WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Дальнейшие исследования показали, что применение некоторых типов депрессаторов приводит к образованию более мягких и рыхлых отложений, чем в опытах без применения депрессаторов. Таким образом, депрессаторы могут оказывать двойное действие: ингибируют парафиновые отложения и изменяют реологические свойства нефти.

Первый отечественной полимерный депрессатор ДН-1 был создан НИОХ СО АН СССР совместно с ВНИИСПТнефть. Данная присадка представляла собой сополимер, изготовленный на основе сложных эфиров акриловой и метакриловой кислот и высших насыщенных спиртов.

В 1976 г. успешно прошли приемочные испытания его опытной партии, изготовленной на основе высших спиртов, полученных из синтетических жирных кислот (СЖК), и он был рекомендован к промышленному производству.

По эффективности депрессорного действия для мангышлакской нефти присадка ДН-1 близка к лучшей зарубежной присадке ЕСА 4242.

МИНХ и ГП имени И.М. Губкина совместно с ВНИИНП. синтезировали другую депрессорную присадку, представляющую собой 20%-ный раствор термополимера этилена с винилацетатом (37%) и малеиновым ангидридом (0,5%) в дизельном топливе под названием ВЭС-503.

Испытания данной присадки были проведены на нефтепроводе Уса-УхтаЯрославль, транспортирующем нефти Тимано-Печорской газонефтеносной провинции.

Проведенные испытания показали, что напряжение сдвига нефти с присадкой снизилось в 10-15 раз, вязкость – в 2-3 раза. Получено повышение производительности нефтепровода на участке Уса-Ухта в 1,23 раза, на участке Ухта-Ярославль – в 1,3 раза. Эту присадку было рекомендовано применять при содержании парафиновых углеводородов в нефти до 10%.

Разработка и применение новых, более эффективных и дешевых присадок может в значительной степени способствовать техническому прогрессу трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов.

Борьба с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями при эксплуатации нефтепроводов В процессе эксплуатации нефтепроводов происходит постоянное загрязнение его внутренней поверхности, что приводит к снижению производительности и повышению давления. Особенно интенсивно этот процесс наблюдается в сборных коллекторах нефтепромыслов, транспортирующих неочищенную продукцию скважин, а также в трубопроводах, транспортирующих высокопарафинистую нефть.

Одним из направлений предотвращения парафинообразования и удаления уже образовавшихся отложений является использование химических реагентов.

В изучении использования химических реагентов для удаления образовавшихся АСПО в трубопроводах, а также для предотвращения образования АСПО большой вклад внесли: Тронов В.П., Мазепа Б.А., Борисов В.В., Кащеев А.А., Василенко С.К., Савельев М.П., Порайко И.Н., Порайко Д.Н., Губин В.Е., Галюк В.Х., Байков Н.М., Бадиков Ф.И., Арменский Е.А., Байков И.Р., Ахмадуллин К.Р. и другие.

Процесс использования химических веществ и реагентов для очистки полости от АСПО берет свое начало практически с первых лет эксплуатации нефтепроводов. В первую очередь это было связано с решением проблемы очистки трубопроводов от парафиновых отложений, образующихся при перекачке высокопарафинистых нефтей Бакинских месторождений.

В 20-30-е годы на ряду с одновременным пропуском большого количества скребков для отмывки трубопроводов стали использовать светлые нефтепродукты, а именно, керосиновые и бензиновые дистилляты.

Перекачка по одному из участков трубопровода газолина в течение дней туда и обратно в 1927 г. способствовала тому, что весь рыхлый слой церезина был удален со стенок труб.

Летом 1932 г. успешно осуществлена промывка керосиновыми и бензиновыми дистиллятами перегона Грозный-Калаус.

Проблема с отложениями парафина на стенках трубопровода возникла и на нефтепроводе Туймазы-Омск. В 1956 г. попытка очистить трубопровод с помощью пропуска скребка оказалась неудачной. Трубопровод был промыт пиролизным сырьем.

Исследования, проведенные в НИИСПТнефть в 1962 г., показали, что в тех случаях, когда отложения парафина в трубопроводах незначительны, может оказаться целесообразным удалять их периодической промывкой трубопровода 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.

С помощью растворителей в 1969 г. в Южном Иране были очищены от остатков нефти три нефтепровода диаметром 300 мм и длиной 112 км каждый.

С момента создания в 60-70-х гг. нового класса химических веществ – высокомолекулярных водорастворимых полимеров – появилась возможность усовершенствовать процесс очистки полости трубопроводов и сделать его более эффективным.

В качестве таких полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее перспективными являются водные растворы поликриламида аммиачного (АМФ) и известкового (ПАА) способа производства.

В 1977 г. на участке Жетыбай-Шевченко "горячего" нефтепровода УзеньШевченко были проведены промышленные испытания применения водорастворимых полимеров акриламида и соответствующих адгезионных добавок для очистки трубопровода.

В 1977 г. экспериментальное исследование влияния добавок полимеров на интенсивность парафинизации оборудования было проведено на действующем нефтепроводе диаметром 100 мм длиной 2 км, подающим нефть от группы скважин II участка (РИТС-1 НГДУ "Долинанефтегаз").

В 1978 г. на нефтепроводе Шаим-Тюмень были проведены промышленные испытания по очистке с использованием полимеров.

Для ликвидации скоплений воды и оставшегося после сооружения трубопровода мусора на магистральном нефтепроводе Нижневартовск — УстьБалык в 1978 г. были применены высоковязкие полимеры, которые, как показали исследования, оказывают очистное и антифрикционное действие при малых концентрациях в потоках воды и нефти.

В качестве полимера использовали технический ПАА, с помощью которого впервые в широких промышленных масштабах предусматривалось уменьшить гидравлические потери за счет связывания, удаления макромолекулами полимера внутренних скоплений, гашения турбулентностей и пристенного скольжения нефти.

В 1982 г. была осуществлена очистка нефтепровода Раевка-Чегодаево объединения Башнефть с использованием комбинированного механо- химического метода по восстановлению производительности промысловых нефтепроводов, основанного на использовании моющего раствора на основе акриловых полимеров и последующем вытеснении разрыхленных отложений вязко-упругими поршнями.

Регулировать процесс отложения парафина на стенках трубопровода можно путем ввода в нефтяной поток специальных веществ – депарафинизирующих реагентов, которые бывают двух типов: модификаторы кристаллов и диспергенты.

Действие модификаторов кристаллов основано на изменении формы и поверхностной энергии кристаллов парафина. В результате снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы. Модификаторы кристаллов известны под названиями депрессантов потери текучести, или реологических присадок.

Диспергенты представляют собой поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые изменяют поверхностную энергию кристаллов парафина, что опять же приводит к меньшей склонности последних к присоединению к стенкам трубы и слипанию.

Большим толчком к развитию использования химреагентов для предотвращения АСПО в нефтяной отрасли нашей страны послужила целевая программа, утвержденная Государственным комитетом Совета министров СССР по науке и технике от 12 января 1982 г. по разработке и освоению в опытно-промышленных условиях производства химических продуктов для предотвращения асфальто-смолистых и парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании. В соответствии с этой программой, институтом СибНИИНП самостоятельно и совместно с Всесоюзным научноисследовательским институтом поверхностно-активных веществ (ВНИИПАВ) были разработаны 14 типов реагентов, относящихся к классу полимерных ингибиторов, поверхностно-активных веществ и кубовых остатков производства спиртов для борьбы с парафинизацией нефтепромыслового оборудования.

Следует отметить, что применение ингибиторов парафиноотложений одновременно с применением депрессаторов в ряде случаев ухудшает реологические свойства нефтей. Так дозирование в нефть ингибиторов парафиноотложений Sepaflux-XA-2 и Prochinor Sol 63 при использовании депрессатора АР-1804 для нефти месторождения «Дракон» настолько ухудшало реологические свойства нефтей, что их перекачка становилась невозможной.

Поэтому подбор ингибиторов парафиноотложений должен проводиться тщательно с учетом состава нефти, условий перекачки и добавок различных химических реагентов.

Противотурбулентные присадки для снижения сопротивления течению В настоящий период в связи с ростом цен на электроэнергию особо актуальным становится вопрос повышения эффективности работы трубопроводов с целью снижения эксплуатационных затрат при перекачке нефти и нефтепродуктов.

Одним из способов решения данной проблемы является использование в качестве добавки к перекачиваемым нефтям и нефтепродуктам специальных полимерных присадок, снижающих гидравлическое сопротивление за счет гашения турбулентности вдоль стенок трубопровода.

Впервые явление снижения сопротивления течению путем впрыскивания полимера было открыто в 1946 г. английским химиком Б. Томсом. Исследуя характеристики жидких растворов в турбулентном потоке, Б. Томс установил, что при введении небольших количеств полимера в трубопровод с турбулентным движением потока раствор снижает сопротивление течению.

Первые исследования по снижению коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов с помощью добавок высокополимеров в нашей стране были проведены в 1964 году на кафедре гидравлики МИНХ и ГП им.

И.М. Губкина. В качестве исследуемой добавки были выбраны растворы карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), а в качестве перекачиваемой жидкости использовалась вода. В результате проведенных экспериментов при различных числах Рейнольдса было получено снижение коэффициента гидравлического сопротивления на 15-20%. Тогда же под руководством профессора И.А.

Чарного была разработана и первая методика определения оптимального процента добавления полимера в поток жидкости, которая, как показали опыты, вполне могла быть применима и для нефтепродуктов. В связи с этим, дальнейшие исследования по снижению гидравлических сопротивлений в трубопроводе МИНХ и ГП проводил уже на нефтепродуктах.

За период с 1965 по 1968 год в зарубежной и отечественной литературе появилось достаточно много работ, посвященных эффекту снижения с помощью полимеров турбулентного трения при течении жидкости вдоль твердых стенок. Активными исследованиями данного вопроса в нашей стране занимались Мирзаджанзаде А.Х., Полищук А.М., Калашников В.Н., Райский Ю.Д., Темчин А.З., Баренблатт Г.И., Пейсахов С.И., Галлямов А.К., Караев М.А., Булина И.Г., Несын Г.В., Манжай В.Н. и другие.

В ИХН СО АН СССР и УМНЦС был выполнен большой объем экспериментальных исследований по изучению сравнительной эффективности 40 различных присадок. При этом было установлено, что в диапазоне температур от нуля до 500С эффективность присадки меняется примерно на 10%. При этом отмечалось, что полимерные присадки более эффективны в маловязких нефтях. Тем не менее, применение присадок эффективно и при перекачке нефтей с более высокой вязкостью.

Впервые в промышленном масштабе противотурбулентные присадки были испытаны в 1979 г. на Трансаляскинском магистральном нефтепроводе диаметром 1219 мм фирмой Trans Alaska Pipeline System (TAPS) с целью увеличения пропускной способности трубопровода, по которому транспортировалась нефть.

В 1978 г. фирма ТАРS провела весьма тщательное лабораторное изучение процесса получения полимеров с целью улучшения их характеристик.

В результате была разработана полимерная добавка, которая получила название "CDR/101" и начала использоваться в трубопроводах фирмы. В течение 1980 г.

в процесс полимеризации был внесен ряд изменений, что привело к созданию новой высокоэффективной полимерной добавки "CDR /102".

За два года впрыскивания добавок CDR-102 фирмы "Conoco Specialty Products Inc." пропускная способность трубопровода была увеличена на 16-тыс. м3/сут.

Обычно реагент, снижающий гидравлическое сопротивление, можно закачивать в нефтепровод уже через несколько минут после доставки на место работы насосного оборудования и противотурбулентной присадки.

Единственно, что необходимо иметь на трубопроводе - это средства для подключения нагнетательной установки. Как правило, закачку присадки производят на участке трубопровода после насосов, счетчиков и регулирующих устройств, чтобы снизить вероятность его разрушения. Для впрыскивания в трубопровод добавок требуется несложная механическая установка. Типовая схема установки для закачки реагента приведена на рисунке 6.

В Пакистане использование стимулирующей присадки CDR Flow Improver на нефтепроводе, соединяющем промыслы Дурнал с нефтеперерабатывающим заводом, позволило настолько снизить гидравлическое сопротивление при перекачке нефти, что расход возрос примерно на 30 %.

В нашей стране были проведены три эксперимента с использованием полимерных проивотурбулентных присадок. В 1985 г. специалистами фирмы "Коноко" (США) вводилась добавка CDR-102 на конечном пункте трубопровода Лисичанск-Тихорецк диаметром 700 мм.

1 Рисунок 6. Схема монтажа установки для закачки противотурбулентной присадки: 1 – манометры; 2 – резервуар с присадкой; 3 – баллоны с азотом; 4 – магистральный нефтепровод; 5 – разрывная мембрана; 6 – счетчик; 7 – насос для закачки присадки.

В 1991 г. сотрудниками ПО МНЦС и Томского политехнического института (ТПИ) на магистральном нефтепроводе Александровское-АнжероСудженск были проведены промышленные испытания отечественной присадки "Виол" для снижения гидравлического сопротивления. Присадка "Виол" была получена по рецептуре ТПИ на Томском нефтехимическом комбинате и представляет собой 10%-ный раствор в гептане сополимера альфаалефинов.

Испытание добавки "Виол" на нефтепроводе Александровское - Томск - Анжеро-Судженск показало, что сопротивление на трубопроводе диаметром 1220 мм снизилось на 21%. При этом содержание твердого полимера в потоке составляло около 40 г/т.

В 1993 г. на трубопроводе Тихорецк - Новороссийск была испытана та же добавка "Виол", но более высокого качества, полученная по усовершенствованной технологии. При этом было установлено, что сопротивление снизилось на 22% при концентрации твердого полимера 8 г/т.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»