08
207
202
214
225
1973
3.01
20.02
4.04
12.06
202
203
196
219
1974
9.02
26.03
198
192
Результаты исследований, проведенных в 1971-1974 гг. показывают, что
РШ удаляют только часть парафиновых отложений, поэтому наряду с их пропуском необходимо производить очистку нефтепровода с помощью скребков; длина
зоны парафинизации значительно зависит от термодинамических условий перекачки нефти; длину очищаемого участка необходимо выбирать с учетом изменения длины зоны парафинизации.
С появлением 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 ожи 66
даемой: качество очистки зависит от состава отложений в трубе, в частности,
пристенный слой парафинистых отложений уплотняется, перед шаром накапливаются целые пробки из отложений и др. Как показала практика, шаровые разделители пригодны для вытеснения воды и газа из трубопроводов малых и средних
диаметров.
2.3 Очистка внутренней полости нефтепроводов поршнями различных
конструкций
Очистные поршни выполняются различной формы (цилиндрической, пулеобразной и т.д.) и могут быть резиновыми, поролоновыми, полиуретановыми,
стальными и комбинированнными, также они могут дополнительно снабжаться
специальными лезвийными или щеточными очистными элементами.
В 1960-е годы на отечественных и зарубежных нефтепроводах в качестве
очистных устройств были испытаны полиуретановые поршни [83].
Еще в 1956 г. Estel O. Wheaton предложил для очистки внутренней полости
трубопроводов применить сплошной цилиндрический поршень из пористой или
ячеистой пластмассы в виде губки, пустоты в которой составляют 90% всего объема поршня [85]. Поршень мог быть выполнен как единое целое или состоять из
нескольких секций, склеенных между собой. Диаметр этого поршня должен быть
больше внутреннего диаметра трубопровода на 70%. При правильном подборе
рецептуры и способа изготовления полиуретана поршень отличается высокой износостойкостью. Поршни такого типа были изготовлены за рубежом из полиуретана в виде полимеризованной пены, обладающей способностью насухо очищать
гладкую поверхность труб от влаги. Торцы поршня представляют собой влагонепроницаемую мембрану, также изготовленную из эластичного полиуретана. Мембрана может быть образована на поверхности пенополиуретана до полимеризации. В этом случае пенополиуретановое тело и мембрана представляют собой одно целое. Поверхность мембраны способна воспринимать радиальные усилия, а
кромка ее контактирует с внутренней поверхностью трубопровода. Влагонепро 67
ницаемая мембрана может выполняться отдельно и соединяться с поршнем путем
склеивания.
Необходимо отметить, что пенополиуретановые поршни широко применялись для очистки металлических и стеклянных трубопроводов на масломолочных
заводах Америки и Канады. Очистка таких трубопроводов производилась следующим образом. Перед пенополиуретановым поршнем в трубопроводе создается
разряжение с помощью специальной вакуумной установки. Это обеспечивает
движение поршня вперед, который и забирает с собой весь остаток отложений на
поверхности трубопровода. Вслед за первым поршнем по трубопроводу пропускается второй, который вместе с промывочной жидкостью полностью очищает
трубопровод, В этом случае мембрана пенополиуретановых поршней находится
впереди. 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 [35].
Неудачным
оказался
результат
эксперимента,
проведенного
Урало-
Сибирским нефтепроводным управлением. Пенополиуретановый поршень ДЗК
диаметром 700 мм был заключен в металлическую сетку и пропущен по одному
из небольших участков действующего нефтепровода. На рисунке 2.20 показан пенополиуретановый поршень после пропуска его по нефтепроводу диаметром 700
мм.
Рисунок 2.20 – Пенополиуретановый поршень после пропуска его по
нефтепроводу диаметром 700 мм
68
Известны пенополиуретановые поршни на наружной поверхности которых
геликоидально расположена лента с абразивным материалом [109]. В качестве абразивного материала применяется песок, стекло, алмазный шлифовальный порошок, карбит кремния, короткая щетина и т.д. Крепление абразивной ленты или
абразивного материала к полиуретановой поверхности поршня осуществляется
эпоксидной смолой или аналогичным ей составом. Торцы такого поршня снабжены эластичными влагонепроницаемыми мембранами. Среди других пенополиуретановых поршней можно назвать поршень с армирующей пластмассовой сеткой,
предложенный в 1966 г. Mary M Knapp [108]. Отличительной особенностью этого
пенополиуретанового поршня является то,что в процессе изготовления корпуса
поршня в него запрессовывается эластичная пластмассовая сетка, но так, чтобы
поверхность последней находилась ниже трущейся поверхности поршня о трубу.
Сетка предназначается для предотвращения разрушения поршня, который при
проходе через крутые или выполненные под прямым углом повороты трубопровода испытывает продольные и поперечные усилия.
В 1970 году при строительстве и эксплуатции магистральных трубопроводов широко применялись цилиндрические разделители.
Их использование началось с 1963 г., когда ВНИИСТом были разработаны
эластичные разделители ДЗК (рисунок 2.21). С 1967 по 1970 г. внедрено около
1000 разделителей для трубопроводов с условными диаметрами от 100 до 1200
мм. Основное применение разделители ДЗК нашли на объектах Мингазпрома.
Суммарная протяженность участков, на которых использовались разделители в
период с 1963 по 1970 гг. составляет около 5000 км. Разделители ДЗК применялись на газопроводах: Бухара — Урал, Ухта — Торжок, Мессояха — Норильск,
«Братство»; на нефтепроводах: «Дружба», Шаим — Тюмень, Усть-Балык —
Омск, Унеча — Полоцк; на продуктопроводах: Миннибаево — Казань; на крупных подводных переходах: через Камское водохранилище, Волгу и др. В натурных условиях была проверена работоспособность разделителей и уточнены параметры их пропуска.
69
Рисунок 2.21 – разделители ДЗК
Путем обобщения этих данных и результатов лабораторных исследований
выявлены преимущества и недостатки разделителей, а также намечены пути их
усовершенствования [47]. Недостатками разделителей ДЗК являются способность
деформироваться при движении позагрязненному трубопроводу и наличие открытых пор в материале (пенополиуретане), вызывающих переток перекачиваемого
продукта через тело разделителя и насыщению его водой. Последнее вызывает
увеличение веса разделителя и нарушение контакта между разделителем и трубопроводом в верхней его части. Переток жидкости или газа через открытые поры
материала разделителя (явление пробоя) происходит при значительных перепадах
давления ΔP. Так, например, для разделителя диаметром 150 мм, шириной 175 мм
явление пробоя наблюдается при ΔP = 2,2…2,6 кг/см2. В процессе движения разделителя переток продукта через поры невозможен, так как необходимый для
движения разделителя перепад давлений значительно меньше давления пробоя. В
результате перемещение разделителя начинается раньше, чем произойдет пробой.
Переток жидкости между трубой и разделителем наблюдается чаще всего при износе и насыщении жидкостью разделителей диаметром свыше 1000 мм. Опыт показал, что характер износа разделителей ДЗК зависит от наличия сварочного грата, подкладных колец, арматуры и т. д. Сварочный грат вызывает образование
продольных рисок глубиной иногда до 7 мм. Такие повреждения не влияют на
очищающую способность разделителя, однако ограничивают возможность повторных пропусков и протяженность участков пропуска.
Обобщение опыта применения разделителей позволило наметить основные
пути их усовершенствования. Были исследованы возможности повышения каче 70
ства разделителей ДЗК за счет упрочнения рабочих поверхностей, замены материала и изменения конструкции. Упрочнение поверхности различными клеями, а
также применение стальных сеток, покрывающих разделитель, не дало положительных результатов. Разрабатываемые новые синтетические материалы, обладающие высокой прочностью, большой эластичностью, могли бы быть использованы для изготовления эластичных разделителей при организации массового производства этих материалов предприятиями химической промышленности.
Практический интерес представляют усовершенствованные конструкции
разделителей. К ним относятся эластичный манжетный разделитель, сочетающий
в себе преимущества манжетного и цельного цилиндрического разделителя.
Манжетные разделители обладают способностью к самоцентровке и обеспечивают плотный контакт рабочих элементов со стенкой трубопровода при наличии в
нем давления. Эластичный манжетный разделитель конструкции ВНИИСТа (рисунок 2.22) для трубопроводов диаметром от 720 до 1420 мм собран из пенополиуретановых, соосно размещенных цилиндров, между которыми располагаются
самоуплотняющиеся манжеты и разделительные слои из герметика. Разделитель в
процессе изготовления предварительно обжимается, прошивается и стягивается в
продольном направлении стальными тросами.
Рисунок 2.22 – Эластичные манжетные разделители РЭМ
Практика строительства магистральных трубопроводов выявила следующие
требования к работе и конструкции герметизирующих элементов: создание постоянных усилий, обеспечивающих необходимое прилегание поверхности разделителя к стенке трубопровода при различных давлениях; возможность периодической замены рабочих элементов разделителя. Этим требованиям удовлетворяет
очистной поршень-разделитель (рисунок 2.23), разработанный во ВНИИСТе и со 71
стоящий из металлического корпуса, эластичных надувных герметизирующих
элементов, пневматической системы накачки, упорнозащитных дисков и оголовников. Выпуск цилиндрических разделителей различных конструкций и типоразмеров позволил обеспечить проведение разнообразных технологических операций с наибольшей эффективностью.
Рисунок 2.23 – Очистные поршни-разделители ОПР с эластичными
надувными герметизирующими элементами
В 1973 году в практике эксплуатации трубопроводов существовало и применялось множество конструкций разделителей, каждая из которых имеела свои
преимущества и недостатки. Для всех конструкций разделителей является характерным то, что с увеличением диаметра резко растет их вес, в результате чего, в
свою очередь ухудшаются условия их работы (при увеличении веса сила трения
растет, а износостойкость материала уплотняющих узлов остается неизменной) и
становятся более трудоемкими операции запуска в трубопровод и приема их на
конечном пункте. На трубопроводах Управления урало-сибирскими магистральными нефтепроводами до некоторого времени применялись разделители, оснащенные специальными манжетами, работающими по принципу полужидкостного
трения [13]. Однако при эксплуатации этих разделителей без защитных панцирей
происходит износ манжет. Установлено, что интенсивность износа манжет главным образом зависит от веса разделителя в потоке. Таким образом, в целях улучшения условия работы манжет возникает необходимость в уменьшении веса разделителя в потоке. При изготовлении разделителей для применения в магистральных трубопроводах диаметром 500 мм и меньше эту проблему можно решить за
счет использования легких синтетических материалов. Для разделителей диаметром 700 мм и более использование синтетических материалов не обеспечивает
необходимой прочности и жесткости его конструкции. В этой связи возникла
72
необходимость дальнейшего усовершенествования данного разделителя. С этой
целью в конструкции разделителя в качестве монтажного вала применяется герметичный, полый, цилиндрический баллон, изготовленный из тонкостенной
стальной трубы. Механический расчет монтажного вала выполнялся, исходя из
условия сохранения устойчивости на смятие при воздействии внешнего давления
жидкости. Разделитель, оснащенный полым герметичным монтажным валом, при
движении в потоке испытывает подъемную силу, которая должна уравновешивать
вес конструкции в потоке. Величина необходимой подъемной силы определяется
исходя из средней плотности перекачиваемых жидкостей и регулируется путем
подбора значения диаметра, толщины стенок и длины монтажного вала. Конструктивная схем усовершенствованного разделителя изображена на рисунке
2.24. Общий вид разделителя приведен на рисунке 2.25. Разделитель состоит из
трех манжет, работающих по принципу полужидкостното трения 1 и монтажного
вала-баллона 2, на котором смонтированы указанные манжеты.
1 — монтажный вал-баллон; 2 — манжеты
Рисунок 2.24 – Конструктивная схема манжетного разделителя
Рисунок 2.25 – общий вид манжетного разделителей
73
Техническая характеристика полиэтиленовых манжетных разделителей
приведена в таблице 2.13.
Таблица 2.13 – Техническая характеристика полиэтиленовых манжетных
разделителей
Показатели
Допускаемый радиус изгиба
трубопровода, не менее, м
Габаритные размеры:
диаметр, мм
длина, мм
масса, кг
Условный диаметр, мм
800
1000
1200
35
50
60
800
1550
180
1000
1840
348
1200
2100
580
Усовершенствованный механичский разделитель предназначен для применения главным образом в нефтепродуктопроводах больших диаметров при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов, очистке трубопроводов и вытеснении воды из трубопроводов. Отличительной особенностью его является регулируемый вес в потоке, в результате чего достигаются наилучшие условия работы уплотняющих узлов данного разделителя, возможность его изготовления и
ремонта в условиях мастерских магистральных нефтепродуктопроводов.
В 1978 году в США конструкторы фирмы «С. Ю. Н. Инжиниринг» разработали неметаллический поршень максимально отвечающий требованиям отрасли
трубопроводного транспорта нефтепродуктов. Характерными особенностями
поршня являются его гибкость в конструкции и применении, возможность крепления к нему дисков, чашек или щёток, лёгкость в разборке и замене изношенных
деталей, долговечность и чистота в работе. Все эти качества сочетаются в модели
«СУПЕР ПИГ». По сравнению с поршнямми из пенопласта (к числу наиболее известных в США изготовителей таких поршней относится фирма «Кнапп энд Джирард»), поршень «СУПЕР ПИГ» служит гораздо дольше. Уже имеется успешный
опыт применения этой модели, когда поршни прошли свыше 1000 миль в нефтепроводе и 400-500 миль в газопроводах до замены чашек (и только чашек, а не
всего поршня, как это имеет место с другими конструкциями). Для сравнения
следует указать, что в лучшем случае поршень из пенопласта прослужит 50-100
миль. Трубопровод может загрязниться в результате применения поршней из пе 74
нопласта (которые имеют тенденцию распадаться на довольно крупные куски, которые затем забивают фильтры и расходомеры), а также металических щёток и
прочих приспособлений (их осколки также приводят к аналогичным нежелательным последствиям). Полиуретановые чашки и лопасти поршня «СУПЕР ПИГ»
тоже изнашиваются, но материал отслаивается тончайшими чешуйками, которые
не загрязняют трубопроводе и не забивают фильтры. Это обусловлено тем, что
размер отслоившихся чешуек где-то порядка сотых дюйма.
Ниже приводятся варианты конструкций, выпускаемых фирмой «С. Ю. Н.
Инжиниринг», поршней модели «СУПЕР ПИГ» и рабочих элементов, которыми
могут быть оснащены данные поршни, представленные в таблице 2.14 [143].
Таблица 2.14 – Варианты конструкций и элементов оснащения поршней модели
«СУПЕР ПИГ»
Название
поршня или
элементов
оснащения
Стандартный
поршень
«СУПЕР ПИГ»
с чашками
Чашки для удаления АСПО
Поршень
«СУПЕР ПИГ» с
универсальными
чашками
Общий вид поршня или
элементов оснащения
Назначение и краткая
характеристика
Предназначен для очистки трубопроводов; удаления воды после гидростатических испытаний; разде-ления
продуктов в трубопроводах и удаления конденсата нефтяного газа. Поршень может быть оснащен специальными чашками для удаления АСПО.
Предназначены для очистки нефтепроводов как от рыхлых, так и от
твердых отложений парафина. На
чашках имеются байпасные отверстия,
способствующие движению счищаемого парафина перед поршнем и
предотвращающие скопление отложений между чашками.
Применим в трубопроводах с переменным
внутренним
диаметром.
Поршень легко проходит через короткие изгибы и является самоцентрирующимся а также самобалансирующимся.
75
Поршень
«СУПЕР ПИГ»,
оснащенный
щетками
Перекрывает трубопровод по полному диаметру, обладает повышенным ресурсом и отличается лёгкостью замены щёток. Рекомендуется
для удаления твёрдых отложений,
таких как ржавчина и вторичная окалина в газопроводах, а также АСПО в
нефтепроводах.
Щёточный круг
(3-14 дюймов)
Вариант оснащения поршня со щетками включает в себя две щётки по
окружности и две чашки
Подпружиненные стальные
щётки (14-60
дюймов)
Вариант поршня со щетками оснащен
щётками из карбоновой или нержавеющей стали, вставленными в диск,
благодаря чему создаётся уникальный
механизм «пружина в пружине».
Литой поршень
«СУПЕР ПИГ»
Выполнен как единое целое с чашечными или дисковыми элеме-нтами на
жёстком валу во избежание разрыва
переднего амортизатора. Поршень с
чашечными элементами может быть
оснащен 2-7 чашками. Поршень с дисковыми элементами оснащен 6 дисками и может двигаться в двух направлениях.
Более герметичный контакт со стенкой трубы, обеспечиваемый моделью
СУПЕР ПИГ, обусловлен тем фактом, что она состоит из четырёх рабочих элементов, в то время как у многих поршней других конструкций их всего лишь два.
Именно эта конструктивная особенность обеспечивает более длительный герметичный контакт со стенкой трубы, ибо если первый рабочий элемент (чашка) изнашивается до такой степени, что жидкость начинает просачиваться через образующийся зазор, три рабочих элемента продолжают обеспечивать герметичность
контакта, что по сути дела утраивает герметизирующую способность по сравнению с конкурирующими поршнями. Рабочий температурный диапазон поршней
составляет от -30 до +165 градусов по Фаренгейту (от -35 °С до +65 °С). Выпол 76
ненные из высокопрочного полиэфироуретана, поршни «СУПЕР ПИГ» новой
конструкции отличаются высокой прочностью при небольшом весе, составляющем около половины веса обычных металлических скребков сопоставимого размера. Поршни «СУПЕР ПИГ» в зависимости от условий их применения могут
быть выполнены в различных модификациях.
В СССР разработана конструкция очистных поршеней-разделителей ОПРМ. Поршень состоит из свободно расположенных на полом металлическом корпусе 1 кольцевых уплотнительных элементов 2, например, авиационных или автомобильных покрышек (рисунок 2.26).
Рисунок 2.26 – Очистной поршень-разделитель ОПР-М
Серийный выпуск поршней был начат в 1972 году Львовской опытноэкспериментальной базой ВНИИСТа. Техническая характеристика поршней ОПРМ представлена в таблице 2.15.
Таблица 2.15 – Техническая характеристика разделителей ОПР-М
Типоразмер
ОПР-М-300
ОПР-М-500
ОПР-М-700
ОПР-М-800
ОПР-М-1000
ОПР-М-1400
Диаметр,
мм
Длина, мм
Масса, кг
325
570
770
840
1050
1450
500
785
1130
1254
1470
1990
25
60
106
179
281
639
Разделитель манжетный РМ-ПС, разработанный ВНИИСТ, применяется для
очистки трубопроводов переменного сечения или имеющих сужения сечения.
Разделитель состоит из металлического корпуса 1, на котором крепятся резиновые
манжеты 2 при помощи втулок 3 (рисунок 2.27).
77
Рисунок 2.27 – Разделитель манжетный РМ-ПС
Серийный выпуск разделителя был начат с 1973 года Львовской опытноэкспериментальной базой ВНИИСТа. Техническая характеристика разделителей
РМ-ПС приведена в таблице 2.16.
Таблица 2.16 – Техническая характеристика разделителей РМ-ПС
Типоразмер
РМ-ПС 700/500
РМ-ПС 800/700
РМ-ПС 1000/800
РМ-ПС 1200/1000
PM-ПС 1400/1200
Условный диаметр очищаемого
трубопровода, мм
макс.
мин.
700
800
1000
1200
1400
500
700
800
1000
1200
Диаметр разделителя, мм
до заправки
в трубопровод
770
865
1050
1260
1450
после заправки
в трубопровод
макс.
мин.
700
500
800
700
1000
800
1200
1000
1400
1200
Длина,
мм
Масса,
кг
1119
1157
1240
1560
1722
165
220
355
522
763
В настоящее время Восточный филиал АО «ВНИИСТ» выпускает широкий
ряд различного оборудования [95] для проведения работ по очистке внутренней
поверхности трубопроводов, среди них поршни различных конструкций, общий
вид и описание которых приведено в таблице 2.17.
Таблица 2.17 – Очистные поршни, выпускаемые Восточным филиалом АО
«ВНИИСТ»
Название
ППО
Общий вид поршня
Назначение и краткая характеристика
Очистка внутренней полости трубопровода от загрязнений, поверхностного рыхлого слоя, ржавчины, конденсата, нефтяных отложений; вытеснение нефти и воды после гидроиспытания; разделение разносортных нефтепродуктов. Минимальный радиус угла поворота: 1,5Д.
Материал очищающих элементов: полиуретан.
Диаметр: 530, 720, 1020 (40”), 1070 (42”) мм
78
ОСУ
То же, что у ППО, но ниже степень очистки,
меньше ресурс работы.
Минимальный радиус угла поворота: 3…5Д.
Материал очищающих элементов: полиэтилен
высокого давления, пенополиуретан (поролон).
Диаметр: 159…1420 мм.
ОЛС
Очистка внутренней полости трубопровода от загрязнений, ржавчины, окалины и нефтяных отложений.
Минимальный радиус угла поворота: 3…5Д.
Материал очищающих элементов: полиэтилен
высокого давления, стальная щетка.
Диаметр: 159…1420 мм.
ПО
Очистка внутренней поверхности трубопровода
до металлического блеска; от загрязнений, окалины, ржавчины и нефтяных отложений.
Минимальный радиус угла поворота: 3…5Д.
Материал очищающих элементов: полиэтилен
высокого давления, стальная щетка.
Диаметр: 159…1420 мм.
ПР
Очистка внутренней полости трубопровода; вытеснение нефти и воды после гидроиспытания;
разделение разносортных нефтепродуктов. Минимальный радиус угла поворота: 3Д.
Материал манжет: маслобензостойкая резина.
Диаметр: 159, 219, 377, 529 мм,
ППЛ
ППЛ-М
ОП
Очистка трубопровода; вытеснения воздуха при
заполнении трубопровода; удаления воды и
нефти. Минимальный радиус угла поворота:
1,5 Д. Материал: пенополиуретан (поролон) литой, плотность 25-40 кг/м3.
Диаметр: 159…1420 мм.
То же, что у ППЛ, но более высокая степень
очистки, увеличен ресурс.
Минимальный радиус угла поворота: 1,5 Д.
Материал: – пенополиуретан (поролон) литой,
плотность 40-70 кг/м3.
Диаметр: 159…1420 мм.
Очистка внутренней поверхности трубопровода
до металлического блеска; от загрязнений, окалины, ржавчины и нефтяных отложений.
Минимальный радиус угла поворота: 1,5 Д.
Материал очищающих элементов: стальная
щетка.
Диаметр: 159…1420 мм.
79
2.4 Нетрадиционные методы очистки внутренней полости нефтепровода
При обзоре применяемых методов и средств механической очистки нефте-
проводов от АСПО необходимо упомянуть об опыте очистки внутренней полости
нефтепровода поваренной солью.
В 1963 году на одном из нефтепроводов диаметром 173 мм и протяженностью 20 км производительность перекачки нефти в течение 3 месяцев снизилась
на 20% от нормальной пропускной способности нефтепровода. Для выяснения
причины снижения производительности по трассе нефтепровода через каждый
километр были установлены манометры и на основании измерений снята линия
гидравлического уклона, которую сравнили с теоретической. Сопоставление теоретической и фактической линий гидравлических уклонов позволило сделать вывод о том, что участок между 5 и 11 км запарафинен. Для проверки правильности
этого вывода на 5 и 11 км трассы нефтепровода были вырезаны ручной ножовкой
окна и сделаны замеры толщины отложения парафина, которая достигла 20 мм.
Существующие способы очистки нефтепровода от парафина (пропуск скребка
или шаровых разделителей) не могли быть применены, так как трубопровод состоит из труб разного диаметра и на трассе установлены импортные вентильные
задвижки.
Работники Саратовского районного нефтепроводного управления И. Б. Волох, Е. П. Грибов, Г. С. Брегман и П. И. Чулин предложили очистить участок
нефтепровода от парафина гранулированной, кристаллической поваренной солью
[134]. Для обеспечения бесперебойной работы нефтепровода на запарафиненном
его участке проложили временный лупинг диаметром 100 мм (рисунок 2.28). В
начале запарафиненного участка через две отсекающие 150-миллиметровые задвижки 2 и 6 (рисунок 2.29) был врезан бункер 3 из трубы диаметром 250 мм, высотой 1,5 м, в который через воронку 5 загружалась поваренная соль 7, диаметром
зерен не более 5—6 мм. Для выравнивания давлений в магистральном нефтепроводе 1 и бункере была врезана трубка 9 диаметром 1/2 дюйма с запорным вентилем 8. Для спуска нефти из бункера перед очередной засыпкой соли в нижней ча 80
сти бункера врезан спускной краник 4 диаметром 3/4 дюйма. После заполнения
бункера поваренной солью задвижку 6 закрывают, открывают вентиль 8 и задвижку 11 и закрывают задвижку I (рисунок 2.28). Соль под собственной тяжестью скатывается вниз в магистральный нефтепровод, подхватывается потоком
перекачиваемой нефти и движется по нефтепроводу. При движении кристаллы
соли ударяются о стенки трубы и сбивают парафин, который подхватывается потоком нефти и сбрасывается вместе с нефтью и солью в заранее подготовленный
котлован 4 (рисунок 2.28). Отстоявшуюся нефть откачивают из котлована агрегатом ПА8-80 обратно в нефтепровод, а операцию с засыпкой соли повторяют. Участок между 5 и 11 км магистрального нефтепровода диаметром 173 мм был очищен за 1,5 ч, при этом израсходовано 120 кг соли. Производительность нефтепровода после очистки достигла расчетной, в котловане после очистки оказалось
около 40 т парафина. Схема устройства дозировки соли приведена на рисунке
2.29. По результатам проведенных работ, были сделаны выводы о возможности
очистки магистральных нефтепроводов диаметром до 200 мм от парафина гранулированной поваренной солью. При очистке солью не наблюдалось полного запарафинивания поперечного сечения трубопровода; парафин во взвешенном состоянии уносился потоком нефти, поэтому его можно откачивать в емкости потребителя нефти. Для очистки солью магистральных нефтепроводов диаметром более
200 мм необходимо дополнительно произвести экспериментальные работы.
1 — приспособление для запуска поваренной соли; 2 — магистральный нефтепровод
диаметром 6 дюймов; 3 — отвод для выпуска нефти, парафина и соли; 4 — земляной котлован
объемом 250 м3; 5 — откачивающий агрегат; 6 — временный лупинг диаметром 4 дюйма; I —
IV— задвижки
Рисунок 2.28 – Схема пропуска соли по нефтепроводу
81
1 — магистральный нефтепровод диаметром 6 дюймов; 2, 6 — запорные задвижки; 3 —
бункер диаметром 10 дюймов; 4 — краник для спуска нефти; 5 — воронка; 7 — кристаллическая поваренная соль; 8 — запорный вентиль; 9 — цельнотянутая трубка диаметром 1/2 дюйма
Рисунок 2.29 – Схема устройства дозировки соли
2.5 Устройства для запуска 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.
В устройствах для запуска и приема цилиндрических ОУ (рисунок 2.30),
применяемых чаще всего, камеры запуска и приема могут быть отсечены от давления в магистрали; после сброса давления до атмосферного в них можно вводить
ОУ для запуска или приема. После ввода ОУ в устройство для запуска давление в
камере запуска увеличивается до давления в магистрали, а открытие задвижки на
выходе камеры запуска обеспечивает возможность выхода ОУ в трубопровод. В
конце участка трубопровода ОУ входит в приемное устройство. После закрытия
задвижки на приемном устройстве давление в приемной камере сбрасывается до
атмосферного, и после продувки ОУ извлекается из камеры [62].
82
а — устройство запуска; б — устройство приема; 1 — крышка; 2 — продувочный кран; 3 —
манометр; 4 — кран сброса давления; 5 — цилиндрическая часть устройства запуска длиной
равной 1,5 длины поршня; 6 — переходник; 7 — соединительная труба; 8 — индикатор
прохождения поршня; 9 — задвижка запуска; 10 — тройник; 11 — выравнивающая линия; 12
— задерживающая задвижка; 13 — дренажная линия; 14 — цилиндрическая часть устройства
приема длиной, равной 1,5 длины поршня; 15 — задвижка приема
Рисунок 2.30 – Типичная схема устройств запуска и приема
цилиндрических поршней
Основное различие между устройствами для запуска и приема ОУ заключается в расположении байпасной линии относительно переходника. Приемное
устройство позволяет освобождать байпасную линию от транспортируемой среды
сразу после прохождения скребком, или разделителем суживающего переходника.
Это создает условия для уменьшения требуемой проталкивающей силы и механического импульса, создаваемого этой средой. В устройстве для запуска вход в
байпасную линию расположен непосредственно у крышки камеры запуска, что
обеспечивает возможность создания давления на разделитель или скребок после
его запуска. Размеры камеры запуска несколько превышают размеры скребка или
разделителя, чтобы облегчить ввод последнего. Общая длина цилиндрической
камеры запуска примерно в 3 раза превышает длину скребка или разделителя.
Между задвижкой приемного устройства и магистральным тройником устанавливается патрубок для экстренного ввода в поток между разделителями химреагентов.
В настоящее время компания «СПГ Прематехник ГмбХ» [142] занимает лидирующие позиции на рынке производства камер для запуска и приема очистных
устройств (рисунок 2.31).
A brand of SPG Group.
Рисунок 2.31– Станция приема и запуска очистных поршней,
ОЧИСТНОЙ ПОРШЕНЬ
56/60", ANSI 600 #
usen
600 #
изготавливаемая компанией «СПГ Прематехник ГмбХ»
STE 460, A105, Gr. 2
7.000 kg / Stück
83
A105, Gr. 2
На Материал: рисункеTSTE 460, 2.32 приводятся
изображения концевых затворов (а) в закрытом
Вес: 17.000 кг шт.
NSI B 31.4
и б) в открытом
виде
соответственно) камер приема и запуска ОУ компании «Спг
Расчет: ANSI B 31.4
oyds Register
Приемка: Lloyds Register
Прематехник
Гмбх».
S
S
H
D
G
F
F
i
w
U
P
ü
а)
б)
Рисунок 2.32 – концевой затвор камера приема и запуска ОУ
На рисунке 2.33 показана станция для запуска и приема очистных поршней
ПРЕМАТРАП с полным автоматизированным управлением, которая сосоит из: 1
– станции для запуска и приема очистных поршней; 2 – быстродействующего
гидравлического затвора; 3 – улавливающего короба; 4 – гидравлических направляющих; 5 – цилиндра гидравлического; 6 – крана; 7 – пульта управления; 8 –
очистного поршня.
-
-
-
Н
П
к
-­
-­
-­
84
Рисунок 2.33 – Станция для запуска и приема очистных поршней ПРЕМАТРАП
Принципиальная схема станции для запуска и приема очистных поршней в
стандартном исполнении показаны на рисунках 2.34 и 2.35.
Рисунок 2.34 – Станция для запуска очистных поршней в стандартном
исполнении
Рисунок 2.35 – Станция для приема очистных поршней в стандартном
исполнении
85
Термин «шаровой разделитель» появился ранее, чем были разработаны
устройства для их запуска и приема. Последние создавались с использованием
принципов проектирования разделителей цилиндрического типа. Однако устройства запуска шаровых разделителей можно автоматизировать; кроме того, их
можно загрузить несколькими разделителями, которые пригодны для использования в качестве поршня для периодической очистки полости трубопроводов. Типичная схема устройства запуска и приема шаровых ОУ представлена на рисунке
2.36. В устройствах запуска и приема шаровых ОУ используется гравитационный
принцип вместо применения байпасной разгрузочной линии, чтобы облегчить
движение их из устройства запуска в приемное устройство. Задвижка в приемном
устройстве может быть сферической с глухой выемкой, в которую может скатиться шаровой разделителе из камеры запуска или же может быть введен в трубопровод поворотом штока задвижки не 180 °. Глухая выемка в задвижке отсекает
устройство запуска от трубопровода на данное стадии запуска [83].
а – устройство запуска; б – устройство приема; 1 – продувочный кран; 2 – манометр; 3 –
кран сброса давления; 4 – задвижка запуска или задуржки шаровых ОУ; 5 – выравнивающая
линия; 6 – колено; 7 – индикатор прохождения шара; 8 – переходник; 9 – один диаметр трубы;
10 – ¾ диаметра шара; 11 – индикатор прохождения поршня; 12 – тройник
Рисунок 2.36 – Типичная схема устройства запуска и приема шаровых ОУ
Для запуска шаровых резиновых разделителей и аналогичных им эластичных очистных устройств СКБ «Транснефтьавтоматика», базируясь на более чем
пятилетнем опыте очистки нефтепроводов, разработало две принципиальные схемы обвязки нефтепроводов, показанные на рисунке 2.37.
86
А – схема обвязки нефтепровода для запуска; Б – схема обвязки нефтепровода для
запуска, когда узел смонтирован в колодце; В – схема обвязки нефтепровода на промежуточной
станции; Г – схема обвязки нефтепровода на промежуточной станции, когда разделитель или
скребок пропускается через обратный клапан; Д – схема обвязки нефтепровода для приема; 1 –
основная линия нефтепровода; 2 – подводящая линия к камере запуска; 3 – задвижка на
подводящей линии; 4 – концевой затвор; 5 – камера запуска; 6 – патрубок дли установки
манометра и сообщения с атмосферой; 7 – шаровой резиновый разделитель или сферический
эластичный скребок; 8 – отсекатель; 9 – задвижка, отсекающая камеру запуска от основной
линии нефтепровода;10 – линейный сигнализатор; 11 – линия откачки нефти из емкости; 12 –
насосный агрегат; 13 – линия закачки нефти в действующую линию нефтепровода; 14 –
задвижка на основной линии нефтепровода; 15 – дренажная линия; 16 – емкость; 17 – тройник;
18 – линия всасывания; 19 – задвижка на линии всасывания; 20 – задвижка для отключения
обратного клапана; 21 – обратный клапан; 22 – задвижка для отключения обратного клапана; 23
- задвижка на линии нагнетания; 24 – линия нагнетания; 25 – задвижка на основной линии
нефтепровода; 26 – отвод на камере приема; 27 – задвижка не отводящей линии; 28 – камера
приема; 29 – задвижка, отсекающая камеру приема от основной линии нефтепровода
Рисунок 2.37 – Принципиальные схемы обвязки узлов запуска, приема и пропуска
эластичных разделителей и скребков через промежуточные насосные станции
Первая схема приемлема для тех случаев, когда устройство монтируется на
открытой площадке. Вторая схема предназначена для случаев, когда устройство
монтируется в колодце, так как вынести его на открытую площадку не представляется возможным. Следует заметить, что испытания, проведенные СКБ «Транснефтьавтоматика», показали, что одновременный запуск в нефтепровод двух или
более разделителей или очистных устройств для лучшей очистки по сравнению с
87
запуском одного очистного устройства заметного преимущества не дает и экономически нецелесообразен. Схема на рисунке 2.37 Б отличается от схемы на рисунке 2.37 А тем, что камера, в которую помещают разделители и сферические
эластичные скребки, приварена к тройнику 17, врезанному в нефтепровод. Причем, в зависимости от необходимости, камера может быть перпендикулярна или
наклонна к тройнику. Практика показала, что более предпочтительной является
схема, показанная на рисунке 2.37 А. По этой схеме выполнены обвязки для запуска эластичных очистных устройств на головных насосных станциях магистральных нефтепроводов различных диаметров: Тихорецк – Туапсе, Тихорецк –
Новороссийск, Полоцк – Вентспилс, Горький – Рязань и др. Схема на рисунке
2.37 Б, как правило, должна применяться лишь тогда, когда нет возможности вынести всю обвязку узла запуска из закрытого или полузакрытого колодца и нужно
использовать существующую обвязку ранее сооруженных камер запуска скребка.
Эта схема была принята для дооборудования узлов запуска очистных средств на
головных насосных станциях магистральных нефтепроводов Нижняя Омра – Войвож, Долина – Дрогобыч, Грозный – Махачкала, Покровка – Сызрань, Куйбышев
– Саратов, Озексуат – Грозный и др.
Натурные эксперименты, проведенные сотрудниками СКБ «Транснефтьавтоматика» на различных по длине и диаметру нефтепроводах, подтвердили возможность пропуска шаровых резиновых разделителей и аналогичных им очистных устройств на весьма большие расстояния, например на расстояние более 1000
км. Таким образом, практически можно запускать очистные устройства в нефтепровод на его головной насосной станции и принимать очистные устройства на
конечном пункте нефтепровода. Было также установлено, что с увеличением диаметра нефтепровода, начиная с 700 мм, очистные устройства могут пройти расстояние до 2000 км и более, обеспечивая при этом нужное качество очистки трубопроводов. Поэтому в настоящее время отпала необходимость в сооружении,
устройств для запуска и приема очистных устройств на промежуточных насосных
станциях. При пропуске эластичных очистных устройств через промежуточные
насосные станции напрямую обвязка на линейной части нефтепровода должна
88
быть выполнена в соответствии с принципиальной схемой, показанной на рисунке
2.37 В и 2.37 Г. Чтобы обеспечить пропуск шаровых резиновых разделителей и
сферических эластичных очистных устройств по всей длине нефтепровода, необходимо было решить задачу пропуска этих устройств через подводные переходы
и участки нефтепровода, на которых имеются ответвления. Известно, что в большинстве случаев участки нефтепровода, расположенные под водой, состоят не
менее чем из двух ниток, каждая из которых собрана из труб, диаметр которых
ниже диаметра труб основной линии нефтепровода. Для этого, чтобы установить
возможность пропускать эластичные очистные устройства по одной из ниток подводного перехода нефтепровода, были проведены стендовые и натурные испытания. Кроме того, были проведены дополнительные стендовые испытания по пропуску шаровых резиновых разделителей по трубопроводам в порядке, описанном
в таблице 2.18.
Таблица 2.18 – Порядок пропуска шаровых разделителей по нитке подводного
перехода.
Разделители
Диаметр труб, мм
РШ-350
РШ-500
РШ-700
РШ-800
РШ-1000
300 и 250
350
500
500 и 700
700 и 800
Результаты стендовых испытаний были полностью подтверждены в ходе
испытаний на действующих нефтепроводах Горький – Рязань, Альметьевск –
Горький II, Альметьевск – Горький III, нефтепроводе «Дружба» и др. Для пропуска шаровых резиновых разделителей и сферических эластичных скребков по подводному переходу нефтепровода необходимо перекачку вести только по одной
нитке, а другие параллельные нитки должны быть полностью перекрыты. СКБ
«Транснефтьавтоматика» нефтепроводные управления Главнефтеснаба РСФСР
неоднократно отмечали, что из-за неправильной обвязки в пункте приема очистных устройств создавалось угрожающее положение для нормальной работы
нефтепровода. Шаровые резиновые разделители РШ-500, поступившие в приемную камеру в Туапсе, были увлечены проходящим через камеру потоком нефти в
89
отвод диаметром всего 250 мм, хотя сами разделители имели наружный диаметр
более 500 мм. Впоследствии они были обнаружены в коммуникационных трубопроводах и даже в цилиндре поршневого насоса на Туапсинской морской перевалочной нефтебазе, создав тем самым серьезную угрозу остановки налива танкеров. В процессе одного из очередных пропусков шаровых резиновых разделителей РШ-700 по нефтепроводу Горький – Рязань из-за неправильной обвязки узла
пропуска очистных устройств напрямую на одной из промежуточных насосных
станций
разделитель, имевший наружный диаметр более 700 мм, попал во вса-
сывающую линию насосной, имеющей диаметр 500 мм, а затем вошел в линию
диаметром 350 мм ведущую к фильтрам. Учитывая все особенности процесса
приема, шаровых резиновых разделителей и других очистных устройств, СКБ
«Транснефтьавтоматика» разработало принципиальную схему приема очистных
устройств, которая показана на рисунке 2.37 Д. Приведенная схема отвечает тем
же основным условиям, что и схемы обвязки нефтепровода в пункте запуска эластичных очистных устройств. Упрощенная схема обвязки узла приема очистных
устройств принята на ряде магистральных нефтепроводов, в том числе Долина –
Дрогобыч, Озексуат – Грозный, Тихорецк – Новороссийск и Тихорецк – Туапсе.
На рисунке 2.38 показан узел приема РШ и сферических эластичных скребков на конечном пункте нефтепровода Озексуат – Грозный.
Рисунок 2.38 – Узел приема шаровых резиновых разделителей и
сферических эластичных скребков на конечном пункте нефтепровода Озексуат –
Грозный
90
На рисунке 2.39 показаны конструкции камер для запуска шаровых резино-
вых разделителей и аналогичных им эластичных очистных устройств, разработанные для магистрального нефтепровода Куйбышев – Саратов, которые могут
быть расположены вертикально или наклонно к оси тройника.
Рисунок 2.39 – Общий вид конструкций камер для запуска шаровых
резиновых разделителей и аналогичные им очистные устройства, разработанные
для магистрального нефтепровода Куйбышев – Саратов
Сверху к приемной камере должны быть приварены не менее двух отводов,
площадь сечения которых равна площади сечения трубы на основной линии
нефтепровода (рисунок 2.40). В месте соединения отводов на самой камере необходимо сделать отверстия в виде сетки или решетки, предотвращающие попадание в отводные линии посторонних предметов.
Рисунок 2.40 – Приемная камера с двумя отводами
Разработанные СКБ «Транснефтьавтоматика» концевые затворы предназначены для закрытия и открытия тупиковых участков трубопроводов и различного
91
вида люков вместо фланцевых заглушек. Концевые затворы устанавливаются на
камерах запуска и приема РШ и других эластичных ОУ [52].
На рисунке 2.41 показан нормальный ряд концевых затворов наиболее распространенной конструкции, предназначенных для трубопроводов диаметром
100…800 мм.
Рисунок 2.41 – Концевые затворы, предназначенные для трубопроводов
диаметром 100…800 мм
Применительно к трубопроводам диаметром 1000 мм и более СКБ «Транснефтьавтоматика» разработало устройство для запуска и приема эластичных
очистных устройств, у которых концевой затвор (рисунок 2.42) имеет свои отличительные особенности.
Рисунок 2.42 – Общий вид конструкции устройства для запуска в
нефтепровод сферических эластичных очистных устройств диаметром 1000 мм
Фланец 7 концевого затвора также имеет диаметр, равный диаметру камеры
запуска или приема, к которой он приваривается. В состав устройства запуска и
92
приема входят: гидроцилиндр 1; винт 2; каток 3; крышка концевого затвора 4; колонка управления 5; лоток 6; фланец камеры 7; опорная тележка 8; шасси 9; полухомут концевого затвора 10, 11.
Отсекатели предназначены для последовательного запуска в нефтепровод
или другой трубопровод нескольких шаровых резиновых разделителей и аналогичных им очистных устройств через определенные интервалы времени. В СКБ
«Транснефтьавтоматика» разработаны несколько конструкций отсекателей, каждая из которых предназначена для трубопроводов соответствующих диаметров.
На рисунке 2.43 показана конструкция поворотного отсекателя.
1 – сварной корпус; 2 – поворотный конус; 3 – приводное устройство; 4 – вал; 5 –
уплотнительное кольцо; 6 – бронзовая втулка
Рисунок 2.43 – Общий вид конструкции поворотного отсекателя
Данная конструкция отсекателя была принята для эксплуатации на трубопроводах диаметром 350 мм в наклонных камерах запуска РШ.
Применительно к трубопроводам с диаметром 500 мм была разработана
другая конструкция отсекателя, общий вид которой представлен на рисунке 2.44.
Для последовательного запуска шаровых резиновых разделителей и других аналогичных им устройств диаметром 1000 мм в трубопровод соответствующего диаметра СКБ «Транснефтьавтоматика» разработало отсекатель ДШ-4, общий вид
конструкции которого представлен на рисунке 2.45.
93
1 – рычаг; 2 – рычаг упорный; 3 – шток; 4 – шпильки; 5 – гидроцилиндр; 6 – поршень; 7
– контрольный шток; 8 – установочный фланец; 9 – конечный выключатель; 10 – толкатель
Рисунок 2.44 – Конструкция отсекателя, применяемая для трубопроводов
диаметром 500 мм
1 – фланец; 2 – сварной корпус; 3 – крыльчатка; 4 – щеки; 5 – ось; 6 – рычаг управления; 7 –
толкатель; 8 – резиновые прокладки; 9 – шпильки; 10 – шток
Рисунок 2.45 – Общий вид отсекателя ДШ-4 конструкции СКБ
«Транснефтьавтоматика»
Для полуавтоматического запуска шаровых резиновых разделителей и других аналогичных очистных устройств в трубопровод диаметром 800 мм СКБ
«Транснефтьавтоматика» разработало специальное полуавтоматическое устройство (рисунок 2.46). Для подъема этих очистных устройств полуавтоматическое
устройство для запуска снабжено гидравлическим подъемником М-16.
94
1 – бочкоподъемник М-16; 2 – концевой затвор; 3 – шаровой резиновый разделитель
РШ-800; 4 – гидравлические отсекатели; 5 – камера запуска; 6 – колонка управления
Рисунок 2.46 – Общий вид конструкции полуавтоматического устройства для
запуска и приема сферических эластичных очистных средств диаметром 800 мм
В США применялись устройства для управления шаровыми разделителями
(рисунок 2.47) [131]. К ним относятся устройства: для запуска разделителей в
трубопровод (рисунок 2.48); для обхода разделителями промежуточных насосных
станций; для приема разделителей в конечных пунктах трубопроводов.
1 – резервуары головной насосной станции; 2 – насосы головной станции; 3 – устройство
для впуска разделителей; 4 – насосы промежуточной станции; 5 – байпас для обхода шаровыми
разделителями промежуточных насосных станций; 6 - трубопровод; 7 – устройство для приема
разделителей на конечном пункте трубопровода; 8 - резервуарный парк конечного пункта трубопровода
Рисунок 2.47 – Схема трубопровода, оборудованного устройствами для
управления шаровыми разделителями
95
1, 2 – плунжеры; 3 – задвижка; 4 – наклонный удлиненный патрубок-коллектор; 5 –
крышка коллектора; 6 – циркуляционный трубопровод; 7 – насос; 8 – всливная труба; 9 –
магистральный трубопровод; 10 – резервуар; 11 – регулятор с программным реле времени
Рисунок 2.48 – Схема устройства для запуска шаровых разделителей в
трубопровод
Особую в конструкции устройства проблему представляет прохождение
разделителя через промежуточные насосные станции. Эта проблема в США решается двумя путями: направлением разделителей по байпасу вместе с потоком перекачиваемых нефтепродуктов с остановкой насосной станции на время прохождения через нее разделителей (этот метод хотя и применяется, но связан со значительными эксплуатационными трудностями и снижением пропускной способности трубопровода) и направлением разделителей через специальный вертикальный П - образный байпас, позволяющий осуществлять перекачку без остановки
насосных агрегатов промежуточной станции [125].
Такие байпасы (рисунок 2.49), установленные на трубопроводе диаметром
356 мм фирмы «Шелл», обеспечивают отделение сфероидов от потока, направление потока через магистральные насосы, задержку сфероидов и автоматический
ввод их в те же самые места между перекачиваемыми продуктами, где они находились при подходе к промежуточной насосной станции.
Приведенные устройства для управления шаровыми разделителями не исчерпывают всех конструкций, существующих за рубежом в этой области. Однако
они дают ясное представление о тех задачах, решением которых должно сопровождаться внедрение шаровых разделителей на трубопроводах.
96
1 – индикатор; 2 – отвод; 3 – байпас; 4 – ограничительный шток; 5 – верхний запорный
автоматический клапан; 6 – уравнительные клапаны; 7 – нижний запорный клапан; 8 –
напорный трубопровод; 9 – всасывающая линия; 10 – магистральный насос; а – объем жидкости
в трубопроводе между двумя индикаторами прохождения разделителей, соответствующий
объему, заключенному между двумя соседними разделителями; б – объем продукта,
заключенный между двумя последующими индикаторами и равный объему (а)
Рисунок 2.49 – Схема автоматического байпаса для обхода шаровыми
разделителями промежуточных насосных станций
В Управлении Урало-сибирскими магистральными нефтепроводами и
Башгосуниверситете в 1972 г. Ш. Н. Ахатовым, Р. Г. Исхаковым, З. Ф. Каримовым разработана система для программированного запуска серии разделителей,
оснащенных манжетами [13], работающими по принципу полужидкостного трения. Эта система запуска отличается следующими принципиально новыми признаками. Размещение разделителей в камере системы в строго нужных позициях
достигается благодаря соответствующему подбору длин монтажных валов разделителей и общей длины камеры так, что при закрытом концевом затворе разделители концами своих валов взаимно упираются, а задний конец последнего разделителя упирается на специальный ограничительный шток концевого затвора. Заполнение камеры после заправки разделителей осуществляется подачей жидкости
из магистрального трубопровода в пространство между первым разделителем и
отсекающей задвижкой. Заполнение пространства между остальными разделителями и их манжетами происходит из этой же зоны, за счет перетоков жидкости
через щели, имеющие между стенкой камеры и манжетами разделителей. Так как
все разделители будут испытывать динамическую нагрузку, вызываемую перето 97
ками жидкости, то они останутся строго в первоначальных фиксированных положениях, поскольку все плотно прижаты друг к другу, а последний к ограничительному штоку концевого затвора. На камере системы запуска перед каждым
разделителем смонтирован механический ограничитель, предназначенный для
предотвращения его перемещения при запуске впереди расположенного разделителя. Технологическая схема данной системы запуска представлена на рисунке
2.50 [14].
1 – цилиндрическая камера; 2, 2', 2", 2"' – механические ограничители; 3 – отсекающая
задвижка; 4 – спускник; 5, 8, 9 – задвижки; 6 – магистральный трубопровод; 7 –
сигнализатор прохождения разделителей; 10, 17 – патрубок; 11, 11', 11", 11"' – пусковые
задвижки; 12, 12', 12", 12"' – патрубки; 13 – пульт управления; 14 - концевой затвор; 15 –
вентиль; 16 - ограничительный шток; 18, 18', 18", 18"' – манжетные разделители
Рисунок 2.50 – Конструктивная схема системы запуска серии разделителей
На рисунке 2.51 приведена конструкция механического ограничителя.
1 – камера; а – шарнирный вал; б – рычаг; в - рабочая пружина; г – неподвижный стояк;
д – корпус; е – ограничитель; ж – манжета
Рисунок 2.51 – Конструкция механического ограничителя разделителей
98
Систему запуска разделителей можно условно разделить на два этапа. Пер-
вый этап — заправка системы разделителями и заполнение жидкостью. Второй
этап — сам запуск разделителей в магистральный трубопровод. Система запуска,
показанная на рисунке 2.50 рассчитанна для одновременной заправки четырех
разделителей. В случае необходимости увеличения числа разделителей в серии, в
конструкции системы запуска необходимо увеличить лишь длину корпуса камеры
1, и в нее врезать нужное количество дополнительных подводящих патрубков, на
которых нужно установить пусковые задвижки. Как показали промышленные испытания, в результате применения данной системы достигается надежное программированное управление процессом запуска серии механических разделителей, оснащенных манжетами, работающими по принципу полужидкостного трения, как при последовательной перекачке различных жидкостей, так и при периодической очистке магистральных трубопроводов.
Также в 1972 году Ш. Н. Ахатовым, Р. Г. Исхаковым, З. Ф. Каримовым была предложена система для приема серии механических разделителей на конечном пункте нефтепровода, предназначенная для последовательной перекачки
нефтей, нефтепродуктов и различных жидкостей по одному трубопроводу, а также для очистки трубопроводов с применением механических ОУ. Эта система
предназначена для эксплуатации манжетных разделителей [13]. На рисунке 2.52
приводится технологическая схема данной системы. Данная камера приема испытана и эксплуатируется c 1972 г. в промышленных условиях на одном из нефтепроводов Управления уралосибирскими нефтепроводами. Она смонтирована для
приема серии из четырех разделителей, а при необходимости может быть смонтирована для приема любого необходимого числа разделителей [15].
99
1, 2 – коллекторы; 3, 4, 7, 17, 19 – задвижки; 5, 10 – сигнализаторы прохождения разделителей
СКР; 6 – магистральный трубопровод; 8 – патрубок; 9 – отсукающая задвижка; 11 –
цилиндрическая камера; 12 – концевой затвор; 13 – вентиль; 14 – трубопровод; 15 – пульт
управления; 16, 18 – дополнительные перемычки
Рисунок 2.52 – Технологическая схема системы приема разделителей на
конечном пункте трубопровода
На основании проведенного обзора различных типов механических ОУ была разработана классификация этих устройств, представленная на рисунке 2.53 и
учитывающая конструктивные особенности, материалы изготовления, типовые
характеристики и другие различные факторы.
100
Сборно-­‐разборные
С чистящими дисками
Цельнолитые с манжетами
С чистящими дисками и щетками
Цельнолитые с чистящими щетками
С чистящими дисками и магнитными щетками
Цельнолитые с усилленным покрытием
Одно-­‐ и двухсекционные
Цельнолитые без усиливающих оболочек
С устройствами для размыва отложений и без них По конструктивным особенностям
Очистные поршни, шары и пули
По материалу из-­‐
готовления чи-­‐
стящих элементов
С системой отслеживания и обнаруже-­‐
ния по трассе и без нее
Механические средства очистки внутренней полости трубопроводов Комбинированные -­‐ сочетают особенно-­‐
сти поршней и скребков
По конструктив-­‐
ным особенностям
Очистные скребки
По материалу из-­‐
готовления чи-­‐
стящих элементов
Резиновые поршни, шары, пули
Резиновые диски и м анжеты
Полиэтиленовые поршни, шары, пули
Полиуретановые диски и манжеты
Поролоновые поршни, ш ары, пули
Стальные ножи -­‐ щетки
Полиуретановые поршни, шары, пули
Стальные волосяные щетки
Смешанные (сборно-­‐разборные)
Магнитные щетки Рисунок 2.53 – Классификация механических средств очистки внутренней
полости нефтепроводов
101
Глава 3 Применение химических методов борьбы с
асфальтосмолопарафиновыми отложениями
Одним из направлений предотвращения парафинообразования и удаления
уже сформировавшихся АСПО является использование химических реагентов
[81].
Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:
1.
Предотвращение отложения парафина с помощью применения хим-
продуктов, ингибирующих процесс формирования АСПО.
2.
Удаление АСПО с помощью органических растворителей и водных
растворов различных композиций поверхностно-активных веществ [44].
3.1 Химические реагенты, применяемые для предупреждения
образования асфальтосмолопарафиновых отложений
В
случае
применения
химических
реагентов-ингибиторов
зачастую
возникают проблемы утилизации этих реагентов, ухудшения товарных свойств
перекачиваемых продуктов, необходимости проведения мероприятий по охране
окружающей среды.
Классификация химических реагентов-ингибиторов, предотвращающих образование АСПО показана на рисунке 3.1.
102
СМАЧИВАЮЩИЕ образуют на поверхности металла
гидрофильную пленку, препятствующую адгезии
кристаллов парафина к трубам, что создает условия для
выноса их потоком жидкости. К ним относятся
полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты,
силикаты щелочных металлов, водные растворы
синтетических полимерных поверхностно-активных
веществ (ПАВ)
МОДИФИКАТОРЫ взаимодействуют с молекулами
парафина, препят ствуя проце ссу укрупнения
кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов
во взвешенном состоянии в процессе движения.
Кристаллы парафина после ввода модификатора не
образуют скоплений, за счет чего уменьшается вязкость
нефти. Такими свойствами обладают атактический
пропилен с молекулярной массой 2000-3000,
низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной
массой 8000-12000, алифатические сополимеры,
сополимеры этилена и сложного эфира с двойной
связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и
винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой
2500-3000.
ХИМИЧЕСКИЕ
РЕАГЕНТЫИНГИБИТОРЫ,
ПРЕДОТВРАЩАЮЩИЕ
ОБРАЗОВАНИЕ АСПО
ДЕПРЕССАНТЫ подавляют или затормаживают
образование центров кристаллизации парафинов,
замедляют рост кристаллов и понижают температуру
застывания нефти. Механизм действия депрессантов
заключается в адсорбции их молекул на молекулах
парафина, что затрудняет их способность к агрегации и
накоплению. К известным депрессантам относятся:
“Парафлоу АзНии”, алкиилфенол ИПХ-9, “Дорад-1 А”,
ВЭО-504 ТюмИИ, “Азолят-7”.
ДИСПЕРГАТОРЫ проникают в структуру парафина и
образуют вокруг мелкодисперсных частиц парафина
химические оболочки, снижающие способность
частичек парафина коагулировать и прилипать к
поверхности труб. К ним относятся соли металлов, соли
высших синтетических жирных кислот, силикатносульфанольные растворы, сульфатированный щелочной
лигнин [13]
РЕАГЕНТЫ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ хорошо
зарекомендовали себя в следующих ингибиторах:
М Л - 7 2 , и М Л - 8 0 , кото р ы е п р и м е н я ют с я д л я
одновременного ингибирования и удаления АСПО и
деэмульгирования стойких эмульсий. Такие вещества
растворимы в пресной воде, но к их недостаткам омжно
отнести высокую температуру застывания, вследствие
этого их применение затруднительно в зимнее время.
Рисунок 3.1 – Классификация химических реагентов-ингибиторов,
предотвращающих образование АСПО
103
3.2 Химические реагенты, применяемые для удаления
асфальтосмолопарафиновых отложений
Использование химических реагентов для очистки внутренней поверхности
нефтепроводов от АСПО началось практически с первых лет эксплуатации труб.
В 1962 г. в Научно-исследовательском институте по транспорту и хранению
нефти и нефтепродуктов были проведены исследования, которые показали, что
незначительные отложения в трубах наиболее целесообразно удалять периодической промывкой нефтепровода с применением моющих препаратов. Препараты
моющего действия адсорбируются на загрязненной поверхности в большей степени, чем частицы парафина и грязи, и вытесняют с поверхности эти частицы,
становясь на их место. Также предполагалось, что АСПО можно удалить, применением моющих присадок — смеси высокомолекулярных сульфонатов кальция с
низкомолекулярными (имеются ввиду низкомолекулярные сульфонаты кальция) в
соотношениях, устанавливаемых опытным путем.
М. А. Мурсалова, М. Ф. Асадов, А. И. Алиева (ГосНИПИ «Гипроморнефтегаз») в 1990-х годах предлагали использовать для удаления АСПО реагентудалитель, обладающий высокой растворяющей способностью при низких температурах. Состав растворителя подбирался с учетом наличия и доступности сырьевого обеспечения. Для создания реагента целенаправленного действия в состав на
основе пиролизного сольвента вводили углеводородорастворимые ПАВ. По мнению авторов сочетание растворителя и ПАВ в едином составе позволит решить
проблему очистки подводного нефтепровода от АСПО за счет их комплексного
воздействия и обеспечит составу высокую эффективность. Сольвент пиролизный
выделяли на Сумгаитском заводе СК из продуктов пиролиза легких фракций углеводородов. Товарный продукт имел стабильный состав (фракция 125-190 °С),
плотность 858-860 кг/м3 при температуре 20 °С и относится по токсичности к IV
классу. Компонентный состав углеводородов в сольвенте был следующим: С7 –
0,29; Толуол – 9,85%; Этилбензол – 9,46%; Ксилол – 52%; стирол – 23,65%; С9 –
4,75%. Сольвент представляет собой смесь ароматических углеводородов, основ 104
ную массу которых составляет ксилол (более 50%). В отличие от многих растворителей сольвент хорошо растворяет АСПО при низких температурах (10 °С и
ниже), что является предпосылкой его эффективного использования для очистки
и снижения гидравлического сопротивления в глубоководных нефтепроводах.
В качестве ПАВ использовали нафтеновые кислоты, имеющие нефтяную
природу. Кислоты выделяли при очистке керосиновых и дизельных фракций бакинских нефтей. Продукт содержит 95,0-96,4% кислот с 220-250 мол. масс. Нафтеновые кислоты обладают поверхностно-активными свойствами и при концентрации ПАВ в углеводородной фазе 0,1-1,0% (масс.) снижают поверхностное
натяжение на границе раздела сольвент — дистиллированная вода при температуре 20 °С в 2,5-4,5 раза:
Концентрация ПАВ
в сольвенте,%
Поверхностное
натяжение, 10-3, Н/м
0,125.......... …………..21,5
0,25............. …………..8,5
0,5.............. …………..5,9
1,0.............. …………...4,8.
Использование этой присадки в составе углеводородной композиции позволит увеличить проницаемость растворителя и площадь его контакта с АСПО, благодаря улучшению смачивающих свойств состава, и ускорит разрушение отложений за счет диспергирующей способности ПАВ. В исследованиях использовали
АСПО, извлеченные из подводного нефтепровода месторождения «Алят-дениз», с
компонентным составом: парафины — 80, асфальтены — 10,4, смолы — 5,2, мехпримеси — 3,9, минеральная часть — 1,1 (% (масс.)). Оценку эффективности действия реагента-удалителя проводили фотоколориметрическим методом на ФЭК56М по количеству АСПО, создавшего в растворителе истинный раствор, а также
гравиметрически — по потере массы образца АСПО. Количество АСПО, растворившееся при заданных условиях эксперимента, определяли путем сравнения оптической плотности полученного и контрольных растворов на калибровочной
кривой. Процесс растворения АСПО контролировали путем анализа на ФЭК проб
105
растворителя, отбираемых через каждые 5-10 мин. В результате были выявлены
закономерности повышения эффективности растворения АСПО в сольвенте при
изменении температуры от 10 до 40 °С, концентрации ПАВ от 0,01 до 0,1 %
(масс.) и времени контакта фаз. Максимальное растворение АСПО в сольвенте
при температуре 10 °С достигнуто за 100 мин. Повышение температуры растворителя до 30 °С сокращает продолжительность процесса растворения АСПО в 1,5
раза, до 40 °С — в 2,5 раза. Добавление к сольвенту нефтяных кислот позволяет
ускорить процесс растворения. Так, время, необходимое для полного растворения
АСПО в сольвенте, содержащем 0,1% (масс.) присадки, при температуре 10 °С
уменьшается по сравнению с чистым сольвентом от 100 до 60 при температуре 20
°С — от 85 до 45 мин. При этом максимальная скорость растворения АСПО в
композиционном реагенте при температуре 10 °С достигает за 25 мин, а в сольвенте, не содержащем ПАВ, за ~40 мин. Снижение концентрации ПАВ от 0,1 до
0,01% (масс.) увеличивает продолжительность процесса растворения АСПО. По
данным гравиметрического определения, потеря массы образца АСПО в сольвенте за 60 мин при температуре 10 °С составляет 32,4, в композиционном реагенте
— 46,5 г/л. Перекачка по трубопроводам моющих композиций может занимать
много времени, а также требует утепленного узла для хранения и дозировки водного раствора моющей композиции в зимних условиях [81].
3.3 Применение вязкоупругих гелей для очистки внутренней полости
нефтепроводов
С момента создания в 1960-1970-х гг. нового класса химических веществ —
высокомолекулярных водорастворимых полимеров — появилась возможность
усовершенствовать процесс очистки полости трубопроводов и сделать его более
эффективным за счет использования высоковязких желе- и студнеобразных водорастворимых полимеров, образующих высоковязкие гелеобразные эластичные
«пробки» при малых концентрациях в воде, а также их водных растворов [100].
106
В качестве таких полимеров, выпускаемых отечественной промышленно-
стью, наиболее перспективными являются водные растворы полиакриламида аммиачного (АМФ) и известкового (ПАА) способа производства. Предложенные
гидрофильные высокополимеры растворимы в воде, наиболее доступном растворителе, не переходят в нефть и отделяются от нее при обычном отстое, а также не
ухудшают качество пищевого парафина и специальных топлив [99]. Возможность
использования 2-3%-ных растворов ПАА в минимальном соотношении (1:2000) с
обрабатываемой дисперсной системой нефти является их важным преимуществом
по сравнению с дисолваном, проксамином, ОЖК и другими моющими ПАВдеэмульгаторами, требующими больших объемов дозировок в нефти в виде разбавленных водных растворов. Еще одним преимуществом использования полимеров типа ПАА является и то, что в отличие от ПАВ гидрофильные полимеры
ПАА, АМФ и полиакриловая кислота практически необратимо адсорбируются на
поверхностях различной гидрофильности из хороших (вода, диметил-формамид)
и плохих (углеводороды, спирты) растворителей. Широко применяемые эмульгаторы — неионогенные ПАВ адсорбируются на твердых поверхностях обратимо, а
их гидрофилизирующая способность значительно меньше таковой полимерных
водных растворов [103]. Данный комплекс ценных свойств ПАА и заметная сорбирующая способность макромолекул ПАА на гидрофобных поверхностях различной природы послужили исходным моментом при выборе новых доступных
реагентов для очистки внутренней полости нефтепроводов от АСПО. Высоковязкие и водные растворы полимеров акриламида обладают разрыхляющим, собирательным и вытесняющим действием на твердые отложения в трубопроводах и
дают возможность производить безопасную послойную очистку их полости. После перекачки пробки из вязких растворов ПАА длиной не менее 15-20 диаметров
трубопровода часть пристенных наиболее рыхлых отложений смачивается, разрыхляется и срывается полимерным раствором. В зависимости от концентрации
полимера в воде проявляется и различная направленность их действия. Так, флокулирующее свойство, выражающееся в снижении содержания механических
(твердых) примесей в нефти и в осветлении воды и нефтепродуктов, проявляется
107
при расходах полимера в пределах 0,01-1 г на кг твердых включений. При содержании полимеров больше 0,1% в водных растворах все больше проявляется стабилизирующее и моющее влияние на твердые частицы нефти, воды и пристенных
отложений с переводом их в текучие суспензии. Водорастворимые полимеры акриламида при их малых концентрациях в воде начиная с 0,0001-0,1% вес. до 510% вес. все больше стабилизируют в виде подвижной неосаждающейся суспензии окислы железа, глины, песка. Способность ПАА загущать воду при концентрациях свыше 0,03-0,1% позволяет предупредить скопление воды в пониженных
участках микрорельефа трубопровода. Проведенные эксперименты [102] показали, что для получения полимерных эластичных разделителей и пристенных гидрофильных покрытий на внутренней поверхности нефтепровода существуют оптимальные параметры, представленные в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Отимальные параметры для получения полимерных эластичных
разделителей и пристенных гидрофильных покрытий на внутренней поверхности
нефтепровода
кинематическая вязкость в пределах
плотность
поверхностное натяжение
набухаемость
адгезионное давление
1-104 Пз
1,01-1,08 г/см3
30-68 дин/см
150-800%
10-103 г/см!
Способность растворов водорастворимых полимеров (ВП) обеспечивать
безопасную очистку полости загрязненных нефтепроводов, в которых происходит
непрерывное образование асфальтосмолопарафиновых и других отложений, подтвердилась многолетними испытаниями в различных межсезонных производственных условиях.
В России вязкоупругие гели применялись с конца 70-х годов. В основном
работа по созданию гелевых скребков базировалась на использовании ВП и свелась к использованию наиболее распространенного из них — полиакриламида.
В 1977 г. на участке Жетыбай – Шевченко «горячего» нефтепровода Узень –
Шевченко были проведены промышленные испытания применения ВП акриламида и соответствующих адгезионных добавок для очистки трубопровода. Экспери 108
ментами руководили И. Н. Порайко, А. И. Каширский, Р. А. Угрюмов (Южное
управление магистральными нефтепродуктопроводами) [102].
Формирование вязкой студнеобразной пробки на основе модифицированной полиакриламидной системы, как показали контрольные лабораторные опыты,
обеспечивается выдержкой ее в закрытом объеме в течение двух суток и на открытом воздухе в течение суток при температуре 15-25 °С. Эксперименты показали, что эластичность и вязкость полимерной пробки сохраняются в течение 30 сут
при условии хранения полимера в герметичной емкости при температуре 5-25 °С.
Формирование полимерного разделителя с описанными свойствами происходило
в отключенном участке нефтепровода диаметром 529 мм, на НПС и в пункте подогрева Жетыбай. В результате первой экспериментальной очистки из полости
трубопровода было вынесено свыше 30 т механических примесей. На решетках
камеры и в ее полости была обнаружена смесь комков геля полимера с окалиной
(окислы железа), песком и АСПО. Однократный пропуск полимерной пробки по
участку Жетыбай – Шевченко нефтепровода Узень – Шевченко позволил полностью очистить полость среднего участка и увеличить производительность всего
нефтепровода на 3-7% в течение 30 сут эксплуатации и на 2-3% — в течение 8
мес. последующей бесперебойной работы.
Работы по практическому использованию вязких водных растворов полиакриламида с активирующими добавками на магистральных нефтепроводах Украины, Башкортостана и Мангышлакской области показали техническую возможность одновременного послойного удаления скоплений механических примесей и
рыхлых АСПО и предотвращения последующего их образования.
Интенсивное образование АСПО (0,2-0,5 мм/сут) в полости нефтепровода
Шаим – Тюмень и несовершенство механических средств очистки поставили перед нефтяниками задачу изыскания более эффективного и безопасного способа
удаления этих отложений [42]. В результате было решено исследовать возможность использования для очистки полости трубопровода и временного предупреждения образования АСПО растворов ВП. В 1976 г. на нефтепроводе Шаим –
Тюмень были проведены промышленные испытания с использованием полимеров
109
под руководством разработчиков метода И. Н. Порайко, С. К. Василенко, М. П.
Савельева (Управление магистральными нефтепроводами Западной и СевероЗападной Сибири, Управление приднепровскими магистральными нефтепроводами) [21, 106].
Планом испытаний было предусмотрено применение как высоковязких гелей ВП — для послойного удаления парафиновых отложений, так и водных растворов полимеров средней вязкости (1-2 Пз) — для ингибирования процесса образования парафиновых отложений. Магистральный нефтепровод Шаим – Тюмень
диаметром 529 мм и длиной 410 км эксплуатируется с 1965 года, подвергаясь непрерывному образованию парафиновых отложений на участке 50-270 км. Полимер заливали вручную при установке с торцевой стороны секторного ограничителя вытекания полимера. Поскольку камера имела уклон в сторону, противоположную секущей задвижке, весь объем полимера занял половину объема камеры в
виде усеченного цилиндра (рисунок 3.2).
(I) : 1 – торцевой фланец камеры; 2 – задвижка потока нефти через камеру; 3 – товарный ПАА в
камере после окончания его загрузки; 4 – секущая задвижка; 5 – начальный участок
нефтепровода; (II) : 1 – передвижная цистерна (3 м3); 2 – бочки с ПАА; 3 – дозировочный насос
РЗ-2; 4 – подпорный насос НПС; 5 – основной насос НПС
Рисунок 3.2 – Cхема подачи товарного 8% ПАА в камеру скребка (I) и
непрерывной дозировки 1,5%-ного водного раствора ПАА с адгезионными
добавками на прием подпорного насоса (II) нефтепровода Шаим – Тюмень
Очистное влияние высоковязкого полимера и формирование парафинополимерной пробки начало проявляться при проходе им зоны парафинизации (4050 км). Наибольшее снижение потерь давления зафиксировано через 15 ч
движения полимера на протяжении 30-75 км трассы (рисунок 3.3), что аналогично
110
очистному действию резинового шара. В результате однократного пропуска 350 л
8%-ного ПАА было снижено давление на выкиде станции с 48,8-49,5 до 47,0-47,5
атм и увеличена часовая производительность с 600-605 до 610-615 м3/ч, что
сравнимо с изменением этих величин после пропуска резинового шара.
Рисунок 3.3 — Снижение давления (Р) в нефтепроводе и увеличение его
производительности (Q) под влиянием очистного действия товарного ПАА
Дальнейшая цель экспериментов с полиакриламидными составами на
нефтепроводе Шаим – Тюмень состояла в непрерывной дозировке водных растворов полимеров с минимальным количеством электролитов и полиакриламидов
с целью ингибирования процесса повторного образования АСПО. Удовлетворительная продолжительная эксплуатация данного нефтепровода (6 месяцев) позволила обойтись без выполнения каких-либо работ по борьбе с отложениями парафина на ингибированном участке (0 – 100 км). Кроме того, текучие полиакриламидные препараты исключают опасность закупорки нефтепровода выносимыми
скоплениями и отложениями, а также возможность остановки скребка. При пропуске щеточного скребка с последующей дозировкой полимерных растворов ПАА
наблюдалось постоянство режима нефтепровода с незначительным постепенным
снижением потерь давления. Опасности остановки скребка не было, так как происходило легкое скольжение скребка по внутренней поверхности нефтепровода,
которое возникало за счет поданного полимерного состава и предупреждавшего
образование парафиновой пробки.
Промышленные эксперименты с ВП — продуктами конденсации ПАА с
альдегидами — были проведены и на участке 0 – 208 км магистрального нефте 111
провода Мичуринск — Кременчуг диаметром 729 мм, по которому перекачивали
смесь тюменской, ромашкинской и мангышлакской нефтей [101].
Испытания вели в ноябре-декабре 1977 года, когда парафинизация полости
нефтепровода наиболее интенсивна. По мере продвижения по нефтепроводу объем пробки увеличился со 138 до 1000 м3. Вскрытие камеры пуска ОУ и узла фильтра-грязеуловителя подводящих линий показало, что там находится большое количество (190-200 шт.) обнаруженных впервые, спрессованных парафиносмолистых дисков, шаров и эллипсоидов больших размеров весом 6-15 кг. АСПО в виде
шаров, цилиндров, эллипсоидов обнаружены также на фильтрах следующей по
ходу движения нефти НПС. В полости камеры приема ОУ обнаружены отдельные
спрессованные парафиновые диски диаметром до 800 мм.
Пропущенные по всей трассе нефтепровода резиновые шары спустя 15 сут
после перекачки полимеров были приняты в камеры приема ОУ без парафиносмолистых отложений, а режим нефтепровода был высокопроизводительным в
течение 80 сут наблюдений. Таким образом, впервые было доказано высокое
очищающее и ингибирующее действие конденсирующихся ВП на АСПО в нефтепроводах большого диаметра (729-1020 мм). Лабораторный анализ вынесенных
парафиновых скоплений показал, что их групповой состав по сечению различен.
При почти одинаковом содержании смол, парафинов и масел содержание воды и
АМФ в центральной части парафино-полимерных тел в два, а содержание механических примесей — в пять раз больше, чем в периферийных частях. В вынесенных парафиновых шарах твердый осадок, нерастворимый в горячем бензине и
бензоле, составлял 21% веса. Этот осадок содержал твердые частицы песка, глины, окислов железа (продукты коррозии, окалины), кокса, частицы металла, сажи
и др. Форма вынесенных тел-агломератов и их прочность были различны.
Выносимые при движении полимерного раствора парафиновые твердые образования имели большие линейные размеры — (10-25) х (15-35) х (20-78) см — и
часто были полыми. В плоскости поперечного сечения вынесенных парафиновых
тел наблюдались отдельные толстые слои (1-2 см) парафиновых отложений и
накатанные на центральное полимерное клейкое ядро суспензии смол, полимера и
112
механических примесей. Крупные твердые образования парафино-смолистых отложений и водно-грязевые скопления двигались по нефтепроводу при минимальных гидравлических потерях, и их можно было отделить от потока нефти при
скорости потока менее 0,6-0,7 м/с и диаметре линии, большей или равной 700 мм.
В 1982 г. была осуществлена очистка нефтепровода Раевка – Чегодаево ПО
«Башнефть» с целью восстановления производительности промысловых нефтепроводов. Для этого был использован комбинированный механо-химический метод по восстановлению производительности промысловых нефтепроводов, заключающийся в использовании моющего раствора на основе акриловых полимеров и последующем вытеснении разрыхленных отложений вязкоупругими поршнями. Очистку нефтепровода проводили без его остановки в течение 6 сут путем
ежедневной закачки в поток перекачиваемой нефтяной эмульсии по 10 м3 заранее
приготовленного моющего раствора (таблица 3.2).
Таблица 3.2 – Состав и скорость закачки моющей композиции
Показатель
Массовая доля, %
“Седипура АФ-200”
“Дисолвана-4411”
Скорость закачки раствора, м3/ч
1
0,3
2,0
3,0
Дни закачки по порядку
2
3
4
5
0,4
2,0
6,0
0,5
1,0
6,0
0,6
1,0
10,0
0,8
1,0
10,0
6
0,8
1,0
10,0
Моющий раствор седипура и дисолвана после закачки в трубопровод за короткое время образовывал в нем пробку. При движении по трубопроводу пробка
контактировала с загрязненной поверхностью, адсорбировалась на отложившихся
частицах, размачивала и разрыхляла осадки, которые затем выносились последующими более вязкими пробками. Нефтяная эмульсия с отмытыми частицами поступала в специально отведенный в Чегодаевском нефтепарке резервуар, где замеряли ее объем и осуществляли отстой.
Наблюдения за выносом механических примесей показали, что в течение
первых 3 сут содержание их в эмульсии, отобранной в Чегодаево, постепенно
увеличилось с 0,03 до 0,1%, а на четвертые сутки достигли 1,16%. К концу промывки содержание механических примесей стало равным первоначальному. Пропускная способность нефтепровода через первые 3 сут промывки возросла более
113
чем вдвое, через 4 сут — в четыре раза и после промывки приблизилась к проектной.
В результате проведенных научных исследований и глубокого изучения
сорбционных и антифрикционных процессов действия гидрофильных полимеров
большой молекулярной массы И. Н. Порайко (ДРН ПУ нефтепровода «Дружба»)
и Д. Н. Порайко (ЦНИЛ «Укрнефти») были даны рекомендации по использованию нового научно обоснованного метода применения полимеров для увеличения
производительности протяженных нефтепроводов любой конструкции [101, 104,
105].
Гранулированные и гелеобразные полимеры рекомендовалось растворять с
помощью центробежных насосов 4 К (6 К) со скоростью 0,2-1 кг/с и хранить под
слоем нефти (нефтепродукта) высотой свыше 5 см с добавлением ингибиторов
деструкции (восстановителей, сшивателей) с массовой долей 0,2-0,5%. В качестве
ингибиторов могли быть использованы формальдегид и гидросульфит натрия.
Формирование эластичной желе- и студнеобразной пробки происходило путем
выдержки на протяжении 4-240 ч и протекания реакции с постепенным загустеванием непосредственно в трубопроводе. Тип полимера и активатора выбирали исходя из минимума затрат на реагенты, максимальной вязкости и других реологических параметров. После перемещения потоком полимера выносимых скоплений
в конечный пункт их разделяли отстаиванием в расширителях или резервуарах
малой вместимости. Водный раствор полимера с твердыми включениями абсорбированных отложений повторно и многократно использовали в течение 5-8 лет
до их разбавления водой в количестве 2-5 г/т, считая на сухой полимер. Через любое удобное с точки зрения эксплуатации трубопровода время (от 2 ч до 300 сут)
после начала подачи полимеров в участок формирования пробки полученный разделитель вытесняли нефтяным потоком. Вытеснение производили со скоростью
не менее 0,2 м/с по схеме запуска механического ОУ при постоянном режиме работы нефтепровода. Основным принципом применения предлагаемых ВП являлась их последовательная перекачка по всей трассе протяженного нефтепровода
без существенного изменения режима его эксплуатации, минуя фильтры 114
грязеуловители и первые по ходу нефти промежуточные НПС, преимущественно
через насосные агрегаты конечной НПС с приемом выносимых скоплений в отдельный резервуар в конечном пункте нефтепровода или на нефтеперерабатывающем заводе.
Основными недостатками применения ПАА в гелевых композициях является: большое время структурирования (формирования) гелевой пробки (более 2 часов), что ведет к длительной остановке трубопровод; большое значение адгезии,
при которой возможно прилипание геля к стенкам трубопроводов и размазывание
по трубе и технологическому оборудованию; небольшие сроки жизни гелевой
пробки; экологическая проблема утилизации отработанной гелевой пробки; низкие экономические показатели, что делает очистку трубопроводов дорогой.
Для устранения недостатков, в Институте промысловой химии при РГУ
нефти и газа им. И. М. Губкина Силиным М., Магадовой Л., Магадовым Д. была
разработана гелевая композиция на основе комплекса гелирующего «Химеко-В»
[120]. За основу взяты композиции, использующиеся для получения гелей для
гидровзрыва пласта. В состав комплекса гелирующего «Химеко-В» входит преобразователь ГПГ-1 (ТУ 2499-068-17197708-03) расход ГПГ-1 — 15 кг/м3 пресной
воды и сшиватель БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03) расход БС-1 – 8…14 л/м3
пресной воды.
Данная гелевая композиция обладает следующими свойствами: время
структурирования (формирования) гелевой пробки до рабочего состояния — менее 30 мин.; возможность регулирования деструкции геля; срок годности в приготовленном состоянии — более 30 суток; высокие экономические показатели.
В октябре 2001 г. была произведена очистка магистрального нефтепродуктопровода Салават – Уфа ОАО «Уралтранснефтепродукт» [119]. Магистральный
нефтепродуктопровод (МНПП) Салават-Уфа введен в эксплуатацию в 1960 г., поперечные монтажные швы сварены с использованием подкладных колец, за весь
период эксплуатации пропуска механических очистных устройств не было. В
2000-2001 годах на одном из участков МНПП был выполнен пропуск механических очистных устройств. По результатам выполненной работы, в связи со значи 115
тельным загрязнением трубопровода продуктами коррозии, было принято решение о пропуске гелевых поршней перед пропуском стандартных механических ОУ
на головном участке МНПП Салават – Уфа. Для оперативности работы по подготовке гелевых поршней, а также для визуального контроля за качеством геля при
формировании поршя, независимо от работы трубопровода на ЛПДС (линейной
производственно-диспетчерской станции) Салават была смонтирована камера для
формирования гелевого поршня, конструктивно отдельно от стандартной камеры
пуска и приема скребков (КППС). После завершения работ по формированию гелевого поршня камера присоединялась к существующей стандартной КППС (рисунок 3.4), в штатное фланцевое соединение концевого разъема.
Очистка производилась двумя гелевыми поршнями на водной основе, загелированными с помощью комплекса гелирующего «Химеко-В», длиной по 20 м.
В результате очистки было вытеснено: первым пропуском — 28,6 м3 механических примесей; вторым пропуском — 25,2 м3 механических примесей.
По результатам проведенной очистки можно сделать следующие выводы:
1.
Для пропуска гелевых поршней может использоваться как стандарт-
ная камера приема-пуска скребков, так и независимая камера для формирования
гелевого поршня, что позволяет формировать более длинные гелевые поршни.
2.
Благодаря своим свойствам гелевые поршни не застревают в трубо-
проводе в местах сужения, изгибах, поворотах и запорной арматуре; не требуют
демонтажа датчиков, пробоотборников и т.п.
116
1 – нефтепродуктопровод; 2 - сигнализатор прохождения ОУ; 3 – манометр; 4 – задвижка
на выходе перекачивающей станции; 5, 7 – байпасные задвижки камеры пуска-приема ОУ; 6 –
вантуз; 8 – упор-ограничитель; 9 – поршневой ограничитель; 10 – гелевый поршень; 11 –
дренажная задвижка; 12 – камера пуска-приема; 13 – задвижка на выходе камеры пуска-приема
Рисунок 3.4 – Камера для формирования гелевого поршня
В 2004 году проводилась очистка нефтепровода для увеличения его пропускной способности. Нефтепровод длиной 65,8 км состоит из труб диаметром
350 мм (43,3 км) и 300 мм (22,5 км). Для очистки нефтепровода Николаевка –
Кротовка от отложений с целью увеличения его пропускной способности было
решено использовать гелевые разделительные поршни. В августе 2004 г. в полости трубопровода в течение примерно 2 ч был сформирован такой поршень объемом 3 м3. Поршень перемещался в трубе в потоке нефти со скоростью перекачки,
полностью перекрывая сечение трубопровода.
После очистки трубопровода его производительность возросла до 178 м3/ч,
т.е. почти на 15%, а эквивалентный диаметр стал равным эквивалентному диаметру незагрязненного нефтепровода (Дэ333 мм). Таким образом, с помощью гелевого разделительного поршня в летних условиях удалось полностью освободить
трубопровод от АСПО, объем которых составил примерно 300 м3. При даль 117
нейшей эксплуатации нефтепровода наблюдалось постепенное равномерное снижение его производительности, которая через 5,5 мес составила 164 м3/ч. Для ее
увеличения был включен второй насос, расход нефти равнялся 212 м3/ч. Несмотря
на возросшую производительность, объем отложения парафина в трубе увеличивался, а интенсивность его выпадения со снижением температуры нефти повысилась.
Через 3,5 зимних месяца эксплуатации производительность трубопровода
снизилась до 158 м3/ч (на 13%). Эквивалентный диаметр трубопровода составил
311 мм, средняя толщина отложений - 11 мм. Для восстановления пропускной
способности трубопровода в апреле 2005 г. была проведена его повторная очистка
с помощью гелевого разделительного поршня. Производительность трубопровода
возросла до 215 м3/ч, средняя толщина отложений снизилась до 2,5 мм. Из трубы
было вынесено более 550 м3 грязепарафиновых отложений. После очистки темп
снижения пропускной способности трубопровода был таким же, как и в осенние
месяцы 2004 г. В январе 2006 г. в условиях бесснежной зимы при среднесуточной
температуре –30 °С наблюдалось резкое снижение температуры грунта, глубина
его промерзания превысила глубину заложения трубопровода. Это привело к интенсивному росту парафиновых отложений и резкому снижению производительности, которая практически сравнялась с производительностью трубопровода при
работе одного насоса. Эквивалентный диаметр трубы составил всего 307 мм, что
соответствует толщине отложений 13 мм.
Очередная очистка нефтепровода с использованием гелевого разделительного поршня в марте 2006 г. позволила увеличить его производительность на
35%, при этом толщина отложений снизилась до 5,5 мм, из трубы было удалено
до 500 м3 осадков. Следует отметить, что даже при толщине отложений в трубопроводе более 10 мм и в условиях низкой температуры стенки трубы, при которой
резко возрастает прочность отложений, даже одноразовый пропуск гелевого
поршня показал высокую эффективность этого способа очистки трубопровода.
Результаты работ по очистке нефтепровода Николаевка – Кротовка позволяют ре-
118
комендовать гелевые разделительные поршни как эффективное средство поддержания пропускной способности нефтепродуктопроводов.
Опыт эксплуатации гелеобразных поршней показал их способность 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 проходным отверстием
диаметром всего лишь 51 мм и, что еще более важно, они не выходят из строя в
процессе их прогона, как механические скребки [87, 88]. При прогнозировании
поведения гелеобразных пробок в трубопроводе учитываются такие факторы, как
характеристики трубопровода и перекачиваемой жидкости, совместимость гелей с
перекачиваемой жидкостью и т. д. Большинство применяемых в трубопроводах
гелей — на водной основе, но можно получить в гелеобразной форме ряд химреагентов, растворителей и даже кислот [32]. Некоторые химреагенты могут быть
получены в гелеобразной форме без добавок, другие растворяются в жидкостиносителе. Так, гелеобразное дизельное топливо, которое было впервые запатентованно для использования в трубопроводном деле в 1973 г., все в большей степени
применяют в качестве носителя ингибиторов коррозии в газопроводах.
Гели с жидкой углеводородной средой, или органогели, с использованием в
качестве дисперсионной среды дизельного топлива или керосина характеризуются высокой степенью обеспечения герметичности при использовании их в качестве разделителей. Органогели весьма эффективны и с точки зрения удаления
накопившейся воды или мусора из нефтепроводов, а также конденсата из газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов коррозии может быть
доведена до 20%, поэтому они могут выполнять две функции одновременно, что
доказано на газопроводных системах «Flags» [110] и «Statpipe» [58] (Норвегия).
Проталкивание их может проводиться жидкостями, механическими разделителями или свабами (с проталкиванием последних газом).
Гелевые разделительные поршни высокоэффективны для удаления механических разделителей, застрявших в трубопроводах вследствие износа уплотнительных манжет или накопления впереди них мусора (рисунок 3.5).
119
1 — изношенные манжеты; 2 — накопившийся загрязняющий материал
Рисунок 3.5 — Застревание очистных поршней или разделителей
В первом случае при прокачке гелевого разделителя к застрявшему механическому ОУ восстанавливается герметичность уплотнения последнего и уменьшается трение его о стенки трубопровода. Высокая эффективность выталкивания
связана с особенностями реологии геля. В начале движения механический разделитель становится одним целым с гелевым поршнем и в результате выталкивается
из трубопровода. При прокачке гелевого поршня к механическому ОУ, застрявшему вследствие накопления впереди него мусора, гель вначале проникает через
зазор между стенками и манжетами и воздействует на некоторую часть мусора,
проталкивая его вперед. Затем восстанавливается герметичность уплотнения, и
освобожденный механический разделитель в результате может быть вытолкнут из
трубопровода. Так как мусор распределяется по некоторой длине трубопровода,
вероятность повторного застревания механического разделителя до выхода его из
линии невелика.
За рубежом гелевые поршни также нашли широкое применение. Гели, используемые за рубежом при трубопроводных работах, подразделяются на четыре
типа: углеводородные; осушающие; гели-разделители партий нефтепродуктов;
гелеобразные поршни для выноса мусора из полости трубопровода [107].
Гели в трубопроводном транспорте используются для: разделения перекачиваемых продуктов, удаления АСПО и мусора из полости трубопровода; удаления конденсата из газопроводов; прокачки ингибиторов коррозии и биоцидов;
проведения специальной химической обработки; удаления застрявших в трубопроводах механических скребков, а также при заполнении и гидравлических испытаниях трубопроводов, при освбождении полости трубопровода от воды и с
целью ее осушки [94].
120
Первой гелевые системы для очистки трубопроводов и разделения продук-
тов стала иcпользовать канадская фирма «Dowell of Canada» в 1971 году [110].
Состав геля специально для выталкивания мусора из полости трубопроводов запатентован компанией «Shell Development» [124] и разработан совместно с компанией «Shell Expo» и «Dowell Schlummberger». В 1978 г. Были начаты интенсивные исследования с целью подготовки к очистке гелем газопроводной системы
«Flags» протяженностью 450 км в Северном море [110]. В американские компанииях «Missouri Pipeline Co» и «Halliburton» также широко использовались гелевые скребки в различных сочетаниях для очистки, освобождения внутренней полости трубопроводов от продукта, воды, химической обработки различными ингибиторами и растворителями [140].
3.4 Перевод нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов
3.4.1 Обзор технологий по переводу нефтепроводов на перекачку
светлых нефтепродуктов
В результате обзора зарубежных источников (1927-1932 гг.) в вопросе борьбы с парафином в трубопроводах были выявлены следующие тенденции. Для
предотвращения парафиницазии нефтепроводов применялись следующие мероприятия: подогрев нефти и отдельных участков линии или заглубление ее в землю, а для очистки труб от парафина применялся скребок «чорт». Однако, отмечалось, что «до 1933 г. в Баку не найден еще способ удаления парафина, полностью
удовлетворяющий условиям экономичности и технического совершенства, и в
этом отношении разрешение вопроса должно быть поставлено перед широкой
изобретательской мыслью» [46] .
Для решения показанных выше проблем в 1920-1930-е годы наряду с одновременным пропуском большого количества скребков для удаления АСПО из
трубопроводов началось применение светлых нефтепродуктов, а именно керосиновых и бензиновых дистиллятов [24].
121
Как, например, в 1927 г. по одному из участков трубопровода осуществля-
лась перекачка газолина в течение 10 дней в прямом и обратном направлении,
способствовующая удалению всего рыхлого слоя церезина со стенок труб.
В 1932 г. керосиновыми и бензиновыми дистиллятами был успешно отмыт
нефтепровод Грозный – Калаус с целью возможности его перевода с перекачки
нефти на светлые продукты. Вырезка участка трубопровода после промывки показала, что внутренняя поверхность трубы была полностью очищена от церезина
и представляла собой чистую и гладкую поверхность.
В 1956 г. после неудачного опыта очистки скребком нефтепровода Туймазы
– Омск, было решено применить пиролизное сырье для промывки трубопровода.
Перекачка подогретого пиролизного сырья и нефти производилась при обычном
режиме работы нефтепровода со скоростью 1-1,2 м/с. Пиролизное сырье двигалось по нефтепроводу в виде пробки длиной 36 км. Общая длина обрабатываемого участка составляла 165 км. Таким образом сырье транспортировалось до промежуточной перекачивающей станции, которая находилась примерно на середине
трассы нефтепровода, где его приняли в один из резервуаров. При отстое пиролизного сырья в резервуаре выпало кусками в виде жижи примерно 1000 тонн
АСПО. После отстоя пиролизное было прокачано по следующему участку нефтепровода от промежуточной станции до конечного пункта при сохранении режима
перекачки. По окончании очистки была проведена проверка трубопровода через
специально устроенные окна. Результаты проверки показали совершенно чистую
внутреннюю полость нефтепровода. После проведения очистки производительность нефтепровода вернулась к проектным значениям.
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. При этом в состав отложений входят: парафины (основная часть отложений многих нефтепроводов), смолы, высокомолекулярные
углеводороды, песок, вода, механические примеси, продукты коррозии металла,
различные сульфиды железа, поверхностная пленка нефти, асфальтены.
122
В 1973 г. в Уфимском нефтяном институте Е. И. Дизенко, В. Ф. Новоселов,
П. И. Тугунов занимальсь зучением этого вопроса [34].
В 1974 г. в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина С. А. Бобровским и В. И. Мароном были получены формулы, с помощью которых определяется время отмывки
трубопровода и требуемый объем партии растворителя [18].
Основными мероприятиями при переводе магистральных нефтепроводов на
перекачку светлых нефтепродуктов являются:
- предварительная очистка линейной части нефтепровода механическими
средствами в целях уменьшения толщины отложений до возможного минимума;
- смыв оставшихся отложений с внутренней поверхности магистрального
нефтепровода растворителем;
- циркуляционная промывка приемно-выкидных трубопроводов перекачивающих станций.
Однако, ввиду конструктивных особенностей технологических трубопроводов предварительная их очистка от основной массы отложений механическими
ОУ не всегда возможна, поэтому промывка таких труб производится различного
рода растворителями и химическими реагентами, которые обеспечивают высокую
эффективность очистки.
В 1968 году Урало-Сибирским нефтепроводным управлением (НПУ) был
произведен перевод нефтепровода Уфа – Омск диаметром 500 мм и протяженностью 1176 км на перекачку дизельного топлива по специальной технологии при
участии Д. А. Черняева и Е. И. Дизенко [132]. В течении 1968-1970 г. г. по этому
нефтепроводу было прокачано 5,0 млн. т дизельного топлива.
В 1970 году нефтепровод Калтасы – Чекмагуш – Уфа диаметром 250…300
мм и протяженностью 185 км был переведен на перекачку дизельного топлива.
По трассе трубопровода в районе д. Андреевка был организован пункт налива
нефтепродуктов в речные судна на р. Белой.
Проблема перевода нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов в
СССР требовала разработки специальной технологиии, однако в отечественной
источниках информация по этому вопросу отсутствовала.
123
В зарубежной литературе имеется некоторое количество практических под-
тверждений успешного перевода нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов.
В 1969 г. в Южном Иране с помощью растворителей были очищены от
остатков нефти три нефтепровода диаметром 300 мм и длиной 112 км каждый.
При этом очистка включала из следующие этапы:
- прокачка растворителей: для растворения основной части АСПО в трубах
по каждому трубопроводу перекачивали 720 м3 дизельного топлива или керосина.
При этом после пропуска порции растворителя в объеме 80 м3 по нефтепроводу
пропускался специальный скребок, оснащенный металлическими щетками;
- окончательная зачистка: производилось полное удаление парафина и повторная промывка нефтепроводов. С этой целью по каждому нефтепроводу прокачивался 5%-ный раствор натриевой соли метакремниевой кислоты в объеме
320 м3 и после каждой прокачки 80 м3 растворителя по нефтепроводу пропускался
скребок.
- кислотная очистка: проводилась для растворения и удаления тонкого твердого слоя АСПО, для этого по каждому нефтепроводу прокачивался 15%-ный
раствор соляной кислоты в объеме 150 м3, на этом этапе производилось полное
удаление твердого слоя отложений толщиной 0,8 мм.
- кислотная промывка: с целью удаления из нефтепроводов нерастворимых
солей железа, образованных после кислотной очистки и предотвращения образования гидроокиси железа, при последующей нейтрализации сразу же после кислотной очистки по нефтепроводам прокачивался 0,1%-ный раствор лимонной
кислоты в объеме 320 м3;
- нейтрализация: по каждому нефтепроводу прокачивался 2%-ный раствор
кальцинированной соды, содержащий также 0,5% нитрата натрия в объеме 160 м3
с целью нейтрализации внутренней полости труб;
- пассивация: по каждому нефтепроводу прокачивали воду, которая содержала нитрат натрия и каустическую соду.
124
Высокое качество очистки было подтверждено после проведения визуаль-
ного осмотра внутренней поломти труб. Из-за необходимости достаточного времени контакта раствора со стенкой трубы, избежания применения больших объемов раствора и обеспечения турбулентного режима потока, при котором происходит лучшая очистка, скорость прокачки растворов при очистке нефтепроводов
была принята 1,6 км/ч. Проверка показала, что в результате выбранной технологии были также удалены отложения из зазора между трубой и подкладными кольцами. Полная очистка одного нефтепровода была произведена за семь дней.
В 1971 г. компания «Continental Pipeline Co» предложила производить
очистку нефтепровода с целью перевода его на перекачку светлых продуктов, путем поэтапного удаления маслянистых веществ, парафина, ржавчины, окалины и
сульфидов металла, находящихся в порах труб [33]. Для удаления маслянистых
веществ был рекомендован 5%-ный раствор метасиликата натрия с добавкой
0,25% промышленного смачивающего агента. Для эффективного растворения парафинов было рекомендовано дизельное топливо. Для удаления 45 т парафина его
требовалось 179,7 м3. В лабораторных условиях были проведены исследования,
показавшие, что ржавчина, окалина и сульфиды железа со стенок вырезанных катушек были полностью удалены 15%-ным раствором соляной кислоты за 30 мин.
В кислоту добавлялся ингибитор для снижения разрушающего действия кислоты
на металл трубы.
Технология очистки включала в себя десять этапов:
1. Закачка 31,8 м3 5%-ного раствора метасиликата натрия в количестве 1575
кг с добавкой 0,25% промышленного смачивающего агента — вароксола 60Т — в
количестве 75,7 кг. Через каждые закачанные в трубопровод 15,9 м3 раствора в
линию вводили механические средства очистки — скребки.
2. Закачка 318 м3 дизельного топлива для удаления парафина. Через каждые
закачанные в трубопровод 31,8 м3 дизельного топлива вводили скребки. В этой
операции участвовало 10 скребков.
3. Повторение первого этапа для удаления оставшейся после прокачки дизельного топлива маслянистой пленки.
125
4. Закачка 3,5 м воды с одновременным пропуском скребка. Водяная пробка
3
необходима для промывки трубы и для создания буфера между раствором метасиликата натрия и кислотой.
5. Закачка 31,8 м3 15 %-ного раствора ингибированной соляной кислоты одновременно с пропуском трех скребков, вводимых через каждые 10,6 м3 закачиваемого раствора.
6. Закачка 31,8 м3 воды с пропуском скребка.
7. Повторение пятого этапа.
8. Повторение шестого этапа.
9. Закачка 31,8 м3 раствора кальцинированной соды в количестве 720 кг для
нейтрализации остатков кислоты в трубе.
10. Заполнение трубопровода раствором, содержащим 3150 кг нитрата
натрия и 22,5 кг едкого натра (рН раствора равен 11). Этот раствор предотвращал
коррозию стенок трубопровода и находился там до момента начала закачки светлого нефтепродукта. Скребки при очистке выполняли также роль поршневых разделителей между различными партиями реагентов, закачиваемых в трубопровод.
Детали скребков, которые прокачивались в потоке кислоты, были изготовлены из
специальных марок стали.
Несмотря на такую сложную программу очистки и промывки трубопровода
первая партия бензина пришла с потемнением в голове общим объемом около 48
м3. При подсчете требуемого количества химических реагентов для удаления отложений должны быть учтены: время контактирования реагентов с отложениями
на стенках трубопровода; производительность трубопровода, которая определяет
количество удаляемых отложений химическими реагентами, прокачиваемыми по
трубопроводу; скорость движения скребков, от чего зависит количество удаляемых отложений и качество механической очистки трубопровода [81].
Американскими компаниями «Gulf Refining Co», «Gulf Oil Cor», «Dowell
Incorporated» была предложена аналогичная технология перевода нефтепроводов
диаметром 200 и 250 мм и длиной 71,2 км на перекачку светлых продуктов [33].
Технология состояла из следующих этапов:
126
1. Закачка 159 м щелочного раствора, содержащего моющее средство (ско3
рость 132,3 л/мин). Цель этой операции —удаление маслянистых веществ.
2. Закачка 159 м3 воды.
3. Закачка 79,5 м3 раствора для удаления окалины и ржавчины соляной кислотой с добавкой ингибитора и смачивающего вещества.
4. Закачка 159 м3 воды.
5. Повторение третьей операции.
6. Повторение четвертой операции.
7. Закачка 79,5 м3 нейтрализующего раствора.
Затем трубопровод заполняли ингибированной пассивирующей водой до
момента закачки светлого продукта, что должно было предотвратить коррозию
внутренних стенок трубопровода. Скребки вводили через каждые 15,9 м3 закачиваемых реагентов и на границе раздела каждой закачиваемой партии.тВсе химические реагенты сбрасывали в вырытые котлованы. Общее время очистки составляло около 27 дней.
Нефтепровод диаметром 24” компании «Panhandle Eistern», состоящий из
трех секций на длиной 12,9, 17,1 и 77,7 км очищался газолином [33]. При промывке каждой секции имелись небольшие изменения в методике проведения очистки.
В первую секцию была закачана партия газолина объемом 45,3 м3 между шаровыми разделителями, которая перемещалась в прямом и обратном направлении
дважды. При промывке второй секции в методику очистки были внесены изменения в виде щеточного скребка, помещенного между шаровыми разделителями.
Третью секцию после промывки газолином очищали щеточным скребком. В результате проведения этих работ компанией были сделаны выводы о положительном результате очистки лишь на коротких участках и о неэффективности использования жидкого растворителя без применения щеточного скребка.
Практический интерес в то время представляло определение оптимальной
потребности в растворителе, при которой суммарные издержки, слагающиеся из
затрат на приобретение растворителя, энергозатрат на его перекачку по трубопро-
127
водам перекачивающей станции и ущерба от простоя всего нефтепровода, были
бы минимальными.
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 предварительном пропуске серии 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; и в закачке в трубопровод специального
моющего агента, в качестве которого, как правило, применяется недифицитный
углеводородный растворитель или светлый нефтепродукт [7, 34].
3.4.2 Перевод системы нефтепроводов Туймазы – Уфа, Чекмагуш –
Уфа, и Калтасы – Чекмагуш на перекачку дизельного топлива
В
1970
году
институтом
ВНИИСПТнефть
разработано
технико-
экономическое обоснование по использованию одного из нефтепроводов Туймазы
– Уфа диаметром 500 мм, протяженностью 160 км для перекачки светлых нефтепродуктов (дизельного топлива и автобензина) с Уфимской группы нефтеперерабатывающих завадов на наливной железнодорожный пункт Уруссу. Нефтепровод
Туймазы – Уфа является головным участком нефтепровода Туймазы – Омск – Новосибирск (ТОН1) условным диаметром 500 мм, протяженностью 160 км. В период, предшествующей промывке нефтепровода, была проведена очистка его внутренней полости двукратным пропуском щеточных износокомпенсирующихся
скребков (первый пропуск в октябре 1969 г., второй – в июне 1970 г.), конструкция которых обеспечивала беспрепятственный проход через местные сужения
нефтепровода, - переходные магистральные задвижки Ду 400…500 мм.
Промывка нефтепроводов и перевод их на перекачку дизельного топлива
проводились в следующей последовательности:
1.
128
Из Уфы по нефтепроводу Туймазы – Уфа была закачена партия тракторного
керосина в объеме 7445 м3 в направлении на Туймазы. В потоке тракторного керосина были пущены два щеточных износокомпенсирующихся скребка – первый
в зоне контакта «нефть-керосин», второй – через 4 часа 28 минут после пуска
скребка и закачки в нефтепровод керосина в объеме около 3000 м3.
2.
Перекрытием магистральной задвижки на 145-ом км нефтепровода Туймазы
– Уфа была подготовлена линия закачки керосина из Уфа на Чекмагуш. В зоне
контакта «нефть-керосин» был пущен шаровой резиновый разделитель с 76-ого
км нефтепровода Чекмагуш – Уфа. Всего было закачано в направлении Чекмагуша 6856 м3 тракторного керосина, в результате чего нефтепровод был полностью
заполнен керосином и некоторое количество было принято в резервуар №4 перекачивающей станции Чекмагуш для промывки технологических коммуникаций.
3.
При закрытой линии на Чекмагуш в направлении Туймазов откачали до-
полнительно 2551 м3 тракторного керосина и перешли на откачку дизельного топлива «Л». Всего откачали около 4065 м3дизельного топлива, т. е. заполнили участок трубопровода протяженностью около 20-ти км.
4.
После промывки технологичеких коммуникаций на перекачивающей стан-
ции Чекмагуш была начата откачка дизельного топлива из Уфы на Чекмагуш.
5.
Откачка керосина из Чекмагуша на Калтасы в объеме 6128 м3, в результате
которой весь нефтепровод протяженностью 109 км был заполнен керосином. При
этом было откачано около 4800 м3 загрязненного керосина из резервуара №4, а
остальном закаченный керосин (из резервуара №2) был светло-желтого цвета.
С 6 по 22 июля 1970 г. был произведен полный перевод нефтепроводов на
перекачку дизельного топлива. На 145-ом км нефтепровода Туймазы – Уфа посветление керосина до светло-желтого цвета зафиксировано в 21.30 6 июля 1970 г.
Обработкой данных [33], фактический затраченный объем тракторного керосина
составлял 3436 м3. В камере приема скребка НПС Чекмагуш керосин соломенного
цвета зафиксирован в 18.30 15 июля 1970 г. На основании этого объем фактически
затраченного тракторного керосина составляет 3582 м3. В Андреевке (32-ой км
трассы нефтепровода Калтасы – Чекмагуш) керосин светло-желтого цвета зафик 129
сирован в 18.30 22 июля 1970 г. Фактический объем израсходованного керосина –
4453 м3. Схема нефтепроводов, использованных для транспорта светлых нефтепродуктов с Уфимских НПЗ в западном и северном направлениях представлена на
рисунке 3.6.
Рисунок 3.6 – Схема нефтепроводов, использованных для транспорта светлых
нефтепродуктов с Уфимских НПЗ в западном и северном направлениях
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.
Анализ существующих технологий перевода нефтепроводов на перекачку
светлых сортов нефтепродуктов показал, что для достижения полной отмывки
внутренней полости нефтепровода от АСПО, необходимо комплексное применение средств механической очистки и химических методов.
130
ГЛАВА 4 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 [23]. Ввиду пониженных температур окружающей среды, проблема интенсивного формирования АСПО в условиях морского транспорта требует особого внимания. В последнее время в связи с ужесточением экологических требований и необходимостью сохранения в эксплуатации стареющих нефтепроводов возросли требования
к качественным показателям их очистки. Особенно это касается эксплуатируемых
в более трудных условиях подводных трубопроводов, ремонт которых не может
быть выполнен быстро.
4.1 Исследование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми
отложениями в морских нефтепроводах
Как на суше, так и в условиях морского транспорта для борьбы с АСПО
разработаны многочисленные тепловые, механические, химические и физические
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 [89]. Методы борьбы с АСПО в морских условиях можно разделить на две основные группы:
предотвращение образования отложений и удаление уже сформировавшихся на
внутренней полости трубопроводов АСПО.
131
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 [62].
Следует учитывать, что в практике строительства систем подводных нефтепроводов подключение боковых отводов производится непосредственно под водой, причем врезка – через специальные устройства. Внутренние части этих
устройств выступают в полость трубопроводов, ограничивая проходимость трубопроводов по отношению к различного рода механическим ОУ. Одним из существенных недостатков механических ОУ является опасность застревания их в
трубе, при очистке подводных нефтепроводов, так как при этом сложно определить местоположение застрявшего ОУ, а извлечение его из трубы является дорогостоящим и экологически опасным мероприятием.
Механические методы очистки морских нефтепроводов от АСПО предусматривают наличие специальных камер для запуска очистных устройств. Камеры
для запуска ОУ под водой характеризуются большей сложностью, чем устройства
аналогичного назначения, устанавливаемые на палубе платформы или на суше.
Подводная камера состоит из двух основных компонентов: донной конструкции,
устанавливаемой на подводном трубопроводе, и передвижного устройства запуска, извлекаемого на поверхность для загрузки и транспортирумого вновь на дно.
В конструкцию камер запуска могут входить специальные гидравлические разъемы, защитные структуры, телеметрические датчики, устройства дистанционного
управления и направляющие рамы. Все это требует дополнительных затрат. Кроме того, операции, связанные с пропуском ОУ в подводных трубопроводах, могут
зависеть от наличия судна обслуживания и погодных условий. Конфигурация
подводных камер запуска ОУ зависит от конкретных целей пропуска скребков
или дефектоскопов по подводным трубопроводам и методов перемещения пере 132
движного устройства запуска на морское дно. Основной вариант системы запуска
(рисунок 4.1) может быть упрощен или наоборот, сделан более сложным в зависимости от требуемых функций.
1 — удаляемый спускаемый инструмент; 2 — узел продувки; 3 — верхний стыковочный
узел; 4 — подача энергии к соединительному блоку; 5 — линия для испытания
соединительного блока; 6 — цилиндрический корпус; 7 — усилитель сигналов
(необязательный); 8 — защитная структура; 9 — направление; 10 — блок управления; 11 —
переходник; 12 — соединительный блок; 13 — защитный колпак после удаления устройства
запуска; 14 — подвижная часть устройства запуска; 15 — постоянно установленная на морском
дне часть устройства запуска;16 —задвижка запуска или задержки поршней; 17 — задвижка на
обводной линия; 18 — тройник; 19 — магистральный трубопровод
Рисунок 4.1 – Общая конфигурация подводной камеры запуска очистных
устройств
Устройства подводного запуска обычно ориентированы вертикально, чтобы
можно было осуществлять их спуск и подъем аналогично операциям с подводной
устьевой арматурой или подводными эксплуатационными модулями. Сила тяжести способствует движению ОУ в заданном направлении без смещения центра
тяжести в переходной зоне, где степень герметизации зазора между ОУ и стенками трубы является критическим фактором. Команды на подсоединение передвижного устройства запуска передаются с поверхности, а на выполнение операций запуска — от системы управления подводной эксплуатацией. Такая система
управления процессом запуска характеризуется надежностью, она может быть составной частью общей системы подводной эксплуатации. В процессе запуска
133
производятся также операции открытия и закрытия задвижек в постоянно установленной донной части подводного устройства запуска. Подводное устройство
запуска должно быть защищено от повреждений при спуске на дно, а также при
столкновениях с дистанционно управляемыми подводными аппаратами путем использования защитного колпака, в котором поддерживается давление. Такой вариант предусматривается, когда операции по пропуску ОУ или внутритрубных
дефектоскопов осуществляются лишь в течение части срока эксплуатации месторождения или когда возможно проведение таких операций без использования
подводного устройства запуска.
Несколько подводных систем запуска установлены в Северном море и в
Мексиканском заливе. На месторождении «Тролль» в Северном море, эксплуатируемом компанией «Norsk Hyolro», используется характеризующееся большими
размерами и высокой сложностью устройство запуска «TOGI», ориентированное
на буровую платформу: а на площадке в блоке 29, бассейн Грин-Кэньон, Мексиканский залив, фирмой «Placid» применяется простое по конструкции устройство
для запуска в трубопровод ОУ.
Из подводного устройства запуска можно вводить в трубопровод ОУ тех же
типов, что и из палубных устройств. Однако сложность конструкции и значительная стоимость подводных устройств запуска ОУ в ряде случае ограничивает их
применение, особенно для запуска внутритрубных дефектоскопов — детекторов
коррозии. Главное препятствие применению внутритрубных дефектоскопов —
необходимость предварительной многократной очистки полости трубопровода и
проверки его внутреннего диаметра, причем для очистки могут быть использованы цепочки механических ОУ с растворителями или гелями между ними. Это
приводит к резкому росту затрат на коррозионную дефектоскопию с помощью
внутритрубных дефектоскопов, запускаемых в трубопровод с помощью подводной камеры запуска.
Вертикальное размещение ловушек для приема ОУ не рекомендуется; вертикальные устройства для запуска ОУ применяются в ограниченном числе случаев и только для трубопроводов небольшого диаметра. Ловушки для последова 134
тельного приема нескольких ОУ подряд рассчитываются также и на прием нескольких дефектоскопов [88].
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 пропуске ОУ снятый со стенок парафин
вновь попадает в поток нефти и транспортируется в виде взвеси. Манжетные
очистные устройства могут застрять в трубопроводе при значительном загрязнении его полости парафином, а извлечение застрявших ОУ в условиях подводных
прокладки – это трудоемкие и дорогостоящие операции. За рубежом для удаления
рыхлых АСПО из морских трубопроводов применяются пенополиуретановые
поршни-разделители. Практикуется пропуск первого поршня диаметром, значительно меньшим предполагаемого (с учетом парафиновых отложений) внутреннего диаметра трубопровода. Затем при последующих пропусках диаметр поршней
постепенно увеличивается [62]. Для уменьшения перепада давления в трубопроводах, загрязненных парафином, используют шаровые разделители. Хотя степень
удаления парафина такими поршнями невелика или равна нулю, они могут сгладить неровности парафиновых отложений, в результате чего уменьшаются потери
на трение и, соответственно, перепад давления.
Для определения наиболее эффективных методов очистки подводных
нефтепроводов от АСПО целесообразно провести анализ опытных данных применения различных способов очистки в условиях моря. Эффективным и вполне
применимым в условиях моря является химический способ очистки нефтепроводов от АСПО с применением гелеобразных поршней [88].
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» были применены
растворители для удаления АСПО из сборных морских нефтепроводов. Для при 135
менения в качестве растворителей рассматривались керосин и дизельное топливо.
В работах Ф. И. Бадикова рассматривается использование растворителей для удаления мягких, рыхлых АСПО по морским нефтепроводам [16]. Лабораторные исследования влияния дизельного топлива и керосина на реологические свойства
нефти и скорость образования парафиновых отложений показали, что по сравнению с дизельным топливом керосин в 2-3 раза более эффективен.
При перекачке нефти по трубопроводу RC-2 – RP-1 (рисунок 4.2) происходит образование рыхлых, мягких парафиновых отложений на внутренней поверхности труб. В результате этого происходит уменьшение сечения трубопровода и
увеличение перепада давления при неизменной производительности перекачки. В
качестве метода удаления АСПО с целью поддержания рабочих характеристик
трубопровода предложено применение растворителей — дизельного топлива и
керосина. Хотя дизельное топливо в ходе лабораторных исследований показало
худшую эффективность, оно было испытано для удаления АСПО из нефтепровода RC-2 – RP-1, так как более доступно и всегда имеется на объектах нефтедобычи.
Рисунок 4.2 — Схема расположения подводного трубопровода RC-2 – RP-1
136
Объем закачиваемого в трубопровод растворителя составлял 50 м3. Для со-
здания пробки закачка его осуществлялась с производительностью не менее 20
м3/час. На период закачки растворителя подача нефти в трубопровод приостанавливалась. После создания пробки возобновлялась подача нефти. На рисунке 4.3
показана динамика изменения перепада давления в трубопроводе RC-2 – RP-1,
построенная по диспетчерским данным.
Рисунок 4.3 — Изменение перепада давления при перекачке нефти по
трубопроводу RC-2 – RP-1
Подача дизельного топлива в трубопровод произведена 19 января 1999 года.
В результате наблюдалось кратковременное снижение перепада давления на 0,10,15 МПа. Через неделю перепад давления восстановился до прежнего уровня, а
тенденция его роста сохранилась. В результате подачи в трубопровод 50 м3 осветительного керосина (13.02.1999 года) перепад давления резко снизился с 1,35 до
1,05 МПа. Интересно отметить, что после прекращения подачи керосина наблюдалась устойчивая тенденция снижения перепада давления. В результате через
полтора месяца он снизился практически до исходного уровня и стабилизировался. При подаче керосина происходил не только вынос части мягких АСПО из трубопровода, но и изменение структуры оставшихся в трубопроводе отложений. В
конце апреля (через 2,5 месяца после промывки трубопровода) вновь наметился
рост перепада давления. Проводимые исследования позволили определить перио 137
дичность промывки трубопровода растворителем для обеспечения рабочего состояния трубопровода.
Таким образом, на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» была создана
система постоянного наблюдения за рабочими параметрами всех трубопроводов,
перекачивающих парафинистую нефть (трубопроводный мониторинг). Наибольшее внимание обращено на трубопроводы, в которых отмечено интенсивное образование мягких АСПО, например, трубопровод RC-2 – RP-1. Одной из задач мониторинга являлось осуществление непрерывного контроля параметров перекачки нефти по трубопроводу: производительности, давления и температуры в начале и в конце трубопровода. По полученным диспетчерским данным оценивается
режим течения нефти и состояние внутренней полости трубопровода.
В результате анализа состояния внутренней полости трубопровода принимается решение о необходимости проведения промывки трубопровода растворителем. Для осуществления этого мероприятия на транспортнобуксирном судне
смонтировано специальное оборудование (емкость для растворителя и насосы для
подачи растворителя на МСП или непосредственно в трубопровод). Созданная на
месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» система мониторинга работы трубопроводов позволяет поддерживать рабочее состояние подводных трубопроводов,
перекачивающих парафинистые нефти в сложных условиях образования отложений на внутренней поверхности труб.
Также в условиях СП «Вьетсовпетро» 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).
Виброструйный электромагнитный перемешиватель конструкции НПФ
«Геофит», г. Томск работает в резонансном режиме с минимальными затратами
электроэнергии (рисунок 4.4). Колебательная система – электромагитный активатор, упругий элемент – нефть – имеет собственную резонансную частоту колебаний, при которой инерционные силы сопротивления компенсируются упругими
138
силами, и амплитуда колебаний определяется только потерями на трение при
движении жидкости относительно активатора. Реологические свойства нефти,
участвующей в колебательном процессе, улучшаются.
1 – якорь электромагнита с соплами; 2 – упругие элементы крепления якоря; 3 –
упругость неньютоновской среды, участвующей в колебательном процессе; 4 – моторная часть
вибратора; 5 – герметичная оболочка ВЭП
Рисунок 4.4 – Схема вибрационного электромагнитного перемешивателя
Электрическая часть ВЭП изолирована от жидкой среды, а упругий элемент
– якорь с соплами – подпружинен. Сопла в якоре предназначены для армирования
затопленных турбулентных струй с высокими сдвиговыми скоростями. Источником питания ВЭП является однофазный тиристорный преобразователь с регулированием частоты от 10 до 80 Гц. При подаче на электромагнитный активатор
определенного по форме и частоте электрического сигнала создается магнитное
поле, периодически притягивающее якорь. Нефть через сопла вытесняется из-под
якоря, создавая затопленную турбулентную струю. Обработка нефти осуществляется не только в результате вибрационного воздействия, но и в результате образования турбулентных струй. Поэтому ее можно определить как виброструйную обработку. Расход через сопло определяется объемом жидкости под якорем, амплитудой и частотой его колебаний. При резонансе амплитуда колебаний якоря резко
увеличивается, обеспечивая высокие сдвиговые скорости течения нефти. Частотная характеристика колебательной системы регулируется изменением жесткости
упругого элемента. Подбирается упругий элемент, обеспечивающий максималь 139
ную амплитуду ускорения с резонансной частотой, близкой к частоте 50 Гц, что
упрощает аппаратурное исполнение источника питания. Определяют конструкции
якоря и форму сопел. Якорь с чечевицеобразными соплами обеспечивает
наибольший расход жидкости, участвующей в движении. В лабораторном образце
ВЭП получена амплитуда ускорения до 250-300 м/с2. За один полупериод колебания жидкость выдавливается через сопла из пространства, заключенного между
якорем и моторной частью. За второй происходит засасывание необработанной
жидкости в это же пространство. Среднее значение смещения якоря составляет
5,0·10-3м, максимальное - 1,0·10-2м, минимальное значение 0,5·10-3 м. Расход жидкости через якорь составляет 11 л/с, сдвиговые скорости до 1300 c-1. В трубопроводе диаметром 325х16 мм при перекачке 1000 т/сут нефти скорость сдвига составляет 58 c-1. Критерий Струхаля при t=60 с, R=0,00595 м достигает величины
11300.
В лабораторных условиях экспериментально оценено влияние виброструйной обработки на реологические свойства парафинистых нефтей: температуру застывания, пластическую и эффективную вязкости, динамическое и начальное
напряжения сдвига. Для этого проводились параллельные измерения этих свойств
на пробах нефти, подвергнувшейся обработке и без нее. Исследовалось влияние
вибрационных воздействий на реологические свойства высокопарафинистых
нефтей месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» с применением депрессаторов и
без них. Для обработки нефти месторождения «Дракон» применялся депрессатор
«АР 1804» (дозировка 1000 г/т), а для нефти месторождения «Белый Тигр» «Sepaflux 3363» (дозировка 500 г/т). Исследования проведены в интервале изменения температуры ввода депрессатора от 60 до 80 °С.
Вибрационная обработка охлажденной структурированной нефти приводит
к понижению температуры застывания. При применении депрессатора эффект
вибрационного воздействия усиливается. Обработка производилась в течение 60 с
на частоте 50 Гц с амплитудой ускорения активатора - 300 м/с2. Некоторые из полученных результатов исследования влияния виброобработки и депрессатора на
140
температуру застывания смеси парафинистых нефтей RP-l месторождения «Дракон» показаны в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Влияние комбинированного действия депрессатора и вибрации на
температуру застывания смеси нефтей RP-l
Дозировка,
г/т
0
400
500
800
1000
0
200
400
500
1000
ввода
депрессатора
60
60
60
60
60
80
80
80
80
80
Температура, °С
застывания позастывания после
сле обработки
виброобработки депресдепрессатором, обработки сатором и виброобТ1
работки Т2
28
22
21
26
22
18
24
22
15
22
22
12
20
20
10
25
22
19
24
22
16
23
22
15
20
20
10
19
19
7
T1-T2
7
8
9
10
10
6
8
8
10
12
В таблице 4.2 показаны результаты влияния вибрационного воздействия и
депрессаторов на реологические свойства парафинистых нефтей.
Таблица 4.2 - Реологические параметры нефтей
Пластическая
вязкость µр, Па·с
Динамическое напряжение
сдвига τd, Па
Нефть скважины №14 месторождения «Дракон»
Исходная нефть
3,4
После вибровоздействия
1,4
32,0
5,0
После применения депрессатора
0,42
0,5
После применения депрессатора
и вибровоздействия
0,05
0,25
Нефть фундамента месторождения «Белый Тигр»
Исходная нефть
2
После вибровоздействия
0,3
После применения депрессатора
0,129
После применения депрессатора и
0,036
вибровоздействия
8
1
0,1
0,05
На лабораторном стенде было исследовано влияние депрессаторов и вибрационного воздействия на начальное напряжение сдвига парафинистых нефтей. В
141
таблице 4.3 приведены полученные результаты. Они показывают, что виброобработка приводит к кратному улучшению реологических параметров нефтей.
Таблица 4.3 – Влияние обработки на начальное напряжение сдвига
Начальное напряжение сдвига τo, Па
Через 24 часа
Через 40 часов
Нефть скважины №14 месторождения «Дракон»
Исходная нефть
640
650
После применения депрессатора
16,5
20,0
После применения депрессатора и
8,5
8,5
вибровоздействия
Нефть фундамента месторождения «Белый Тигр»
Исходная нефть
510
525
После применения депрессатора
22,0
22,2
После применения депрессатора и
6,4
6,8
вибровоздействия
При исследовании влияния виброобработки на тиксотропные свойства
нефти ежечасно проводилось измерение эффективной вязкости или изменение
кривой течения. В результате показано, что после разрушения структуры нефти в
результате вибрационного воздействия замедляется процесс восстановления
структуры. Вязкость обработанной нефти со временем постепенно увеличивалась
и через 6 часов достигла уровня 15-39% от исходной. Применение депрессаторов
оказывает большее влияние, чем виброобработка исходной нефти. Однако комбинированное действие депрессатора и виброобработки позволяет существенно
улучшить результаты в сравнении с применением одного депрессатора. Показано
значительное улучшение реологических характеристик и увеличение времени релаксации структуры.
В работе [16] отмечалось, что увеличение дозировки депрессаторов имеет
предел, после которого наблюдается обратный эффект. Применение комбинированного действия депрессатора и виброобработки позволяет преодолеть этот предел, кратно снизить установившееся значение начального напряжения сдвига, а,
следовательно, обеспечивает более длительное время безопасной остановки трубопровода, повышает надежность перекачки парафинистой нефти по подводным
трубопроводам.
142
На рисунках 4.5, 4.6 приведены графики, иллюстрирующие влияние вибра-
ционной обработки на процесс пуска модельного трубопровода после 24 часовой
остановки перекачки при разных методах обработки нефти.
Рисунок 4.5 – Пуск трубопровода на нефти RC-2 месторождения «Дракон»
Рисунок 4.6 – Пуск трубопровода на нефти фундамента на месторождении
«Белый Тигр»
Эффективность комбинированного (совместного) воздействия виброструйной обработки и депрессатора значительно превышает эффект отдельного дей 143
ствия как депрессатора, так и виброструйной обработки. Замеры температуры
нефти во время проведения экспериментов показали, что низкочастотные воздействия не разогревают нефть и полученный эффект нужно полностью относить к
вибрации.
Осложнения в эксплуатации подводных трубопроводов обусловлены отсутствием тепловой изоляции и, вследствие этого, интенсивным теплообменом, неньютоновским поведением нефти и низкой производительностью перекачки. В
общем случае в неизотермических условиях движение парафинистой нефти в
трубопроводе может осуществляться в разных режимах. При высокой температуре и производительности наблюдается неизотермическое ньютоновское турбулентное течение. Появление у нефти неньютоновских свойств приводит к структурному турбулентному течению, а затем и к неизотермическому, структурному
ламинарному течению. Если нефть охлаждается до температуры окружающей
среды, то в дальнейшем осуществляется изотермическое, структурное ламинарное
течение.
В структурном ламинарном течении существуют две области: градиентная и
область центрального ядра. В центральной области сдвиг между слоями жидкости
отсутствует, и ядро движется в виде твердого стержня. В ядре создаются условия
для увеличения прочности структуры во времени и увеличения области центрального ядра. Это наиболее сложные условия для эксплуатации трубопровода. Но
именно в таких условиях достигается наибольший эффект от виброобработки как
с точки зрения уменьшения гидравлических потерь вследствие снижения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, так и с точки зрения
уменьшения опасности «замораживания» трубопровода вследствие снижения
начального напряжения сдвига. Это область наиболее эффективного применения
ВЭП.
В условиях СП «Вьетсовпетро» наибольшие проблемы возникают при эксплуатации самого длинного трубопровода RP-1 – ЦТП-2, связывающего два месторождения «Белый Тигр» и «Дракон». Небольшая производительность перекачки от 300 до 1200 т/сут (с учетом продукции RC-2), большой диаметр трубопро 144
вода 325х16 мм и 426х16 мм, отсутствие тепловой изоляции создают условия, в
которых в значительной части трубопровода движение нефти осуществляется в
структурном ламинарном режиме. Применение ВЭП целесообразно на этом трубопроводе.
Как отмечаловь выше, М. А. Мурсалова, М. Ф. Асадов, А. И. Алиева (ГосНИПИ «Гипроморнефтегаз») предлагали использовать для удаления АСПО реагент-удалитель, обладающий высокой растворяющей способностью при низких
температурах. По мнению авторов сочетание растворителя и ПАВ в едином составе позволит решить проблему очистки подводного нефтепровода от АСПО за
счет их комплексного воздействия и обеспечит составу высокую эффективность.
Проект «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире комплексных
нефтегазовых проектов который реализован в природно-климатических условиях
острова Сахалин на Дальнем Востоке России. На первом этапе проекта морская
платформа «Моликпак», которая установленна на Пильтун-Астохском месторождении (северо-запад о. Сахалин), начала добывать нефть в 1999 г. Добытая нефть
отгружалась с платформы в танкеры. На втором этапе проекта было осуществлено
строительство и ввод в эксплуатацию двух других морских платформ – «ПильтунАстохская – Б» («ПА-Б») и «Луньская – А», подводных трубопроводов, соединяющих три платформы с берегом, наземных нефте- и газопроводов, объединенного
берегового технологического комплекса, терминала отгрузки нефти и первого в
России завода по производству сжиженного природного газа. В 2008 г. добытая
нефть по подводным трубопроводам начала транспортироваться на производственную площадку «Чайво», где происходит объединение двух потоков, и далее,
по наземному нефтепроводу через береговой технологический комплекс, на терминал отгрузки нефти,который
расположен на юге острова Сахалин. Нефть
Пильтун-Астохского месторождения относится к ароматическо-нафтенову типу,
обладает плотностью – 850 кг/м3 и низкой вязкостью. Согласно проектной документации, температура нефти на входе производственной площадки «Чайво»
должна составлять около +2 °С в холодное время года и до +8 °С – в теплое. При
сравнении температуры начала кристаллизации нефти с обеих платформ и темпе 145
ратуры на входе площадки «Чайво», становится очевидно, что образование АСПО
неизбежно. Но, учитывая, что содержание парафинов в нефти небольшое, можно
предположить, что эти отложения не приведут к существенному сужению внутреннего диаметра труб за короткий срок. До 2008 г. (до ввода в эксплуатацию
морского трубопровода «ПА-А – Чайво») АСПО не наблюдали. До этого нефть
после поступления в плавучее нефтеналивное хранилище (ПНХ) «Оха», подавалась в танкеры для дальнейшей транспортировки потребителям. на входе ПНХ
«Оха» температура нефти составляла +20 °С, и при демонтаже трубопроводов
«Моликпак» – ПНХ не было обнаружено АСПО. Также отсутствует информация
о наличии отложений в емкостях ПНХ.
В январе 2009 г. на входных фильтрах перекачивающих насосов терминала
отгрузки нефти (Пригородное) были обнаружены первые АСПО. Результаты анализа образцов АСПО представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4 – анализ образцов АСПО с входных фильтров перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти Пригородное
Параметр
Потеря при
прокаливании (550 °С)
Остаток при
прокаливании (550 °С)
Парафины
С20-29
Единица
измерения
% масс.
% масс.
% масс.
Парафины
С30+
% масс.
Асфальтены
% масс.
Методика
Образец
из насоса
1
Образец
из насоса
2
Образец
из насоса
3
Образец
из насоса
4
99,4
98,9
99,9
99,9
0,6
1,1
0,1
0,1
0,201
0,118
0,122
0,149
21,858
20,001
21,373
30,171
1,4
1,3
0,85
0,60
Взвешивание
Взвешивание
Высокотемпературная газовая
хроматография
Высокотемпературная газовая
хроматография
IP143
Как показано в таблице 4.4 отложения на входных фильтрах перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти являются АСПО с небольшой примесью
неорганических веществ. Однако в связи с низким содержанием асфальтосмолистых соединений в найденных отложениях (около 1,0% масс.) в дальнейшем они
будут условно называться АСПО. На рисунках 4.7 и 4.8 изображены графики рас 146
пределения n-алканов в зависимости от длины углеродной цепи для типичных отложений. Отложения, обнаруженные на входных фильтрах перекачивающих
насосов терминала отгрузки нефти, были образованы в подводных трубопроводах
между морскими платформами и площадкой «Чайво». В связи с этим было принято решение проводить периодическую очистку обоих подводных трубопроводов
от АСПО при помощи скребков.
Осадок содержит значительное количество нефти (о чем говорит большой процент
содержания парафинов с цепью C32 и ниже), а распределение парафинов имеет два пика: C20-23 и
C40-42
Рисунок 4.7 – отложение, образованное в резервуаре для хранения нефти
В данном осадке мало нефти, распределение парафинов имеет один пик
C41-43. Отложение содержит 20-30% (масс.) парафинов C30+. Обычно температура плавления
такого отложения составляет около 80 °С
Рисунок 4.8 – Осадок, извлеченный из подводного трубопровода
147
Запуск жестких скребков для очистки подводных трубопроводов ПА-А –
Чайво и ПА-Б – Чайво впервые был осуществлен в начале июля 2009 г. К этому
времени оба трубопровода эксплуатировались примерно 7 месяцев. 15 июля 2009
г. скребок, который был пущен с платформы ПА-Б, вынес в камеру приема скребка, расположенную на площадке «Чайво», около 500 кг АСПО. Однако, реальное
количество отложений, вынесенное из трубопровода, отличается от того, что
остается в камере приема скребка и, как правило, значительно превышает последнее [141]. На рисунке 4.9 показана часть отложений парафинов из камеры приема
скребка (15.07.2009).
Рисунок 4.9 – Часть парафиновых отложений из камеры приема скребка
При последующих пропусках скребки, запущенные с платформы «ПА-Б»,
выносили в камеру приема скребка от 250 до 600 кг отложений при периодичности их пропуска в четыре дня. После первых пропусков скребков с платформы
«Моликпак», которые выносили до 150 кг отложений, количество отложений в
камере приема не превышало 5-10 кг.
Расчетами [54] установлено, что основная масса парафинов, движущаяся
перед скребком, диспергирована в нефти, что предотвращает остановку скребков
«пробкой». Гидравлическое сопротивление трубопровода «Моликпак» - площадка
«Чайво» значительно изменяется после каждого пропуска скребка, несмотря на
небольшое количество приносимых в камеру приема АСПО. Следовательно,
АСПО образуются в трубопроводе, но тот факт, что при движении скребка они
диспергируются в нефть, позволяет им проходить камеру приема скребка не задерживаясь. Это объясняется тем, что структура отложений, характерных для
148
данного трубопровода мягкая и рыхлая. В результате экспериментов с частотой
пуска скребков было выявлено, что давление на входе трубопровода «Моликпак»
- площадка «Чайво» падает на 6-8 атм сразу же после очистки трубопровода
скребком, а потом начинает линейно возрастать (так же, как и гидравлическое сопротивление трубопровода, (рисунок 4.10)) и достигает максимально допустимого
примерно через 11-12 дней после очередного пуска скребка. Это позволило определить оптимальную частоту пропуска скребков - один раз в неделю. Гидравлическое сопротивление в трубопроводе «ПА-Б» – площадка Чайво после его очистки
скребком изменяется не так значительно, как в трубопроводе «Моликпак» – площадка «Чайво», однако с целью оптимизации затрат было принято решение проводить очистку этого трубопровода также – один раз в неделю. В зимнее время
есть вероятность увеличения времени между пропусками скребков ввиду невозможности доступа и проведения работ на площадке «Чайво», в связи с большой
вероятностью снежных бурь, которые могут длиться несколько дней. Принимая
это во внимание, а также отдаленность площадки «Чайво» от ближайшего объекта
Компании (~200 км от рабочего поселка в пгт. Ноглики), было решено произвести
подбор ингибитора АСПО.
Рисунок 4.10 – Изменение гидравлического сопротивления при
периодической очистке трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво»
149
В среднем концентрации ингибиторов АСПО составляют 500-700 г/м3. Ис-
ходя из дебитов добычи на морских платформах «Моликпак» и «ПА-Б», при таких концентрациях расход реагента бы составил 4,0-5,5 м3 в сутки на каждом из
объектов. Принимая во внимание частоту подхода судов (1 раз в 5-7 дней), следует, что каждое судно должно перевозить до 77 м3 реагента-ингибитора (на обе
платформы), а для обеспечения бесперебойной закачки требовалось бы единовременно хранить на борту каждой платформы 80 м3 ингибитора, что составляет пятнадцатидневный запас. Ввиду нехватки свободного пространства на палубах судов, хранение такого количества ингибитора невозможно. Ввиду транспортных и
складских ограничений максимальный допустимый расход реагента составляет 2
м3/сут. на обеих платформах. Следовательно, требования к «рабочей» концентрации реагента были сильно ужесточены.
Вторым обязательным требованием к реагенту было обеспечение более 50%
защиты трубопровода от АСПО. Такая степень защиты определялась необходимостью снизить частоту пуска скребков до двух раз в месяц. Для подбора реагента
использовали методику «холодный стержень». Указанным требованиям удовлетворял ингибитор парафиновых отложений FX2407 компании «Nalco». Рекомендованные «Nalco» «рабочие» концентрации ингибитора парафиновых отложений
составляли 60 г/м3 и 180 г/м3 для нефти «Моликпак» и «ПА-Б» соответственно. Во
время проведения программы тестирования нефти платформы «ПА-Б» была замечена одна особенность. При снижении температуры «холодного стержня» до
+5…-10 °С наблюдалось образование твердого и липкого слоя отложений, обогащенного парафинами С31+, притом что при тестировании нефти платформы «Моликпак» отложения на «холодном стержне» были однородные и мягкие по своей
структуре. Это объясняет, почему в камере приема скребка с платформы «ПА-Б»
всегда находят значительное количество АСПО. Закачку ингибитора начали 17
января 2010 г. на обеих платформах одновременно. Не ожидалось, что во время
применения ингибитора парафиновых отложений существенно снизится количество отложений, выносимое скребками из трубопровода «ПА-Б» - площадка
«Чайво» в камеру приема скребка.Уже с первых дней закачки реагента стало вид 150
но, что «привычного» возрастания давления на входе в трубопровода «Моликпак»
- площадка «Чайво» после его очистки скребком не наблюдается, так же как и
возрастания гидравлического сопротивления трубопровода. При дальнейшем
применении ингибитора парафиновых отложений давление на входе в трубопровод «Моликпак» - площадка «Чайво» и гидравлическое сопротивление этого трубопровода «стабилизировались» и оставались постоянными. Данные по гидравлическому сопротивлению приведены на рисунке 4.11, из которого видно, что при
прекращении дозирования ингибитора парафиновых отложений гидравлическое
сопротивление вновь стало возрастать после очередного пуска скребка.
Рисунок 4.11 – Изменение гидравлического сопротивления трубопровода
«Моликпак» - площадка «Чайво» при подаче ингибитора парафиновых отложений
(дозировка 60 г/м3)
Аналогичные, но менее наглядные данные были получены и для трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво», при этом количество отложений, выносимых
скребками из этого трубопровода, сократилось на 50%, а отложения стали более
рыхлыми с большим содержанием нефти, что значительно облегчило их извлечение из камеры приема скребка и снизило вероятность остановки скребка парафиновой «пробкой». Расчет показал, что во время применения ингибитора парафиновых отложений толщина слоя парафинов в трубопроводе «Моликпак» - площадка «Чайво» уменьшилась с ~5 мм до ~1,1-1,3 мм (при концентрации реагента
151
60 г/м ), а в трубопроводе «ПА-Б» – площадка «Чайво» – с ~3 мм до ~1,2 мм (при
3
средней концентрации реагента 210 г/м3).
Таким образом, защитный эффект ингибитора парафиновых отложений составил: в трубопроводе «Моликпак» – площадка «Чайво» при концентрации реагента 60 г/м3 – 70-80%; в трубопроводе «ПА-Б» – площадка «Чайво» при средней
концентрации реагента 210 г/м3 – 50-60% [54].
4.2 Существующие системы прогнозирования процесса парафинизации
и определения периодичности очисток морских нефтепроводов
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 [2, 5, 11, 22, 26, 30, 41, 43, 56,
74, 79, 80, 82, 128].
Известны работы по исследованию прогнозирования процесса парафинизации и определения периодичности очисток с использованием математических моделей и экспериментальных исследований. Разработка математических моделей
процесса парафинизации и реализация их дает возможность не только качественной, но и количественной оценки изменения «живого» сечения нефтепроводов по
длине и во времени. Использование этих методов на стадии проектирования
нефтепроводов позволит предусмотреть методы и средства борьбы с парафиниза 152
цией нефтепроводов. В условиях эксплуатации трубопроводов применение универсальных методов расчета процесса парафинизации обеспечит подбор оптимальных (с точки зрения парафинизации) режимов перекачки, а также проведение долгосрочного и краткосрочного прогнозирования роста асфальтосмолопарафиновых
отложений на стенках труб [135].
Исследовательских работ, посвященных математическому моделированию
процесса парафинизации внутренней поверхности трубопроводов, не так много,
по сравнению с экспериментальными исследованиями этого процесса. Можно
выделить работы по разработке математических моделей процесса парафинизации следующих авторов: В. Г. Зубарева (1974 г.), В. Е. Губина с Ф. Г. Мансуровым (1974 г.), П. Б. Кузнецова (1978 г.), Б. Н. Мастобаева с Е. А. Арменским (1982
г.).
Из имеющейся математической базы описания процесса парафинизации,
можно выделить следующие обстоятельства:
- математические модели получались лишь для достаточно узкого значения
входных параметров и в основном при определении физической величины выкристаллизации парафина из нефти при понижении температуры на 1 0С, предполагалась либо линейная зависимость от температуры, либо экспотенциальная функция
температуры, т.е. не учитывались достаточно важные факторы, такие как скорость
перекачки (режим), перепад температур на стенки трубы, содержание парафинов
в нефти;
- математические модели, сложны для практического применения, поскольку требуют большого количества экспериментальных данных для определения
коэффициентов, что в условиях производства достаточно затруднительно, а в
условиях морских подводных трубопроводов практически не осуществимо, т.к.
доступ к трубе ограничен. Это возможно лишь имея экспериментальный стенд по
изучению процесса парафинизации;
- математические модели работают в том диапазоне входных параметров, в
котором они обучены, если возникает выход за диапазон расчеты будут не досто-
153
верными. Поэтому в каждом конкретном случае необходимо обучать модели для
новых условий исследуемого трубопровода.
Известна работа Ф. И. Бадикова [16], 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 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
особенность, которая заключается в том, что 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 велико, и известно, что изменение парафинообразования по длине трубопровода не равномерно, этому свидетельствуют экспериментальные исследования,
применение такого подхода не всегда возможно, т.к. эффективный диаметр запа 154
рафиненного трубопровода изменяется по длине, а по предложенной модели диаметр постоянный.
4.3 Система комплексного мониторинга процесса парафинизации и
определения периодичности очистки нефтепроводов
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 [38, 37].
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-помышленный 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 рас-
155
твора, зависимость количества отложений парафина от перепада температур на
стенке трубы.
Учитывая зарубежный и российский опыт эксплуатации нефтепроводов
шельфовых месторождений транспортирующих парафинистую 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
156
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 опытнопромышленным 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 испытательный полигон, на котором монтируется опытно-промышленный стенд
для исследования процесса парафинизации магистральных и сборных нефтепро 157
водов. 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 физикохимические свойства реагентов.
На рисунке 4.12 представлена схема предлагаемого способа контроля и регулирования парафинизации нефтепроводов, на примере шельфовых месторождений, состоящая из:
- А,Б,В – месторождения нефти на шельфе; П – нефтесборная платформа;
- А1, Б1, В1, П1 – средства контроля реологичесих параметров;
- А2, Б2, В2, П2 – средства контроля эксплуатационных параметров, в том
числе 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;
- А3, Б3, В3, П3 – узлы отбора пробы нефти;
- А4, Б4, В4, П4 – пункты диспетчерского управления (установление заданных параметров перекачки).
158
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 депарафинизаторов на процесс параффинизации;
1.4 – определение оптимальной дозации химических реагентов (депарафинизаторов); 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 – средств
транспортных связей между конкретными месторождениями и испытательным полигоном; 6 –
средств транспортных связей между сборными платформами и испытательным полигоном; 7 –
сборные нефтепроводы месторождений; 8 – магистральный нефтепровод на берег
Рисунок 4.12 – Система мониторинга парафинизации нефтепроводов
Комплексная система мониторинга парафинизации и прогнозирования периодичности очистки работает следующим образом: конкретные нефти месторождений (А, Б, В и т.д.) или смеси нефти со сборной платформы (П) разных месторождений на испытательный полигон 1 с помощью средств отбора проб
159
нефти (А3, Б3, В3 и т.д.) или смеси нефти (П3) 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 дозации
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 эксплуатации конкретного нефтепровода и график периодичности
очистки с указанием конкретных методов и средств.
160
Разработанная система мониторинга процесса парафинизации нефтепрово-
дов и определение периодичности очистки позволит проводить оперативный
контроль процесса парафинизации и выбирать режимы эксплуатации, обеспечивающие снижение запарафинивания 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 внутрен-
ней поверхности труб на основании проведенных исследований по влиянию образовавшихся АСПО на технологические процессы трубопроводного транспорта.
2.
Показана необходимость применения конкретных технологий и тех-
нических средств очистки нефтепроводов от АСПО и других загрязнений в зависимости от условий их эксплуатации и свойств перекачиваемых нефтей.
3.
Разработана комплексная программа депарафинизации нефтепрово-
дов, 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 образова-
ния 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.
161
Перечень сокращений и условных обозначений
АМФ - полиакриламид аммиачного способа производства;
АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения;
ВП – водорастворимый полимер;
Дн – номинальный диаметр;
Ду – условный диаметр;
Дэ – эквивалентный диаметр;
КППС – камера приема и пуска скребков;
ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;
МНПП – магистральный нефтепродуктопровод;
МСП – морская стационарная платформа;
НПС – нефтеперекачивающая станция;
НПУ – нефтепроводное управление;
ОУ – очистное устройство;
ПАА – полиакриламид известкового способа производства;
ПАВ – поверхностно-активные вещества;
ПНХ – плавучее нефтеналивное хранилище;
РНУ – районное нефтепроводное управление;
СКБ – строительно-конструкторское бюро;
СП – совместное предприятие;
ЦТД – цетральный диагностический центр.
162
Список использованных источников
1. Абрамзон, Л. С. О запарафинивании нефтепроводов / Л. С. Абрамзон, В.
А. Яковлев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1964. – вып. 3 – С.
63-70.
2. Антипьев, В. И. Определение периодичности очистки нефтепроводов от
отложений парафина / В. И. Антипьев // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1976. – №9. – С. 22-24.
3. Анциферова, А. И. Причины снижения и пути восстановления
пропускной способности нефтепровода Каменный Лог – Пермь / А. И.
Анциферова, Ю. В. Крылов, П. В. Кузнецов, Е. В. Рабинович // Транспорт и
хранение нефти и нефтепродуктов. – 1971. – №9. – С. 5-7.
4. Арменский, Е. А. Исследование процесса выпадения и растворения
парафинистых отложений в нефтепроводах : дисс. … канд. техн. наук : 25.00.19 /
Арменский Евгений Анатольевич. – Уфа, 1970. – 170 с.
5. Арменский, Е. А. К вопросу изменения «живого» сечения нефтепроводов
/ Е. А. Арменский // Транспортировка нефти и газа в условиях Севера. – 1976. –
вып. 56. – С. 6-11.
6. Арменский, Е. А. Некоторые вопросы температурного режима работы
нефтепровода / Е. А. Арменский // Нефть и газ. – 1974. – №2. – С. 21-25.
7. Арменский, Е. А. Перевод нефтепроводов на перекачку светлых
нефтепродуктов / Е. А. Арменский // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1971. – №4. – С. 26.
8. Арменский, Е. А. Скребки для очистки трубопроводов больших
диаметров от парафиновых отложений / Е. А. Арменский, Ф. Г. Мансуров, П. Т.
Прокофьев, А. Н. Тюпа // Научн.-техн. сб. УНИ. – Уфа, 1967. – вып. 2. – С. 4-7.
9. Арменский, Е. А. Результаты экспериментальных исследований процесса
парафинизации трубопроводов / Е. А. Арменский, Б. Н. Мастобаев, Р. Я.
Хайбуллин // О состоянии научно-исследовательских работ в решении проблем по
163
комплексным программам нефтегазовой промышленности. – Тез. докл. Республ.
конф. – Уфа, 1979. – С. 78-79.
10. Арменский, Е. А. Изучение тепловых явлений и динамики отложения
парафина в нефтепроводах / Е. А. Арменский, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов //
Нефть и газ. – 1969. – №10. – С. 77-80.
11. Арменский, Е. А. К вопросу отложения парафина на стенках
нефтепроводов / Е. А. Арменский, В. Ф. Новоселов, П. И.
Проектирование,
строительство
и
эксплуатация
Тугунов //
магистральных
газонефтепроводов и нефтебаз. – 1963. – вып. 2. – С. 183-190.
12. Ахатов, Ш. Н. Опыт очистки трубопроводов от отложений парафина /
Ш. Н. Ахатов, Н. Л. Зонн, В. В. Галеев // Проектирование, строительство и
эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. – 1963. – вып. 2. – С.
179-183.
13. Ахатов, Ш. Н. Механический разделитель для применения в
магистральных нефтепроводах / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков, З. Ф. Каримов //
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1973. – №2. –
С. 1-3.
14. Ахатов, Ш. Н. Система для запуска сериии механических разделителей в
магистральные нефтепроводы / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков, З. Ф. Каримов //
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1973. – №3. –
С. 11-15.
15. Ахатов, Ш. Н. Система для приема сериии механических разделителей
на конечном пункте магистрального нефтепровода / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков,
З. Ф. Каримов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.
– 1973. – №5. – С. 3-6.
16. Бадиков, Ф. И. Разработка системы мониторинга трубопроводов
шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях (на
примере месторождений СРВ) : дис. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Бадиков
Фанис Идрисович. – М., 1999. – 164 с.
164
17. Беннет, К. О. Гидродинамика, теплообмен и массообмен / К. О. Беннет,
Дж. Е. Майерс. – М. : Недра, 1966. – 726 с.
18. Бобровский, С. А. Растворение слоя отложений на внутренней
поверхности трубопровода в потоке растворителя / С. А. Бобровский, В. И. Марон
// Нефтяное хозяйство. – 1974. – № 9. – С. 52.
19. Борисов В. В. Исследование парафинизации нефтепроводов / В. В.
Борисов // Нефтяное хозяйство. – 1959. – №4. – С. 53-56.
20. Борисов, В. В. Очистка нефтепроводов от парафиновых отложений
скребком / В. В. Борисов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1955. – № 10.
– С. 27.
21. Василенко, С. К. Депарафинизация полости нефтепровода Шаим –
Тюмень водорастворимыми полимерами / С. К. Василенко, М. П. Савельев, И. Н.
Порайко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – №3. – С. 811.
22. Возняк, М. П. Изменение толщины парафиновых отложений по длине
трубопровода и во времени / М. П. Возняк, И. Х. Хизгилов, Л. В. Возняк // Респ.
межвед.
науч.-техн.
сб.
«Разведка
и
разработка
нефтяных
и
газовых
месторождений». – 1975. – вып. 12. – С. 113-116.
23. Выговский, В. П. Проблема транспорта высокозастывающих нефтей по
подводным трубопроводам / В. П. Выговский, Х. В. Бик, Т. К. Шон, Л. Д. Хоэ //
Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – C. 85-87.
24. Гайле, А. А. Растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений в
сернистоароматическом экстракте дизельной фракции / А. А. Гайле, Л. П.
Зайченко, Б. М. Сайфидинов, Л. Л. Колдобская // Нефтепереработка и
нефтехимия. – 2011. – №9. – С. 3-4.
25. Губин, В. Е. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов / В. Е.
Губин, В. В. Губин. – М. : Недра, 1982. – 296 с
26. Губин, В. Е. Влияние отложения парафина на режим работы
нефтепровода / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1969. – вып. 6. – С. 46-67.
165
27. Губин, В. Е. Исследование парафиновых отложений, образующихся в
магистральных нефтепроводах / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, И. М. Подунов //
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – №10. – С. 3-6.
28. Губин, В. Е. Очистка нефтепровода от парафиновых отложений
щеточным скребком / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, Г. П. Савельев, А. Н. Тюпа, П.
Т. Прокофьев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №12. –
С. 11-13.
29. Губин, В. Е., Очистка нефтепровода от парафиновых отложений
щеточными скребками / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, Г. Н. Савельев, А. Н. Тюпа,
П. Т. Прокофьев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №12.
– С. 3-5.
30. Губин, В. Е. Исследование парафинизации нефтепроводов во времени /
В. Е. Губин, Р. С. Хабибуллин, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1977. – вып. 3. – С. 3-5.
31. Дауэнгауэр, В. П. Очистка нефтепроводов от отложений парафина.
Вопросы транспорта и хранения нефти и газа / В. П. Дауэнгауэр, К. Д. Фролов //
Труды БашНии НП. – М., 1959. – Вып. 2. – С. 44-48.
32. Девяткин, И. Н. Использование гелевых разделительных поршней для
вытеснения нефтепродукта и очистки внутренней полости МНПП / И. Н.
Девяткин // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2004. – №1. – С. 9-10.
33. Дизенко, Е. И. Исследование процесса перевода нефтепроводов на
перекачку светлых нефтепродуктов : дисс. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Дизенко
Евгений Иосифович. – Уфа, 1971. – 172 с.
34. Дизенко, Е. И. Оценка оптимальной потребности в растворителе для
промывки технологических трубопроводов / Е. И. Дизенко, В. Ф. Новоселов, П. И.
Тугунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – № 9. – С. 7.
35. Димер, А. И. Исследование работы и области применения разделителей
ДЗК / А. И. Димер, Н. М. Зубов, Е. М. Климовский // Строительство
трубопроводов. – 1964. – № 10. – С. 7-10.
166
36. Дмитриев, М. Е. Анализ результатов экспериментальных исследований
по влиянию различных факторов на процесс парафинизации магистральных
нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и
хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2011. – №2 – С. 10-14.
37.
Дмитриев
М.
Е.
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.
38.
Дмитриев,
М.
Е.
Экспериментальные
исследования
процесса
парафинизации континентальных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, Б. Н.
Мастобаев, К. И. Хасанова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья. – 2011. – вып. 1. – С. 12-15.
39. Дмитриев, М. Е. 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. 8186.
40. Зонн, Н. Л. Внедрение шаровых резиновых разделителей на
трубопроводах Урало-Сибирского нефтепроводного управления / Н. Л. Зонн //
Транспорт и храненение нефти и нефтепродуктов. – 1966. – №7. – С. 6-9.
41.
Зубарев,
В.
Г.
Исследование
интенсивности
запарафинивания
трубопровода / В. Г. Зубарев // Транспортировка нефти и газа в условиях Севера.
– 1976. – вып. 56. – С. 36-39.
42. Зубарев, В. Г. Парафинизация нефтепровода Шаим – Тюмень / В. Г.
Зубарев // Нефть и газ Тюмени. – 1970. – вып. 7. – С. 51-52.
43. Зубарев, В. Г. Распределение парафина по длине нефтепровода / В. Г.
Зубарев, Н. М. Оленев // Нефтяное хозяйство. – 1972. – №5. – С. 67-69.
44. Иванова, Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах
добычи, транспорта и хранения [Электронный ресурс] / Л. В. Иванова, В. Н.
Кошелев, Е. А. Буров // Нефтегазовое дело. – 2011. − №1. – Режим доступа:
http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_1pdf.
167
45. Кащеев, А. А. Первый пуск скребка «Чорт» на Баку – Батумском
нефтепроводе / А. А. Кащеев // Нефть. – 1930. – №1. – С. 16-17.
46. Кащеев, А. А. Нефтепровод Грозный – Туапсе / А. А. Кащеев // М. - Л. :
ОНТИ, 1932.
47. Климовский, Е. М. Совершенствование технологии и средств очистки
полости трубопроводов / Е. М. Климовский, В. Г. Селиверстов // Строительство
трубопроводов. – 1971. – №8. – С. 8-9.
48. Колесник, И. С. Влияние температуры на процесс парафинизации / И.
С. Колесник, И. П. Лукашевич, О. Г. Сусанина // Нефть и газ. – 1971. – №2. – С.
85-88.
49. Колесник, И. С. Исследование прилипаемости парафиновых отложений
к стальной поверхности / И. С. Колесник, И. П. Лукашевич, О. Г. Сусанина //
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1972. – №5. –
С. 17-20.
50. Конов, Г. Б. Очистка нефтепровода Шаим – Тюмень / Г. Б. Конов, А. П.
Неволин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1975. – № 9. – С. 19–
20.
51. Константинов, Г. А. Опыт пропуска шаровых резиновых разделителей
по нефтепроводу «Дружба» / Г. А. Константинов, О. Я. Каганов, В. И. Голосовкер
// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1970. – №1. – С. 45-49.
52. Концевой затвор для закрытия тупиковых отводов магистральных и
технологических трубопроводов : а. с. 204074 / М. З. Шварц, В. М. Чулин, А. М.
Александров, П. Л. Гельдберт. – № 204074 ; опубл. 20.07.67.
53.
Корнилов,
Г.
Г.
Запарафинивание
и
очистка
магистральных
газопроводов / Г. Г. Корнилов, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1966. – №8. – С. 12-16.
54. Косяк, Д. В. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных
трубопроводах проекта «Сахалин-2» / Д. В. Косяк, А. Н. Маркин // Территория
НЕФТЕГАЗ. – 2011. – №6. – С. 12–18.
168
55. Кузнецов, П. Б. Исследование процесса парафинизации магистральных
нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Кузнецов Павел Борисович. –
М., 1978. – 145 с.
56. Кузнецов, П. Б. Математическая модель процесса парафинизации / П. Б.
Кузнецов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – №1. – С. 1721.
57. Кузнецов, П. Б. Оценка влияния технологических факторов на процесс
парафинизации / П. Б. Кузнецов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.
– 1978. – №2. – С. 5-6.
58. Лавик, X. Применение гелей для очистки газопроводной системы
"Статпайп" / Х. Лавик // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1986. – № 8. – С.
87.
59. Лебедич, С. П. Парафинизация магистральных нефтепроводов и борьба с
ней / С. П. Лебедич // Нефтяник. – 1963. – №3. – С. 17-19
60.
Лисин,
Ю.
В.
Исследование
распространения
ультразвука
в
асфальтосмолопарафиновых отложениях магистральных нефтепроводов / Ю. В.
Лисин, P. M. Жиганнуров, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение
нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2012. – №2. – С. 7-10.
61. Лисин, Ю. В. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти
и нефтепродуктов / Ю. В. Лисин, Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов, Э. М.
Мовсум-Заде. – СПб. : Недра, 2012. – 360 с.
62. Лохте, К. Техника и технологии применения в трубопроводах очистных
поршней, поршней – разделителей и внутритрубных дефектоскопов / К. Лохте //
Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1993. – №5. – С. 21 – 30.
63. Люшин, С. Ф. Изучение некоторых факторов, влияющих на
интенсивность парафинизации лифтовых труб и разработка мероприятий по
предупреждению отложений парафина : дисс. … канд. техн. наук : 25.00.17 /
Люшин Сергей Федорович. – Уфа, 1965. – 163 с.
64. Люшин, С. Ф. Разработка метода борьбы с отложениями парафина при
помощи лакокрасочных покрытий / С. Ф. Люшин // В кн. : Материалы выездной
169
сессии постоянной комиссии по добыче нефти. ГНТК, РСФСР, Баш. НТО НГП,
ТЭС Башсовнархоза и УФНИИ по вопросу борьбы с отложениями парафина. –
Уфа, 1960. – С. 3-18.
65. Люшин, С. Ф. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения
парафина в трубах / С. Ф. Люшин, Н. Н. Репин. – В кн. : Борьба с отложениями
парафина. М. : Недра, 1965. – С. 157-166.
66. Мазепа, Б. А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти
за рубежом / Б. А. Мазепа. – М. : Гостоптехиздат, 1961. – 89 с.
67. Мазепа, Б. А. Исследование механической прочности парафиновых
отложений / Б. А. Мазепа // Труды ТатНИИ. М. : Недра, 1964. – вып. 5. – С. 182211.
68. Макаров, С. П. Методы очистки внутренней поверхности магистральных
нефтепродуктопроводов / С. П. Макаров, А. Д. Прохоров, С. Н. Челинцев //
Транспорт и хранение нефтепродуктов. — 2004. – № 3. — С. 4-6.
69. Мансуров, Ф. Г. Исследование процесса парафинизации и поддержание
пропускной способности магистральных нефтепроводов : дисс. … канд. техн.
наук : 25.00.19 / Мансуров Фаниль Гафурович. – Уфа, 1974. – 182 с.
70. Мансуров, Ф. Г. Влияние отложений парафина на температурный режим
«горячего» нефтепровода / Ф. Г. Мансуров, В. Е. Губин, Л. С. Абрамзон //
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №5. – С. 14-17.
71. Мансуров, Ф. Г. Очистка нефтепроводов от внутренних отложений.
Пути борьбы с потерями нефти и газа при их добыче, хранении и транспорте / Ф.
Г. Мансуров, В. Е. Губин, А. Н. Тюпа. – М. : ВНИИОЭНГ, 1971. – 136 с.
72. Мансуров, Ф. Г. Опыт очистки нефтепровода от парафиновых
отложений / Ф. Г. Мансуров, У. М. Субаев, Г. Н. Назипов, А. Н. Тюпа //
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1974. – №4. – С. 9-12.
73. Мансуров, Ф. Г. Экспериментальные исследования процесса накопления
отложений парафина в нефтепроводах / Ф. Г. Мансуров, Р. С. Хабибуллин //
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – 1974. – вып. 12. – С. 7483.
74.
Мастобаев,
Б.
Н.
170
Исследование
процесса
парафинизации
и
диагностирование состояния внутренней поверхности нефтепроводов : автореф.
дис. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Мастобаев Борис Николаевич. – Уфа, 1981. –
26 с.
75.
Мастобаев,
Б.
Н.
Исследование
реальных
условий
работы
нефтепроводов : отчет о НИР / Б. Н. Мастобаев. – Уфа : УНИ, 1977. – 66 c.
76.
Мастобаев,
Б.
Н.
Экспериментальное
определение
количества
отложившегося парафина в трубах / Б. Н. Мастобаев. – В кн. : Роль молодежи в
ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС.
Тез. докл. Республ. конф. – Уфа. – 1977. – С. 46-47.
77. Мастобаев, Б. Н. Определение количества отлагающегося парафина на
внутренних стенках труб / Б. Н. Мастобаев, Е. А. Арменский // Транспорт и
хранение нефти и нефтепродуктов. – 1979. – №5. – С. 6-9.
78.
Мастобаев,
Б.
Н.
Определение
радиуса
«живого»
сечения
запарафиненного нефтепровода / Б. Н. Мастобаев, Е. А. Арменский, Р. Г. Гимаев
// Нефтяное хозяйство. – 1980. – №1. – С. 51-52.
79.
Мастобаев,
Б.
Н.
Прогнозирование
процесса
запарафинивания
магистральных нефтепроводов / Б. Н. Мастобаев, Р. Г. Гимаев, Е. А. Арменский.
– В кн. : О результатах научных исследований в области повышения качества
продукции и эффективности производства предприятий нефтяной, газовой и
нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии. Тез. докл. Республ. конф. –
Уфа. – 1977. – С. 154-155.
80. Мастобаев, Б. Н. К вопросу определения количества отложившегося
парафина в трубах / Б. Н. Мастобаев, У. М. Субаев. – В кн. : Роль ученых в
ускорении научно-технического прогресса и в подготовке кадров. Тез. Докл.
Республ. Конф. – Уфа. – 1978. – С. 49-50.
81. Мастобаев, Б. Н. Химические средства и технологии в трубопроводном
транспорте нефти / Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов, Э. М. Мовсум-заде. — М. :
Химия, 2002. – 296 с.
при
171
82. Мастобаев, Б. Н. Прогнозирование производительности нефтепроводов
запарафинивании
внутренней
поверхности
труб
по
алгоритмам
самоорганизации / Б. Н. Мастобаев, А. Ф. Юкин. – В кн. : Роль молодежи в
ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС.
Тез. докл. Республ. конф. – Уфа. – 1977. – С. 39.
83. Мацкин, Л. А. Очистка нефтепроводов и методы предупреждения
накопления парафиновых отложений / Л. А. Мацкин, Е. З. Рабинович, М. Э.
Шварц, П. Б. Кузнецов. – М. : ВНИИОЭНГ, 1968. – 130 с.
84. Мацкин, Л. А. Шаровые резиновые разделители для магистральных
трубопроводов / Л. А. Мацкин, М. Э. Шварц. – М. : ВНИИОЭНГ, 1965. – 178 с.
85. Метод очистки трубопроводов : пат. 2906650 США : US2906650 A /
Эстель О. В. ; заявитель и патентообладатель Ролл Дипперс Инк. – заявл. 31.10.56
; опубл. 29.09.59.
86. Мирзаджанзаде, А. Х. О влиянии асфальтенов на гидравлические
сопротивления при движении нефтей / А. Х. Мирзаджанзаде, И. Г. Булина, А. К.
Галлямов, М. Н. Шерстнев, А. А. Назаров // Инженерно-физичесикий журнал. –
1978. – т. 25. – №6. – С. 1023-1027.
87. Мовсум-Заде, Э. М. Морская нефть : Развитие технических средств и
технологий /
Э. М. Мовсум-Заде, Б. Н. Мастобаев, Ю. Б. Мастобаев, М. Э.
Мовсум-Заде. – СПб.: Недра, 2005. – 236 с.
88. Мовсум-Заде, Э. М. Морская нефть : трубопроводный транспорт и
переработка продукции скважин / Э. М. Мовсум-Заде, Б. Н. Мастобаев, Ю. Б.
Мастобаев, М. Э. Мовсум-Заде; под ред. А. М. Шаммазова. – СПб. : Недра, 2006.
– 192 с.
89. Мохатаб С. Предотвращение отложений и методы удаления парафина в
подводных трубопроводах / C. Мохатаб, Б. Тоулер; перевел Д. Баранаев //
Нефтегазовые технологии. – 2010. – №3. – С. 50-55.
90.
Мушкаев, П. И. Очистка нефтепроводов скребками переменного
диаметра / П. И. Мушкаев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1975.
– № 7. – С. 26.
172
91. Намиот, А. Ф. Изменение температуры по стволу эксплуатирующихся
скважин / А. Ф. Намиот // Нефтяное хозяйство. – 1955. –№5. – С. 11-14.
92. Нежевенко, В. Ф. Методика определения температуры начала
кристаллизации парафина в нефти / В. Ф. Нежевенко // Геология и разработка
нефтяных месторождений. – 1958. – вып. 1. – С. 3-20.
93.
Нежевенко,
В.
Ф.
Изучение
парафинизации
оборудования
на
Краснооктябрьском нефтепромысле / В. Ф. Нежевенко, В. М. Григорьев, Г. И.
Горбачев // Нефтепромысловое дело. – 1960. – вып. 2. – С. 65-75.
94. Очистка внутренней полости трубопровода с помощью гелевого скребка
: пат. 4473408 США : US 06/338,928 / Р. Дж. Пуринтон. ; заявитель и
патентообладатель Доу Кемикал Компани. – заявл. 12.01.82 ; опубл. 25.09.84.
95. Очистка полости трубопроводов : листок-каталог : разработчик и
изготовитель Восточный филиал АО «ВНИИСТ». – Уфа, 2000. – 4 л. ; 29,5 см. –
500 экз.
96. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М. Н.
Персиянцев. – М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.
97. Петраш, И. Н. Опыт очистки нефтепровода от парафинистых отложений
наровыми резиновыми разделителями / И. Н. Петраш // Транспорт и хранение
нефти и нефтепродуктов. – 1966. – №9. – С. 25-26.
98. Поляков, В. А. Скребки повышенной эффективности очистки / В. А.
Поляков // Трубопроводный транспорт нефти. Приложение. – 2005. – №7. – С. 2-3.
99. Порайко, И. Н. О возможности борьбы с образованием парафиносмолистых отложений с помощью полиакриламида / И. Н. Порайко // Транспорт и
хранение нефти и нефтепродуктов. – 1977. – №12. – С. 3-5.
100. Порайко, И. Н. О физико-химических исследованиях по применению
водорастворимых полимеров при перекачке нефти / И. Н. Порайко, В. Х. Галюк //
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1977. – №8. – С. 12-15.
101. Порайко, И. Н. Очистка нефтепровода Мичуринск-Кременчуг от
парафино-смолистых отложений с помощью водорастворимых полимеров / И. Н.
173
Порайко, А. Е. Игнатов, В. П. Савельев // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1978. – №8. – С. 6-9.
102. Порайко, И. Н. Экспериментальная очистка горячего нефтепровода
водорастворимыми полимерами / И. Н. Порайко, А. И. Каширский, P. A. Угрюмов
// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1977. – №6. – С. 12-14.
103. Порайко, И. Н. Механизм действия гидрофильных полимеров в
нефтяном потоке / И. Н. Порайко, Д. Н. Порайко // Нефтяное хозяйство. — 1984. –
№ 5. – С. 56.
104. Порайко, И. Н. Полимерные легкоподвижные разделители для
нефтепродуктопроводов / И. Н. Порайко, Д. Н. Порайко // Транспорт и хранение
нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1982. – №1. – С. 17-21.
105. Порайко, И. Н. Сокращение гидравлических потерь на перекачку
вязких нефтепродуктов с помощью водорастворимых высокополимеров / И. Н.
Порайко, Д. Н. Порайко // Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья. – 1974. – № 6. – С. 7-10.
106. Порайко, И. Н. Депарафинизация полости нефтепровода Шаим –
Тюмень водорастворимыми полимерами / И. Н. Порайко, М. П. Савельев, С. К.
Василенко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – №3. – С. 811.
107.
Применение гелей для очистки трубопроводов от загрязнений //
Трубопроводный транспорт за рубежом. – 1994. – №4. – С. 42-43.
108. Проходимое пулеобразное устройство для трубопровода : пат. 3277508
США : US3277508 A / Кнапп М. М. ; заявитель и патентообладатель Кнапп М. М.
– заявл. 20.10.65 ; опубл. 10.11.66.
109. Пулеобразное устройство для трубопровода : пат. 3204274 США :
US3204274 A / Кнапп М. М. ; заявитель и патентообладатель Гарри Дж. Д., Кнапп
М. М. – заявл. 24.12.62 ; опубл. 7.09.65.
110. Пуритон, Р. Дж. Практическое применение гелей в качестве
разделителей и для очистки трубопроводов / Р. Дж. Пуритон, С. Митчел // Нефть,
газ и нефтехимия за рубежом. – 1987. – №3. – С. 66-69.
111.
Рабинович,
Е.
З.
174
Борьба с
парафинизацией
магистральных
нефтепроводов / Е. З. Рабинович, П. Б. Кузнецов. – М. : ВНИИОЭНГ, 1974. – 76 с.
112. Рабинович, Е. З. Некоторые особенности работы нефтепровода
Каменные Лог – Пермь / Е. З. Рабинович, П. Б. Кузнецов, В. А. Томашин, Ф. З.
Карамуллина // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1971. – №3. – С.
3-6.
113. Разработка мероприятий по борьбе с парафиновыми отложениями на
магистральном нефтепроводе Туймаза : отчет по теме 183/В / Ш. Н. Ахатов, И. Н.
Кравченко. – Уфа : Фонды БашНИПИнефть, 1953. – №27.
114. Савельев, Г. П. Опыт использования механических разделителей в
Сызранском районном нефтепроводном управлении / Г. П. Савельев // Транспорт
и хранение нефти и нефтепрдуктов. – 1966. – № 7. – С. 18-22.
115. Савельев, Г. П. Очистка нефтепроводов от парафина с помощью
специальных скребков / М. П. Савельев // Новости нефтяной и газовой техники. –
1961. – №7. – С. 9-12.
116. Салатинян, Н. В. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на
интенсивность отложения парафина в трубах / Н. В. Салатинян, Г. Ф. Требин, В.
М. Фокеев // Нефть и газ. – 1960. – №10. – С. 49-55.
117. Салатинян, Н. В. О скорости роста отложений парафина в трубах / Н. В.
Салатинян, В. М. Фокеев // Нефть и газ. – 1961. – №9. – С. 53-61.
118.
Саттаров,
P.
M.
Промышленное
внедрение
вязкоупругого
магнитоактивного разделителя для очистки трубопроводов / P. M. Саттаров, А. И.
Гермашев, Г. М. Панахов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья. – 1986. – №5. – С. 6-8.
119. Силин, М. А. Очистка магистрального нефтепродуктопровода «Салават
- уфа» с применением гелевого поршня на водной основе / М. А. Силин //
Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2002. – №4. – С. 5-8.
120. Силин, М. А. Использование гелевых композиций в трубопроводном
транспорте / М. А. Силин, Л. Магадова, Р. Магадов, М. Поборцев // Научно
технический вестник ЮКОС. – 2003. – №3. – С. 13-15.
175
121. Способ предотвращения образования парафинистых отложений в
трубопроводах : а. с. СССР: кл. Г 17Д. – 1/16 / А. И. Арутюнов, И. Н. Порайко, А.
М. Гнатюк (СССР). – № 595586 ; опубл. 10.08.73.
122. Тронов, В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и
борьба с ними / В. П. Тронов. – М. : Недра, 1969. – 192 с.
123. Тронов, В. П. О механизме влияния природы поверхностей на их
запарафинивание / В. П. Тронов // Вопросы бурения скважин, добычи нефти и
экономики. – 1968. – вып. 11. – С. 191-200.
124. Удаление оставшихся частиц из трубопровода : пат. 4216026 США :
US4216026 A / Скотт П. Р. ; заявитель и патентообладатель Шелл Оил Компани. –
№ US 06/008,990 ; заявл. 5.02.79 ; опубл. 5.08.80.
125. Устройство для контроля за перекачкой жидкостей в трубопроводе :
пат. 2965125 США : US2965125 A / Осборн В. Х., Зиммерман Р. Е. ; заявитель и
патентообладатель Шелл Оил Ко. - заявл. 29.10.58 ; опубл. 20.12.60.
126. Фокеев, В. М. Методы борьбы с отложениями парафина, применяемые
в отечественной и зарубежной практике / В. М. Фокеев // Научн.-техн. сб. по
добыче нефти ВНИИ. – М., 1959. – № 5. – С. 65-69.
127.
Фролов, К. Д. Эффективность очистки нефтепровода Долина –
Дрогобыч шаровыми разделителями / К. Д. Фролов, М. П. Возняк, И. Н. Костив,
В. В. Витвицкий // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1974. – №12.
– С. 36-38.
128. Хабибуллин, Р. С. Особенности поведения частиц парафина в
турбулентном потоке нефти / Р. С. Хабибуллин, Ф. Г. Мансуров //
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – 1976. – вып. 14. – С. 5558.
129. Хабибуллин, Р. С. Влияние парафинизации на температурный режим
нефтепроводов // Р. С. Хабибуллин, Ф. Г. Мансуров, Д. Х. Имаев //
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – 1977. – вып. 18. – С. 3-9.
130. Хасанова, К. И. Повышение эффективности применения средств и
методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе
176
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.
131. Цимблер, Ю. А. Разделители для последовательной перекачки
нефтепродуктов по трубопроводам / Ю. А. Цимблер // Транспорт и хранение
нефти. – 1963. – №3. – С. 34-37.
132. Черняев, Д. А. Опыт перевода нефтепровода Урало-Сибирского НПУ
на последовательную перекачку светлых нефтепродуктов / Д. А. Черняев, Е. И.
Дизенко и др. – М. : ВНИИОЭНГ, 1969.
133. Чулин, П. И. Опыт очистки магистрального нефтепровода от
отложений парафина / П. И. Чулин // Транспорт и хранение нефти и
нефтепродуктов. – 1966. – №6. – С. 28-30.
134. Чулин П. И. Способ очистки нефтепровода от парафина поваренной
солью / П. И. Чулин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1964. –
№12. – С. 6-7.
135. Шаммазов, А. М. Прогнозирование парафиновых отложений в
магистральных нефтепроводах / А. М. Шаммазов, Е. А. Арменский, А. К.
Галлямов, М. М. Фаттахов // В сб. : Проектир., стр-во и эксплуат. магистральн.
Газонефтепроводов и нефтебаз. Науч.-темат. сб. – 1975. – вып. 5. – С. 237-239.
136. Шаммазов, А. М. Основы технической диагностики трубопроводных
систем нефти и нефтепродуктов / А. М. Шаммазов, Б. Н. Мастобаев, А. Е.
Сощенко, Г. Е. Коробков, В. М. Писаревский. – СПб. : Недра, 2010. – 428 с.
137. Шаровые резиновые разделители для трубопроводного транспорта :
листок-каталог
:
разработчик
ГЛАВНЕФТЕСНАБ
РСФСР
СКБ
«Транснефтьавтоматика», изготовитель завод «Ашнефтемаш». – Серпухов, 1968.
– 4 л. ; 27 см. – 2000 экз.
138. Шварц, М. З. Об эффективности использования шаровых разделителей
для очистки нефтепроводов от парафина / М. З. Шварц, М. В. Лурье, А. П.
Крупеник // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1970. – №8. – С. 711.
177
139. Шейх-Али, Д. М. Предупреждение отложений парафина с помощью
гидродинамических вибраторов / Д. М. Шейх-Али, Е. П. Линьков // В кн. :
:Материалы выездной сессии постоянной комиссии по добыче нефти РНТК
РСФСР, Баш. НТО НГП, ТЭС Башсовнархоза и УФНИИ по вопросу борьбы с
отложениями парафина. – Уфа, 1960. – С. 66-65.
140. Keys, M. S. Gel Pig Technology Used In Pipeline Conversation / M. S.
Keys, R. G. Evans // Pipeline and Gas J. – 1993. – № 3. – P. 26 - 30.
141. Marshall, G. R. Cleaning the Valhall Offshore Oil Pipeline / G. R. Marshall
// SPE paper 17880. – 1990.
142. Pipeline sistems [электронный ресурс] : информ. сайт Prematechnik
GmbH.
–
Режим
доступа
:
http://www.spg-steiner.com/prematechnik-
gmbh/prematechnik-solutions/pipeline-systems/.
143. Super Pig [электронный ресурс] : информ. cайт S. U. N. Engineering, inc.
- Режим доступа : http://sunengineeringinc.com/pipeline-pigging/super-pig/.
178
Приложение
Внедрение результатов исследования