Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений

• Автор: Дмитриев, Михаил Евгеньевич
• Шифр специальности: 07.00.10, 25.00.19
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 145 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЗОР РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ЭТОЕО НАПРАВЛЕНИЯ
1.1 Работы посвященные изучению механизма парафинизации
1.2 Работы посвященные исследованию процесса парафинизации труб
1.3 Краткий обзор работ, посвященных удалению парафино-смолистых отложений из нефтепроводов
1.4 Перспективы развития исследований процесса парафинизации трубопроводов
2 АНАЛИЗ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ ТРУБ
2.1 Экспериментальные исследования парафинизации на экспериментальной установке «НИИтранснефть»
2.2 Исследования процесса парафинизации на месторождениях Шаимской группы
2.3 Исследование механизма парафинизации в динамических условиях на парафиноосадительной установке
2.4 Экспериментальные исследования парафинизации на установке ВНИИСПТнефть
2.5 Исследование закономерности парафинизации нефтепровода «Дружба»
2.6 Исследования механизма парафинизации на трансаляскинском нефтепроводе
2.7 Экспериментальные исследования парафинизации на экспериментальной установке УНИ
2.8 Анализ экспериментальных исследований парафинизации с оценкой значимости различных факторов оказывающих влияние на процесс парафинизации нефтепроводов

3 ОЦЕНКА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ
4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА ПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Ю2
4.1 Экспериментальные исследования процесса парафинизации морского нефтепровода месторождения «Белый тигр» и «Дракон»
4.2 Диагностирование состояния внутренней поверхности морских подводных трубопроводов
4.3 Система мониторинга парафинизации морских подводных трубопроводов шельфовых месторождений
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ
Одной из важных задач развития трубопроводного транспорта является повышение эффективности и надежной работы действующих нефтепроводов. Важным направлением для решения данной проблемы является своевременное предупреждение и ликвидация различных осложнений в работе нефтепроводов, возникающих вследствие загрязнения внутренней полости труб. При перекачке парафинистых нефтей по нефтепроводам на внутренней поверхности труб происходит накопление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Это приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов и увеличению давления в процессе эксплуатации. Кроме того накопление АСПО на внутренней поверхности труб существенно влияет на достоверность результатов ультразвуковой диагностики труб. Значительное влияние на процесс парафинизации оказывают условия работы нефтепроводов, температура и гидродинамические параметры перекачки. Исследование влияния каждого параметра на интенсивность запарафинивания, а также всей совокупности параметров позволит успешно подбирать рациональные методы борьбы с парафинизацией.
Несмотря на большое количество работ по изучению процесса парафинизации магистральных нефтепроводов, этот процесс изучен недостаточно полно. 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. Еще одним 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,

Таблица
Относительная плотность Кинематическая вязкость при 20°С, сст Механические примеси, % Содержание воды,% Температура застывания, °С Содержание,% Температура плавления парафина, °С
Асфаль- тенов Селика- гелевых смол Пара- фина
0,857 18,6 0,5 0 0 4,03 11,7
Перед опытами в нефти было определено количество взвешенных частиц при комнатной температуре. Для этого пробу нефти разгоняли на центрифуге. При этом все взвешенные в нефти частицы оседали на дно пробирки. После слива нефти осадок взвешивали. Таким образом удалось установить, что среднее содержание взвешенных частиц (подавляющей частью которых являются смоло-парафиновые агрегаты) в исследуемой нефти составило 3% вес.
В соответствии с разделением опытов на две группы - с прокачкой холодной и горячей нефти - использовались две методики исследования.
По первой нефть с комнатной температурой перекачивали по испытательному трубопроводу со скоростью 0,5 м/сек. При этом ванну заполняли проточной водой из водопровода. Время опыта составляло 100 мин. За это время вся нефть, находившаяся в баке (200 л), проходила через испытательный трубопровод. По окончании опыта трубопровод освобождали от нефти, снимали катушки и вынимали из них специальные тонкостенные гильзы. Гильзы ставили вертикально на 20 мин, после чего вытирали снаружи следы нефти и определяли привес гильзы, который и равнялся количеству отложившегося парафина. Подобный опыт был проведен и при скорости перекачки 1 м/сек. Время опыта при этом составляло 50 мин.
По второй методике нефть подогревали до температуры примерно 40° С, затем в ванну заливали воду и нефть перекачивали по испытательному трубопроводу со скоростью 0,5 м/сек. Время опыта составляло 100 мин.