НовыЙ способ очистки нефтепроводов от примесей С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ПАРАФИНА

Джолдасов С.К., к.т.н., Сарбасова Г.А., к.т.н., Бекмуратов М. к.т.н.

Таразский государственый университет им. М.Х.Дулати, Казахстан

Основными факторами, влияющими на отложение парафина, являются физико-химические и реологические свойства перекачиваемой нефти, изменение температурного режима (охлаждение) нефти во время ее перекачки по трубопроводу, изменение содержания растворенных газов, характер режима перекачки (изменение давления, остановки и др.) Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые, соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены нефтью и водой. Температура плавления такой массы зависит от ее состава и колеблется от 40 до 50 °С. Вязкость и температура застывания парафинистой нефти зависят от количества находящегося в ней парафина и температуры. Чем больше содержание парафина и ниже температура нефти, тем больше увеличивается ее вязкость и тем меньше ее текучесть. Так, нефть с содержанием парафина 8 % уже при температуре около 273 К теряет свою подвижность. Перекачка такой нефти в зимнее время по магистральным трубопроводам затруднительна, особенно если она проводится периодически. При охлаждении такой нефти увеличивается ее вязкость, а следовательно, повышается давление перекачки или же понижается пропускная способность (при постоянном давлении). При дальнейшем охлаждении нефть может образовать парафиновые пробки и вызвать серьезное повреждение, в результате чего нефтепровод надолго выводится из строя. Освобождение нефтепровода от застывшей нефти - тяжелая операция, на выполнение которой требуются длительное время и большие затраты труда.

Отложения располагаются вдоль нефтепровода неравномерно. На начальном участке нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения парафина, его отложения незначительны. Далее, где температура ниже, парафин интенсивно выделяется и отложения его существенны. Затем толщина отложений парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с почти постоянной температурой, равной температуре грунта, а основная масса парафина, выпадающего при этой температуре, уже отложилась на предыдущем участке. Особенно интенсивное отложение парафина происходит в период остановки перекачки, когда нефть в трубопроводе начинает застывать. Процесс застывания начинается у стенок трубы и постепенно распространяется к центру, причем скорость образования застывшего слоя будет больше у верхней образующей трубы, т. е. наиболее холодной части. В период перекачки застывший слой парафина не смывается потоком нефти и остается в нефтепроводе до летнего сезона, когда температура трубы и перекачиваемой нефти повысится до величины, достаточной для размягчения и смывания застывшего слоя. В этот период нефтепровод очищается сам [1,2,3].

Отложение парафина по диаметру трубопровода также происходит неравномерно. Как показал опыт эксплуатации восточных магистральных нефтепроводов, в нижней части трубопровода парафина откладывается меньше, чем в верхней. Это объясняется тем, что пластовая вода, содержащаяся в нефтях препятствует отложению парафина, а механические примеси (песок и глинистый раствор), попадающие в нефть, сдирают со стенок трубопровода отложившийся парафин.

Однако следует отметить, что как погодные условия, влияющие на температуру окружающего нефтепровод грунта, так и свойства нефти могут вносить существенные коррективы в описанную картину распределения отложений парафина в нефтепроводе. Это можно наглядно увидеть по физико-химической и реологической характеристике (табл.1) нефти транспортируемых по магистральному трубопроводу «Кумколь-Арыскум-Жосалы» (Республика Казахстан, Кумкольское месторождение).

Для поддерживания пропускной способности нефтепровода на близком к проектному уровню необходимо очищать его от отложений парафина.

Таблица 1 - Физико-химические и реологические характеристики нефтепримесей транспортируемых по магистральному нефтепроводу «Кумколь-Арыскум-Жосалы».

№	Определяемая характеристика	Кумколь	Арыскум	Майбулак
1	Плотность при 20^0С, кг/м^3	810,4	790,4	789,7
2	Плотность, град API	42,1	46,5	46,7
3	Массовая доля механических примесей, %	0,005	0,05	0,03
4	Содержание воды, %	0,4	0,2	0,2
5	Концентрация хлористых солей, мг/дм^3	11	0	12
6	Давление насыщенных паров, кПа	46,4	45,5	20,5
7	Массовая доля общей серы, %	0,14	0,52	0,06
8	Массовая доля парафина, %	14,4	5,5	12,5
9	Кинематическая вязкость при 20^0С, мм^2/с	8,0	2,3	5,1
10	Содержание ванадия, мг/кг (ppm)	0,00	6,83	12,08

Для очистки участков магистрального трубопровода Кумколь – Жосалы установлены камеры приема и запуска очистных устройств. Камеры приема и запуска очистных устройств в пределах площадки обвязаны трубопроводами отсечной и предохранительной арматурой, приборами КИПиА.

Как показывают практика транспортирование нефти вдоль магистральных нефтепроводов отложения примесей располагаются крайне неравномерно. На начальном участке нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения парафина, его отложения незначительны. Далее, где температура ниже, парафин интенсивно выделяется и отложения его существенны. Затем толщина отложений парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с почти постоянной температурой, равной температуре грунта, а основная масса парафина, выпадающего при этой температуре, уже отложилась на предыдущем участке. Особенно интенсивное отложение парафина происходит в период остановки перекачки, когда нефть в трубопроводе начинает застывать. Процесс застывания начинается у стенок трубы и постепенно распространяется к центру, причем скорость образования застывшего слоя будет больше у верхней образующей трубы, т. е. наиболее холодной части. В период перекачки застывший слой парафина не смывается потоком нефти и остается в нефтепроводе до летнего сезона, когда температура трубы и перекачиваемой нефти повысится до величины, достаточной для размягчения и смывания застывшего слоя. По результатам исследования, интенсивное выделение парафина начинается на 1/3 части нефтепровода (между компрессорными станциями). И поэтому нами рекомендуется следующий способ очистки нефтепровода [4].

Нами для очистки нефтепровода «Кумколь-Арыскум-Жосалы», изучая химический состав транспортируемой нефти (с большим количеством парафина) рекомендуется следующий новый вид (рис.1) гидроциклонной

Рис. 5 – Гидроциклонная нефтеловушка

нефтеловушки [5]. Гидроциклонная нефтеловушка состоит из гидроциклона 1, входного патрубка 2 гидроциклона, наносного патрубка 3, сливного патрубка 4, минигидроциклона 5, нефтесливной трубы 6, водосливного патрубка 7 и входного патрубка 8 минигидроциклона (с внешней части обмотанный электропроволкой). Нефтеловушка работает так. Трехкомпонентная гидросмесь (вода+нефтяные примеси+шламы) под давлением входит в гидроциклон 1 по патрубку 2 тангенциально. Под действием центробежной силы инерции исходная смесь разделяется на три составляющие элементы: твердая фаза направляется в сторону шламового патрубка 3, промежуточный продукт (вода+нефтяные примеси) – в сливной патрубок 4, а концентрировыанные нефтяные продукты по входному патрубку 8 нагнетается в минигидроциклон 5. Здесь гидросмесь состоящая из воды и нефтяных продуктов разделяется на два по принципу центробежнего классификатора: очищенная вода и обогащенные нефтяные продукты. Очищенная вода выходит из водосливного продукта 7, а обогащенные нефтяные продукты из нефтесливной трубы 6. Таким образом, предпологаемая гидроциклонная нефтеловушка обладает перед существующими большим преимуществом: извлечение из трехкомпонентной исходной гидросмеси нефтяных примесей высокой концентрации. Вышеприведенная конструкция гидроциклонной установки является научной новизной при очистке нефтепроводов, особенно, транспортирующей нефть с большим количеством парафина.

Литература

1. Алиев Р.А. и др.Трубопроводный транспорт нефти и газа. М: Недра 1972 г.

2. Тугунов П.И., В.Ф. Новоселов и другие. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов». Уфа: ООО”ДизайнПолиграфСервис”, 2002 г.

3. Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. Уфа: ООО”ДизайнПолиграфСервис”, 2001 г.

4. Абдураманов А.А. и др., Гидроциклонная нефтеловушка. Предпатент РК №18259. Бюл. №2, 15.02.2007.