Эксплуатация магистральных нефтепроводов с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями

Во введении обоснована актуальность исследований, сформулированы цель и
основные задачи, решаемые в рамках работы, применяемые методы исследований и
пункты научной новизны, кратко описана теоретическая и практическая значимость
результатов работы, включая объекты внедрения, на которых они апробированы.
Первая глава посвящена обзору теоретических и практических исследований,
направленных на выявление основных причин и факторов, влияющих на процессы
парафинизации – молекулярной и броуновской диффузии (корреляции Уилке-Чанга
и Хайдака-Минхаса, работы C.Ф. Люшина, Е.А. Арменского и Б.Н. Мастобаева),
дисперсии сдвига (Е.Д. Бургер и др.), теплогидравлических режимов течения (П.И.
Тугунов, В. Ф. Новоселов, М.П. Возняк, С.Ф. Люшин, Е.А. Арменский, Н.А. Гаррис,
А.М. Шаммазов), природы и шероховатости поверхностей труб (В.П. Тронов и др.),
газосодержания нефти и методов борьбы с АСПО (Б.А. Мазепа, А.Х. Мирзаджанзаде).
По результатам выполненного обзора отечественных и зарубежных источников
установлено отсутствие в научно-технической литературе необходимых сведений,
посвященных исследованиям особенностей процесса парафинизации магистральных
нефтепроводов, отличных от нефтепромысловых систем более низким содержанием
парафинов в сравнении с неподготовленной «сырой» нефтью, однако не лишенных,
как показал анализ многолетнего практического опыта эксплуатации нефтепроводов,
проблем выпадения и накопления отложений в линейной части, для решения которых
сформулированы основные задачи, решаемые в рамках настоящего исследования.
В частности, в первой главе рассмотрены отличия состава и свойств товарных
нефтей от насыщенных парафинами добываемых флюидов. По имеющимся данным
состава и свойств товарных нефтей для месторождений Башкортостана с помощью
PVT-моделирования были восстановлены фазовые диаграммы равновесия состояния
Арланской, Туймазинской и Шкаповской нефти (Рисунок 1).

Рисунок 1 – Фазовая диаграмма равновесия Арланской товарной нефти
Фазовые диаграммы равновесного состояния нефтяных дисперсных систем
представлены в координатах «температура – давление», синяя кривая характеризует
границу, левее которой существуют условия выпадения парафинов (ниже 60-70 0С).
Как видно из представленной диаграммы фазового равновесного состояния и
восстановленной линии парафинизации на примере Арланской товарной нефти, в
реальных термобарических условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов
отсутствует практическая возможность для обеспечения температурных режимов,
полностью исключающих риски выпадения отложений парафина.
Более того, если обратиться к расширенной диаграмме фазового равновесного
состояния углеводородного флюида, на которой нанесены все критические области
(Рисунок 2), то становится очевидным, что отложения, образующиеся в системах
нефтесбора, в меньшей степени, и магистральных нефтепроводах, в большей степени
(температура и давление в них ниже) будут включать в себя значительно большее
количество прочных и трудноудаляемых высокомолекулярных соединений нефти –
смол и асфальтенов, в то время как большая часть тугоплавких парафинов выпадает
уже в скважинах. Смесь смол и асфальтенов нефти с нормальными парафинами и
неорганическими частицами эмульгированной воды, песка и продуктов коррозии
формирует самые плотные трудноудаляемые слои на внутренней поверхности стенок
нефтепровода, называемые асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО, реже
используется терминология «АСПВ» – асфальтосмолистые парафиновые вещества.

Рисунок 2 – Граничные условия выпадения отложений на фазовой диаграмме
Учитывая указанные различия в составе отложений нефтей, как по общему
содержанию парафинов, так и их взаимному соотношению к смолам и асфальтенам,
в рамках настоящей работы предлагается использовать термин «асфальтосмолистые
парафиновые отложения» (АСПО). Данное определение подчеркивает роль тяжелых
высокомолекулярных компонентов нефти, влияющих на отличительные особенности
физико-механических свойств плотных отложений, образующихся в нефтепроводах
для транспорта подготовленных (дегазированных и обезвоженных) товарных нефтей.
Сравнительный анализ результатов лабораторных испытаний проб товарной и
неподготовленной сырой нефти показал, что в отличии от парафинов, доля тяжелой
«асфальтосмолистой» составляющей в отложениях нефти практически не зависит от
их фактического содержания в самой нефти, из которых они образованы. Изменения
составов товарных партий, формируемых из нефтей различных месторождений,
совместно перекачиваемых в магистральных нефтепроводах и риски проявления
несовместимости при их смешении, могут способствовать накоплению тяжелых
асфальтосмолистых компонентов нефти в пристенном слое в процессе длительной
эксплуатации участков и периодического уплотнения в ходе внутритрубной очистки
из-за их поверхностно-активного действия по отношению к выпадающим парафинам.
С целью ранжирования участков по интенсивности образования и накопления
АСПО на практике используется значение среднемесячного количества очисток ЛЧ
нефтепровода, подсчитанное по числу пропусков скребков за два года.
В качестве оценочного экспресс-критерия для товарных нефтей и их смесей,
характеризующего риски и повышенную интенсивность образования АСПО в ЛЧ,
предложено использовать по аналогии с показателем, характеризующим состав и
свойства самих отложений, соотношение твердых парафинов к общему содержанию
смол и асфальтенов – критерий нестабильности нефти или смеси (Рисунок 3).
Под нестабильностью нефти или товарной смеси в данном случае понимается
седиментационная устойчивость частиц твердой фазы нефтяной дисперсной системы.
Результаты анализ статистических данных эксплуатации с учетом рассчитанного
критерия нестабильности нефти позволяет сделать вывод о прямой зависимости
между соотношением высокомолекулярных компонентов нефти (твердых парафинов,
смол и асфальтенов) и интенсивностью образования АСПО в нефтепроводах.
Рисунок 3 – Зависимость интенсивности выпадения отложений (частоты
периодической очистки нефтепровода) от критерия нестабильности нефти

Немаловажным фактором является и общее содержание асфальтенов в нефти –
ее природных депрессоров, играющих роль ПАВ, с увеличением содержания которых
при прочих равных условиях количество отложений нефти существенно снижается.
Особое внимание уделено особенностям парафинизации неизотермических ТУ
МН, на которых реализуется специальный метод «горячей перекачки» застывающей
высокопарафинистой нефти. В настоящее время для транспортировки высоковязких
и застывающих нефтей применяется метод перекачки с предварительным подогревом
на головных перекачивающих станциях или промысловых установках подготовки
нефти, а также на промежуточных пунктах подогрева нефти. Вся тепловая энергия
при этом попросту рассеивается в окружающий нефтепровод грунт. Количество
теплоты, рассеиваемой в грунт, зависит от полного коэффициента теплопередачи,
который при отсутствии теплоизоляции определяется условиями прокладки труб
(влажность и температура грунта в траншее), высокое значение которого приводит к
интенсификации тепломассообменных процессов и, как следствие, к увеличению
количества отложений нефти, образуемых непосредственно на стенке нефтепровода.
Если данный метод направлен на увеличение конечной температуры нефти за счет
предварительной температуры подогрева, то при введении депрессорных присадок и
термообработке нефти обеспечивается снижение температуры застывания.
Важно, что вышерассмотренный вариант может привести к тому, что большая
протяженность участков МН, а иногда и вся трасса, будет находится в зоне риска – с
температурой потока ниже температуры массовой кристаллизации парафинов, а при
наличии достаточного количества асфальтенов – близко к границам самоассоциации
и наноагрегации последних, термообработка в пределах которых может привести к
ухудшению реологических свойств и рискам интенсификации отложений (Рисунок 4).

Рисунок 4 – Условия наноагрегации асфальтенов нефти

На Рисунке 5 приведен наглядный пример получения отрицательного эффекта
термообработки нефти в процессе ее «горячей» перекачки на 1 и 3 перегонах при
снижении температуры предварительного подогрева нефти до 35-40 0С.

Рисунок 5 – Эффект отрицательной термообработки из-за недостаточного уровня
предварительного подогрева нефти при неизотермической перекачке
Часто подобные ошибки вызваны необдуманным желанием снизить затраты
топлива на подогрев за счет введения или увеличения дозировок депрессорных
присадок, а также при значительном сезонном потеплении. Стоит отметить, что
данный процесс носит обратимый характер, требующий повторной термообработки.
Во второй главе приведены результаты экспериментальных исследований по
оценке теплогидравлической эффективности и коррозионной активности / защитных
свойств слоя АСПО, в ходе которых были установлены высокие теплоизоляционные
свойства отложений (среднее значение коэффициента теплопроводности модельного
слоя составил 0,15 Вт/м∙К), значительное снижение скорости коррозии стали (Таблица 1)
и наличие сглаживающего естественные шероховатости стенок эффекта (Таблица 2)
даже при незначительной толщине пристенного слоя отложений товарной нефти.

Таблица 1 – Определение скорости коррозии и защитных свойств АСПО
СредаИзменение массы
Типиспытания контрольного образца, г Скорость коррозииСтепень защиты
№
образца(вода)стали, мм/годот коррозии, %
m1m2Δm
1без АСПОпресная1,4539 1,4487 0,00520,0393-
2без АСПОсоленая1,3770 1,3744 0,00260,0197-
3с АСПО 1пресная1,4500 1,4495 0,00050,003890,4
4с АСПО 2пресная1,3994 1,3989 0,00050,003890,4
5с АСПО 3пресная1,4265 1,4258 0,00070,005386,5
6с АСПО 1соленая1,3765 1,3759 0,00060,004576,9
7с АСПО 2соленая1,4441 1,4430 0,00110,008357,7
8с АСПО 3соленая1,4056 1,4055 0,00010,000896,2
9Средняя степень защиты (антикоррозионная эффективность)83,0

Таблица 2 – Результаты измерения шероховатости внутренней поверхности
№Средняя шероховатость, мкмСтепень сглаживания
Наименование образца и вид
слоем внутренней
обработки поверхностиВнутреннейНаружной
поверхности стенки, %
1Образец №1 (без обработки)1,2362,88957,2
2Образец №1 (после мех. обр.)2,2462,88922,3
3Образец №1 (после хим. обр.)3,3222,889-15,0
4Образец № 2 (без обработки)1,9032,52024,5
5Образец №2 (после мех. обр.)1,9782,52021,5
6Образец №2 (после хим. обр.)1,9192,52023,8
7Средняя степень сглаживания (гидравлический эффект)40,9

При определении среднего коэффициента теплопроводности слоя отложений
использованы результаты, полученные только для уплотненных образцов, близких по
физико-механическим свойствам к реальному слою отложений нефти на внутренней
поверхности стенок магистрального нефтепровода (по данным осмотра катушек,
вырезанных с действующих участков длительно эксплуатируемых нефтепроводов).
Первоначальной целью коррозионных исследований (Таблица 2) была оценка
влияния отложений на скорость коррозии металлической стенки (по контрольным
образцам из Стали 20) в различных по агрессивности водных средах (водопроводная
пресная и морская соленая), являющихся основной причиной рисков внутренней
коррозии магистральных нефтепроводов (скопление воды в понижениях профиля
трассы при повышенной обводненности нефти или после гидроиспытаний). Однако в
ходе сравнительных испытаний исходных стальных образцов и покрытых тонким
слоем безводных отложений, выявлены высокие защитные пассивирующие свойства
последних, в результате чего скорость коррозии контрольных образцов в разы
снизилась даже в агрессивной морской воде с высокой степенью минерализации.
Для сравнительной оценки изменения шероховатости внутренней поверхности
стенок труб в процессе парафинизации, проводимой с использованием вырезанных с
длительно эксплуатируемых нефтепроводов катушек, в качестве базы для сравнения
использовалась внешняя поверхность катушек после предварительного удаления с
них гидроизоляционного покрытия. Измеренная шероховатость уплотненного слоя
отложений на внутренней поверхности стенки катушек дополнительно сравнивалась
с зачищенными различными способами внутренними поверхностями стенок катушек
(после их тщательной шлифовки и промывки углеводородными растворителями).
Таким образом, даже тонкий слой АСПО на стенке (следствие естественного
тепломассообменного процесса и шероховатости стенки) не только не представляет
опасности для трубопровода, но и может служить своего рода внутренним гладким
антикоррозионным покрытием с хорошими теплоизолирующими свойствами. Важно
отметить, что для получения устойчивого теплогидравлического эффекта в течение
длительного срока эксплуатации необходимо проведение как численных модельных,
так и стендовых исследований по изучению стабильности слоя во времени с учетом
теплогидравлических режимов перекачки и геометрии профиля оси нефтепровода.
В третьей главе представлена качественная и количественная оценки процесса
парафинизации по данным лабораторных и стендовых испытаний – динамических и
кинетических (методы измерения профиля вязкости, «Cold Finger» и «Wax Loop»), в
ходе которых экспериментально подтверждены и количественно измерены эффекты
влияния теплоизоляционных свойств слоя отложений на снижение интенсивности их
накопления из-за падения температурного градиента (Таблица 3), а также отмечена
неэффективности применяемых ингибиторов АСПО депрессорного типа – после
ввода реагентов, независимо от дозировок были зафиксированы падение давления и
увеличение температуры на конце измерительной линии испытательной установки.

Таблица 3 – Результаты испытаний (при температуре холодного стержня прибора 5
С, расчетная температура массовой кристаллизации парафинов нефти ≈ 10-15 0С)
№НефтьКоличество отложений в ячейке при температуре нефти в процессе
испытаний (поддерживается температурой внутреннего термостата), г
5 0С10 0С15 0С20 0С25 0С
1Тип 1 (тяжелая)2,54,53,41,20,8
2Тип 2 (средняя)12,716,815,24,74,5
3Тип 3 (легкая)9,813,912,53,53,2

Аналогичного рода эффект неэффективности ингибиторов АСПО также был
получен и для других марок депрессорного типа. Выявленный «отрицательный»
эффект, связанный с увеличением количества отложений и ухудшением текучести
нефти, был отмечен и в более ранних работах, также посвящённых исследованиям
эффектов совместной обработки нефти антифрикционными, а также депрессорными
присадками, выступающими в роли своеобразных поверхностно-активных веществ
(ПАВ), стабилизирующих неподвижный диффузионный слой Нернста (Рисунок 6).
Выявленный эффект, с одной стороны препятствует смыву слоя отложений
потоком, а с другой – может использоваться для создания стабильного пристенного
слоя АСПО, препятствующего последующему налипанию новых частиц отложений.

Рисунок 6 – Стабилизация пристенного слоя АСПО полимерными присадками
Учитывая вышеизложенное, вопросы ингибирования и очистки отложений
товарной нефти в магистральных нефтепроводах остаются открытыми и требуют
совершенствования существующих технологий за счет разработки эффективных
организационно-технических мероприятий, включающих применение ингибиторов
преимущественно диспергирующего (растворение) или моющего действия (ПАВ).
С целью же исследования фактической кинетики образования, накопления и
распределения отложений нефти в условиях турбулентных режимов, характерных
для магистральных нефтепроводов, разработан уникальный испытательный стенд,
состоящий из контура контрольных участков с линиями Ду 30, 50, 100, 150 мм. Стенд
также позволяет выполнять исследования эффективности химических реагентов,
прогнозировать риски осложнений как при нормальном режиме эксплуатации, так и
при переходных процессах. Более подробное описание изобретения представлено в
свидетельстве о государственной регистрации РИД (патент № RU 2650727 С1).
Принцип работы испытательного стенда основан на методе, применяемом на
установках Wax Loop, но в отличие от них, имеет большие диаметры измерительных
линий и мощные насосы, что позволяет обеспечить развитое турбулентное течение
потока в ходе испытаний, подобное режимам в МН. В качестве критериев подобия
принимается равенство касательных напряжений при условии поддержания для всех
режимов испытаний турбулентного течения в диапазоне гидравлически гладких труб,
исключающего влияние турбулентных пульсаций на разрушение и вынос отложений.
С целью обеспечения возможности для корреляции результатов лабораторных
испытаний на установке «Wax Loop» с данными, полученными в ходе стендовых
исследований, для их последующего переноса на условия и режимы действующих
магистральных нефтепроводов выполнены соответствующие расчеты по оценке
границ диапазона расходов для каждого диаметра измерительных линий контура
установки «Wax Loop» и разработанного испытательного стенда (Таблицы 4-5).
Как видно из результатов представленных в Таблице 5 расчетов, большие
диаметры линий стенда ООО «НИИ Транснефть» позволяют даже при невысоких
значениях вязкости нефти соблюсти необходимые условия подобия режимов как по
значениям касательных напряжений на стенке, так и зоне гидравлически гладких труб
в развитом турбулентном режиме течения. Последнее необходимо для исключения
влияния турбулентных пульсация на способность самовыноса отложений потоком.

Таблица 4 – Режимы испытаний процессов парафинизации на установке Wax Loop|
Расход в МН, м3/чУсловныйРасход в капилляре Wax Loop, мл/мин
отдодиаметр МН, мм2 мм5 мм
25012503002,1200,133,33126,7
75025005002,195,533,51492,6
200050007003,491,252,81424,4
4000800010003,053,246,6831,4
70001000012004,039,262,7612,7

Таблица 5 – Режимы испытаний, воспроизводимые стендом ООО «НИИ Транснефть»
Расходы МН, м3/чУсловныйРасход в измерительной линии стенда, м3/ч
отдодиаметр МН, мм 30 мм50 мм100 мм150 мм
25012503000,4 9,2 2,0 27,3 16,0 119,9 53,9 284,8
75025005002,1 6,1 2,0 18,3 16,1 80,4 54,3 191,2
200050007002,1 6,0 3,2 17,8 25,3 78,4 76,3 186,4
4000800010002,1 4,5 2,8 13,3 22,4 58,4 71,0 138,9
70001000012002,1 3,8 3,8 11,2 30,1 49,4 83,5 117,5

В четвертой главе с целью подтверждения технико-экономического эффекта
от создания на внутренней поверхности стенки естественного защитного покрытия в
виде устойчивого слоя отложений определенной толщины, на основании полученных
экспериментальных данных и вновь выявленных факторов, была выполнена оценка
теплогидравлической эффективности слоя АСПО различной толщины для «горячих»
(неизотермических) и «условно изотермических» нефтепроводов (Таблицы 6-7). При
расчете теплогидравлических параметров перекачки толщина слоя варьировалась в
диапазоне от 1 до 15 мм. Полученные результаты демонстрируют, что ожидаемый
теплогидравлический эффект слоя АСПО достигается на МН DN 720–1220 мм только
при развитых турбулентных режимах с толщиной слоя АСПО не более 10 мм.
Стоит отметить, что данные расчеты носят лишь предварительный оценочный
характер и представляют, с практической точки зрения, только качественную, но не
количественную зависимость, для определения которой необходимо проведение
динамического моделирования с учетом кинетики изменения процесса во времени.
Таблица 6 – Результаты расчета параметров теплогидравлических режимов
ДиаметрРасходСреднееИзменение гидравлического сопротивления [Δhτ/hτ],
DN, ммQ,увеличение% при толщине слоя пристенных отложений δотл, мм
м3/чконечной
температуры123451015
потока Тк, 0С
5306500,20,40,71,01,33,26,0
9501,83,75,88,010,424,944,5
1,1
12504,38,810,311,913,421,831,0
15501,32,74,15,67,014,923,6
72025000,91,92,83,84,810,015,7
37501,02,03,04,05,110,716,8
1,5
5000-8,9-8,0-7,0-6,0-5,03,59,8
6250-6,3-5,3-4,2-3,1-2,04,010,5
102035000,61,21,82,43,06,39,8
52500,61,32,02,73,47,010,9
1,7
7000-4,0-3,4-2,7-2,0-1,32,46,4
10 500-6,6-5,8-5,1-4,3-3,60,54,9
122050000,51,01,52,02,55,28,0
75000,61,11,72,32,85,99,1
1,6
10 000-4,0-3,5-2,9-2,3-1,71,44,8
12 500-6,7-6,1-5,4-4,8-4,2-0,92,7

Таблица 7 – Результаты расчета режимов изотермического нефтепровода
DN,3 х НМ Q-H (D)Изменение пропускной способности [ΔQ/Q], % при толщине
ммслоя пристенных отложений δотл, мм
для новых труб k=0,1 ммдля старых труб k=0,2 мм
4
8
4
8
5301250-260
-0,3 -0,4 -0,6 -0,8
-0,5 -0,7 -1,2 -1,5
-0,8 -1,1 -1,9 -2,3
-1,0 -1,5 -2,5 -3,1
-1,3 -1,8 -3,1 -3,9
-1,6 -2,2 -3,7 -4,6
-1,8 -2,6 -4,3 -5,4
-2,1 -3,0 -4,9 -6,2
2,1 2,4 1,0 -0,5
1,8 2,1 0,4 -1,3
1,5 1,7 -0,2 -2,0
1,3 1,3 -0,9 -2,8
1,0 0,9 -1,5 -3,6
0,7 0,5 -2,1 -4,4
0,5 0,1 -2,7 -5,1
0,2 -0,2 -3,4 -5,9
(1,0 D)
7205000-210 (0,7 D)

10207000-210 (1,25 D)

122010000-210
(1,0 D)

Как видно из Таблицы 6, теплогидравлический эффект при наличии пристенного
слоя АСПО достигается преимущественно за счет его теплоизоляционных свойств, в
результате чего снижается полный коэффициент теплопередачи, повышается средняя
температура потока и вязкость нефти. Более точная количественная оценка режимов
с учетом данного фактора представлена в результатах динамического моделирования.
В случае же изотермической перекачки (Таблица 7) гидравлическая эффективность
достигается только за счет снижения шероховатости поверхности стенок трубы.
Результаты моделирования технологических режимов перекачки нефти для
изотермических участков нефтепровода также свидетельствуют о потенциальной
эффективности пристенного слоя отложений на трубах большого диаметра DN 1020-
1220 мм. Допустимая толщина слоя лежит в пределах 1-4 мм для новых стальных труб
и до 10-12 мм – для длительно эксплуатируемых стальных нефтепроводов.
C целью оценки влияния толщины слоя отложений на теплогидравлическую
эффективность нефтепроводов с учетом протекания процесса во времени согласно
кинетической модели MATZAIN, в рамках настоящей работы выполнено численное
моделирование процесса парафинизации условного участка нетеплоизолированного
подземного нефтепровода (DN1020х12 мм, L = 70 км) производительностью 7000
м3/ч. Физико-химические свойства самой нефти и ее отложений, включая кривую
выпадения твердых парафинов заданы при помощи PVT-модели флюида по данным
лабораторных исследований состава, показателей качества и контрольных свойств
(кривые вязкости и плотности, давление насыщенных паров, фракционный состав).
Значения усредненных по пробам физико-механических свойств слоя АСПО
(плотность, пористость, теплопроводность и шероховатость слоя), были заданы по
результатам выполненных в рамках настоящей работы исследований с образцами
отложений и катушек труб, вырезанных с длительно эксплуатируемых МН. Расчеты
были произведены для периода 120 суток (4 месяца эксплуатации) при температуре
окружающего грунта 5 0С и начальной температуры нефти 20 0С, длина расчётной
секции трубопровода (шаг расчётной сетки в модели) – 250 м.
По результатам моделирования процесса парафинизации нефтепровода были
получены зависимости (Рисунок 7) изменения по профилю температуры потока и
стенки (TWS), а также расчетной толщины слоя отложений и общего коэффициента
теплопередачи. В качестве контрольных показателей для количественной оценки
теплогидравлической эффективности слоя отложений выведены тренды давления на
выходе станции, расхода нефти и температуры начала выпадения парафинов (WAT).
На Рисунке 8 представлены временные зависимости изменения давления на выходе с
головной станции и массового количества отложений нефти, заключённого в объеме
нефтепровода диаметром DN1020 мм длиной 70 км.
Рисунок 7 – Тренды изменения теплогидравлических параметров перекачки в
течение 4 месяцев эксплуатации (сверху – на 1 сутки, снизу – на 120 сутки)

Рисунок 8 – Тренды изменения давления и общего количества отложений в трубе
Результаты моделирования на примере участка DN 1020 мм длиной 70 км
показали возможность снижения потребного напора на 8 % (с 4,8 до 4,4 МПа), в то
же время средняя по профилю температура потока повышается на 2-3 0С, а общий
коэффициент теплопередачи снижается в среднем в 2 раза при слое АСПО толщиной
2 мм. Стоит отметить, что увеличение температуры начального подогрева нефти (для
случая неизотермической горячей перекачки) приведет к возрастанию ожидаемого
теплогидравлического эффекта, позволяющего не только снизить энергозатраты, но
и продлить допустимое время безопасной остановки без депрессорных присадок.
Таким образом, выполненный в рамках настоящей диссертационной работы
комплекс аналитических, экспериментальных лабораторных, стендовых и численных
исследований подтвердил возможность практического использования естественного
пристенного слоя отложений нефти в качестве внутреннего покрытия как для вновь
вводимых, так и длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов.
Выявленные в ходе исследований особенности отложений товарной нефти и
фактической кинетики протекания процесса парафинизации в условиях эксплуатации
магистральных нефтепроводов, позволяют оптимизировать операционные затраты на
ингибирование и очистку ЛЧ МН при подготовке к внутритрубной диагностике.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Анализ интенсивности образования отложений на участках магистральных
нефтепроводов по данным периодичности очистки линейной части и результатам
внутритрубной диагностики показал возможность эффективного использования
корреляционной зависимости соотношения содержания твердых парафинов к смолам
и асфальтенам нефти, названной «критерием нестабильности» для экспресс-оценки
склонности товарной смеси к образованию отложений – при его значении свыше 0,5
процесс парафиноотложений в нефтепроводах интенсифицируется.
2. Лабораторные исследования физико-механических свойств слоя отложений
при перекачке товарной нефти подтвердили высокие защитные антикоррозионные
свойства (снижение скорости коррозии до 80%), наличие «сглаживающего» (до 40 %)
и теплоизоляционного эффектов (средняя теплопроводность слоя АСПО составила
0,15 Вт/м∙К, что в сотни раз ниже коэффициента теплопроводности трубной стали).
3. Разработанные в рамках выполнения работы теплогидравлический стенд и
методика переноса подобных режимов с магистральных нефтепроводов в условия
лабораторных и стендовых испытаний позволили определить границы диапазона
расходов для воспроизведения близких к эксплуатационным условий режимов ТУ
МН, влияющих на кинетику процесса парафинизации с учетом турбулентности.
4. Лабораторные и численные эксперименты подтвердили достаточно высокую
теплогидравлическую эффективность равномерно распределенного слоя АСПО для
неизотермических участков нефтепроводов большого диаметра (от DN1020) – до 8 %
в снижении гидравлического сопротивления и 1,5 0С прироста по температуре потока,
а для изотермической перекачки – до 2-4 % в повышении пропускной способности.
5. По результатам динамического моделирования неизотермической перекачки
на примере нетеплоизолированного подземного нефтепровода DN1020 длиной 70 км
с учетом нестационарности процесса накопления парафиноотложений подтверждена
возможность увеличения средней температуры потока на 2-3 0С, при этом общий
коэффициент теплопередачи при толщине слоя 2 мм снижается до 2-2,5 раз.