СПОСОБ ОЦЕНКИ ОБЪЕМА ОТЛОЖЕНИЙ В ТРУБОПРОВОДЕ
METHOD FOR ESTIMATING THE VOLUME OF SEDIMENTS IN A PIPELINE

Изобретение относится к сфере обслуживания и эксплуатации внутрипромысловых и магистральных трубопроводов нефтегазодобывающих и трубопроводных компаний.
Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем некоторые участки трубопроводов заполняются отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонентов нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение нефтепроводов и, в конечном счете, снижают их производительность по перекачке жидкости. Эффективным средством удаления отложений является прогонка скребка в полости трубопровода, но лишь часть внутрипромысловых нефтегазопроводов ими оборудована.
Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации участков без скребкования необходимо периодически их диагностировать на содержание отложений. По результатам таких исследований трубопроводы со значительным объемом АСПО промывают органическим растворителем по приемлемой технологии, при этом объем растворителя должен в несколько раз превосходить объем отложений.
Известен способ определения объема отложений в газопроводах, основанный на присоединении к проблемному участку байпасной линии со счетчиком газа и снятия показаний с дифманометра (Сборник тезисов конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2012. - с. 405-406.) Реализация способа предназначена только для газопроводов и не дает информацию по распределению отложений в трубопроводе.
По патенту РФ на изобретение №2728011 (опубл. 28.07.2020, бюл. 22) предложено запускать в осложненный трубопровод высоковязкую жидкость и оценивать время прохождения трубопровода этим составом по показаниям двух высокоточных датчиков давления, установленных в начале и конце исследуемого трубопровода. Реализация способа осложнена тем, что необходимо готовить эмульсионный состав и использовать высокоточные датчики давления высокой стоимости.
Наиболее близким к данной заявке по техническому содержанию и решению существующей проблемы диагностики объема отложений является способ определения объема отложений (патент РФ на изобретение №2610945, опубл. 17.02.2017, бюл. 5). Согласно способу в нижней части колонны насосно-компрессорных труб скважины создают повышение температуры добываемой жидкости и по времени прихода «теплой» нефти или эмульсии судят об объеме отложений в колонне лифтовых труб. Использование данного способа для диагностики внутреннего состояния нефтепровода, перекачивающего парафинистую нефть с предварительным подогревом такой нефти, достаточно недорого и удобно. Пример такого способа перекачки нефти приведен в статье «Моделирование режимов работы сложного неизотермического трубопровода», авт. Шутов А.А., Штукатуров К.Ю., Беккер Л.М. (Нефтегазовое дело, 2004. - Том. 2. - С. 143-153). В статье приведены несколько графиков, по которым видно, что на перекачивающей станциях происходит подогрев парафинистой нефти для снижения ее вязкости и предупреждения формирования АСПО.
2
Из-за теплопроводности во время движения горячей жидкости по трубопроводу происходит теплопередача от такой жидкости не только в окружающую среду, но и в сторону находящейся впереди движения более холодной жидкости, поэтому граница жидкости с повышенной температурой как реперного носителя будет размытой, то есть плавной, а не необходимой скачкообразной формы. Использовать известную формулу 1 из данных прототипа, приведенную ниже, будет неэффективно из-за возникающей погрешности определения времени прихода «теплой жидкости» как разницу параметров U и t:
отл
V - объем отложений в трубопроводе;
λ - длина исследуемого трубопровода с отложениями;
D - внутренний диаметр трубопровода без отложений;
к - коэффициент, учитывающий адаптацию формулы для условий конкретного трубопровода;
Q - расход жидкости по трубопроводу, поддерживается постоянной величиной во время оценки объема отложений;
1
t - хронологическое время подачи горячей жидкости в трубопровод (определяется по показанию датчика температуры в начале трубопровода);
2
t - хронологическое время прихода теплой жидкости к датчику температуры в конце трубопровода.
Технической задачей по изобретению является снижение теплопередачи между холодной трубопроводной жидкостью и вводимой в трубопровод жидкости повышенной температуры, для того чтобы температурная граница между ними была в виде вертикального скачка за короткий промежуток времени.
Технический результат от применения изобретения заключается в своевременной количественной диагностике отложений в трубопроводе и выборе оптимального способа их удаления.
Поставленная техническая задача решается тем, что по способу оценки объема отложений в трубопроводе, заключающемуся в подаче в трубопровод подогретой нефти и замере времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода, согласно изобретению до подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - азот или метан в качестве разделяющего и теплоизолирующего компонента, для заполнения газом всего сечения трубопровода при его движении между жидкостями разных температур до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором, объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры
Для реализации способа необходимо оборудовать осложненный трубопровод устройствами, которые приведены на фиг. 1, где позициями обозначены: 1 - исследуемый трубопровод, 2 - отложения, 3 - задвижка в конце трубопровода, 4 - задвижка в начале трубопровода, 5 - манометр, 6 и 7 - датчики температуры соответственно в начале и конце трубопровода, 8 - компрессор, 9 - задвижка на линии подачи малорастворимого в жидкости газа, 10 - насосный агрегат типа ЦА-320, И - задвижка на линии подачи эмульсионного состава, 12 - трубопроводный насос, 13 - печь подогрева типа ПТБ-10, 14 - малорастворимый в жидкости газ, 15 - оторочки водонефтяной эмульсии с эмульгатором, 16 - жидкость с повышенной температурой, 17 - трубопроводная жидкость с низкой температурой, 18 - задвижка на отводе трубопровода с отложениями.
Датчики 6 и 7 температуры установлены на осевой линии трубопровода, а информация от них передается на монитор персонала предприятия в режиме реального времени по радиоканалу. На фиг. 2 показаны данные по датчикам 6 и 7 при осуществлении способа.
Реализацию способа рассмотрим на примере исследования внутреннего состояния нефтепровода, где по технологической необходимости уже имеется печь 13 подогрева типа ПТБ-10 или путевой подогреватель 11П-4В для периодического или сезонного подогрева высоковязкой и парафинистой нефти. Оценку объема отложений проводят в следующем порядке:
1. Нефть в печи типа ПТБ-10 нагревают до температуры 40-60°С без подачи в трубопровод 1, задвижка 4 закрыта, насос 12 в бездействии.
2. Задвижки 11и 18 открывают и в начальную часть трубопровода насосом 10 закачивают водонефтяную эмульсию с эмульгатором для создания оторочки перед газовым пузырем
3. Задвижку 11 закрывают, задвижку 9 открывают, в трубопровод с помощью компрессора 8 закачивают малорастворимый в нефти газ, например азот или метан.
4. Задвижку 9 закрывают, открывают задвижку 11 и вновь закачивают оторочку водонефтяной эмульсии с эмульгатором.
5. Задвижки 3, 4 открывают, задвижку 18 закрывают, насос 12 приводят в действие. Начинается движение нагретой до температуры 40-60°С нефти, газа и оторочек водонефтяной эмульсии с эмульгатором по трубопроводу. Время прохождения горячей нефтью зоны датчиков температуры 6 и 7 фиксируется по их показаниям в виде резкого скачка температуры до 10°С и более.
1
2
Датчик 6 температуры момент прохождения горячей нефти отмечает как резкое повышение температуры с 16 до 45°С. Это видно по фиг. 2. Скачок температуры происходит в момент времени t. Нефть с повышенной температурой проходит весь участок нефтепровода с отложениями и в момент времени t достигает датчика температуры 7, который также фиксирует повышение температуры на определенную величину (фиг. 2).
6. После закрытия задвижки 18 насосный агрегат 10 и компрессор 8 покидают зону исследования нефтепровода.
Благодаря закачке в виде двух оторочек водонефтяной эмульсии с эмульгатором до и после сжатого объема малорастворимого в жидкости газа, эмульгатор в составе этих оторочек адсорбируется на межфазной поверхности между газовым пузырем и водонефтяной эмульсией. Эмульгаторы усилят не только силу поверхностного натяжения, но и механическую прочность межфазной поверхности, что и обеспечит сохранность газа в форме газового пузыря с перекрытием всего сечения трубопровода.
Наличие газовой составляющей между трубопроводными жидкостями различной температуры снизит теплопередачу от горячей жидкости в сторону холодной жидкости в трубопроводе, благодаря этому время прохождения горячей реперной жидкости по трубопроводу будет определено с минимальной погрешностью. По формуле 1 определяется объем отложений в трубопроводе и по его величине принимается решение об удалении отложений оптимальным способом, например с использованием органического растворителя.
Технологическая эффективность использования заявленного способа заключается в восстановлении проходного сечения трубопровода с наименьшими затратами благодаря применению оптимального способа удаления отложений. Применительно к органическому растворителю будет установлено его необходимое количество, как объем отложений, умноженный на коэффициент его растворяющей способности. Сегодня данный коэффициент находится в диапазоне от трех до пяти.