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
- 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
Виды загрязнений внутренней полости нефтерповодов
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. 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 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].
Очистка внутренней полости нефтепроводов шаровыми разделителями
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.
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 пара-финоотложений. 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
Химические реагенты, применяемые удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
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 м парафина, механических примесей и воды. Извлеченный после пропусков РШ-1000 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 нефте-проводного 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.
Распределение толщины парафиновых отложений по длине нефтепровода Долина — Дрогобыч через различное время после пропуска резиновых шаров 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 какоо-то промежутка времени (кривые 1, 2). Замеры и визуальные наблюдения, проведенные о время ремонтных работ на нефтепроводе Долина — Дрогобыч в 1973 г., дают представление о фактическом распределении отложений о 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 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 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.
Существующие системы прогнозирования процесса парафинизации и определения периодичности очисток морских нефтепроводов
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 «Гипроморнефте-газ») в 1990-х годах предлагали использовать для удаления АСПО реагент-удалитель, 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/м 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 ба кинских нефтей. Продукт содержит 95,0-96,4% кислот с 220-250 мол. масс. Наф теновые кислоты обладают поверхностно-активными свойствами и при концен трации ПАВ в углеводородной фазе 0,1-1,0% (масс.) снижают поверхностное натяжение на границе раздела сольвент — дистиллированная вода при температу
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, мех-примеси — 3,9, минеральная часть — 1,1 (% (масс.)). Оценку эффективности действия реагента-удалите ля проводили фотоколориметрическим методом на ФЭК-56М 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 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].
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 промышленностью, 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 ПАВ-деэмульгаторами, 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, фло-кулирующее свойство, выражающееся в снижении содержания механических (твердых) примесей в нефти и в 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 ак-риламида при их малых концентрациях в воде начиная с 0,0001-0,1% вес. до 5-10% 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.
