Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепроводах

6.1. Влияние условий перекачки на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепроводах

Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется снижением качества сырьевой базы, что осложняет процесс транспортировки нефти комплексом проблем. Одной из таких проблем является процесс парафинизации труб, когда на их внутренней поверхности откладываются асфальтосмолопарафиновые осадки (АСПО), что негативно сказывается на эксплуатационной надежности систем транспорта нефти.

Борьба с АСПО в процессе транспорта ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор рациональных и оптимальных способов борьбы с АСПО и оценка эффективности различных методов зависят от многих факторов, в частности от фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафинизации, высокомолекулярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопроводов (особенно для шельфовых месторождений) и т.д. Кроме того, все известные методы борьбы с АСПО ограничены в зависимости от условий конкретных месторождений. Поэтому необходим индивидуальный подход к решению данной задачи, в связи с чем, проблема с АСПО на объектах добычи и транспорта нефти остается актуальной и требует дальнейшего усовершенствования методов по ее разрешению.

Многочисленными исследованиями, лабораторными и промышленными экспериментами доказано, что существенное влияние на интенсивность парафинизации трубопроводов оказывают такие параметры, как температурные условия перекачки (температура закачиваемой в трубопровод нефти, температура окружающей среды); скорость перекачки; содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти; время парафинизации; физико-химические свойства нефти и геометрические параметры трубопроводов. Однако известные результаты исследований вовсе не отражают полного единства взглядов авторов как на механизм парафинизации, так и влияние на этот процесс вышеперечисленных факторов.

В настоящее время достоверно установлена качественная взаимосвязь между фракционным составом твердых углеводородов нефти и интенсивностью накопления отложений парафина. С повышением содержания тугоплавких углеводородов в нефти интенсивность парафинизации возрастает. Общий групповой состав отложений по длине трубопровода существенно не меняется. Температура плавления и фракционный состав парафинов в отложениях заметно меняются по длине нефтепровода.

С увеличением скорости перекачки интенсивность отложений уменьшается. Это объясняется тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии, и возрастает возможность смыва отложившегося парафина. Для трубопроводов существует зависимость месторасположения зоны максимальных отложений от скорости потока. Многочисленные исследования, проведенные с использованием нефтей различных месторождений при разных диаметрах труб, скоростях потока и температурных характеристиках позволяют сделать вывод о том, что с увеличением скорости потока количество отложений первоначально растет, но начиная с некоторой скорости (значение которой зависит от различных факторов) интенсивность отложений уменьшается.

При изменении температурного перепада между потоком и внешней средой, меняется и зависимость интенсивности отложений парафина от скорости. С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность и скорость роста отложений (количество парафина, отлагающегося в единицу времени) вначале также увеличивается, но с течением времени скорость отложений уменьшается. Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стенки скорость роста повышалась. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки или постоянной разности температур стенки и потока количество отложений сначала росло и достигло максимума при определенной температуре, затем резко уменьшалось. Отложение начиналось при температуре значительно выше температуры начала кристаллизации парафина.

На интенсивность накопления парафина на стенках трубопроводов оказывает влияние и материал стенок труб. Степень полярности поверхности различных материалов влияет на интенсивность парафинизации при прочих равных условиях. Чем выше полярность материала, тем слабее сцепляемость его поверхности с парафинами. Запарафиниванию подвержены даже качественно обработанные трубы. Качество обработки материала стенки трубы может оказывать влияние только на начальной стадии накопления парафинов.

При исследовании роли высокомолекулярных составляющих нефти на процесс формирования отложений установлено, что смолы при этом самостоятельной роли не играют. Процесс выпадения асфальтенов из раствора в присутствии смол усиливается, но может происходить и самостоятельно.

При выпадении кристаллов парафина из чистых растворителей плотных отложений не образуется. Образующиеся при этом рыхлые отложения легко разрушаются потоком. Присутствие асфальтосмолистых компонентов нефти способствует образованию плотных и прочных отложений. Условием образования большого количества плотных отложений является присутствие основных составляющих высокомолекулярной части нефти. Смолы и асфальтены адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и их зародышей. Это приводит к снижению межфазного поверхностного натяжения, повышению числа центров кристаллизации и жизнеспособных зародышей. В результате размеры равновесных зародышей уменьшаются, и число мелких кристаллов увеличивается.

С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с теплоизолирующими свойствами отложений. Важной характеристикой процесса парафинизации является изменение интенсивности накопления отложений во времени на различных участках нефтепровода. На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени парафинизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности роста. Непосредственно за зоной максимума отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная толщина отложений растет, главным образом не за счет отложения парафина непосредственно на стенках труб, а за счет скоплений, вынесенных потоком с участков с более высокой интенсивностью парафинизации, т.е. с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений.

Состав образующихся пристенных отложений и внутренних скоплений отличается в зависимости от особенностей физико-химических свойств нефти и сроков эксплуатации нефтепровода. Обычно в состав отложений на внутренних стенках нефтепровода входят: парафино-смолистые вещества, масла, механические примеси (частицы глины и песка, известковые включения, продукты коррозионных процессов). В меньших количествах в отложениях содержатся естественные поверхностно-активные вещества (ПАВ), в том числе низкомолекулярные смолы, нафтенаты и другие полярные соединения нефти, а также ПАВ-деэмульгаторы, перешедшие в нефтяную фазу при подготовке нефти, которые вызывают (при наличии воды) эмульгирование внешнего слоя отложений. В давно эксплуатирующихся трубопроводах накапливаются частицы грязи, окалины и застывший металл (в результате проведения сварочных работ) и т.д. Кроме того, в трубопроводах происходит накопление воды, которая приводит к развитию бактерий и способствует коррозии. Продуктами жизнедеятельности бактерий являются сероводород, активизирующий коррозионные процессы, а также слизь и твердые частицы, образующиеся основу трубопроводных пробок.

Так же в полости нефтепроводов могут быть: посторонние предметы, попавшие при строительстве, например, грунт, камни, электроды и их остатки и др.; скопление воды; скопление газа. Посторонние предметы, в полости нефтепровода остаются при некачественной очистке в процессе, после строительной очистки и сдачи в эксплуатацию. Скопление воды и газа имеет место из-за неполного удаления их в процессе испытания и пуска в эксплуатацию. Кроме того, образование скоплений воды происходит за счет ее выделения из потока транспортируемой нефти. При выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может происходить образование газовых скоплений. Если скопление воды наблюдаются в пониженных участках трассы, то скопление газа – в повышенных участках. Следует отметить, что скопление воды и газа на магистральных нефтепроводах при их эксплуатации образуются лишь при определенных гидродинамических условиях, когда скорости перекачки не велики.

На интенсивность парафинизации нефтепроводов также влияют физико-химические свойства нефтей, в частности групповой состав парафинов, смол и асфальтенов. Причем особое влияние оказывает соотношение содержание смол и асфальтенов. Если в составе нефти содержание асфальтенов преобладает над содержанием смол, интенсивность парафинизации уменьшается. В противном случае, когда содержание смол преобладает над количеством асфальтенов, на внутренней поверхности нефтепроводов количество отложений увеличивается.

Многолетняя практика эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в трубопроводах нельзя эффективно решать вопросы оптимизации процесса транспорта парафинистой нефти. При этом учет влияния вышеперечисленных факторов на запарафинивание нефтепроводов является основой для выбора рациональных и оптимальных способов борьбы с АСПО и оценки их эффективности.