CC BY
57
УДК. 622.323
© А.Н. Гульков, В.Д. Лапшин, А.Ю. Лебедев, A.B. Никитина, Ю.А. Васянович, 2013
А.Н. Гульков, В.Д. Лапшин, А.Ю. Лебедев, A.B. Никитина, Ю.А. Васянович
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЙ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ПОПУТНОГО ГАЗА СОВМЕСТНО С НЕФТЬЮ
Транспортировка газонасыщенной нефти из районов промысла, как перспективный способ утилизации попутных нефтяных газов, на протяжении последних нескольких десятков лет находится в центре внимания специалистов нефтегазовой отрасли многих стран. Одной из наиболее перспективных технологий является низкотемпературная конверсия обводнённой пластовой нефти в нефтегазогидратную суспензию, обладающую высокими транспортными свойствами. Данное направление, начатое в 2002 году норвежскими специалистами, в настоящее время адаптируется многими компаниями к реальным условиям нефтегазоконденсатных месторождений и возможно в самое ближайшее время будет практически реализовано. Ключевые слова: Низкотемпературная конверсия попутного нефтяного газа, трубопроводный транспорт, газовые гидраты, парафины, дисперсная система.
В мировой практике нефтедобычи уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) достигает 98-99 %, а в наиболее развитых нефтедобывающих странах, таких как США, Великобритания, Канада, Норвегия - 100 %, в то время как Россия значительно уступает в данном вопросе [1, 2, 3, 4, 5]. Сравнительный анализ способов утилизации ПНГ показывает, что к одному из самых эффективных следует отнести способ герметизированного сбора и последующей транспортировки газонащенной нефти под значительным избыточным давлением [6, 7, 8]. Тем не менее, трубопроводный транспорт газонасыщенной нефти имеет недостаток, связанный со снижением пропускной способности трубопровода или даже полной её потерей, в связи с образованием в трубопроводе газовых пробок, а также в связи с отложением на его стенках гидратов и парафинов. Так например, при перекачивании газонасыщенной нефти с нефтедобывающих морских платформ «Пильтун - Астохская А и Б» по подводному трубопроводу на береговую площадку Чайво (проект Сахалин-2) на его поверхности откладываются парафины, что надёжно устраняется только применением ингибитора парафинообразования Иако
«РХ-2407», т.к. применение скребков, по ряду причин, не всегда возможно [9]. Кроме этого в трубопроводе «Чайво - Де-Кастри» периодически возникают газовые пробки, которые полностью прекращают транспортировку нефти [10]. Учитывая актуальность транспортировки ПНГ совместно с нефтью по одному трубопроводу, представляет интерес низкотемпературная технология трубопроводного транспорта газонасыщенной нефти, предложенная в 2002 году норвежскими специалистами Гудмундссоном, Ёарсеном и Ёундом [11, 12, 13], которая позволяет исключить образование, как газовых пробок, так и газогидратных и парафиновых отложений в мультифазных нефтепроводах.
Начиная с начала 70-х годов прошлого столетия [14, 15, 16, 17] исследованиями многих учёных было установлено, что отложение парафинов на каких либо поверхностях наблюдается только тогда, когда их температура существенно ниже температуры перекачиваемой нефти. Данное явление находит своё объяснение в положениях теории аналогий физических моделей теплопередачи и молекулярной диффузии (теория аналогий Шилтона - Колбурна) (рис. 1) [14, 16, 17].
Т, Тв
ч_^^__/
А Т
Рис. 1. Графическая аналогия физических моделей теплопередачи и молекулярной диффузии [14, 16, 17]
Рис. 2. Способ низкотемпературной транспортировки нефти, посредством её конверсии в нефтегазогидратную суспензию [11, 12, 13]
Для предотвращения выпадения парафинов на стенках нефтепроводов за счёт температурного и, соответственно, концентрационного градиента был предложен низкотемпературный способ трубопроводного транспорта нефти [16, 17]. Рис. 2 иллюстрирует суть низкотемпературного способа подготовки пластовой нефти к транспортировке на нефтеперерабатывающие предприятия в холодном придонном слое морской воды, предложенного в 2002 году Гудмундссоном, Ёарсеном и Ёундом. Данная идея, положенная в основу проекта «Холодный поток» («Cold Flow»), состоит в том, чтобы не нагревать нефть перед транспортировкой, как это делается обычно, а напротив, охлаждать [11, 12, 13].
На рис. 3 изображена принципиальная схема установки подготовки пластовой нефти перед её закачиванием в магистральный нефтепровод, разработанной норвежским научно исследовательским институтом SINTEF, при содействии британской нефтегазовой компании British Petroleum [12].
Рис. 3. Установка конверсии ПН «Cold Flow - SINTEF-BP» [12]
Капля Зарождающаяся Увеличивающаяся
воды оболочка гидрата по толщине оболочка гидрата Гидрат
•Ч37#7#тО
Рис. 4. Процесс формирования гидрата на водяных глобулах нефтяной эмульсии в реакторе установки низкотемпературной конверсии [18]
ПН, поступившая из устья скважины, претерпевает перед отправкой на перерабатывающий завод минимальный объём промысловой переработки - снижение обводнения до 10-20 %, перемешивание в диспергаторе до состояния мелкодисперсной эмульсии и охлаждение, которое позволяет осуществить полное обезвоживание нефти в короткое время. В реакторе установки низкотемпературной конверсии, находящаяся под высоким давлением, охлаждаемая мелкодисперсная эмульсия практически мгновенно трансформируется в мелкодисперсную суспензию за счёт перерождения глобул воды в частицы гидрата (рис. 4). Кинетику процесса гидратообразования определяют размеры частиц и темп отведения теплоты из реактора [18].
Для повышения кинетики процесса гидратообразования в реактор возвращается часть потока газогидратной суспензии, газогидратные частицы которой, выполняют функцию центров зарождения новой газогидратной фазы. Охлаждение ПН обеспечивается теплообменником, представляющим собой закольцованный стальной неизолированный трубопровод, проложенный в придонном слое морской воды, имеющей температуру 45 °С. Таким образом простая и соответственно дешёвая установка низкотемпературной конверсии обеспечивает превращение ПН смеси нефти, воды и крупных фрагментов парафинов в нефтегазогидратную суспензию (НГГС), обладающую высокими транспортными свойствами [11, 12, 13]. Для объективной оценки достоинств технологии «Cold Flow» необходимо напомнить, что в настоящее время капитальные затраты на промысловую переработку нефти составляют около 50% от всех капитальных затрат отрасли [19].
Представленная выше схема газогидратной конверсии ПН в НГГС практически полностью повторяется другими разработчиками.
Устье Газ Сепаратор
скваялны Жидкость
Жидкость
Скважина
Газ
Тепло Реактор
обменник
Ма п «тральный трубопровод
Рис. 5. Установка конверсии ПН «Cold Flow - NTNU» [11]
Так например, норвежским университетом NTNU создана установка низкотемпературной конверсии, представленная на рис. 5 («Cold Flow - NTNU»).
В схеме, NTNU, в отличие от схемы «SINTEF-BP», применён сепаратор, который позволяет охлаждать в теплообменнике ПН как однофазную жидкость, что резко повышает интенсивность теплообмена по сравнению с охлаждением ПН в 2-х фазном состоянии. По этому поводу следует заметить, что эффективность теплообмена при отводе теплоты ПН в окружающую среду является ключевым параметром технологий «Cold Flow».
На рисунке 6 представлена схема «HYDRAFLOW» шотландского университета Herriot-Watt University. Отличительной чертой данной схемы является применение биоразлагаемого поверхностно-активного вещества - диспергатора «АА», состоящего из «alkyl aromatic sulphonates» и «alkyl phenyl ethoxylates», экологическая опасность которых несопоставимо ниже метанола и этанола. При этом «АА» является именно дис-пергатором, а не протектором гидратообразования. Механизм его действия обусловлен конверсией гидратов, воды и нефти в дисперсную систему с высокими транспортными свойствами. Университету Herriot-Watt удалось использовать газогидратные частички НГГС, двигающейся по трубопроводам в турбулентном режиме, как абразив для очистки стенок трубопровода и как центры кристаллизации выделяющихся из нефти парафинов, что позволило исключить их неконтролируемое выделение в трубопроводах и, соответственно, образование парафиновых
Сквалата
Рис. 6. Установка «HYDRAFLOW - Herriot-Watt University» [20]
пробок [20]. Эффективность «АА» оказалась настолько высокой, что позволила на длительное время прекращать эксплуатацию месторождений без риска образования в промысловых аппаратах и системах газогидратных пробок [20].
На рис. 7 представлена установка конверсии ПН в НГГС, запатентованная в 2009 году компанией «Shell International Research» [21]. Данная установка также содержит в себе все отличительные признаки установок «Cold Flow». Позицией 44 на рисунке обозначен кольцевой теплообменник, который отводит в придонный слой морской воды теплоту ПН, с тем, чтобы устранить температурный градиент в магистральном трубопроводе и связать пластовую воду в гидрат. Оригинальность установки «Shell International Research» проявляется только в наличие плавучей платформы (46) с энергоисточником, ёмкостью с хим. реагентом и устройствами спутниковой связи.
Рис. 7. Установка конверсии ПН «Cold Flow- Shell I. R.» [21]:
10 - перерабатывающая платформа; 30, 32 - устья скважин; 40 - мани-фольд; 42 - реактор; 44 - закольцованный теплообменник, отдающий теплоту нефти в придонный слой морской воды; 46 - плавучая платформа; 50 -дозатор хим. реагента в систему.
«Узким местом» технологии «Cold Flow» является теплообмен в теплообменниках, которые отводят теплоту горячей ПН в окружающую среду. Очевидно, что в отличие от защищённо-го от парафиновых отложений магистрального трубопровода, в котором предварительно охлаждённая ПН не может создать температурного градиента со стенкой трубопровода, теплооб-менная поверхность испарителя холодильной машины в реакторе или закольцованного теплообменника, проложенного в придонном слое холодной морской воды (рис. 7), будет находиться под фактором данного воздействия, который неизбежно запустит механизм образования парафиновых отложений. Парафиновые отложения на теплообменной поверхности теплообменников значительно снижают их эффективность, за счёт низкой теплопроводности парафинов, которые со временем, в результате, так называемого явления «старения», меняют свой компонентный состав.
Рис. 8. Процесс «старения» парафиновых отложений, проходящий за счёт диффузионного механизма изменения его компонентного состава [15]
Рис. 9. Внутритрубное устройство по удалению парафиновых отложений с теплообменной поверхности морских теплообменников [22]
Парафины с большим числом атомов углерода в молекулах замещают парафины с меньшим числом атомов (рис. 8), что влечёт повышение плотности, прочности парафиновых отложений и снижение теплопроводности [15].
Возможно, что проблема теплообмена в теплообменниках установок «Cold Flow» решится с появлением в июле 2012 г. нового технического устройства, запатентованного одним из создателей направления «Cold Flow - SINTEF-BP» норвежцем А. Ёундом [22]. На рисунке 9 показано внутри-трубное устройство, имеющее форму полой короткой трубки, которое посредством привода от внешнего электромаг-
нитного индуктора совершает возвратно-поступательные движения внутри теплообменника, непрерывно удаляя отложения парафинов.
В заключении необходимо отметить что, данная крайне актуальная техническая идея нуждается в доработке в части охлаждения нефти при её промысловой конверсии в нефтегазо-гидратную суспензию. При этом очевидно, что присутствие в нефти парафинов, делает данную задачу нетривиальной и требует новых, нетрадиционных подходов.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кутепова Е.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. WWF-России. 2011;
2. Орлов С.И. Газ в портфеле. Газовый фактор. Март 2012.
3. Из выступления Президента ОАО «НК«Роснефть» И.Сечина на конференции «CERA Week» г. Хьюстон, Техас, 6 марта 2013 г.
4. Постановление Правительства РФ, от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».
5. Сладкопевцев С.А. Экологические проблемы Западной Сибири. Московский государственный открытый педагогический университет им. М.А. Шолохова. 2012.
6. Коршак A.A., Брот P.A., Тугунов П.И. Перекачка газонасыщенных нефтей по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 37 с.
7. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. — 488 с.
8. Наревски Й., Олсон С., Шьонер X., Радке М. Высокопроизводительные мультифазные насосы для увеличивающейся добычи нефти и газа в Мексиканском заливе. Насосы, компрессоры и процессно-технические компоненты - Специальный выпуск 2012.
9. Косяк Д.В. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «Сахалин-2». Территория Нефте-Газ. №6. 2011.
10. Bokin E., Febrianti F., Khabibullin E., Perez C. Flow Assurance and Sour Gas in Natural Gas Production. NTNU. Trondheim, November. 2010.
11. Gudmundsson, J.S., Nydal, O.J, Rrnnnevig, J., Eggen, E. Cooling system for cold flow in deepwater production, NTNU, Trondheim. 2002.
12. Larsen, R., Lund, A., Argo, C.B. Cold flow - a practical solution, Proc. of the 11th International Conference on Multiphase Flow, June, San Remo. 2003.
13. Gudmundsson, J.G. Cold Flow Hydrate Technology, 4th International Confernce on Gas Hydrates, May 19-23, Yokohoma, Japan. 2002.
14. Chilton, T.H. and A.P. Colburn "Mass Transfer Coefficients Prediction from Data on Heat Transfer and Fluid Friction" Ind. Eng. Chem., 26. 1934.
15. Hyun Su Lee. Computational and rheological study of wax deposition and gelation in subsea pipelines. PhD thesis, The university of Michigan, 2008.
16. Singh, P., R. Venkatesan, H.S. Fogler and N. Nagarajan "Formation and Aging of Incipient Thin Film Wax-Oil Gels," AZChE J., 46, 1059. 2000.
17. Singh, P., R. Venkatesan, H.S. Fogler and N. Nagarajan, "Formation and Aging of Incipient Thin Film Wax-Oil Gels," AZChE J., 46, 1059. 2000.
18. Greaves, David; Boxall, John; Mulligan, James; Montesi, Alberto; Creek, Jefferson; Dendy Sloan, E.; Koh, Carolyn A. Measuring the particle size of a known distribution using the focused beam reflectance measurement technique._ Chemical Engineering Science vol. 63 issue 22 November, 2008. p. 5410-5419.
19. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. 319 с.
20. Azarinezhad R., Chapoy A., Anderson R., Tohidi B., Heriot-Watt University. HYDRAFLOW: A Multiphase Cold Flow Technology for Offshore 2008.
21. Brose J.G., Esparza J.O., Mehta A.P., Hatton G.J. Method and apparatus for a cold flow subsea hydrocarbon production system. Patent 2435582 UK 2009.
22. Lund F. Patent WO 2012/093079 A2. "A pipeline pig apparatus and method of operating a pig". Trondheim. 2012. Ш
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Гульков Александр Нефёдович - доктор технических наук, профессор, [email protected]
Лапшин Виктор Дорофеевич - доцент, [email protected]
Лебедев Александр Юрьевич - аспирант, [email protected]
Васянович Юрий Анатольевич - доктор технических наук, профессор,
Никитина А.В.,
Дальневосточный федеральный университет, Инженерная школа, кафедра нефтегазового дела и нефтехимии.
А
