Содержание к диссертации
Введение
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 удаления асфальтосмолопарафиновых отложений 103
3.3 Применение вязкоупругих гелей для очистки внутренней полости нефтепроводов 105
3.4 Перевод нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов 120
3.4.1 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
- Виды загрязнений внутренней полости нефтерповодов
- Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми разделителями
- Химические реагенты, применяемые удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
- Существующие системы прогнозирования процесса парафинизации и определения периодичности очисток морских нефтепроводов
Введение к работе
Актуальность темы.В настоящее время потребности энергетических ресурсов в промышленности, сельском хозяйстве, на транспорте повсеместно возрастают. Долгие годы источниками энергии служили древесина, уголь, позднее к ним прибавилась нефть и ее фракции. В 1920-е гг. нынешнего столетия был промышленно освоен новый тип топлива -газ, которому отводится все более важная роль э энергетике большинства развитых стран.
Природный газ служит в качестве сырья для промышленности, из которого получают химически чистые продукты, например, синтетический каучук, синтетические спирты и прочие. Со временем выяснилось, что крупные газовые месторождения отдалены от стран, наиболее интенсивно потребляющих газ, морями и океанами. Так, предполагаемые запасы газа в районе Ближнего Востока составляют 19 007 млрд. м3, а странах Западной Европы -всего 5744 млрд. м3. Поэтому морские суда являются единственными экономически выгодными средствами его транспортировки потребителю. Об этом свидетельствует рост мирового флота судов-газовозов.
Суда этого типа выделены в особый класс в силу специфики перевозимого ими груза. При их проектировании приходится решать ряд особых вопросов и задач, обычно не возникающих при проектировании судов других типов.
Важнейшей проблемой международной торговли сжиженными углеводородными газами как сырьем для химической промышленности и топливом является способ доставки их из районов добычи в районы потребления. Страны, не имеющие собственных значительных месторождений газа и разделенные морскими бассейнами, например, Япония, страны Западной Европы и другие, вынуждены прибегать к услугам морского транспорта. В некоторых случаях морские перевозки сжиженных газов и в пределах одной страны являются наиболее целесообразным и экономичным видом транспорта. Проблема доставки сжиженных газов морем стала особенно актуальной в последние годы в связи с бурным ростом потребления газов в областях, достаточно удаленных от мест добычи.
В последнее время мировая общественность и средства массовой информации особенно пристально фокусируют внимание на возрастающем значении российской Арктики как ресурсной базы, крупной транспортной артерии и стратегически важного плацдарма для обороны северных границ нашей Родины. Более того, возобновилось обсуждение стратегической значимости Арктики для России, как с точки зрения социально-экономического развития, так и расширения глобального геополитического влияния. Основной акцент делается на трех составляющих значимости Арктики: во-первых, природные богатства (колоссальные нефтегазовые запасы); во-вторых, привлекательность
Северного морского пути, который является наиболее короткой, и в перспективе удобной и
надежной транспортной артерией, связывающей Европу со странами АТР; в-третьих,
военное значение Арктики, обусловленное, в том числе, потенциальными
«поползновениями» других стран на интересы России в регионе.
Таким образом, изучение истории развития технических средств и технологий морского транспорта сжиженных газов является актуальной и может способствовать развитию топливно – энергетического комплекса России.
Цель работы: проведение исторического анализа развития технологий и технических средств при проектировании и сооружении морских судов для транспортировки сжиженного природного и нефтяного газов с момента зарождения необходимости транспорта газов до настоящего времени.
Реализация поставленной цели обусловила необходимость решения следующих задач:
- историко-технический анализ развития технологий и технических средств при
эксплуатации, проектировании и сооружении морских судов;
- рассмотрение вопросов освоения Арктики, приведены различные варианты
конструкций судов для использования их в арктических условиях;
- исследование эволюции двигателей внутреннего сгорания, используемых на судах для
транспорта СПГ и СНГ и перспективы их развития;
- исследование возможности использования СПГ в качестве топлива в двигателях
танкеров для транспорта СПГ и СНГ;
- рассмотрение системы бункеровки между хранилищами сжиженных газов и баками
морских транспортных средств.
Научная новизна. Впервые проведен анализ становления, развития и перспективы танкеров для транспортировки сжиженных газов, проведен анализ существующих конструктивных особенностей танкеров. Были установлены этапы развития танкеров в зависимости от их конструктивного исполнения.
Проведен анализ развития технологии и технических средств по транспортировке СПГ в арктических условиях. Выявлены особенности техники транспортировки СПГ. Дана оценка перспектив дальнейшего применения данных технологий в транспорте при этих условиях.
Впервые предложено использование промежуточного буферного резервуара для слива/налива сжиженного газа. Разработана методика расчета его установки, которая позволяет снизить мощность холодильника для охлаждения СПГ в несколько раз.
Методы исследований. Поставленные цели и задачи были решены путем систематизации результатов статистических анализов и проработки отечественного и зарубежного опыта эксплуатации морских судов для транспортировки газов на основе широкого спектра печатных и электронных источников.
Практическая ценность работы.
Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного дела в России и за рубежом.
Результаты работы будут полезны при выборе маршрутов поставки сжиженных газов, а также технических средств для доставки СНГ и СПГ (путей маршрута по северному морскому пути).
Материалы работы используются в учебном процессе для подготовки магистров на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по программе «Морские сооружения транспорта и хранения нефти и газа».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора представлены:
- на международном научно-практическом семинаре «Рассохинские чтения», г. Ухта,
2014 г.;
- на международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный
транспорт – 2012, 2013», г. Уфа;
- на 63, 64, 65 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых
ученых, г. Уфа, 2012, 2013, 2014 г.;
- на международной научно-технической конференции «Проблемы строительного
комплекса России», г. Уфа, 2014 г.
Публикации. По материалам диссертации опубликованы 17 печатных изданий, в том числе: 3 статьи опубликовано в ведущих журналах, рекомендуемых перечнем ВАК и 14 тезисов докладов на научно-технических конференциях.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов, содержит 160 страниц машинописного текста, в том числе 15 таблиц, 78 рисунков, библиографический список из 116 наименований.
Виды загрязнений внутренней полости нефтерповодов
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 разгазирова-ние 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 использованием 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 па-рафинизации 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].
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 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 ПАВ-деэмульгаторы, 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 хроматографиче-ского 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.
Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми разделителями
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 на дежным 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). 70847 Рисунок 2.12 – Скребок СМН
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 со здает 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 з а-креплены 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 и недогруженности производительность и давление нефтепроводов удовлетворяли условиям прочности, в тоже время шло интенсивное запарафинивание.
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 28-СКР4.00 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. Таблица 2.7 - Скребки типа СКР конструкции ОАО «ЦТД «Диаскан»
Предназначен для очистки внутренней полости труб опровода 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, м у-сора и продуктов коррозии. Состоит из г о-ловной 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 п о-сторонние 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 п о-сторонних предметов как полости нефтега-зопродуктопроводов, 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 Горький - Рязань-1 через р. Сережа (ОАО «Верхневолжскнефтепровод»); по
участку 0 - 124 км нефтепровода Бахиловское - Хохряковское (ОАО «Сибнефте-провод»); 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%.
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].
Химические реагенты, применяемые удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
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 пенополиуре-тановых 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.
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 P. Так, например, для разделителя диаметром 150 мм, шириной 175 мм явление пробоя наблюдается при P = 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 п о-вторных 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 пенополи-уретановых, 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.
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 за мены 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 оголов-ников. Выпуск цилиндрических разделителей различных конструкций и типоразмеров позволил обеспечить проведение разнообразных технологических операций с наибольшей эффективностью.
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 в ремени 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
Существующие системы прогнозирования процесса парафинизации и определения периодичности очисток морских нефтепроводов
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 полиакрила-мидные 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 объ 3 ем пробки увеличился со 138 до 1000 м . Вскрытие камеры пуска О У и узла фильтра-грязеуловителя подводящих линий показало, что там находится большое количество (190-200 шт.) обнаруженных впервые, спрессованных парафиносмоли-стых 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 парафино-смолистых 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 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 м заранее приготовленного моющего раствора (таблица 3.2).
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 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 загустева-нием 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 го 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.