СПОСОБ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА МНОГОФАЗНОЙ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ СМЕСИ
PIPELINE TRANSPORT METHOD OF MULTIPHASE MULTICOMPONENT MIXTURE

Изобретение относится к трубопроводному транспорту углеводородных газожидкостных смесей (ГЖС), в частности к способу сбора и трубопроводного транспорта многофазной продукции скважин на центральную технологическую платформу с удаленных морских стационарных платформ, блок - кондукторов для неизотермического магистрального трубопроводного транспорта газоконденсатных и нефтеводогазовых смесей с большим содержанием парафинов для повышения пропускной способности трубопроводов.
нас
При трубопроводном транспорте нефтеводогазоконденсатная смесь при температуре потока менее температуры насыщения (Т) нефти и конденсата парафинами является трехфазной многокомпонентной системой. Основными причинами, осложняющими эксплуатацию таких трубопроводов и снижающими их производительность и эффективность, являются:
- высокая относительная скорость газовой фазы, приводящая вследствие малого контакта с жидкой фазой к малопроизводительному расходу энергии газа;
- образование гидрофобных водонефтяных эмульсий, характеризующихся высокой вязкостью;
- формирование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках трубопроводов, снижающих их проходное сечение.
см
см
Указанные причины вызывают неблагоприятные изменения таких переменных физических величин, как ρ (плотность смеси), µ (вязкость смеси) и d (внутренний текущий диаметр трубопровода). Из анализа механизма движения ГЖС следует, что для существенного повышения эффективности трубопроводного транспорта ГЖС по рельефному трубопроводу необходимо одновременное решение следующего комплекса задач:
- ограничение относительной скорости газовой фазы и снижение плотности ГЖС;
- снижение вязкости жидкой фазы;
- существенное снижение скорости образования пристенных АСПО.
Существующие способы трубопроводного транспорта многофазной многокомпонентной смеси не учитывают эти явления в комплексе и не решают указанные задачи одновременно.
Известен способ транспортирования газоводонефтяной смеси (см. патент РФ №2076994, опубл. 10.04.1997), включающий обработку ее деэмульгатором перед предварительным сбросом пластовой воды с использованием флотации для разделения эмульсии на фазы. При этом разделение эмульсии на фазы ведут смешением обработанной деэмульгатором продукции нефтяных скважин перед предварительным сбросом пластовой воды с термальной газонасыщенной водой из водозаборной скважины.
Этот способ имеет следующие недостатки: он предусматривает наличие гидротермальной скважины с газонасыщенной водой; предусматривает утилизацию пластовой воды, что требует дополнительных расходов; способ не решает проблему АСПО; способ невозможно реализовать в условиях подводного заканчивания морских скважин.
Известен способ транспортирования газоводонефтяной смеси (см. патент РФ №2239749, опубл. 10.11.2004), в котором предварительно из ГЖС в водоотделителе отделяют воду и после отделения воды смесь остаточной воды, нефти и газа подают на прием многофазного насоса, а на выкид насоса в поток ГЖС подают деэмульгатор, который при перемешивании в турбулентном режиме приводит к образованию неустойчивой маловязкой водонефтяной эмульсии, что снижает энергозатраты.
Этот способ является более прогрессивным, однако имеет следующие недостатки: требуется установка водоотделителя, т.е. существенное дополнительное капитальное вложение; требуется установка устройства турбулизации для эффективного перемешивания деэмульгатора, что создает дополнительное гидравлическое сопротивление; способ не решает проблему АСПО; способ не может быть реализован на подводном устье.
Известен способ транспортирования газоводонефтяной смеси (см. патент РФ №2376523, опубл. 20.12.2009), в котором предлагается обработанную деэмульгатором газоводонефтяную смесь пропускать через вихревое электромагнитное поле и устройство, многократно разделяющее смесь на воду и нефть.
Недостатком этого способа являются: необходимость механически сложного устройства и очевидная гидродинамическая ненадежность всей системы, т.к. для реализации описываемой сепарации должны быть малые скорости, для чего требуются большие размеры устройства; способ не решает проблему АСПО; способ не может быть реализован на подводном устье.
Известен способ сбора и транспорта многофазной смеси с удаленных кустов скважин (см. патент РФ №2411409, опубл. 10.02.2011), включающий предварительную обработку деэмульгатором и путевой подогрев с блоками частичного отвода газа, используемого для питания электростанции и путевого подогрева оставшейся части ГЖС, перекачиваемой многофазным насосом, который снижает давление на участке от устья добывающих скважин.
К недостаткам этого способа следует отнести: необходимость капитальных вложений на сепарацию и установку электростанции; способ не решает проблему АСПО; зона от устья скважин с подводным заканчиванием до сборочного куста не обрабатывается.
В патенте (см. патент РФ №2377172, опубл. 27.12.2009), касающемся способа создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях описан способ отбора газа из его хранилища через скважины, при котором в забой скважины вводят композицию поверхностно-активных веществ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора. Указанную композицию вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.% от нефтяной фазы при массовом соотношении нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора от 5:1 до 1:5.
Транспортирование газожидкостной смеси в известном способе происходит по вертикальной скважине. При перекачке смеси по вертикальной скважине ее газовая составляющая растворена в жидкой фазе и за счет разгазирования является носителем жидкой фазы смеси в процессе ее подъема.
Однако в случае перекачивания смеси по магистральному или промысловому трубопроводам использованные в известном способе соотношения компонентов композиции и ее концентрация не обеспечивают достаточной эффективности транспортирования смеси, в связи с тем, что при малых скоростях движения смеси имеет место образование высоковязкой водонефтяной эмульсии, приводящей к повышению гидравлического сопротивления, и соответственно, к снижению перепада давления.
Задачей изобретения является повышение эффективности транспортирования смеси в условиях ее перекачки по магистральному или промысловому трубопроводам.
Поставленная задача решается описываемым способом трубопроводного транспорта углеводородной многофазной многокомпонентной смеси, включающим замер, отбор на анализ поступившей из скважин вышеуказанной смеси и подачу в поток смеси в начале трубопровода композиции поверхностно-активных веществ, преобразующей многофазный многокомпонентный поток в псевдооднородную гомогенную пузырьковую систему, и состоящей из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора или ингибитора парафиноотложений, взятых в массовом соотношении от 1:7 до 7:1, причем указанную композицию вводят в количестве от 0,01 до 0,02 или от 0,2 до 0,5 масс.% от углеводородной составляющей жидкой фазы смеси.
Достигаемый технический результат заключается в оптимизации комбинации концентрации вводимой композиции и соотношений нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора или ингибитора парафиноотложений в указанной композиции, учитывающей синергизм и антагонизм взаимодействия компонентов и обеспечивающей получение гомогенной структуры перекачиваемой смеси и, как следствие, эффективное транспортирование углеводородной многофазной многокомпонентной смеси по магистральному или промысловому трубопроводам.
Сущность способа заключается в следующем.
Механизм транспортирования ГЖС в сравнении с механизмом, описывающим процесс перекачки смеси по вертикальной скважине имеет другой характер, что обусловлено тем обстоятельством, что указанная выше газовая составляющая в результате гравитационного разделения смеси располагается над жидкой фазой и, соответственно, не может выполнять роль носителя.
В пониженных участках трубопровода, в застойных зонах происходит скопление воды и образование гидрофобной водонефтяной эмульсии, вязкость которой кратно выше вязкости нефти.
Экспериментально установлено, что использование концентраций вводимой композиции в интервале от 0,02 до 0,2 при соотношении 1:5 до 5:1 значительно повышает вязкость водонефтяной эмульсии за счет диспергирования воды в нефти.
Теоретическая основа предлагаемого способа заключается в следующем.
Уравнение движения ГЖС в трубопроводе, транспортирующем газонефтеводяную смесь, записывают в следующем виде (А.И. Гужов, «Совместный сбор и транспорт нефти и газа», М., Недра, 1973, с.247. и др.):
- учитывает не горизонтальность участков трубопровода;
где:
p - значение давления в сечении трубопровода, Па;
z - геодезическая высота сечения трубопровода, м;
x - координата сечения трубопровода от его начала;
2
g - ускорение силы тяжести, м/с;
см
3
ρ(φ)- плотность смеси, как функция истинного газосодержания, кг/м;
см
λ=λ(Re,ε)·ψ - коэффициент гидравлического сопротивления смеси, безразмерный;
λ(Re,ε) - коэффициент гидравлического сопротивления, как функция критерия Рейнольдса (Re) и относительной шероховатости (ε) внутренней поверхности трубопровода, безразмерный;
ψ - приведенный безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; ψ учитывает потери на вязкое трение, кинетические потери и потери энергии на образование газовой фазы и теплообмен и определяется решением обратной задачи на основе экспериментов;
см
ν - средняя по сечению скорость потока ГЖС, м/с;
критерий Рейнольдса по промысловым параметрам ГЖС определяют следующим выражением (Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. «Теория и практика газлифта», М., Недра, 1987, с.54):
;
здесь:
н
3
q - расход нефтяной фазы, м/с;
в
3
q - расход водной фазы, м/с;
г
3
q - расход газовой фазы, м/с;
ж
µ - вязкость жидкой фазы, Па·с;
d - диаметр сечения трубопровода, м.
см
см
Из выражения (1) следует, что потери растут на восходящих участках рельефного трубопровода при увеличении плотности смеси ρ, потери растут на всем протяжении трубопровода при увеличении вязкости смеси µ и уменьшении диаметра трубопровода d, определяемого выражением:
где:
m
2m+2
n - концентрация высокомолекулярных парафинов (CH) в нефтяной фазе, безразмерная;
m
2m+2
CH; m≥17, m - число углерода в молекуле парафинов;
m
k - коэффициент массоотдачи, м/с;
koef(x, τ) - отношение коэффициентов динамического касательного напряжения в нефтяной фазе к статическому касательному напряжению формирующихся пристенных АСПО, безразмерное.
Плотность ГЖС определяется выражением (3).
где
в
ϕ - обводненность жидкой фазы, доли;
в
3
ρ - плотность воды, кг/м;
н
3
ρ - плотность нефтяной фазы, кг/м;
отн
ν - относительная скорость газа (по отношению к жидкой фазе), м/с.
Вязкость ГЖС выражается (5):
ж
µ - вязкость жидкой фазы, Па·с;
г
µ - вязкость газа, Па·с;
н
µ - вязкость нефти, Па·с;
в
µ - вязкость воды, Па·с.
Текущий внутренний диаметр трубопровода зависит от интенсивности образования пристенных асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
отн
отн
Как следует из выражений (3) и (4), наличие относительной скорости газа (ν) при транспорте ГЖС приводит к повышению плотности смеси, что увеличивает энергозатраты на перекачку ГЖС на восходящих участках рельефного трубопровода, а на нисходящих участках способствует скоплению водной фазы в пониженных участках и образованию высоковязкой водонефтяной эмульсии. На восходящих участках рельефного трубопровода гравитационные силы существенно превышают силы гидродинамического трения (В.А. Сахаров, М.А. Мохов, «Гидродинамика ГЖС в вертикальных трубах и промысловых подъемниках» М.: Нефть и газ. РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2004, с.24). Из выражений (3), (4) и (4а) следует также, что при ν=0 истинное и расходное газосодержания равны и плотность смеси является минимальной. Относительная скорость газовой фазы минимальна или равняется нулю при пузырьковом режиме и откуда следует, что для снижения плотности смеси необходимо гетерогенную структуру ГЖС трансформировать в пузырьковую (газоэмульсионную) псевдооднородную гомогенную структуру, характеризующуюся тем, что пузырьки газа весьма малых размеров практически равномерно расположены по сечению трубопровода. Вследствие того, что пузырьки газа движутся практически со скоростью жидкой фазы, такая структура (система) называется гомогенной, псевдооднородной, квазиоднородной (Швыдкий В.С, Ярошенко Ю.Г., Гордон Я.М. и др. Механика жидкости и газа. М.: ИКЦ «Академкнига», 2003, стр.382; Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе. М.: МАКС Пресс, 2009, стр.223, 8-строка),
Экспериментально-статистические исследования образования грубодисперсной газоводонефтяной эмульсии позволили установить оптимальные концентрации нефтерастворимых ПАВ, при которых наблюдается рост объемных чисел (N) грубодисперсной газоводонефтяной эмульсии (ГДГВНЭ) на десятки процентов по сравнению с безреагентным числом (таблица 1) (аналог пенного числа или кратности пен: В.К. Тихомиров «Пены. Теория и практика их получения и разрушения», М. Химия, 1975, с.17) определяют как отношение максимального объема ГДГВНЭ, образованного из водонефтяной смеси при смешении ее с газом путем барботирования, к исходному объему водонефтяной смеси:
где: N - число (объемный показатель) ГДГВНЭ, безразмерное;
ГДГВНЭ
3
V - максимальный объем грубодисперсной газоводонефтяной эмульсии, м;
ВНС
3
V - исходный объем водонефтяной смеси, м.
Согласно формуле (5) снижение вязкости газожидкостной смеси возможно за счет снижения вязкости жидкой фазы.
Жидкая фаза ГЖС представляет смесь воды с нефтью или с конденсатом. Углеводородная составляющая жидкой фазы представляет собой многокомпонентную стохастическую смесь углеводородов и гетероатомных соединений с включением небольших количеств металлоорганических веществ.
m
2m+2
Изменение состава жидкой фазы происходит непрерывно в процессе движения ее, начиная из пласта, где она залегает, до перерабатывающих заводов. В процессе трубопроводного транспорта двухфазной многокомпонентной газожидкостной смеси (газ-нефть (конденсат) - вода) происходит изменение ее термодинамических параметров: Р (абсолютное давление), V (удельный объем), Т (абсолютная температура) на начальном и конечном участках существенно отличаются. В жидкой фазе углеводородных ГЖС присутствуют алканы (CH; m≥16) с высокой температурой плавления. Начиная с m=16 и выше, в нормальных условиях алканы являются твердыми веществами. При температуре 40°C и выше все алканы в жидкой фазе находятся в растворенном состоянии. В транспортируемой продукции по мере движения по трубопроводу наряду с образованием неравновесных грубодисперсных систем (газовых и водонефтяных эмульсий) происходят фазовые превращения (разгазирование нефти, появление третьей фазы - кристаллизация тугоплавких парафинов и формирование АСПО на стенках трубопровода.
Образование АСПО на стенках трубопроводов приводит к уменьшению их проходного сечения и к повышению потерь на трение энергии перекачки. Для снижения формирования АСПО в настоящее время предложено большое количество различных композиций, составляемых, как правило, без учета синергизма и антагонизма компонентов, поэтому недостаточно эффективных.
Воздействие на жидкую углеводородную фазу с помощью специально подобранных синергетических композиций деэмульгаторов и депрессаторов или ингибиторов парафиноотложений позволяет существенно снизить скорость формирования пристенных АСПО.
Описываемый способ реализуют следующим образом.
С углеводородной жидкой фазой перекачиваемой ГЖС проводят эксперименты с целью определения марки и оптимальной концентрации нефтерастворимого деэмульгатора. Подобранный таким образом реагент в турбулентном режиме способствует трансформации ГЖС гетерогенной структуры в псевдооднородную гомогенную, снижающую плотность смеси и скорость газовой фазы. Процесс газоэмульгирования является эффективным при значениях N≥1,4.
Способ трубопроводного транспорта многофазной многокомпонентной смеси поясняется приведенными таблицами.
В таблице 1 показано влияние различных нефтерастворимых деэмульгаторов на способность водонефтяной смеси образовать трехфазную гомогенную псевдооднородную грубодисперсную газоводонефтяную эмульсию (ГДГВНЭ) при обводненности жидкой фазы 10%. При этом размеры газовых пузырьков не превышают 2-3 мм и они распределены в объеме практически равномерно, что позволяет считать эту систему в гидродинамическом смысле псевдооднородной, гомогенной. Данные таблицы 1 показывают, что при применении выбранных высокоактивных нефтерастворимых деэмульгаторов числа N увеличиваются на 30-80%.
Таблица 1
Влияние нефтерастворимых деэмульгаторов на образование ГДГВНЭ (числа N)
№ п/п
Наименование деэмульгатора
Концентрация, мас.%
0
0,01
0,02
0,2
0,5
1
Диссолван 5640
1
1,6
1,8
1,52
1,53
2
СНПХ4480
1
1,48
1,57
1,45
1,5
3
FWM 3065
1
1,4
1,4
1,44
1,44
4
С 6307
1
1,33
1,4
1,45
1,5
5
F919
1
1,33
1,4
1,35
1,4
6
МА185
1
1,22
1,25
1,35
1,4
Таблица 2
Влияние синергетических композиций на образование ГДГВНЭ (числа N)
№ п/п
Обозначение композиции
Состав композиции
Концентрация композиции, мас.%/соотношение компонентов в ней
0
0,01/7:1
0,02/6:1
0,2/1:6
0,5/1:7
1
СК-1
VX 7484 + Диссолван 5640
1
1,47
1,81
2,2
2.4
2
СК-2
Сепафлакс 3266 + Диссолван 5640
1
1,55
1,81
2
2,3
3
СК-3
АР07 + Диссолван 5640
1
1,55
1,8
2
2,3
4
СК-4
RE5942 + Диссолван 5640
1
1,55
1,81
2
2,4
5
СК-5
СНПХ4204 + СНПХ4480
1
1,55
1,81
2,1
2,2
6
СК-6
EC6509A + F919
1
1,56
1,78
1,9
2,1
Данные таблицы 2 показывают влияние композиции нефтерастворимых ПАВ (поверхностно-активное вещество) на образование гомогенной псевдооднородной грубодисперсной газоводонефтяной эмульсии из водонефтяной смеси при обводненности жидкой фазы 10%. Композиция состоит из деэмульгатора, показавшего лучшие результаты (таблица 1) и различных дерессаторов или ингибиторов парафиноотложений. Сравнение с данными таблицы 1 показывает, что композиции являются синергетическими, т.к. смесь нефтерастворимого деэмульгатора и депрессатора или ингибитора парафиноотложений при одной и той же концентрации приводит к не аддитивному возрастанию числа N при образовании ГДГВНЭ только с деэмульгаторами. Эксперименты показали, что значимый эффект синергизма зависит от свойств компонентов и имеет место при изменении соотношений композиций от 7:1 до 1:7. С ростом абсолютной концентрации наблюдается превалирующее влияние дерессаторов - число N возрастает более чем в 2 раза.
Данные таблицы 3 показывают влияние синергетической композиции на вязкостные характеристики нефтяной фазы ГЖС - высокопарафинистой нефти при 20°C. Обозначения СК в таблице 3 соответствуют обозначениям таблицы 2.
Таблица 3
Влияние синергетических композиций на динамическую вязкость нефтяной фазы при 20°С, мПа·с
СК отсутствует
СК-6
CK-5
CK-4
Концентрация синергетической композиции, мас.%соотношение компонентов в СК-деэмульгатор:депрессатор
0
<img file="00000012.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000013.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000014.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000015.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000016.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000017.tif" he="11" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000018.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000019.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000020.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000013.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000014.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000015.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
425
414
403
223
210
396
367
213
202
390
355
201
190
СК отсутствует
СК-3
CK-2
CK-1
Концентрация синергетической композиции, мас.%соотношение компонентов в СК-деэмульгатор:депрессатор
0
<img file="00000012.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000013.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000014.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000015.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000016.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000017.tif" he="11" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000018.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000019.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000020.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000013.tif" he="12" wi="10" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000014.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
<img file="00000015.tif" he="12" wi="8" img-content="undefined" img-format="tif" />
425
384
343
195
190
380
335
190
182
355
315
180
175
Использование интервала концентраций композиции от 0,02 до 0,2 при соотношении компонентов от 1:7 до 7:1 приводит к значительному повышению вязкости транспортируемой смеси в пониженных участках трубопровода, что приведет к потере напора.
Как следует из таблицы 4, правильный подбор состава композиций приводит к кратному снижению скорости образования пристенных АСПО, поэтому рецептуры композиций должны быть оптимизированы в лабораторных условиях с учетом синергизма и антагонизма взаимодействия компонентов.
Таблица 4
Влияние синергетических композиций на скорость образования АСПО
Значения концентраций, мас.% и соотношение компонентов
Обозначения синергетических композиций
CK-1
CK-2
СК-3
CK-4
CK-5
СК-6
Значения кинетических коэффициентов АСПО, г/м<sup>2</sup>·ч
0
165
165
165
165
165
165
0,01/7:1
95
145
121
110
117
106
0,02/6:1
83
140
115
100
110
97
0,2/1:6
50
130
95
73
88
68
0,5/1:7
35
125
84
60
76
56
В практике эксплуатации морских трубопроводов возникают ситуации, когда в зависимости от различных обстоятельств (аварийная остановка, порыв трубопровода, стихийное бедствие или теракт) перекачиваемый продукт остывает с угрозой «замораживания» и выхода из строя всего трубопровода. Это явление определяется точно по показаниям концевых измерительных приборов. В этот период наиболее эффективным будет использование синергетических композиций высокой концентрации (0,2-0,5 масс.%), которые, кроме снижения вязкости снижают также температуру застывания нефти и предотвратят «замораживание» высокопарафинистой нефти в трубопроводе.
С нефтяными (конденсатными) растворами подобранных реагентов - деэмульгаторов оптимальных концентраций проводят эксперименты с целью подбора марки и оптимальной концентрации депрессатора или ингибитора парафиноотложений. Базой для этой процедуры могут служить данные таблицы 2. Подобранная таким способом рецептура композиции обеспечивает синергизм реагентов в образовании гомогенной псевдооднородной структуры ГЖС, т.к. из таблиц 1 и 2 следует, что смесь нефтерастворимых реагентов приводит к кратному возрастанию числа N грубодисперсной газовой эмульсии по сравнению с ГЖС без композиции и только с деэмульгатором.
Подобранная композиция исследуется на снижение вязкости нефтяной фазы, что иллюстрируется в таблице 3, и выбирается композиция, обеспечивающая минимальное значение вязкости нефтяной фазы ГЖС.
Подобранную композицию испытывают на снижение скорости формирования пристенных АСПО и выбирается та композиция, которая обеспечивает минимальное ее значение. В таблице 4 приведены результаты исследований по определению скорости формирования пристенных АСПО по 6 композициям. Как следует из приведенных в таблице 4 результатов, в зависимости от состава композиции скорость формирования пристенных АСПО снижается в несколько раз.
Подобранная композиция с помощью дозировочных насосов подается в поток ГЖС в начале трубопровода. Расход дозировочных насосов устанавливают по формуле:
o
где C, % масс. - значение оптимальной концентрации синергетической концентрации ПАВ, определяемое по графику фиг.2;
Q - пропускная способность трубопровода до подачи синергетической композиции, т/сут.
Ниже приводятся примеры расчетов при применении способа в промысловых и магистральных трубопроводах, транспортирующих высокопарафинистую и сильнообводненную нефтеводогазовую смесь.
Таблица 5
Исходные данные, принятые для сравнительного расчета
№, п/п
Наименование параметра
Размерность
Значения параметров
промысловый трубопровод
магистральный трубопровод
1
Длина трубопровода
км
10
100
2
Внутренний диаметр
мм
190,25
300
3
Толщина стенки трубопровода
мм
12,7
14,2
4
Шероховатость
мм
0,06
0,08
5
Давление в начальной точке
МПа
4,0
6,0
6
Давление в конце трубопровода
МПа
3,5
4,0
7
Температура в начале трубопровода
°C
70
70
8
Температура окружающей среды
°C
4
4
9
Теплообмен трубопровода с окружающей средой:
Вт/м<sup>2</sup>°C
9.1
в воздушной среде без теплоизоляции
Вт/м<sup>2</sup>°C
113,5
113,5
9.2
водной среде без теплоизоляции
Вт/м<sup>2</sup>°C
1134,5
1134,5
9.3
в битумной изоляции
Вт/м<sup>2</sup>°C
11,34
11,34
9.4
в теплоизоляции
Вт/м<sup>2</sup>°C
1,13
1,13
10
Свойства перекачиваемой ГЖС:
10.1
плотность нефтяной фазы
г/см<sup>3</sup>
0,863
0,863
10.2
Содержание парафинов в нефти
%, масс
30
30
10.3
Плотность воды
г/см<sup>3</sup>
1,02
1,02
10.4
Относительная плотность газовой фазы по воздуху
б/р
0,87
0,67
10.5
Газосодержание пластовой нефти
м<sup>3</sup>/т
170
170
10.6
Обводненность продукции
доли
0,1
0,1
10.7
Вязкость нефтяной фазы без и с синергетической композицией
мПа*с
Закладывают диапазон изменения в зависимости от температур и типа СК по фиг.3
10.8
Скорость формирования пристенных АСПО
г/м<sup>2</sup>/ч
Закладывают значения в зависимости от выбранного типа СК по табл.1
Пример 1. Определение эффекта повышения пропускной способности промыслового трубопровода при применении описываемого способа.
Исходные данные для сравнительного расчета параметров перекачки углеводородных ГЖС по промысловому трубопроводу приведены в таблице 5.
3
Искомые параметры - пропускная способность промыслового трубопровода (м/сут) и температура t (°C) в конце трубопровода, рассчитанные до подачи синергетической композиции и при подаче синергетической композиции в поток ГЖС в начале трубопровода.
Расчет выполняют с использованием компьютерных программ типа PipeSim, Olga и др.
В таблице 6 приведены результаты выполненных с помощью программы PipeSim расчетов, из которых следует высокая эффективность предлагаемого способа промыслового трубопроводного транспорта нефтеводогазовой смеси с высоким содержанием парафинов. Кпд системы при использовании предлагаемого способа возрастает кратно.
Таблица 6
Пропускная способность промыслового трубопровода длиной 10 км и внутренним диаметром 190,25 мм при заданных перепаде давления и входной температуре
№ п/п
Давление, МПа
Температура, °C
Наличие в ГЖС синергетической композиции СК с концентрацией 0,25 мас.%
Характеристика изоляционного покрытия
Температура окружающей среды, °C
Производительность, м<sup>3</sup>/сутки
Кратность эффекта
на входе
на выходе
на входе
на выходе
1
4
3,5
70
4
0
Без теплоизоляции, в воде
4
165
1
2
4
3,5
70
4
0
Без теплоизоляции, в воздухе
4
166
1
3
4
3,5
70
4
0
Битумное покрытие
4
204
1
4
4
3,5
70
59,85
0
Теплоизоляция
4
1116
1
5
4
3,5
70
4
СК-3
Без теплоизоляции, в воде
4
373
2,26
6
4
3,5
70
4
СК-3
Без теплоизоляции, в воздухе
4
385
2,32
7
4
3,5
70
59,5
СК-3
Теплоизоляция
4
2080
1,86
8
4
3,5
70
4
СК-1
Без теплоизоляции, в воде
4
382
2,32
9
4
3,5
70
4
СК-1
Без теплоизоляции, в воздухе
4
385
2,32
10
4
3,5
70
59,94
СК-1
Теплоизоляция
4
2101
1,88
Пример 2. Определение эффекта повышения пропускной способности магистрального трубопровода при применении описываемого способа.
Исходные данные для сравнительного расчета параметров перекачки углеводородных ГЖС по магистральному трубопроводу приведены в таблице 5.
3
Искомые параметры - пропускная способность промыслового трубопровода (м/сут) и температура t (°С) в конце трубопровода, рассчитанные до подачи синергетической композиции и при подаче синергетической композиции в начале трубопровода.
Расчет выполняют в такой же последовательности, как и в первом примере.
В таблице 7 приведены результаты выполненных с помощью программы PipeSim расчетов, из которых следует высокая эффективность предлагаемого способа магистрального трубопроводного транспорта нефтеводогазовой смеси с высоким содержанием парафинов.
Таблица 7
Пропускная способность магистрального трубопровода длиной 100 км и внутренним диаметром 300 мм при заданных перепаде давления и входной температуре
№ п/п
Давление, МПа
Температура, °С
Наличие в ГЖС синергетической композиции СК с концентрацией 0,25 мас.%
Характеристика изоляционного покрытия
Температура окружающей среды, °С
Производительность, м<sup>3</sup>/сутки
Кратность эффекта
на входе
на выходе
на входе
на выходе
1
6
4
70
4
0
Без теплоизоляции, в воде
4
351
1
2
6
4
70
4
0
Без теплоизоляции, в воздухе
4
356
1
3
6
4
70
4
0
Битумное покрытие
4
364
1
4
6
4
70
19
0
Теплоизоляция
4
576
1
5
6
4
70
4
СК-3
Без теплоизоляции, в воде
4
809
2,30
6
6
4
70
4
СК-3
Без теплоизоляции, в воздухе
4
820
2,30
7
6
4
70
4
СК-3
Битумное покрытие
4
860
2,36
8
6
4
70
4
СК-1
Без теплоизоляции, в воде
4
829
2,36
9
6
4
70
4
СК1
Без теплоизоляции, в воздухе
4
830
2,33
10
6
4
70
4
СК-1
Битумное покрытие
4
875
2,40
Таким образом, при эксплуатации магистрального трубопровода кпд системы при использовании предлагаемого способа возрастает кратно.
Описываемый способ с использованием композиции СК-1 с минимальной концентрацией 0,01% испытывался в течение 101 суток на промысловом трубопроводе с внутренним диаметром 190,25×12,7 мм длиной 1450 м, проложенном без теплоизоляции по морскому дну на глубине 50-55 м, где температура воды составляет 22-26°С. Безреагентный период характеризуется сильными пульсациями, остановками и гидравлическими ударами. Период подачи синергетической композиции в трубопровод характеризуется меньшими колебаниями производительности. Средний прирост пропускной способности трубопровода при прочих равных условиях составил около 10%.