УДК 622.27

DOI 10.24411/2413-046Х-2020-10509

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В СИСТЕМЕ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ

FEASIBILITY STUDY FOR THE IMPLEMENTATION OF A COMPREHENSIVE TECHNOLOGY TO COMBAT COMPLICATIONS IN THE OIL COLLECTION AND TRANSPORTATION SYSTEM

Козлов Антон Вадимович, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь

Вотинова Алена Олеговна, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь

Kozlov A.V., anton.kozlov@girngm.ru

Votinova A.O., votinova_alena@mail.ru

Аннотация. В данной работе рассмотрена проблема возникновения комплексных осложнений, состоящих из образования органических отложений и высоковязких эмульсий (ВВЭ) в линейных трубопроводах при перекачке флюида, характеризующегося высоким содержанием асфальтено-смолистых веществ и парафинов. Предложена комплексная технология, включающая в себя дозирование ингибитора через блок подачи реагента и путевой подогрев перекачиваемого флюида, позволяющая снизить интенсивность образования органических отложений и предотвратить образование ВВЭ. Проведены лабораторные исследования, подтверждающие высокую технологическую эффективность предлагаемой технологии, и представлены результаты сравнения накопленных затрат при внедрении предлагаемой технологии и текущего состояния на рассматриваемом трубопроводе, а именно проведение промывочных мероприятий с помощью рабочего агента, в качестве которого выступает горячая вода с добавлением углеводородного растворителя.

Summary. In this paper, we consider the problem of complex complications, consisting of the formation of organic deposits and high-viscosity emulsions (HVE) in linear pipelines when pumping a fluid characterized by a high content of asphaltene-resinous substances and paraffins. A complex technology has been proposed, which includes dosing of the inhibitor through the reagent supply unit and path heating of the pumped fluid, which allows reducing the intensity of organic deposits formation and preventing the formation of HVE. Laboratory studies confirming the high technological efficiency of the proposed technology have been carried out, and the results of comparing the accumulated costs of implementing the proposed technology and the current state of the pipeline in question, namely, carrying out flushing activities using a working agent, which is hot water with the addition of a hydrocarbon solvent, are presented.

Ключевые слова: осложнения при сборе нефти, технологическая эффективность, высоковязкие эмульсии, асфальтосмолопарафиновые отложения, комплексные технологии.

Key words: complications in the collection of oil, technological efficiency, high-viscosity emulsions, asphalt-tar-paraffin deposits, accumulated costs.

1. Введение

Основным способом транспортировки углеводородов на территории Российской Федерации, которым транспортируется около 95% добываемых флюидов, является трубопроводный транспорт [1]. Однако в использовании трубопроводного транспорта есть свои достоинства и недостатки. Одним из серьезных недостатков является образование органических отложений, в частности асфальтосмолопрафиновых отложений (АСПО), представляющих собой углеводородные отложения, которые не растворяются и не диспергируются сырой нефтью при нормальных условиях [2].

Причиной практически каждой пятой аварии на линейных трубопроводах является образование АСПО, а именно рост объема органических отложений внутри трубопровода и, как следствие, уменьшения гидравлического радиуса и повышения давления в трубопроводе. При борьбе с данными отложениями наиболее серьезными проблемами являются выбор наиболее рациональных и оптимальных методов и средств борьбы с образующимися отложениями, повышение эффективности очистки и снижение экономических затрат на их проведение [3].

Различные методы борьбы с АСПО применяются при различных технологических условиях добычи или физико-химических и реологических свойствах добываемого флюида. Существуют различные методы борьбы с данными отложениями в трубопроводах, причем обычно их дифференцируют на две группы методов: предупреждение образования АСПО и удаление существующих отложений. К первой группе методов относятся: технологии химизации (применение реагентов-ингибиторов, деэмульгаторов и т.д.), применение гладких (защитных) покрытий, воздействие физических полей (магнитного, ультразвукового, электрического, вибрационного, акустического), тепловые методы (применение путевых подогревателей, греющих кабелей) [4]. Ко второй группе методов относятся: тепловые методы (промывочные мероприятия горячей водой, нефтью или моющими составами), механические методы (применение различных видов скребков), химические методы (применение углеводородных растворителей) [5]. Наиболее перспективными из представленных методов являются технологии химизации с целью предотвращения образования органических отложений в линейных трубопроводах.

Однако необходимо отметить тот факт, что как только температура перекачиваемой жидкости в трубопроводе опускается ниже температуры начала кристаллизации парафина (ТНКП) и кристаллы парафина, образовавшиеся в потоке перекачиваемой нефти, начинают осаждаться, поведение флюида начинает отклоняться от ньютоновского течения к неньютоновскому [6, 7]. Так же на основании данных, приведенных в работах [8-10] можно отметить, что процесс образования водонефтяных эмульсий зависит от температуры перекачиваемого флюида, исходной вязкости, содержания во флюиде асфальтено-смолистых веществ (АСВ), парафинов и водной фазы. Из приведенных выше фактов следует, что образование органических отложений в трубопроводах при транспортировке тяжелых нефтей с высоким содержанием парафинов и АСВ так же ведет к интенсификации повышения вязкости и образованию ВВЭ. Так же стоит отметить, что интенсивность образования органических отложений увеличивается при образовании в трубопроводе ВВЭ ввиду снижения скорости потока флюида и включения в объем отложения эмульгированной воды [11, 12]. Данный факт подтверждается тем, что на территории Пермского края самыми распространенными осложнениями при транспортировке флюидов линейными трубопроводами являются образование АСПО и ВВЭ.

При борьбе с высоковязкими эмульсиями так же существует два направления: предупреждение образования ВВЭ или разрушение образовавшихся эмульсий. К первому направлению можно отнести последовательную откачку нефти и воды, нагрев добываемой продукции, разбавление перекачиваемой продукции маловязкой нефтью, применение технологий химизации (применение органических растворителей или деэмульгаторов) [13, 14]. Ко второму направлению относятся технологии подачи деэмульгатора и теплового нагрева образованной эмульсии, воздействие физических полей (магнитного, акустического, вибрационного) [15, 16]. Так же стоит отметить, что у всех представленных выше методов борьбы с осложнениями есть определенные условия, при которых целесообразно их применение.

Принимая во внимание тот факт, что на территории Пермского края встречаются месторождения, где существует необходимость одновременной борьбы как с образованием АСПО в трубопроводе, так и с образованием ВВЭ, можно заключить, что необходимо внедрение комплексных технологий, позволяющих эффективно бороться со всеми рассматриваемыми осложнениями. В данной работе представлено технико-экономическое обоснование внедрения комплексной технологии дозирования ингибитора при одновременном подогреве транспортируемого флюида для трубопровода «N» месторождения «Z», а так же сравнение внедрения данной комплексной технологии и ее составляющих по отдельности.

2. Обоснование необходимости внедрения комплексной технологии борьбы с осложнениями на рассматриваемом технологическом объекте

Для месторождения «Z» характерны нефти, обладающие высокой вязкостью (11,54-20,03 мм²/с), высокой плотностью (861-877 кг/м³), малым содержанием светлых фракций и высоким содержанием смол (31,15 %) и парафинов (3,18 %). На рисунке 1 приведена статистика проведенных промывочных мероприятий на данном трубопроводе с 2017 по 2019 гг.

Анализируя данный рисунок, можно заключить, что на данном трубопроводе регулярно проводятся промывочные мероприятия. Исходя из промысловой информации, можно отметить, что данные очистные мероприятия проводятся горячей водой с применением углеводородного растворителя. Данный факт, а также наличие пиков количества очистных мероприятий в зимние и весенние месяцы года означают, что на данном трубопроводе существует проблема образования АСПО, а применение текущей технологии борьбы является неэффективной ввиду наличия значительных экономических затрат и низкого значения межочистного периода. Экономические затраты на проведения очистных мероприятий складываются из высокой стоимости растворяющего агента и необходимости остановки трубопровода на время проведения очистного мероприятия. Средняя стоимость проведения одного очистного мероприятия составляет 4 у.е.

Внедрение предлагаемой комплексной технологии дозирования ингибитора при одновременном подогреве транспортируемого флюида позволит эффективно бороться как с образованием АСПО, так и с повышением вязкости перекачиваемого флюида, вызванным образованием ВВЭ. Технологический эффект от внедрения технологии химизации, а именно реагентов-ингибиторов АСПО обусловлен тем, что данные химические вещества – это зачастую агенты смачивающего действия, обладающие деэмульгирующим действием и способные к адсорбции на металлической поверхности с постоянно возобновляемой и устойчивой ее гидрофилизацией по пленочному механизму. Это локализует фрагменты АСПО непосредственно в потоке жидкости без устойчивого отложения на металлической поверхности. Так же данные реагенты могут быть диспергирующего, модификационного или депрессионного действия, что также позволит им уменьшать интенсивность образования органических отложений за счет воздействия на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти, снижения склонности кристаллов к объединению и присоединению к стенкам трубы или адсорбции на кристаллах парафина, что затруднит способность последних к агрегации и накоплению. Внедрение технологии путевого подогревания транспортируемого флюида позволяет бороться с осложнениями, возникающими в данном трубопроводе за счет нагревания перекачиваемого флюида, что позволит временно предотвратить или снизить интенсивность образование АСПО, разрушить или уменьшить вязкость образованной водонефтяной эмульсии. Увеличение технологического эффекта от внедрения комплексной технологии, состоящей из дозирования реагента-ингибитора и путевого подогрева перекачиваемого флюида, обусловлено увеличением эффективности применения ингибитора АСПО ввиду роста интенсивности межмолекулярного взаимодействия, заключающегося в увеличении числа водородных связей с ростом температуры флюида. Снижение интенсивности образования АСПО предотвратит изменения реологических параметров рассматриваемого флюида ввиду отсутствия выделения дисперсной фазы. Так же дозирование в сырую нефть ингибиторов АСПО способно снизить динамическую вязкость сырой нефти, что повлияет на реологические свойства образовываемой этой нефтью водонефтяной эмульсии.

3. Методы проведения лабораторных исследований

Для оценки технологической эффективности внедрения технологии дозирования ингибиторов АСПО с целью предотвращения образования органических осложнений были проведены лабораторные исследования по изучению изменения интенсивности образования органических отложений при дозировании реагентов-ингибиторов и изменении параметров проведения исследований. Данные лабораторные исследования проводились на установке «Холодного стержня», представленной на рисунке 2.

Данная лабораторная установка основана на принципе обращённого трубопровода. При проведении лабораторных исследований использовалась методика, опубликованная ранее в работе [17]. В настоящей работе рассматривалось три различных реагента – ингибитора: ФЛЭК-ИП-106, ЭФРИЛ-ИПО417M марка DP, СНПХ-7909. Эффективность данных реагентов оценивалась при трех различных концентрациях (200, 300 и 400 г/т) в диапазоне температур от 20 до 50 . По результатам проведенных лабораторных исследований была рассчитана удельная ингибирующая способность рассматриваемых реагентов. Данная характеристика определялась по выражению (1).

где: К — удельная ингибирующая способность, %; И₁ — интенсивность образования АСПО после добавления ингибитора АСПО, %; И₂ — интенсивность образования АСПО до добавления ингибитора АСПО, %.

Для определения технологической эффективности внедрения путевого подогрева перекачиваемой продукции проведены лабораторные исследования по изучению изменения реологических свойств рассматриваемого флюида. Реологические исследования транспортируемых водонефтяных эмульсий выполнялись на балансовых смесях нефтей и вод рассматриваемого месторождения, приготовленных из проб флюида, отобранного с исследуемого площадного объекта. Лабораторные исследования проводились на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1, представленном на рисунке 3, при температурах от 5 до 40.

4. Определения технологической эффективности комплексной технологии с применением лабораторных исследований

Технологическая эффективность от внедрения технологии дозирования реагента-ингибитора определялась по методике, представленной в п. 3. Результаты проведения лабораторных исследований представлены на рисунке 4.

Анализируя данные рисунки, можно отметить, что удельная эффективность рассматриваемых ингибиторов кратно увеличивается при нагревании исследуемой пробы нефти и увеличении концентрации ингибитора. Так же необходимо отметить малую, а иногда и отрицательную эффективность применение данных реагентов при низких температурах даже с учетом высокой концентрации. Наибольшая удельная эффективность отмечена при исследовании реагента-ингибитора СНПХ-7909 концентрации 400 г/т при температуре 50 .

Определение технологической эффективности внедрения путевого подогревателя за счет снижения вязкости перекачиваемой продукции проводилось по методике, представленной в п. 3. Результаты определения реологических свойств рассматриваемого флюида представлены в таблице 1.

Анализируя данные из представленной таблицы, можно сказать, что вязкость рассматриваемой пробы значительным образом снижается с увеличением температуры. Так же стоит отметить, что динамическая вязкость достигает наибольшего значения при объемной обводненности перекачиваемого флюида 60 %. Так же можно заметить, что наименьшее значение динамической вязкости водонефтяной эмульсии при температуре 50  составляет 2,3 мПа·с, которое достигается при обводненности 80 %, а наибольшее значение динамической вязкости водонефтяной эмульсии достигается при температуре 5  при обводненности 70 % и составляет 4258 мПа·с.

5. Экономическое обоснование внедрения предлагаемой технологии

При внедрении комплексной технологии необходимо оценивать не только технологическую эффективность и фактическую необходимость внедрения технологии, но и оценивать экономические затраты на ее внедрение. В данной работе сравнивались накопленные затраты на борьбу с комплексными осложнениями в рассматриваемом трубопроводе при внедрении на данном трубопроводе в 2017 году предлагаемой комплексной технологии и проведении регулярных промывочных мероприятий, представленных на рисунке 1. При оценке накопленных затрат по внедрению предлагаемой комплексной технологии оценивались капитальные затраты на приобретение, монтаж и пуско-наладочные работы путевого подогревателя и блока дозирования реагента, операционные затраты на электроэнергию, технологическое обслуживание оборудования и амортизационные отчисления. Так же при оценке накопленных затрат учитывалась стоимость приобретения, доставки и заправки реагента-ингибитора в блок подачи реагента. На основании проведенных лабораторных исследований оптимальной температурой подогрева перекачиваемого флюида считается 40 . Предлагается дозирование реагента-ингибитора «ЭФРИЛ-ИПО417M марка DP» с концентрацией 300 г/т. В период с 2017 до 2019 года накопленные затраты на внедрение рассматриваемой технологии сравниваются с затратами, приходящимися на проведение очистных мероприятий на рассматриваемом трубопроводе. Данные затраты складываются из приобретения, доставки, закачки теплоносителя (горячая вода) и углеводородного растворителя. В период с 2019 до 2025 года приводится сравнение линейных прогнозов по изменению накопленных затрат на внедрение рассматриваемой технологии и дальнейшее проведения очистных мероприятий. График изменения накопленных затрат по рассматриваемым технологиям приведен на рисунке 5.

6. Результаты

Оценивая технологическую эффективность применения рассматриваемой комплексной технологии, стоит отметить, что, несмотря на высокую технологическую эффективность внедрения технологии подогрева перекачиваемого флюида, данная технология создает «временный» эффект, вызванный отдалением места, в котором флюид достигнет ТНКП, что приведет к началу образования АСПО и повышения вязкости флюида. Данный факт подтверждается исследованиями, проведенными в работе [18]. Так же, внедрение технологии дозирования ингибитора не представляется технологически эффективной ввиду низких значений эффективности рассматриваемой технологии при низких температурах. Анализируя все вышесказанное, можно сделать вывод, что внедрение составляющих рассматриваемой комплексной технологии по отдельности не представляется технологически эффективным. Внедрение комплексной технологии рекомендуется при подогреве перекачиваемой жидкости до температуры 40  и дозировании реагента-ингибитора ЭФРИЛ-ИПО417M марка DP концентрацией 300 г/т. Данная температура обоснована снижением темпа изменения динамической вязкости рассматриваемого флюида и незначительным приростом удельной ингибирующей способности реагента-ингибитора с ростом температуры выше 40 . Реагент-ингибитор «ЭФРИЛ-ИПО417M марка DP» выбран ввиду наличия наибольшей эффективности при проведении лабораторных исследований, а заданная концентрация является оптимальной так как повышение концентрации при заданной температуре не дало значительного увеличения удельной ингибирующей способности.

Анализируя график, представленный на рисунке 5, можно отметить, что предлагаемая комплексная технология обладает высокими капитальными затратами, однако операционные затраты являются относительно невысокими, по сравнению с проведением промывочных мероприятий углеводородными растворителями. Таким образом, несмотря на высокие капитальные затраты при внедрении предлагаемой технологии, накопленные затраты при проведении очистных мероприятий горячей водой с углеводородными растворителями превысят накопленные затраты по предлагаемой технологии по прошествии 3.5 лет. Причем по прошествии 7 лет накопленные затраты на внедрение предлагаемой технологии превышают затраты на проведения очистных мероприятий на 26,7 %.

7. Заключение

На основании анализа промысловых данных и научной литературы был сделан вывод о наличии комплексной проблемы образования органических отложений и высоковязких эмульсий в трубопроводе «N» месторождения «Z». Анализируя результаты ранее проведенных лабораторных исследований по определению технологической эффективности предлагаемой комплексной технологии и исследования, приведенные в научной литературе, можно заключить, что внедрение компонентов предлагаемой комплексной технологии отдельно не представляется целесообразным ввиду резкого снижения их технологической эффективности. С экономической точки зрения, накопленные затраты на внедрение предлагаемой комплексной технологии станут меньше накопленных затрат на проведение очистных мероприятий с применением в качестве теплоносителя горячей воды с углеводородным растворителем через 3 года и 5 месяцев. 

Литература

1. П.Ю. Илюшин, А.В. Лекомцев, Т.С. Ладейщикова, Р.М. Рахимзянов. Оценка эффективности метода «холодный поток» в борьбе с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями //Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 18. – №. 1. – С. 53.
2. Towler B. F., Jaripatke O., Mokhatab S. Experimental investigations of the mitigation of paraffin wax deposition in crude oil using chemical additives //Petroleum Science and Technology. – 2011. – Т. 29. – №. 5. – С. 468-483.
3. Хасанова К.И., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Повышение эффективности применения средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2013. №3.
4. Акрамов Т. Ф., Яркеева Н. Р. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти //Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – №. 4. – С. 67-72.
5. Иванова Л. В., Буров Е. А., Кошелев В. Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения //Сетевое издание «Нефтегазовое дело». – 2011. – №. 1. – С. 268-284.
6. Rønningsen H. P. Rheology of petroleum fluids //Annual Transactions of the Nordic Rheology Society. – 2012. – Т. 20. – С. 11-18
7. Li H., Zhang J. Viscosity prediction of non-Newtonian waxy crude heated at various temperatures //Petroleum science and technology. – 2014. – Т. 32. – №. 5. – С. 521-526.
8. Литвинец И. В., Небогина Н. А., Прозорова И. В. Формирование асфальтосмолопарафиновых отложений в эмульсиях высокопарафинистых нефтей //Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология. – 2017. – №. 4.
9. Вяткин, К. А., Д. Ю. Соловьев, Ю. А. Баранова, and Т. С. Ладейщикова. «Исследование реологических свойств водонефтяных эмульсий и их применение в гидравлических расчетах.» Master’s Journal 2 (2015): 146-155.
10. Шарифуллин А. В., Хуснуллин Р. Р., Шарифуллин В. Н., Байбекова Л. Р. Особенности турбулентного течения нефтяных эмульсий // Вестник Казанского технологического университета. 2013. №21.
11. Lei Y., Han S., Zhang J. Effect of the dispersion degree of asphaltene on wax deposition in crude oil under static conditions // Fuel processing technology. – 2016. – V. 146. – P. 20-28.
12. Прозорова И. В., Кирбижекова Е. В., Юдина Н. В. Влияние температуры и степени обводнённости нефти на состав асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. – 2011. – №. 3. – С. 18-21.
13. Майер А.В., Магомедшерифов Н.И., Валеев М.Д. Технология снижения вязкости обводненной нефти в промысловых трубопроводах //Известия Высших учебных заведений «Нефть и газ». – 2017. – №. 3. – С. 49-53.
14. Матиев К.И., Агазаде А.Д., Алсафарова М.Э., Акберова А.Ф. Подбор эффективного деэмульгатора для разрушения водонефтяной эмульсии и исследования по определению совместимости c базовым деэмульгатором //  НАУЧНЫЕ ТРУДЫ НИПИ НЕФТЕГАЗ ГНКАР. – 2018. – №1. – С. 75-82.
15. Лоскутова Ю. В., Юдина Н. В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей //Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2006. – Т. 309. – №. 4.
16. Васильев Н. И. и др. Повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии акустическим воздействием //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – №. 2. – С. 47-49.
17. Вяткин К. А., Козлов А. В. Изучение, влияющих на интенсивность парафинообразования факторов в лабораторных условиях // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2019. – Т. 1. – С. 96-98
18. П.А. Ревель-Муроз, Н.Р. Гильмутдинов, М.Е. Дмитриев, Б.Н. Мастобаев Использование асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве тепловой и антикоррозионной изоляции нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2016. №3.