В статье рассмотрено решение вопроса повышения качества очистки трубопровода от парафинистых отложений и коррозионных изменений металла под тркбопровода, что требует внимания системы безопасности эксплуатации таких систем. Авторами предложены гибкие, эластичные и механически прочные композиционные материалы, которые потенциально могут быть использованы для очистки внутренней полости нефтепроводов разного диаметра и сложного профиля от механических примесей, парафинистых отложений, продуктов коррозии, газовых и водно-солевых скоплений на месторождении Чинаревское для промысловых систем и магистрального нефтепровода. Степень очистки трубопровода от парафинистых отложений композиционными гидрогелевыми материалами составил 97–98 %.
Ключевые слова: нефтяная залежь, магистральный трубопровод,отложения, очистка, нерастворимая смесь полимеров, гелевый поршень.
Ключевой задачей для Казахстана является диверсификация и гарантия стабильных каналов поставок энергоресурсов республики на мировые рынки. Реализация этой задачи невозможна без дальнейшего расширения и развития транспортной инфраструктуры.
Развитие трубопроводной системы Республики Казахстан способствует увеличению протяженности магистральных нефтепроводов и газопроводов, в связи с этим увеличивается и повышается сложность их структур. Требуются значительные усилия, чтобы поддержать приемлемый уровень гарантий безопасности, не допустить его резкого, катастрофического снижения, сохранить прибыльность трубопроводного транспорта.
Промышленная разработка нефтяных залежей месторождения Чинаревское была начата в 2007 году с турнейских нефтяных залежей Т-I, Т-II, Т-III на Северо-Восточном участке. Нефть месторождения Чинаревское характеризуется как особо легкая (0,821 г/см 3 ), и парафинистая (4,61 % масс.), сернистая (0,65 % масс.), малосмолистая (5,29 % масс.) с температурой застывания минус 18 0 С. Содержит асфальтены 0,41 % масс.
Процесс добычи такой нефти сопровождается выпадением твёрдых органических отложений. Выпадение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при эксплуатации скважин в НКТ или трубопроводах обычно ведёт к закупориванию внутрискважинного и наземного оборудования, что приводит к снижению дебитов скважин. Откладываясь в призабойной зоне скважин, АСПО также приводят к осложнениям, оказывающим существенное влияние на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта газа и конденсата. Для предотвращения этого необходимо проведение различного рода мероприятий по предупреждению и устранению последствий образования отложений. Для борьбы и предупреждения появления парафино-смолистых отложений в условиях месторождения Чинаревское применяются механический, тепловой и химический методы.
Для удаления парафиноотложений на нефтяных залежах месторождения Чинаревское систематически применяются обработки горячим конденсатом (ОГК) насосно-компрессорных труб и скважинных выкидных трубопроводов.
Товарная нефть из резервуаров товарной нефти подается на насосы, которыми откачивается по технологическому трубопроводу на магистральную насосную станцию (МНС) и далее по магистральному нефтепроводу через оперативный узел учета направляется в резервуарный парк нефтеналивного терминала.
На месторождении Чинаревское предусматривается разработка некоторых объектов с применением поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды. Для ППД используется вода с водозаборных скважин верхнепермского горизонта. Нагнетаемая вода характеризуется как коррозионно-агрессивная, что обусловлено содержанием в воде большого количества механических примесей (до 38 мг/л), сульфат- (2,8 г/л) и хлорид-ионов (96,1 г/л), гидрокарбонатов (65,9 г/л) и сероводорода до 15,3 мг/л. Присутствие в пластовой воде сульфатов может инициировать присутствие сероводорода в пластовой воде и газе по отдельным скважинам, что ведет к образованию коррозионной активности.
В системе подготовки нефти и транспортировки ее по магистральному трубопроводу во время эксплуатации внутри трубопроводных коммуникаций возможны парафинистые отложения и коррозионные изменения металла под воздействием остаточных негативных воздействий, что очевидно требует внимания системы безопасности эксплуатации таких систем, а именно необходима периодическая очистка [1].
Для трубопроводных систем сложной конфигурации подходит использование гелевых поршней для антикоррозионной защиты посредством следующих операций [2]:
1) регулярная очистка гелевыми поршнями позволяет уменьшить количество свободного газа и повысить защиту от коррозии;
2) регулярное удаление солей, осадков и водных растворов продуктов коррозии позволяет снизить скорость коррозии в среднем 4 раза. Поскольку осадки и продукты коррозии снижают эффективную концентрацию ингибиторов в среде и приводят к интенсификации процесса микробной коррозии, наиболее эффективными являются методы, снижающие содержание взвешенных частиц (в основном сульфида железа и механических примесей) в водной фазе;
3) при вводе в эксплуатацию новых нефтепромысловых трубопроводов внутренние поверхности должны быть защищены ингибиторами. В результате ингибиторная мембрана создает идеальные условия для роста анаэробных бактерий, которые образуют точечную коррозию и быстро приводят трубу в негодность.
Эти процессы, наряду со снижением эксплуатационной надежности, увеличивают гидравлическое сопротивление магистральных нефтепроводов и в конечном итоге приводят к увеличению удельного расхода энергии на транспортировку нефти.
Очистка внутренней полости трубопроводной системы тем или иным методом является эффективным способом уменьшения гидравлического сопротивления трубопроводов, в технологическом режиме эксплуатации применяют в основном пропуск очистного устройства.
Однако, поскольку существующие системы нефтепродуктопроводов имеют множество локальных сопротивлений и переходов на разные диаметры, в некоторых случаях очистка этих систем невозможна без вскрытия линейных участков и извлечения очистного оборудования.
Поэтому исследования по разработке специализированных систем, способных очищать магистральные нефтепроводы в процессе эксплуатации, имеют особое значение.
Для совершенствования эксплуатационных свойств гелевых составов поршня необходимо рассмотреть модификацию полимерной матрицы на основе полиакрилонитрила и поливинилового спирта с улучшением реологических и поверхностных характеристик при введении добавок [3].
За счет минимальных изменений в химическом строении полимеров в широких пределах можно регулировать образование интерполимерных комплексов за счет межмолекулярных водородных связей, которыми в первую очередь и определяется весь комплекс структурно-механических и реологических характеристик полимерных композиций [4]. В зависимости от концентраций исходных растворов полимеров можно получить растворимые и нерастворимые смеси полимеров с различными свойствами.
Полиакриламид (ПАА, АМФ), его модификация (МПАА), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиакрилонитрил (гипан) и поливиниловый спирт (ПВС) при малых концентрациях (0,001–0,2 %) флоккулируют частицы отложений и по мере повышения концентрации увеличивают очистное действие в динамических условиях при перекачке по трубопроводам и циркуляции в резервуарах, располагаясь в ряд активности: МПАА > АМФ = ПАА > ГИПАН > КМЦ > ПВС [5].
Более высокую активность и адгезию к металлической поверхности трубопровода проявляли высоковязкие образцы ПАА с более высоким молекулярным весом и эластичностью. Такие свойства вязких растворов акриламида (ПАА, АМФ, сепаран, пушер), как повышенное трение о пристенные отложения парафинов и высокая сцепляемость с металлической поверхностью высоковязких (102–105 Па∙с) водных растворов полимеров типа полиакриламида, являются отличительным признаком данной группы реагентов [6].
Способность растворов ПАА к смачиванию парафина и поверхности металла, покрытой нефтью, можно регулировать изменением концентрации ПАА и добавлением незначительных количеств ПАВ (дисолвана) и электролитов, изменяя тем самым их защитные и очищающие свойства в зависимости от типа Чинаревской нефти и степени загрязненности внутренней полости нефтепровода [7, 8].
Одним из наиболее перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов и разделения продуктов является применение сразу нескольких гелевых поршней различного состава в качестве разделителей (Рис. 1)
Рис. 1. Комбинация гелевых поршней SiO 2 (10 %)-Mонтмориллонит(10 %)-Бентонит(5 %)-SiO 2 (10 %)
В таблице 1 представлены результаты очистки от водно-солевых скоплений с помощью композиционных гелевых скребков на модельном трубопроводе. Как видно из таблицы, эффективность очистки от водно-солевых скоплений в зависимости от вида неорганического компонента составляет 94–96 %.
Таблица 1
Результаты очистки от водно-солевых скоплений с помощью композиционных гелевых скребков на модельном трубопроводе
|
Скребок |
Диаметр трубопровода, мм |
Количество водно-солевых скоплений (мл) до |
Количество водно-солевых скоплений (мл) после |
Эффективность очистки (%) |
|
ПААГ- Бентонит |
15,0 |
26 |
1,2 |
96,5 |
|
ПААГ-SiO 2 |
26 |
1,52 |
93,6 |
В таблице 2 представлены результаты определения эффективности очистки модельного нефтепродуктопровода различными скребками.
Таблица 2
Результаты испытания композиционных гелевых скребков на модельном трубопроводе
|
Скребок |
Диаметр трубопровода,мм |
Количество парафинистых отложений (г) до |
Количество парафинистых отложений (г) после |
Эффективность очистки (%) |
|
ПААГ- Бентонит |
15,0 |
71 |
1,25 |
98 |
|
ПААГ-SiO 2 |
63 |
0,56 |
97 |
Степень очистки трубопровода от парафинистых отложений композиционными гидрогелевыми материалами лежит в пределах 97–98 %.
Таким образом, предложены гибкие, эластичные и механически прочные композиционные материалы, которые потенциально могут быть использованы для очистки внутренней полости нефтепроводов разного диаметра и сложного профиля от механических примесей, парафинистых отложений, продуктов коррозии, газовых и водно-солевых скоплений.
Рис. 2. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига для гелей различного состава: 1 — образец с содержанием ПААГ-SiO 2 2 % и сшивателя 2 %; 2 — образец с содержанием ПААГ-SiO 2 4 % и сшивателя 2 %; 3 — образец с содержанием ПААГ-SiO 2 5 % и сшивателя 5 %
На рисунке 2 представлены кривые течения и кривые вязкости образцов гелей при разных соотношениях компонентов, где наблюдается сдвиговое разжижение, то есть уменьшение вязкости при увеличении скорости сдвига. Так как скорость сдвига гелевого поршня на стенке трубопровода больше чем в его центральной части, то соответственно вязкость геля на поверхности трубопровода меньше, чем в центральной части.
Для гелевого поршня наблюдался эффект Вайсенберга, что свидетельствует о проявлении нормальных напряжений, которые обеспечивают пробкообразное перемещение геля.
Литература:
- 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.
- Дегтярев В. Н. Применение гелевых разделительных поршней для поддержания пропускной способности трубопроводов / В. Н. Дегтярев // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 11. — С. 126–127.
- Нариков К. А. Методы и средства очистки нефтепродуктопроводов от внутритрубных отложений / К. А. Нариков, А. А. Кузяев, Л. А. Чурикова // Молодой ученый, Научно-практический журнал № 11(145) — Казань, 2017 — С. 94–97.
- Труфакина Л. М. Применение полимерных композиций в добыче и транспорте нефти / Л. М. Труфакина, Н. В. Юдина, А. С. Мастихин // Интервал. — 2003. — № 2. — С. 26–28.
- Асадуллина Г. М. Управление эксплуатационными характеристиками гелевых систем в трубопроводном транспорте / Г. М. Асадуллина // Нефтегазовое дело. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. — том 8. — № 1. — С. 56–60.
- Соколова Г. М. Исследование реологических свойств гелевых поршней, применяемых в трубопроводном транспорте углеводородов / Г. М. Соколова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. — № 3. — С. 7–11.
- Ахияров Д. Т. Влияние вязкоупругих свойств гелей на их применение в операциях трубопроводного транспорта / Д. Т. Ахияров, Г. М. Асадуллина, Г. Е. Коробков // 59-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. — Кн. 1. — С. 34.
- Афанасьев, С. В. Гелевые составы для очистки нефтяных трубопроводов от отложений / С. В. Афанасьев, В. А. Волков, А. Н. Турапин, Ю. Н. Шевченко. — Текст: непосредственный // Химическая техника. — 2017. — № 10. — С. 12–13.
