Файл: Допущен кзащите.docx

1.5 Применение ДП для снижения давления перезапуска в магистральных нефтепроводах

Одним из перспективных способов транспортировки высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение депрессорных присадок – веществ, уменьшающих температуру застывания, вязкость и предельное напряжение сдвига высокозастывающих парафинистых нефтей [24, 25]. Введение присадки существенно изменяет процесс кристаллизации в парафинистых нефтях. Это выражается в повышении степени дисперсности, изменении формы и уменьшении слипаемости парафиновых кристаллов. Улучшение реологических свойств нефти под влиянием присадки позволяет решить практические задачи трубопроводного транспорта: снизить энергозатраты на перекачку, способствует увеличению производительности нефтепроводов, гарантирует надежность пуска нефтепровода после длительных остановок, а также снижает отложения парафина на стенках трубопровода и в резервуарах и т. д. [26].

Нефтеперекачивающие станции (НПС) представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. НПС подразделяются на головную и промежуточные (рис. 1.1).



Рисунок 1.1 – Схема участков магистральных нефтепроводов
Головная НПС – начальная на магистральном нефтепроводе станция, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу. Промежуточные НПС предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. Станции подогрева нефти (СПН) совмещают с головной и промежуточной станциями, а также устанавливают в промежутках между ними.

К параметрам трубопровода относятся: пропускная способность (производительность), диаметр, протяженность, число насосных станций и рабочее давление на них.

Пропускная способность – количество углеводорода (измеренное в единицах массы или объема), перекачиваемое по трубопроводу в единицу времени. При расчетах пропускную способность нефтепровода G_г измеряют в «млн.т/год» (миллион тонн в год).

---

В расчетах обычно используют объемную секундную пропускную способность нефтепровода Q_c:

Q_c= , м³/с, (1)

где G_г – массовая годовая пропускная способность нефтепровода, млн.т/год; G – массовая часовая пропускная способность нефтепровода, т/ч; 350 – число суток непрерывной работы нефтепровода в году; p – плотность перекачиваемой нефти, кг/м³.

Под рабочим давлением трубопровода р_раб понимается разница между величиной избыточного давления перекачиваемого продукта р_изб и атмосферного р_атм (р_атм = 0.1013 МПа):

????_раб = ????_изб – ????_атм, (2)

Другими параметрами, характеризующими любой трубопровод, являются его диаметр и толщина стенки. Как известно, трубы являются полыми цилиндрами, имеющими внешний, внутренний диаметры и соответственно толщину стенки. Эти параметры связаны следующим образом:

????₁ = ????₂ − 2 ∙ ????, (3)

где D₁ – внутренний диаметр трубопровода, мм; D₂ – наружный (внешний) диаметр трубопровода, мм; δ – толщина стенки трубы, мм.

Как видно из таблицы 1.2, кумкольская нефтесмесь характеризуется высоким содержанием парафинов, и сравнительно низким содержанием смол и асфальтенов. [27].
Таблица 1.2 – Cостав и реологические параметры нефтесмеси на участке «Кумколь – Каракоин – Шымкент»

Образец нефти	p при 200С, кг/м3	Кинем-я вязкость, мм2/с		Пар-ы, %	Смолы, %	Асф-ы, %
		200С	400С
Кумкольская, в теплый период года (без присадки)	815-818	8 – 13	4 – 5	12-14	5-6	до 1
Кумкольская, в холодный период года (с ДП)	815-818	6 – 9	4 – 5	12-14	5-6	до 1

---

При этом температура потери текучести Т_пт кумкольской нефти в теплый период года (транспортируется без добавления депрессорной присадки) варьируется в интервале от +6 ⁰С до +12 ⁰С. Кумкольская нефтесмесь в холодный период года (обработанная депрессорной присадкой), транспортируемая по нефтепроводному маршруту ГНПС «Кумколь» - ГНПС им. Б.Джумагалиева - ПСП «Шымкент», имеет низкие значения температуры потери текучести Т_пт (до -3 ⁰С) и реологических параметров (меньше в 3-5 раз и более, по сравнению с теплым периодом). По мере прохождения нефтесмеси, обработанной присадкой (например, ДМН-2005 и др.) по нефтепроводу, реологические свойства сохраняют низкие значения, но претерпевают изменения, связанные со снижением стабильности действия во времени.
2 Объекты и методы исследования
2.1 Объекты исследования
Объектом исследования является нефть Ащысайского месторождения, открытая в 1990г. и характеризующаяся высоким содержанием высокомолекулярных парафинов и асфальтосмолистых веществ. Месторождение расположено в Тереньозекском районе Кзыл-Ординской области, в 135км к северо-востоку от ж/д станции Жусалы [28]. Основные физико – химические характеристики исследуемой нефтесмеси приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Основные физико – химические характеристики нефти месторождения Ащысай

Температура нефти	60,10С
Давление нефти	0,44 мПа
Плотность нефти при условиях измерения и давления	809,9 кг/м3
Плотность нефти при температуре 200С	838,4 кг/м3
Плотность нефти при температуре 150С	842,0 кг/м3
Массовое содержание серы	0,19 %
Массовое содержание воды	0,03%
Концентрация хлористых солей	11,6 мг/дм3
Массовое содержание хлористых солей	0,0014%
Массовое содержание механических примесей	0,0077%
Массовое содержание парафина	19,3%
Температура потери текучести нефти	+ 180C

---

По данным журнала [29] ежегодная добыча составляет около 400 тыс. т. Разведкой и добычей нефти на месторождении Ащысай занимается НК «КОР», который в свою очередь поставляет добытую нефть на экспорт и на нефтеперерабатывающие заводы Казахстана. Из резервуарного парка нефть перекачивается магистральными насосами в направлении трубопровода Кумколь-Каракоин до ПСП. При транспортировке от ЦППН до нефтепровода Кумколь-Каракоин нефть проходит 4 крановые узлы с подогревом, которая обеспечивается двумя печами марки ПП-063 АЖ. Протяженность нефтепровода L=40,5км. Диаметр Ø-150, толщина стенок Δ-12мм. После магистральных насосов на выходе 50атм и на входе ПСП 1атм. Температура на входе ПСП 46⁰С на ПСП имеется два резервуара объемом 2000м³ каждая. Из резервуаров нефть после подогрева подается в трубопровод Кумколь-Каракоин с температурой 60-65⁰С. Анализ технологических схем сбора и подготовки нефти на ЦППН и транспортировки нефти до нефтепровода Кумколь-Каракоин в холодные периоды года (сентябрь-апрель) указанных выше нефтяных компаний показывает, что в ходе сбора, подготовки и транспортировки нефти проходят многократный подогрев. Подогрев осуществляется на стадии обезвоживания и обессоливания на узлах сепарации, повторный подогрев осуществляется перед транспортировкой нефти. Нефтяные компании КАМ и КОР осуществляют путевой подогрев нефти в процессе транспортировки для КАМ на 45-м км нефтепровода КАМ-Кумколь-Каракоин, для КОР нефть подогревается в крановых узлах через каждые 10км. Перед сдачей нефти в нефтепровод Кумколь-Каракоин практически все нефтяные компании подогревают нефть в интервале 55-60⁰С. Повторный путевой подогрев нефти может отразиться на реологических параметрах нефтей, транспортируемых в магистральный нефтепровод Кумколь-Каракоин. Это может быть связано с рекристаллизацией парафинов в нефтяной дисперсной системе и формированием новой кристаллической структуры при понижении температуры в процессе транспортировки.

Исследование влияния фактора повторного подогрева на реологические и низкотемпературные свойства нефти представляется важным с точки зрения стабильности действия депрессорных присадок в процессе транспортировки и хранения нефти в резервуарах. Этот фактор будет исследован в разделе результатов и обсуждении.
2.2 Методы использования
2.2.1 Физико – химические характеристики нефти

---

А) Определение содержания воды в нефти и нефтепродуктах выполняется согласно ГОСТу 2477–65 по методу Дина и Старка (рис. 2.1), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя.


1 – колба, 2 – ловушка, 3 – холодильник
Рисунок 2.1 – Прибор Дина и Старка для определения содержания воды

Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 мин. Если в приемнике-ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3 см3) и растворитель мутен, то приемник-ловушку помешают на 20–30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. Затем записывают объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, с точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки.

Б) Определение содержания хлористых солей согласно ГОСТу 21534–76 методом титрования водного экстракта и потенциометрическим титрованием. Содержание неорганических хлоридов в составе сырой нефти может достигать 0,3–0,4% по масс. Сущность данного метода анализа заключается в экстракции солей горячей дистиллированной водой с добавлением несколько капель раствора деэмульгатора при необходимости. Затем выполняется титрование полученных вытяжек, чтобы убедиться, что неорганические хлориды полностью извлечены из исходного образца.

В) Целью количественного определения смолисто асфальтеновых веществ (САВ) по Маркуссону – является выделение из анализируемого вещества: асфальтогеновые кислоты, асфальтены, нейтральные смолы, масла. Для их выделения бензиновый раствор упаривают до 25мл отгонкой растворителя в круглодонной, охладив остаток до комнатной температуры, обрабатывают его 25г твердого адсорбента (например, силикагеля). Затем всю эту массу переносят в прибор Сокслетта (рис. 2.2), в экстрактор которого заранее внесена гильза из фильтровальной бумаги.


1 – колба, 2 – экстрактор, 3 − обратный холодильник
Рисунок 2.2 − Прибор Сокслетта
После этого, охладив чашечку с маслами, взвешивают и определяют количество выделенных из масел. Далее в прибор Сокслетта заливают 100мл хлороформа и вновь экстрагируют поглощенные адсорбентом органические вещества. Достигнув полноты экстрагирования, хлороформенный экстракт обрабатывают по описанному выше методу для бензинового экстракта и опр определяют взвешиванием остатка количество нейтральных смол.

---