ОПЫТ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ АСПО В ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ ПРОЕКТА «САХАЛИН-2» Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 622.276.8

Д. В. Косяк, инженер отдела планирования и составления производственных программ,

e-mail: [email protected]; А. Н. Маркин, к.т.н., начальник отдела нефтепромысловой химии,

e-mail: [email protected], Филиал компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани»

ОПЫТ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ АСПО В ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ ПРОЕКТА «САХАЛИН-2»

CONTROL OF WAX DEPOSITION IN SUBSEA PIPELINES OFSAKHALIN-II PROJECT

D.V. Kosyak, A.N. Markin, «Sakhalin Energy Investment Company.» Transportation of crude oil in subsea pipelines where ambient temperature is below wax appearance temperature is associated with high risk of effective diameter reduction and hence sticking of the pig during cleaning operations.

A complex approach has been utilized in order to estimate severity of wax deposition and predict as accurate as possible the most probable place of deposition. Furthermore, wax inhibitor was selected that fitted all criteria in terms of effectiveness and offshore logistics capabilities.

Keywords: wax deposition, subsea pipelines, pigging, wax inhibitor

Проект «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов, реализуемых в природно-климатических условиях острова Сахалин на Дальнем Востоке России. В ходе реализации первого этапа проекта морская платформа «Моликпак», установленная на Пильтун-Астохском месторождении (северо-запад о. Сахалин), начала добывать нефть в 1999 г. Добытую нефть отгружали с платформы в танкеры. В ходе второго этапа проекта были построены и введены в эксплуатацию две другие морские платформы - «Пильтун-Астохская-Б» («ПА-Б») и «Луньская-А», подводные трубопроводы, соединяющие три платформы с берегом, наземные нефте- и газопроводы, объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и первый в России завод по производству сжиженного природного газа. В конце 2008 г. добытую нефть по подводным трубопроводам начали транспортировать на производственную площадку «Чайво», где происходит объединение двух потоков, и далее, по наземному нефтепроводу через береговой технологический

комплекс, на терминал отгрузки нефти, расположенный на юге острова Сахалин (бывший поселок Пригородное). Нефть Пильтун-Астохского месторождения относится к ароматическо-нафтенову типу, обладает плотностью ~850 кг/м3 и низкой вязкостью. Основные показатели безводной нефти (Н20<0,2 % масс.) приведены в таблице 1. Согласно проектной документации, температура нефти на входе производ-

ственной площадки «Чайво» должна составлять около +2 0С в холодное время года и до +8 0С - в теплое. Сравнивая температуру начала кристаллизации нефти с обеих платформ с температурой на входе площадки «Чайво», очевидно, что образование асфальтено-смоло-парафиновых отложений (далее -АСПО1) неизбежно. Однако, учитывая небольшое содержание парафинов в нефти, можно предположить, что эти

Таблица 1. Основные показатели безводной (H20<0,2% масс.) Дегазированной нефти, экспортируемой с платформ пильтун-астохского месторождения

Параметр «Моликпак» «ПА-Б»

Плотность при 15 0С, кг/м3 852 853

Кинематическая вязкость, м2/с • 20 0С • 40 0С 3,64*10-6 2,40*10-6 3,68*10-6 2,40*10-6

Массовая доля серы, % 0,22 0,20

Массовая доля парафина, % 1,20 2,3

Массовая доля асфальтенов, % 0,41 0,55

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, 11 10

Давление насыщенных паров по Рейду, кПа 26 28

Температура потери текучести, 0С -78 -30

Температура начала кристаллизации парафинов, 0С 27 29

Продолжительность трубопровода до площадки Чайво, км 46,1 73,6

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 6 \\ июнь \ 2011

Таблица 2. результаты анализа образцов АсПО

Параметр Ед.измерения Методика Образец из насоса 1 Образец из насоса 2 Образец из насоса 3 Образец из насоса 4

Потеря при прокаливании (550 0С) % масс. Взвешивание 99,4 98,9 99,9 99,9

Остаток при прокаливании (550 0С) % масс. Взвешивание 0,6 1,1 0,1 0,1

Парафины С20-29 % масс. Высокотемпературная газовая хроматография 0,201 0,118 0,122 0,149

Парафины С30+ % масс. Высокотемпературная газовая хроматография 21,858 20,001 21,373 30,171

Асфальтены % масс. 1Р143 1,4 1,3 0,85 0,60

отложения не приведут к существенному сужению внутреннего диаметра трубопроводов за короткое время. До ввода в эксплуатацию морского трубопровода «ПА-А - Чайво» в 2008 г. АСПО не наблюдали. До этого нефть подавали в плавучее нефтеналивное хранилище (ПНХ) «Оха», и оттуда она поступала в танкеры для транспортировки потребителям. Температура нефти на входе ПНХ «Оха» составляла +20 0С, и при демонтаже трубопроводов «Моликпак»-ПНХ АСПО обнаружены не были. Информация по наличию отложения в емкостях ПНХ отсутствует.

первые признаки проблемы

Первые АСПО были обнаружены в январе 2009 г. на входных фильтрах перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти (Пригородное). Результаты анализа образцов АСПО представлены в таблице 2.

Данные, приведенные в таблице 2, подтверждают, что отложения на входных фильтрах перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти являются АСПО с небольшой примесью неорганических веществ. Однако в связи с низким содержанием асфальто-смолистых соединений в найденных отложениях (около 1,0% масс.) в дальнейшем мы условно будем называть АСПО отложениями парафинов.

Для того чтобы определить место наиболее вероятного образования парафинов, использовали зависимость распределения парафинов от физических условий среды, в которых происходит их кристаллизация [1]. Известно, что

о,в

0 6

& & $ $ $ & & $ $ & <$> & & & £ &

Парафины

Данное отложение образовалось в резервуаре для хранения нефти. Осадок содержит значительное количество нефти (о чем говорит большой процент содержания парафинов с цепью С32 и ниже), а распределение парафинов имеет два пика: С^ и С40_42.

Данное отложение содержит всего 4% (масс.) парафинов С30+. По своей фактуре является мягким и рыхлым.

¿¡? # $ <$> & # <$> ^ £ £ <$> £ <$> £ & #

Парафины

Этот осадок был извлечен из подводного трубопровода. В нем мало нефти, распределение парафинов имеет один пик С41-43. Отложение содержит 20-30% (масс.) парафинов С30+. Обычно температура плавления такого отложения составляет около 80 0С.

Рис. 1. Распределение парафинов для типичных отложений

1 АСПО - высокодисперсные суспензии кристаллов парафинов, асфальтенов и минеральных примесей в маслах и смолах. Содержание парафинов в АСПО колеблется от 35 до 86%; они представляют собой смесь твердых углеводородов С20-С70 с молекулярной массой 365-400. Содержание асфальто-смолистых соединений может варьироваться от 1,0 до 50%, это сложные высокомолекулярные соединения с молекулярной массой 450-1500.

Рис 2. Распределение парафинов в образцах отложений со входных фильтров перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти (усредненные результаты по 4 образцам)

парафины с длинной углеводородной цепью кристаллизуются при достижении температуры начала кристаллизации парафинов. По мере дальнейшего охлаждения нефти кристаллизуются парафины с более короткой цепью. В связи с этим существуют следующие закономерности:

• отложения, образовавшиеся на поверхности стенок морских трубопроводов, характеризуется большим содержанием парафинов С30+;

• парафины с цепью С20-С30 кристаллизуются при более низких температурах в условиях, когда нефть начинает загустевать за счет выстраивания сложной системы кристаллических соединений. К системам с такими условиями, как правило, относятся трубопроводы, работающие при низкой скорости потока,

а также нефтехранилища, где стабилизированная нефть хранится при температуре, как минимум на 30 0С ниже температуры начала кристаллизации парафинов.

На рисунке 1 изображены графики распределения п-алканов в зависимости от длины углеродной цепи для типичных отложений.

На рисунке 2 приведены данные о распределении парафинов в образцах отложений со входных фильтров перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти (усредненный результат). В образцах отложений присутствует один пик парафинов - С42-46, содержание парафинов С30+ составляет 20-30% (масс.), температура начала плавления отложений - 75-80 0С. Следовательно, отложения, обнаруженные на входных

Рис 3. Часть парафиновых отложений из камеры приема скребка (15.07.2009)

фильтрах перекачивающих насосов терминала отгрузки нефти, образовались в подводных трубопроводах между морскими платформами и площадкой «Чайво».

В связи с этим было принято решение о периодической очистке обоих подводных трубопроводов от отложений с помощью скребков.

анализ проблемы

Впервые жесткие скребки для очистки подводных трубопроводов «ПА-А - Чайво» и «ПА-Б - Чайво» были запущены в начале июля 2009 г. К этому времени оба трубопровода находились в эксплуатации ~7 месяцев. 15 июля 2009 г. скребок, пущенный с платформы ПА-Б, вынес в камеру приема скребка, расположенную на площадке «Чайво», ~500 кг отложений парафинов. Следует отметить, что реальное количество отложений, вынесенное из трубопровода, отличается от того, что остается в камере приема скребка и, как правило, значительно превышает последнее [2]. На рисунке 3 показана часть отложений парафинов из камеры приема скребка (15.07.2009).

В дальнейшем,скребки, запущенные с платформы «ПА-Б», выносили в камеру приема скребка от 250 до 400 кг отложений (максимальное количество - 600 кг) при периодичности пуска скребков каждые четыре дня. После первых скребков с платформы «Моликпак», выносивших в камеру приема скребка до 150 кг отложений, количество отложений в камере приема не превышало 5-10 кг. Для того чтобы определить оптимальную периодичность пусков скребков, необходимо, во-первых, рассчитать объем парафиновых отложений, который, накапливаясь непосредственно перед движущимся скребком, способен его остановить, а во-вторых, оценить толщину слоя и количество парафинов, которое отлагается на поверхности трубопровода за определенное время.

Оценим минимальный объем отложений, который, накапливаясь перед скребком при его движении по трубопроводу (парафиновая «пробка»), может привести к остановке скребка - VМин.. Скребок движется под действием перепада давлений Др перед и за ним. Движущая сила Fдв., действующая на дисковый скребок,

лет на рынке производства антикоррозийных материалов для изоляции и ремонта покрытий нефте-, газопроводов

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Изоляционные ленты и обертки типа «ПОЛИЛЕН» •

П рай мер НК-50 •

Термоусаживающаяся манжета «Новорад-СТ 60» • Термоусаживающаяся обертка «Политерм» •

Ремонтные материалы • Адгезивы для трубных заводов • Полимерно-битумные ленты •

ООО «БИАКСПЛЕН НК» 446201, Самарская обл., г. Новокуйбышевск, пр. Железнодорожный, д. 1 ä Тел.: +7 (84635) 5-55-50, | 7-10-66, 3-95-02, 3-94-49, 3-91-42 | e-mail: [email protected] I www.biaxplen.ru

¡> Т [jj quality.г TJtri,': А W,

исм ■кие?) ДОЧ u.t||l'pt ■я iIhui >шт яш «ысг.'м — I Net т XJ

ЕИБНР БИАКСПЛЕН

SO 150 250 350 450 550 650 750 850 850 1050 1150 1250 Минуты (после пускл скребка)

Рис. 4. Изменение гидравлического сопротивления при движении скребка в трубопроводе «ПА-Б» - площадка «Чайво»

диаметр диска которого равен внутреннему диаметру трубы d, а байпасные отверстия отсутствуют, равна:

V =^2х1

»Мин. —Л1

(2)

rcd2

■ дв. ■

хАр

(1)

а сила сопротивления движению скребка:

Движимый скребком объем парафиновой «пробки» создает дополнительную силу сопротивления движению скребка FТр. из-за трения между поверхностью «пробки» и поверхностью трубопровода (также покрытой слоем парафинов). По двучленному закону трения Б.В. Де-рягина [3] FТр. прямо пропорциональна площади поверхности парафиновой «пробки» и напряжению сдвига при внутреннем скольжении слоев парафинового отложения. Принимая, что «пробка» отложений является цилиндром с диаметром, равным внутреннему диаметру трубы и высотой (длиной) I, объем «пробки»:

FTp = 7tdb

(3)

где т - напряжение сдвига при внутреннем скольжении слоев АСПО. При остановке скребка РДв. = РТр.. Приравнивая (1) и (3) и выражая I через VМин. получим:

V =^хЛР

(4)

По литературным данным, т зависит от плотности отложений, образующихся на стенках трубопровода, в том числе от содержания в них нефти. Пределы изменения т - от 694 Па (отложения с низкой плотностью и высоким содержанием нефти) до 6894 Па (отложения

sg

а 1

-в-

f

Í ЦДА ^ t¡- ¡i 1

50

350

150 250

Минуты (поел* запуска скребка)

Рис. 5. Изменение гидравлического сопротивления при движении скребка в трубопроводе «Моликпак» - площадка «Чайво»

450

с высокой плотностью и низким содержанием нефти). Среднее значение т, отвечающее содержанию нефти в отложениях 50% ~ 2100 Па. Парафиновые отложения из трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» имеют низкую плотность и высокое содержание нефти, поэтому для них примем т = 900 Па. Отложения из трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво» имеют более высокую плотность и низкое содержание нефти, для них т примем равным 2000 Па. Др зависит в основном от типа и конструкции скребка, а также от скорости его движения и ряда других факторов [4]. Скребки,предназначенные для очистки трубопроводов, движутся при Др от 140 до 350 кПа, в среднем Др=300 кПа [4]. Значение Др, рассчитанное исходя из рабочих параметров трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво», составляет 340 кПа, а для трубопровода «ПА-Б» -площадка «Чайво» - 200 кПа. Таким образом, УМин. для трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» (3,14х0,3273)х(340000/900)/16«2,6м3; для трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво» (3,14х0,3273) х(200000/2000)/16«0,7 м3. Оценим толщину слоя парафинов на стенках трубопроводов «Моликпак» -площадка «Чайво» и «ПА-Б» - площадка «Чайво». Для этого воспользуемся уравнением для расчета потерь давления на трение при движении жидкости по трубопроводу [5]:

f 2d l Tid2

(5)

где ДPf - потери давления на трение, Па; f - коэффициент трения Фэннинга; L - длина трубопровода, м; Q - объемная скорость жидкости, м3/сек; d -внутренний диаметр трубопровода, м; р - плотность жидкости, кг/м3. Поверхность трубы условно может быть принята гладкой, так как поток нефти постоянно сглаживает рыхлый верхний слой отложений. Поэтому коэффициент трения можно рассчитать по формуле:

f = cxNA

(6)

где N„5 - число Рейнольдса; с и п - коэффициенты, зависящие от характеристики потока: для ламинарного потока с=16, п=1, для турбулентного - с=0.046, п=0.2.

Число Рейнольдса: 4р0

МВо =

яре!

(7)

где р - динамическая вязкость жидкости, кг/м*сек. Подставив (6) и (7) в (5) получаем следующее уравнение:

ч2-п

(8)

Если известны реальные потери давления, то из (8) можно рассчитать так называемый эффективный внутренний диаметр трубопровода, то есть внутренний диаметр трубопровода, уменьшенный в результате отложения на стенках трубопровода слоя парафинов:

,2-п

(9)

толщина

где di - внутренний диаметр секции трубы, м; 5, слоя отложений, м.

Подставив реальные данные для обоих трубопроводов, получаем, что толщина слоя парафиновых отложений в трубопроводе «Моликпак» - площадка «Чайво» составляет ~5 мм, а в трубопроводе «ПА-Б» - площадка «Чайво» ~3 мм. Оценим, на какой длине трубопровода расположены отложения. Для этого проанализируем изменение гидравлического сопротивления при движении скребка по обоим трубопроводам.

Рассмотрим график, представленный на рисунке 4. На графике приведены изменения гидравлического сопротивления при прохождении пяти скребков. Для сравнения приведена линия изменения гидравлического сопротивления в только что очищенной трубе - через несколько часов после очистки трубопровода скребком (горизонтальная прямая линия). При анализе данных рисунка 4 видно, что сразу после пуска скребка гидравлическое сопротивление возрастает, после чего начинает снижаться. Примерно с 330-й минуты после пуска возрастает гидравлическое сопротивление при движении скребков, что, вероятнее всего, связано с прохождением скребками участка трубопровода, на котором образовались парафиновые отложения. Этот эффект наблюдается примерно до 660-й минуты после пуска скребка. Зная среднюю скорость потока нефти (1,1 м/с в трубопроводе «ПА-Б» - площадка «Чайво»), можно рассчитать длину участка трубопровода, на котором образовались парафиновые отложения. Для трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво» она составляет ~19,5 км и располагается между 22 и 42 км. На рисунке 5 представлен график изменения гидравлического сопротивления при движении скребка в трубопроводе «Моликпак» - площадка «Чайво». Из данного графика видно, что через 280-300 минут после пуска скребка гидравлическое сопротивление при движении скребков снижается до значений, характерных для только что очищенного трубопровода (горизонтальная прямая линия). При средней скорости движения скребков в этом трубопроводе ~1,6 м/с наибольшее сопротивление при движении скребки испытывают до ~27-го км трубопровода. Учитывая температуру нефти, выходящей с платформы, можно предположить, что парафины начинают откладываться с ~10-го по ~27-й км, то есть длина участка с отложениями составляет ~17 км.

WWW.NEFTEGAS.INFO

Высокотехнологичный кабель для энергетики, атомной, химической и нефтегазовой промышленности.

ОАО "ЭКСПОКАБЕЛ Ь":

(495) 505-66-92, [email protected]

www.expocable.ru

ЗАО "РЕКА КАБЕЛЬ":

(495) 543-72-45, [email protected]

www.rekakabel.ru

КЕКА

> 1 1 | 1 1 1 | 1

п, ск скр ебка 1 1 1 |Г VI \Пуск скр-еока

Пуск скр 1 1 1 „ !

/г 1 1 I 1

. —— _ /V г 1 ) 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 ■ 1 I 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 | 1 |

) 1 1 1 I 1 1 1 1 у

Л А Л Л А .Я А А ^ ^ ^ ^ ^ <!

Л Л Л А А Л Л Л Л Л Л Л

# ./ # Л-Р Ж ^ # # # ^ ¿Р

5 у / / / / / / / / / /

Рис. 6. Изменение гидравлического сопротивления при периодической очистке трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво»

Таким образом, количество парафиновых отложений в трубопроводах с платформ «Моликпак» и «ПА-Б» составляет соответственно ~60 м3 и ~40 м3. Результаты данных расчетов показывают, что основная масса парафинов, движущаяся перед скребком, диспергирована в нефти. Это предотвращает остановку скребков «пробкой», несмотря на то что объем парафинов, отлагающийся в трубопроводах за время между пусками скребков, значительно превышает VМин.. Несмотря на небольшое количество парафинов, выносимых скребками из трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» в камеру приема, гидравлическое сопротивление этого трубопровода значительно изменяется после каждого пуска скребка. На рисунке 6 показано изменение гидравлического сопротивления трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» после очистки трубопровода скребками. Следовательно, парафиновые отложения образуются в трубопроводе, но тот факт, что при движении скребка они диспергируются в нефть, позволяет отложениям проходить камеру приема скребка не задерживаясь. Это можно объяснить более мягкой и рыхлой структурой отложений, которые характерны для данного трубопровода. В результате экспериментов с частотой пуска скребков было выявлено, что давление на входе трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» падает на 6-8 атм сразу же после очистки трубопровода скребком, а потом начинает линейно возрастать (так же, как и гидравлическое сопротивление

трубопровода, см. рис. 6) и достигает максимально допустимого примерно через 11-12 дней после очередного пуска скребка. Таким образом, была определена оптимальная частота пуска скребков - один раз в неделю. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода «ПА-Б» - площадка Чайво после его очистки скребком не так значительно, как для трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво», однако для оптимизации затрат было решено проводить очистку этого трубопровода с такой же частотой - один раз в неделю. В летнее время поддерживать такую частоту очистки трубопроводов не составляет труда. Однако в зимнее время велика вероятность увеличения времени между пусками скребков из-за того, что персонал, осуществляющий прием и извлечение скребков на площадке «Чайво», не будет иметь возможность попасть на площадку или проводить необходимые работы в связи с большой вероятностью снежных бурь, которые могут длиться несколько дней. Принимая это во внимание, а также отдаленность площадки «Чайво» от ближайшего объекта Компании (~200 км от рабочего поселка в пгт. Ноглики), было принято решение о необходимости подбора ингибитора парафиновых отложений.

выбор ингибитора парафиновых отложений

Ингибиторы парафиновых отложений широко используются в нефтяной промышленности, там, где это является тех-

нически обоснованным и экономически оправданным решением. В среднем «рабочие» концентрации реагентов для предотвращения образования парафиновых отложений составляют 500-700 г/м3. Исходя из дебитов добычи на морских платформах «Моликпак» и «ПА-Б», при таких концентрациях расход реагента бы составил 4,0-5,5 м3 в сутки на каждом из объектов. Частота подхода судов снабжения - 1 раз в 5-7 дней, в зависимости от погодных условий и работ на других объектах. Это означало бы, что каждое судно должно было бы перевозить до 77 м3 ингибитора (на обе платформы), а для обеспечения бесперебойной закачки требовалось бы единовременно хранить на борту каждой платформы пятнадцатидневный запас реагента ~80 м3. Исходя из имеющегося свободного пространства на палубах платформ и судов, хранение данного количества не представлялось возможным. Указанные транспортные и складские ограничения обусловливают максимальный допустимый расход реагента 2 м3/сут. на обеих платформах. Таким образом, требования к «рабочей» концентрации реагента сильно ужесточались. Вторым обязательным требованием для реагента было обеспечение более 50% защиты трубопровода от отложений. Такая степень защиты определялась необходимостью снизить частоту пуска скребков до двух раз в месяц. Для подбора реагента использовали методику «холодный стержень». Указанным требованиям удовлетворял ингибитор парафиновых отложений FX2407 компании NaLco. Рекомендованные NaLco «рабочие» концентрации ингибитора парфиновых отложений составляли 60 г/м3 и 180 г/м3 для нефти «Моликпак» и «ПА-Б» соответственно. Во время проведения программы тестирования нефти платформы «ПА-Б» была замечена одна особенность. При снижении температуры «холодного стержня» до +5-10 0С наблюдалось образование твердого и липкого слоя отложений, обогащенного парафинами С31+, притом что при тестировании нефти платформы «Моликпак» отложения на «холодном стержне» были однородные и мягкие по своей структуре. Это объясняет, почему в камере приема скребка с платформы «ПА-Б» всегда находят значительное количество АСПО.

Кг • - /

Д :

авлаи

Качество не подвластное времени!

Собственное производство и гарантированная поставка качественных изоляционных мастик "ТРАНСКОР-ГАЗ1' и "ТРАНСКОР"; рулонного материала "РАМ"; термостойкой мастики "ДЕКОМ-ГАЗ"; термостойкого материала "ДЕКОМ-РАМ"; битумно-лолимерной мастики "ДЕКОМ-АЗРОГАЗ" для ремонта магистральных гаэо- и нефтепроводов е трассовых условиях,

КАЧЕСТВО ПРОДУКЦИИ ОБЕСПЕЧЕНО СЕРТИФИЦИРОВАННОЙ СИСТЕМОЙ МЕНЕДЖМЕНТА КАЧЕСТВА, СООТВЕТСТВУЮЩЕЙ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ Р ИСО 9001 - ЙООВ

www.DELAN.SU

143900, Московская обл., г. Балашиха, шоссе Энтузиастов, 30 т/ф: +7,495.521,80,23 / +7.495.521.80.29/ +7.495.521,21,13 / +7.495,521.69.74

м.

>

Л .1

я

й

■V

00300 ------п

■Й-4

Период ивг»

впьггвния имгигигг. >ра пвра^новых ьтложемИй

0 0250 -------ih-T^r----V— -4-----

<28 февраля 2010 ¡Окончание

\ ¡Охонча \ оакачкм

шайя

^irrjpg _

^ ^ ^ / #

У У

> iif

о .о

ф

Рис. 7. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода «Моликпак» -площадка «Чайво» при подаче в него ингибитора парафиновых отложений (дозировка 60 г/м3)

результаты опытно-промышленных испытаний

Закачку ингибитора начали 17 января 2010 г. на обеих платформах одновременно. При эффективной «работе» ингибитора парафиновых отложений ожидали получить следующие результаты.

1. После очистки трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» скребком давление на входе этого трубопровода не должно линейно возрастать до максимально допустимого значения за 11-12 дней, а должно оставаться постоянным во время применения ингибитора.

2. После очистки трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» скребком гидравлическое сопротивление этого трубопровода не должно линейно возрастать (см. рис. 7), а должно оставаться постоянным во время применения ингибитора.

3. Аналогичные пп. 1 и 2 данные должны быть получены для трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво».

4. В случае если из-за погодных условий пуски скребков будут задержаны на 7-10 дней, скребки не должны быть остановлены парафиновыми «пробками».

5. Отложения парафинов, выносимые скребками из трубопровода «ПА-Б» -площадка «Чайво» в камеру приема скребка, должны быть менее плотными и содержать больше нефти.

Не ожидалось, что во время применения ингибитора парафиновых отложений существенно снизится количество отложений, выносимое скребками из трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво» в камеру приема скребка.

Уже с первых дней закачки реагента стало видно, что «привычного» возрастания давления на входе в трубопровода «Моликпак» - площадка «Чайво» после его очистки скребком не наблюдается, так же как и возрастания гидравлического сопротивления трубопровода. При дальнейшем применении ингибитора парафиновых отложений давление на входе в трубопровод «Моликпак» - площадка «Чайво» и гидравлическое сопротивление этого трубопровода «стабилизировались» и оставались постоянными. Данные по гидравлическому сопротивлению приведены на рисунке 7, из которого видно, что при прекращении дозирования ингибитора парафиновых отложений гидравлическое сопротивление вновь стало возрастать после очередного пуска скребка. Аналогичные, но менее наглядные данные были получены и для трубопровода «ПА-Б» - площадка «Чайво», при этом количество отложений, выносимых скребками из этого трубопровода, сократилось на 50%, а отложения стали более рыхлыми с большим содержанием нефти, что значительно облегчило их извлечение из камеры приема скребка и снизило вероятность остановки скребка парафиновой «пробкой». Расчет по формуле (9) показал, что во время применения ингибитора парафиновых отложений толщина слоя парафинов в трубопроводе «Моликпак» -площадка Чайво уменьшилась с ~5 мм до ~1,1-1,3 мм (при концентрации реагента 60 г/м3), а в трубопроводе «ПА-Б» - площадка «Чайво» - с ~3 мм до ~1,2 мм (при средней концентрации реагента 210 г/м3).

Таким образом, защитный эффект ингибитора парафиновых отложений составил:

• в трубопроводе «Моликпак» - площадка «Чайво» при концентрации реагента 60 г/м3 - 70-80%;

• в трубопроводе «ПА-Б» - площадка «Чайво» при средней концентрации реагента 210 г/м3 - 50-60%.

выводы

В результате комплексного подхода к анализу и решению проблемы образования парафиновых отложений в подводных трубопроводах Компании были решены следующие задачи:

• оценена толщина слоя парафинов, отлагающихся на стенках трубопроводов «Моликпак» - площадка «Чайво» и «ПА-Б» - площадка «Чайво»;

• оценено количество парафинов, которое отлагается на поверхности трубопроводов за определенное время;

• определена оптимальная частота пуска скребков, составляющая один раз в неделю;

• с учетом особенностей офшорной добычи нефти и газа в климатических условиях о. Сахалин и ограничений логистической цепи подобран ингибитор парафиновых отложений, позволяющий значительно снизить интенсивность образования парафиновых отложений в подводных трубопроводах.

Литература:

1. H. Pan, A. Firoozabadi, P. Fotland. Pressure and Composition Effect on Wax Precipitation: Experimental Data and Model Results, SPE paper 36740, 1996.

2. G.R. Marshall. Cleaning the Valhall Offhore Oil Pipeline, SPE paper 17880, 1990.

3. Б.В. Дерягин. Что такое трение?.

- М.: Изд-во Академии Наук СССР, 1963.

- 231 с.

4. Pipeline pigging technology. Edited by J.N.H. Tiratsoo, 2nd ed., Houston: Gulf Pub. Co., 1992.

5. T.X. Chen, T. Butler, M. Volk, J.P. Brill. Techniques for Measuring Wax Thickness During Single and Multiphase Flow, SPE paper 38773,1997.

Ключевые слова: АСПО, морской трубопроводный транспорт, скребки, ингибитор парафиноотложений.

на рынке производства изоляционных материалов

ТЕРМОУСАЖИВАЕМЫЕ АНТИКОРРОЗИОННЫЕ

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

• ТЕРМА-40, ТЕРМА-60—двухслойная лента с полимерным адгезионным слоем для нанесения 2-х спойной полимерной изоляции или 3-х слойной эпоксидно-полимерной изоляции.

• ТЕРМА-Л — защитная однослойная лента-обертка без адгезионного слоя, предназначена для использования в комплексных битумно-полимерных покрытиях, наносимых горячим способом в трассовых условиях.

• ТЕРМА-МХ — защитная двухслойная лента-обертка с самоклеящимся битумно-полимерным адгезионным споем, предназначена для использования в комплексных битумно-полимер-ных покрытиях, наносимых холодным способом в трассовых условиях.

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ СВАРНЫХ СТЫКОВ ТРУБ и отводов

• ТЕРМА-СТМП — манжета для изоляции сварных стыков труб с 3-х слойным заводским полимерным покрытием диаметром до 1720 мм.

• ТЕРМА-СТ — лента для изоляции сварных стыков труб и отводов с 2-х слойным заводским полиэтиленовым покрытием. Для образования 3-х слойного покрытия может поставляться в комплекте с эпоксидным праймером.

МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА ИЗОЛЯЦИИ

• ТЕРМА-РЗ, ТЕРМА-Р — комплект материалов для ремонта мест повреждения заводского полиэтиленового покрытия труб, а также покрытия на основе термоусаживающихся лент. Состоит из термоплавкого ремонтного заполнителя и армированной ленты-заплатки.

ГИДРОИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ТЕПЛОПРОВОДОВ АДГЕЗИВЫ ДЛЯ ТРУБНЫХ ЗАВОДОВ

Адрес

Email Website

Телефоны:

x i I

! Факс

192029, Россия СПб, ул. Дудко д.З [email protected] www.terma-spb.ru

+ 7(812) 740-37-39 + 7(812) 600-18-20 + 7(812) 600-18-46 + 7(812) 740-37-38