Технология очистки нефтепровода "Монги-Погиби"

На стадии строительства трубопровода скребки применяют для удаления камней, строительного мусора. Для этого оптимально подходит конструкция со сравнительно плоской передней поверхностью для предотвращения перекатывания скребка через посторонние предметы, находящиеся в трубопроводе.

При заполнении или опорожнении трубопровода в конструкции скребка должен быть предусмотрен плотный затвор, обеспечивающий его эффективную работу. Опыт эксплуатации НПП показал, что после прохода одного скребка по трубопроводу небольшое количество воды снова накапливается в пониженных участках трассы. Экспериментально было обнаружено, что эффективность процесса повышается, если скребок проталкивать сухим газом (воздухом, азотом, метаном); сухой газ подберет пары воды и осушит трубопровод.

В случае ограниченности запасов воды в данной местности или невозможности ее сброса возникает необходимость возврата опрессовочной воды. Для этих целей используются двухходовые скребки, снабженные надежными уплотнениями для возможности движения в обоих направлениях вдоль оси трубопровода. Недостатком их является невысокое качество уплотнений по сравнению с одноходовыми скребками.

Скребки с коническими манжетами представляют собой конструкцию лучшего качества, которое достигается за счет использования пары или группы манжет с уплотняющим воротником на периферии каждой манжеты. Работа такого скребка эффективна при движении его только в одном направлении. Скребок с коническими манжетами гибок и надежен на сотнях километров пути с сохранением герметичности уплотнений.

Непосредственно перед или сразу же после заполнения трубопровода продуктом используют калибровочный скребок, который имеет круглую пластинку-калибр с металлической облицовкой диаметром 92,5% от внутреннего диаметра трубопровода.

С помощью калибровочных скребков из трубопровода удаляются предметы, случайно оставленные в нем, обнаруживаются места овальности труб. Регулярные его пропуски могут выявить деформацию трубопровода задолго до его разрушения. Однако калибровочные скребки не могут выявить небольшие деформации, более того, они сами могут создать гофры и царапины на исправном трубопроводе.

Этих недостатков лишен скребок-нутромер. Благодаря особенностям конструкции, контакт его металлических деталей с металлом трубопровода исключен. Однако любой дефект формы трубопровода скребком регистрируется. Благодаря коническим манжетам и корпусу малого диаметра, крупные препятствия внутри трубопровода нутромер может обходить, а надежное уплотнение обеспечивает возможность использования скребка как эффективного средства заполнения и опорожнения трубопроводов. Регулярные пропуски скребка по эксплуатирующемуся трубопроводу позволяют с небольшими затратами обновлять данные о состоянии трубопровода.

Регулярные пропуски скребков позволяют удалять и жидкостные "карманы" (вода, оставшаяся от строительства или гидростатических испытаний, или вода и конденсат, введенные в трубопровод вместе с транспортируемым продуктом из скважин, танкеров или резервуаров) и передвигать их сплошной массой к концу трубопровода для сброса. Во избежание образования взрывоопасной смеси в трубопровод перед скребком запускают азот или другой инертный газ. Кроме того, это способствует поддержанию противодавления на скребке, что является необходимым при заполнении трубопровода.

Частота пропуска скребков зависит от параметров трубопровода, физических свойств и расхода жидкости и даже от температуры и времени года. У каждого трубопровода свое значение оптимальной частоты пропуска скребков.

Поддержание в чистоте внутренней поверхности трубопровода означает удаление не только посторонних загрязнений, но и продуктов коррозии металла труб. Образование продуктов коррозии и коррозионных каверн снижает пропускную способность трубопровода, кроме того, они могут увеличиться до такой степени, что утоньшение стенок труб станет серьезной угрозой для целостности трубопровода.

Регулярный пропуск скребков со стальными щетками помогает срывать окалину и удалять ее вместе с грязью и водой. Для удаления парафинов и смолистых отложений из трубопровода эффективно применение скребков с ножами, т.к. мягкий парафин и смола склеивают проволочные щетки и препятствуют контакту проволочных концов с внутренней поверхностью трубопровода.

Если в трубопровод постоянно поступает жидкость в виде сконденсированных паров из транспортируемого газа, то надеяться полностью удалить жидкость из трубопровода скребком бессмысленно [23]. В этом случае следует пропускать трубопроводные шаровые разделители, заполненные водой или гликолем, автоматически связав частоту пропусков со временем или потерей давления в трубопроводе.

При выборе того или иного механического устройства необходимо учитывать специфику их воздействия на пристенные отложения. Это положение подтверждается опытом очистки целого ряда отечественных и зарубежных трубопроводов. В частности, ярким примером является опыт очистки трубопровода "Шаим - Тюмень", который неоднократно очищался различными устройствами с различной степенью эффективности.

Различное качество очистки полости нефтепровода "Шаим - Тюмень" было обусловлено применением очистных устройств различной конструкции [50]. Традиционно трубопровод очищался шаровыми разделителями. Анализ показал, что коэффициент эффективности работы нефтепровода после пропуска шара колеблется от 0,82 до 0,91. Это объясняется тем, что шар хорошо срезает малопрочные гелеобразные верхние слои парафина, уплотняя самые прочные, жесткие пристенные слои отложений. Расчеты показали, что эффективная толщина уплотненного пристенного слоя составляет 6 мм. Кроме того, очистка с помощью механических разделителей была сопряжена с остановкой промежуточной НПС на 200 километрах трассы для пропуска разделителя, что сказалось на экономичности перекачки нефти.

В 1974 году этот трубопровод впервые был очищен скребком. Результаты очистки показали, что при этом из трубопровода были вынесены как рыхлые, так и напрессованные слои парафина, а толщина отложений после очистки не превышала 2 мм.

В последние годы появился ряд экспериментальных работ по исследованию эффекта отрицательного давления и использование его для очистки трубопроводов. Отрицательное давление является одним из метастабильных состояний, при котором происходит растяжение жидкости с последующим ее разрывом.

Ф.Г. Велиевым и А.М. Шаммазовым экспериментально была установлена возможность [21, 103] получения отрицательных давлений в реальных гетерогенных системах. В серии лабораторно-экспериментальных исследований [103] изучалось влияние эффекта отрицательного давления на вынос скоплений воды из трубопровода. Были проведены две серии опытов при медленном (в течение 30 сек) и при быстром (0.05. сек) открытии клапана- отсекателя. При этом регистрировалось давление в трубе и определялся объем вынесенных водяных скоплений.

Результаты экспериментов показали, что при быстром раскрытии потока объем вынесенных скоплений воды возрастает примерно в 2 раза. Это дает основание считать перспективным использование эффекта отрицательных давлений в реальных трубопроводных системах для выноса скоплений различной природы.

Основным недостатком механических скребков является то, что в процессе очистки НПП неизбежно изнашивается металл стенки труб, возникают царапины и подрезы, что дополнительно уменьшает и без того незначительный остаточный ресурс трубопроводов.

Кроме того, механические средства полностью непригодны для очистки НПП переменного сечения и сложного профиля, к каким относится большинство действующих нефтепродуктопроводов.

Для очистки подобных НПП используются системы нового поколения - эластичные гельные разделители на основе гидрофильных полимеров [82]. Промышленное использование подобных систем на магистральные нефтепроводах "Нижневартовск-Усть-Балык" и "Шаим-Тюмень" позволило увеличить их пропускную способность на 7-9% и уменьшить рабочее давление [50].

Гелеобразные поршни могут равноценно выполнять большинство функций механических поршней, отличаясь при этом способностью к некоторым химическим реакциям, что позволяет закачать их непосредственно в полость трубопровода [84].

В настоящее время при обслуживании трубопроводных коммуникаций применяются гели 4 типов: гели-разделители партий нефтепродуктов, гелеобразные поршни для выноса мусора из полости трубопровода, углеводородные гели, осушающие гели.

Гельные системы обладают целым набором полезных свойств; псевдопластичностью, вязкоупругостью, когезионностью, способностью к самовосстановлению формы и уменьшению напряжений сдвига. Разделительные гели полностью предотвращают перетоки разделяемых жидкостей, тогда как при применении механических скребков не менее 1% проталкивающей жидкости проникает в проталкиваемую [84].

В работе Р. Пуритона и С. Митчела [118] показано, что разделительный поршень из геля может быть использован самостоятельно или в комбинации с механическим разделителем, в результате чего устраняется опасность застревания последнего. Кроме того, гелевые поршни высокоэффективны для удаления механических разделителей, застрявших в трубопроводе вследствие износа уплотнительных манжет или накопления впереди них мусора. Длина гелевых разделительных поршней колеблется от 60 до 600 метров.

Гелевый поршень для удаления мусора имеет другой состав и свойства, нежели разделительный. Он характеризуется высокой вязкостью и адгезионнстью к загрязняющим материалам, которые захватываются и переносятся в центральную часть гелевого поршня в процессе его движения, поэтому опасность его застревания сведена до минимума. Так как гелевые поршни легко диспергируются водой, спереди и сзади они должны быть изолированы разделительными поршнями, чтобы избежать их контакта с водой. Но даже при некотором растворении водой очистной поршень удерживает определенное количество загрязнений, тогда как при полном сохранении целостности его несущая способность возрастает в 4 раза при том же самом давлении проталкивания.

Углеводородные гели, или органогели, с использованием в качестве дисперсионной среды дизельного топлива или керосина характеризуются высокой степенью герметичности при использовании их в качестве разделителей. Органогели весьма эффективны для удаления накопившейся воды, мусора из нефтепроводов и конденсата из газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов коррозии может быть доведена до 20%, что доказано на газопроводных системах ФЛАГС и "Статпайп".

Осушающие гели на основе, например, спиртов используются для повышения эффективности осушки полости трубопроводов. Образовать гель из такого осушающего растворителя, как метанол, можно путем использования другого биодеградируемого полимера - производной целлюлозы. Применение такого геля может сократить число прогонов механических поршней.

В отечественной практике, для разделения потока различных нефтепродуктов при перекачке их по нефтепродуктопроводу переменного сечения в качестве универсальных полимеров-разделителей И.Н Порайко, П.П. Беляниновым и В.П. Соколович предложено использовать высокоэластичные упругие студни частично сшитого метилольного полиакриламида ПАА, нерастворимые в нефтепродуктах и набухающие в воде [96].

Практическая реализация полного разделения потока на магистральных трубопроводах большого диаметра и переменного сечения гельными системами была осуществлена в феврале 1981 года на конечном участке вновь построенного нефтепровода "Сургут-Полоцк" при вытеснении опрессовочной воды нефтью. При этом было сохранено полное разделение безводной нефти и опрессовочной воды на контрольном участке длиной 88 км, где наблюдалось полное вытеснение воды без следов нефти и запаха углеводородных паров.

В настоящее время к полимерным составам, применяемым в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов, предъявляются следующие требования [75]:

- высокая поверхностная и объемная активность не только в лабораторных, но и в реальных гидродинамических условиях;

- высокая технико-экономическая эффективность;

- повышенные адсорбционная и адгезионная и пониженная десорбционная способность в динамических условиях;

- ярко выраженное флокулирующее действие на коллоидно-дисперсную фазу гидрофобных сред;

- способность снижать коллоидную растворимость воды в нефти;

- способность образовывать на стенках трубопровода гидрофильный слой полимера в результате прокачки его рабочего раствора, предохраняющий поверхность металла от действия электролитов и кристаллизации пристенных отложений;

- способность сохранять и повышать эффективность действия других реагентов и деэмульгаторов,

- значительный молекулярный вес, высокая эластичность и набухаемость макромолекул,

- удовлетворительная стабильность к механической и термической деструкциям и способность создавать скользящий пограничный слой, способствующий снижению пристенного трения жидкости.

В той или иной мере вышеперечисленным требованиям удовлетворяют полиакриламид (IIAA, АМФ) и его модификация (МПАА), карбоксиметил- целлюлоза (КМЦ), полиакрилонитрил (гипан), поливиниловый спирт (ПВС).

На сегодняшний день наиболее доступна технология формирования полимерной "пробки" при использовании 1,2...1,8 %-ного МПАА с сохранением текучести в течение 3...4 суток и очистных свойств в течение 20 и 772 суток соответственно для АМФ и ПАА. Образование полимерной "пробки" на основе 1,5...7,5%-ного МПАА идет при любой положительной температуре нефти при наличии твердых осадков в присутствии доступных наполнителей (глины, песка, пемзы, древесных опилок). Продолжительность формирования нерастекаемой пробки сокращается с 3 суток до 4...6 часов при использовании 4...7,5%-ного МПАА. При нагреве 1,2 и 1,8%-ного МПАА до 45...65 °С время формирования пробки сокращается соответственно до 2 часов и до 35... 55 минут, при этом повышаются эксплуатационные свойства МПАА и сокращается его расход.

Через любое удобное время от 2 часов до 300 суток полученный разделитель вытесняют нефтяным потоком со скоростью не менее 0,2 м/с по схеме запуска скребка. Режим эксплуатации нефтепровода при этом существенно не изменяется. Прием выносимых скоплений осуществляется в отдельный резервуар в конечном пункте нефтепровода или на НПЗ.

Представляют интерес результаты промышленных испытаний, проведенных на трубопроводе, транспортирующем мангышлакскую нефть. Интенсивная внутренняя коррозия сероводородом и сульфовосстанавливающими бактериями на участках скоплении воды поставили проблему своевременного удаления жидких скоплений и механических примесей (продуктов коррозии, глины, песка), осаждающихся на внутренней поверхности трубопровода.

Пониженная прочность стенок трубопровода, подвергнутого интенсивной коррозии, не позволяла пропустить устройства механической очистки. Поэтому на опытном участке "Жетыбай-Шевченко" горячего нефтепровода "Узень-Шевченко" был использован водорастворимый ПАА с адгезионными добавками.

В результате пропуска по участку полимерной пробки длиной 25 метров из полости трубопровода было вытеснено свыше 30 т механических примесей. Однократный пропуск полимерной пробки по участку "Жетыбай-Шевченко" нефтепровода "Узень-Шевченко" позволил полностью очистить полость среднего участка и увеличить производительность всего нефтепровода на 3-7% в течение 30 суток эксплуатации и на 2 - 3% в течение 8 месяцев последующей бесперебойной работы.

Применение вязкоупругих разделителей, обладающих рядом преимуществ, может вызвать осложнения, связанные с их низкой механической прочностью. Разрушение разделителя вызывает не только некачественное разделение нефтепродуктов, но и повышение гидравлического сопротивления трубопровода в случае повышенной адгезии к внутренней поверхности трубы нерастворенного в нефтепродукте разделителя.

В связи с вышеуказанным, представляют интерес исследования Р.Я. Хайбуллина, А.М. Шаммазова и Р.Я. Шарифуллина по оценке устойчивости вязкоупругой разделительной среды в различных гидравлических режимах вытеснения [108]. По результатам лабораторных экспериментов ими было установлено, что скорость движения границы контакта нефтепродуктов и силы поверхностного натяжения в этой зоне влияют на качество вытеснения вязкой жидкости вязкоупругими разделителями.

Промышленные испытания гельных разделителей проводились и на участке нефтепровода Подкумок 11-Армавир протяженностью 234 км и диаметром 500 мм, имеющем сложный профиль в сочетании со скоплениями газа и воды с механическими примесями в повышенных и пониженных участках соответственно [88]. Разделительная пробка объемом 2,5 м³ запускалась в смесевую зону контакта дизельного топлива и автомобильного бензина. В зоне контакта нефтепродуктов наблюдался выход большого количества воды и воздуха, а также наличие механических примесей в отобранных пробах. Вытесненный из полости трубопровода объем воды составил 15 м³.

Эффективность гелей показал и опыт очистки морского газопровода ФЛЭГС перед его вводом в эксплуатацию [16]. С момента окончания его укладки на морское дно в 1978 году трубопровод оставался наполненным водой под атмосферным давлением. Лабораторные испытания и предварительные расчеты показали, что общее количество осадков в газопроводе (хлопья защитного слоя латэкса, окалина, ржавчина, шлак от проведенных сварочных работ) оценивается значением 350 т. Для очистки этого трубопровода была использована гельная смесь полимера "Кельцан-ХС" с пресной водой. Особенностью этой системы являлась ее способность к саморазрушению при достаточно длительном контакте с морской водой.

Схема очистного комплекса при средней скорости потока 0,305 м/с представляла собой комбинацию из трех порций "Кельцана-ХС", разделенных механическими модифицированными скребками, общей длиной 5490 метров и двух порций буферной жидкости в голове и хвосте очистного комплекса, каждый длиной по 610 метров. Очистной комплекс был введен в газопровод на береговом склоне Шотландии Сент-Фергюс и выведен на морском дне в северной части Северного моря через 17 суток.

Последующие гидравлические расчеты показали, что из трубопровода с помощью этой системы было извлечено около 320 т осадков. Разгрузка очистного комплекса была произведена непосредственно в море. Через несколько часов после окончания разгрузки взятые на анализ пробы воды не содержали никаких следов геля.

Гидравлические характеристики трубопровода после очистки существенно улучшились, шероховатость внутренней поверхности стенок трубопровода уменьшилась на порядок.

Еще одним достоинством гельных систем является то, что, истираясь, гели образуют па внутренней поверхности труб тонкий вязкоупругий подслой, который уменьшает шероховатость стенок труб и препятствует образованию ВТО. Поэтому в некоторых случаях используется двухстадийная очистка.

Эта схема была применена при очистке МНП "Нижневартовск-Усть- Балык" высоковязкими полимерами [77], которые, как показали исследования И.Н. Порайко и С.К. Василенко, имеют ярко выраженные очистные и антифрикционные свойства [78, 79] при малых концентрациях в потоках воды и нефти.

На первом этапе в нефтепровод непрерывно подавали 0,8%-ный водный раствор ПАА в количестве 3 г/т, в результате чего через 20 часов производительность трубопровода увеличилась на 1,2 - 1,5%.

На втором этапе были использованы высоковязкие гели 8%-ного ПАА в количестве 3,5 т. В результате пропуска гелеобразного поршня по основным и резервным ниткам нефтепровода в резервуары поступило более 800 т жидких скоплений и механических примесей в виде текучей суспензии, а на решетках фильтров НПС было обнаружено большое количество мелких предметов.

Высокого качества очистки полости нефтепровода удалось достигнуть с помощью высоковязких гелевых разделителей на участке 0 - 208 км нефтепровода "Мичуринск-Кременчуг" диаметром 729 мм [80]. При интенсивной парафинизации полости трубопровода частые пропуски механических скребков привели к спрессовыванию парафиносмолистых отложений, которые невозможно было полностью удалить известными способами [25].

Испытания проводились в ноябре, когда парафинизация полости трубопровода наиболее интенсивна. После перемешивания компонентов смесь была выдержана в течение 60 часов с образованием эластичной пробки длиной 11-12 метров. По мере продвижения пробки по нефтепроводу ее объем увеличился до 1000 м³. В дальнейшем было произведено отделение грязепарафиновой суспензии от выносимых крупных частиц повышенного объемного веса. Для этой цели выносимые скопления были пропущены по параллельной нитке на 176 - 208 км без отключения основной, по которой происходило дальнейшее движение основной массы грязепарафиновой суспензии. Крупные агломераты оседали в полости резервного трубопровода. Выпавшие скопления были удалены пропуском по лупингу резинового шара-разделителя. Вскрытие камеры пуска скребка, узла фильтра-грязеуловителя подводящих линий показало наличие большого количества (190 - 200 шт.) напрессованных парафиносмолистых дисков, шаров, эллипсоидов весом от 6 до 15 кг. В полости камеры приема скребка были обнаружены отдельные парафиновые диски диаметром до 800 мм. Прочность этих образований в начальный период была незначительна и они легко разрушались до мелких частиц на решетках фильтров и в насосных агрегатах.

На заключительном этапе испытаний через 15 суток по уже очищенному участку был пропущен резиновый шар-разделитель, который был принят в камеру скребков без парафиносмолистых отложений, что свидетельствует о высоком качестве очистки трубопровода высоковязким эластичным поршнем.

Весьма интересен и опыт еще одной очистки нефтепровода "Шаим- Тюмень", отложения на внутренней поверхности которого обладают повышенной пластичностью. Опасность разрушения МНП щеточным скребком заставила использовать для удаления парафинистых отложений полимерный гель [50]. Запуск полимера осуществлялся по общей схеме проталкивания скребка путем включения потока нефти через камеру запуска разделителя. Цилиндрическая очистная пробка длиной около 4 диаметров трубопровода из 0,36 м³ 8%-ного ПАА была сформирована после 7-8 часов движения по нефтепроводу, легко скользя через местные сопротивления трубопровода [64] со средней скоростью потока 0,84...0,85 м/с. В результате однократного пропуска очистной пробки из водорастворимого полимера было снижено давление на выкиде станции на 0,2 МПа и увеличена часовая производительность, что соответствовало изменению данных параметров после пропуска резинового шара. После прохождения полимерной пробки по участку был запущен щеточный скребок, действие которого не обеспечило заметного эффекта, что подтверждает достаточную очистку полости нефтепровода высоковязким гелем ПАА.

На второй стадии экспериментов проводилась непрерывная дозировка на прием подпорного насоса водных растворов полимеров с целью ингибирования процесса повторного образования парафиносмолистых отложений. Предварительные опыты показали, что водный раствор полиакриламидного состава оставляет на внутренней поверхности трубопровода мозаичный гидрофильный слой толщиной 0,5 - 0,8 мм. Полученная пленка удерживалась в течение продолжительного времени (около 6 мес.) последующей эксплуатации нефтепровода при пониженных потерях давления и замедлении образования парафиновых отложений, что позволило обойтись без каких-либо специальных работ по борьбе с отложениями парафина на ингибированном участке длиной около 100 км.

Проведенный обзор опубликованных научных исследований, посвященных вопросам очистки магистральных трубопроводов от ВТО различной природы, показал, что наиболее перспективными средствами очистки изношенных трубопроводных коммуникаций являются гельные полимерные системы, которые обеспечивают безопасное послойное удаление отложений и вытеснение водяных и газовых скоплений.

На основании проведенных в первой главе исследований можно сделать следующие выводы.

Существующий на сегодняшний день остаточный ресурс нефтепродуктопроводов не позволяет применять при их очистке от внутритрубных отложений и скоплений воды и газов жесткие механические скребки, травмирующие внутреннюю поверхность НПП.

Уменьшение объемов перекачки нефтепродуктов не позволяет увеличивать скорости потоков нефтепродуктов до критических величин, обеспечивающих вынос жидкостных и газовых скоплений из застойных зон рельефных участков НПП. В сложившейся ситуации наиболее перспективными средствами очистки являются органические и водорастворимые гели, способные проводить очистку НПП сложного профиля и переменного диаметра.

Используемые гельные очистные системы имеют достаточно низкую износостойкость и большую длину, что требует при их использовании применения специального оборудования для закачки их в трубопроводы.

Актуальным представляется создание гельных систем повышенной износостойкости, объединяющих достоинства как механических скребков, так и полимерных гелей, применение которых не требует использования и модернизации имеющихся узлов приема-запуска разделителей.



2. Технологическая часть

Приведенный в первой главе анализ эффективности применения различных средств очистки внутренней поверхности трубопроводов показал, что в настоящее время наблюдаются устойчиво выраженные тенденции к использованию для этой цели гельных сред на полимерной и углеводородной основе.

Для нефтепродуктопроводов (НПП), которые не образуют отложения парафинов и асфальто-смолистых веществ, обладающих наибольшей степенью адгезии к внутренней поверхности труб, гельные очистные системы представляются наиболее эффективными средствами уменьшения гидравлического сопротивления НПП и ликвидации газовых и водяных скоплений. Кроме того, гельные системы сравнительно дешевы и могут использоваться в трубопроводах переменного сечения, без устройства дополнительных камер приема-запуска разделителей. Необходимо также учитывать и современный уровень надежности НПП. Дополнительные риски и надрезы, возникающие при использовании механических средств очистки, ни в коей мере не способствуют уменьшению интенсивности отказов линейной части. Таким образом, особую актуальность приобретают задачи выбора составов и рецептуры приготовления гельных очистных устройств позволяющих получить удовлетворительное качество очистки с учётом реальных условий эксплуатации конкретных нефтепродуктопроводов.

2.1 Разработка составов и способов изготовления гельных очистных систем

С учетом высказанных выше соображений о требованиях к очистным устройствам, использующимся на современных трубопроводах, мы придерживались следующего плана проведения экспериментов по созданию рецептуры гельных очистных систем.

Основой гельного очистного устройства должен быть инертный и пожаровзрывобезопасный водорастворимый или углеводородный полимер.

Определяющими факторами, влияющими на рецептуру и порядок изготовления подобного очистного устройства, должны являться сравнительная дешевизна и доступность полимера.

Полимерное гельное устройство должно быть достаточно инертно в перекачиваемой среде, при наличии возможности одновременного регулирования продолжительности существования самой гельной среды.

И, наконец, основным требованием явилось наиболее эффективное качество очистки, уменьшающее гидравлическое сопротивление трубопровода до состояния близкого к проектному.

Для решения этой многофакторной задачи нами использовались основные положения теории планирования инженерного эксперимента, в соответствии с которыми оптимум определяется по математической модели объекта исследования [1].

В общем виде модель объекта исследования имеет вид [1]

Y=f(Х,В), (2.1)

где: Y - переменная состояния объекта исследования, (качество очистки в % относительно новых труб);

X - матрица факторов, регулируемых в процессе проведения экспериментов;

В - матрица коэффициентов.

Коэффициенты В можно интерпретировать, как коэффициенты ряда Тейлора, в который удаётся разложить функцию (2.1). В соответствии с рекомендациями [40, 52, 104, 106] и конечностью выборки полученных экспериментальных данных, нами использовался следующий вид математической модели исследования гельных очистных систем:



где b₀, b_i - оценка элементов матрицы факторов B в уравнении (2.1);

x_i - регулируемые факторы эксперимента.

В математической теории планирования инженерного эксперимента разработаны оптимальные планы получения математических моделей подобных (2.2) и использования их для поиска экстремума. Планы экстремального эксперимента реализовались нами в соответствии с концепцией последовательного анализа [1]. В соответствии с этой концепцией нами были выделены две переменные, характеризующие процесс очистки внутренней поверхности нефтепродуктопроводов: у₁ - качество очистки (в %), у₂ - стоимость гельной очистки системы (с учётом технологичности ее изготовления), определяемая ценой составляющих её ингредиентов.

Проведенные предварительные исследования ассортимента выпускаемой продукции предприятий химической промышленности России, позволили выделить наиболее перспективные для наших целей гелеобразующие полимеры:

- на водной основе: полиакриламид (ПАА);

- на углеводородной основе: синтетический каучук (СКИ-3), гуттаперча (ГС), бутил каучук (БК), бутадиеновый каучук (СКД-2), сополимер стирола с бутадиеном СКМС-30, маслонаполненный сополимер стирола с бутадиеном (АРКМ-15).

Поскольку наименее токсичным и наиболее инертным гелеобразующим полимером является ПАА, то исследования по созданию гельных систем предназначенных для очистки нефтепродуктопроводов были начаты именно с него. Рассмотрим процесс выбора оптимального состава гельной очистной системы (ГОС), основанной на использовании теории инженерного эксперимента.

Проведенный в первой главе анализ применения гельных полимеров в практике трубопроводного транспорта нефти и газа позволил нам выделить следующие значащие факторы, влияющие на очистные и вытесняющие характеристики ГОС: содержание ПАА (в массовых процентах), величина рН водного раствора, масса воды, масса сшивающего реагента, относительная длина ГОС (отношение длины гельной пробки к диаметру трубопровода).

На стадии лабораторных исследований ГОС изготавливалась следующим образом. В заранее подкисленную воду добавлялся сшивающий реагент, после чего раствор тщательно перемешивался. В приготовленную таким образом среду при непрерывном перемешивании добавлялся сухой порошок ПАА. После начала набухания полученного состава, он немедленно заливался в начальный участок лабораторного трубопровода переменного сечения и сложного профиля, где выдерживался до окончания процесса сшивания высокомолекулярных цепочек ПАА. Лабораторный трубопровод предварительно загрязнялся механическими и минеральными добавками, водой, мусором и т.д., совокупный вес и объём которых предварительно измерялся (рисунок 2.1). Вытеснение ГОС производилось как водой, так и нефтепродуктами (дизельное топливо, керосин).

О качестве вытеснения судили по соотношению веса загрязнений до и после очистки. Вес загрязнений измерялся на весах типа ВНЦ марки ВТЦ-10 с погрешностью измерения 5 ?10^-3 кг. Масса ингредиентов состава гелеобразного поршня измерялась на рычажных весах типа АДВ-200, погрешность измерений которых составляет 0,1 ? 10^-6кг.

Для определения максимальных интервалов варьирования факторов в инженерном эксперименте нами были проведены предварительные исследования. Результаты этих экспериментов показали следующее.



1 - сосуд для изготовления ГОС;

2 - экспериментальный трубопровод переменного сечения, L=6,5 м;

3 - камера ввода (запуска) ГОС;

4 - емкость для сбора вытесненных материалов;

5 - вентили.

Рисунок 2.1 - Лабораторная установка для моделирования степени вытеснения внутритрубных отложений и инородных скоплений различной природы

Водные растворы ПАА содержащие более 50% ПАА (по массе) имеют хрупкую структуру. К аналогичному результату приводит повышение концентрации сшивающего реагента свыше 20 % и увеличение концентрации ионов водорода свыше рН=5.

Как показано в первой главе работы, длины гелеобразных разделителей могут достичь нескольких километров. Снижение длины ГОС (а значит и снижение её стоимости) при неизменном качестве очистки - одна из главных составляющих поставленной выше задаче планирования эксперимента.

Принимая во внимание рекомендации, представленные в работе А.Х. Мирзаджанзаде, И.Р. Байкова, Б.В. Гейера и др. [13, 32, 83, 92], и нормативные длины существующих камер приема - запуска скребков на магистральных НПП, мы в своих исследованиях ограничили длину ГОС 30 диаметрами очищаемого нефтепродуктопровода.

Используя все вышеперечисленные допущения, окончательно формализуем нашу задачу:

- определить состав, который бы обеспечил максимальную степень очистки и вытеснения жидкостных и газовых скоплений при наименьших затратах и принятых выше допущениях по факторам.

В нашем случае, на первом этапе планирования эксперимента, это запишется как

y=b₀+b₁x₁+b₂x₂+b_зx_з+b₄x₄+b₅x₅, (2.3)

при условии

(2.4)

где x_i - содержание ПАА, величина рH, масса воды, масса сшивающего реагента, относительная длина ГОС, соответственно по индексу i;

y - экспериментальная оценка качества очистки трубопровода.

Заметим, что в уравнении (2.4) отсутствует такой фактор, как время сшивания ГОС. Это было сделано преднамеренно, так как в работе [13] доказано, что основным фактором, влияющим на продолжительность существования сшитых водорастворимых гелей, при прочих равных условиях, является продолжительность созревания геля.

Влияние этого фактора будет рассмотрено нами ниже в зависимости от конкретных особенностей очищаемых трубопроводов.

Для всех выбранных факторов по результатам предварительного эксперимента была принята следующая область существования факторов:

5%=х₁=20%; 0=x₂=5,5%; 70%=x_з=95%; 5%=x₄=15%;

2D=x₅=30D (D - диаметр трубопровода).



Для реализации этого этапа планирования эксперимента в факгорном пространстве была выбрана область варьирования относительно нулевых уровней:

Дх₁=3%; Дх₂=0,5(рН); Дх_з=3%; Дх₄=3%; Дх₅=7D.

Для определения коэффициентов уравнения регрессии (2.3) с пятью факторами необходимо провести 2⁵ экспериментов. Однако для получения достаточно точных оценок коэффициентов регрессии можно обойтись и меньшим количеством опытов плана дробного факторного эксперимента (ДФЭ), который является частью от опытов полного факторного эксперимента

Для получения оптимальной модели мною использовался план ДФЭ 2^5-2 (табл.2.1).

После вычисления коэффициентов регрессии b_i мною был проведён статистический анализ уравнения регрессии, который включает три этапа: оценку ошибки опыта, оценку значимости коэффициентов b_i, оценку адекватности модели.

Оценка ошибки опыта S²₀ производилась на основании параллельных опытов в предположении, что условие однородности дисперсии во всех точках факторного пространства выполняется [1].

Величина S²₀ оценивалась, как

где у_ок - значение переменной состояния в центре плана;

y_о - среднее значение переменной состояния в центре плана;

N_o - число опытов в центре плана.



Таблица 2.1 - Матрица планирования эксперимента для поиска оптимального состава ГОС на основе ПАА

Наименование	x1	x2	x3	х4	x15	Коэффициенты
							регрессии
Нулевой уровень	12,5%	2,75%	82,5%	10%	14D
Интервал варьирования	3%	0,5%	3%	3%	7D	bo=64,3,bt=3,3,b2=2,46, b3=2,1l,b4=-0,91,b5=l,62
Опыты			ПЛАН			Переменные
							состояния уи
	x0	x1	х2	xз	х4	х5
№1	+ 1	-1	-1	-1	-1	-1	63,8
№2	+ 1	-1	-1	+1	+ 1	-1	72,3
№3	+ 1	-1	-1	+1	+ 1	-1	64,1
№4	+ 1	+ 1	-1	+1	-1	+ 1	78,4
№5	+ 1	-1	+ 1	+ 1	-1	+ 1	81,6
№6	+ 1	+ 1	-1	-1	+ 1	+ 1	70,3
№7	+ 1	-1	+ 1	-1	+ 1	+ 1	62,3
№8	+ 1	+ 1	+ 1	+1	+ 1	- 1	76,3

Дисперсия коэффициентов регрессии оценивалась по формуле:

где N - число опытов.

Оценка значимости коэффициентов регрессии (2.3) осуществлялась по доверительному интервалу Дb_i

Дb_i=±t_c?S_bi, (2.7)

где t_c - кванитль Стьюдента (с уровнем значимости q);

S_bi - среднеквадратичное отклонение соответствующего коэффициента

регрессии. В расчёте был принят 5% уровень значимости.

Пригодность линейного уравнения регрессии для решения задачи поиска оптимального состава ГОС проверялась с помощью дисперсионного анализа, целью которого являлось сравнение оценки дисперсии S²_ад, показывающей рассеяние опытных данных переменной состояния у_и относительно тех значений переменной у_и, которые предсказаны полученным линейным уравнением регрессии и дисперсии воспроизводимости (ошибки опыта):

где f_ад=N-(N₀-1) - число степеней свободы. Адекватность проверялась оценкой

по критерию Фишера, для степеней свободы f_aд, f_o при заданном уровне значимости q.

В результате проведения лабораторных экспериментов было установлено, что наиболее адекватное уравнение регрессии, описывающее качество очистки трубопроводов гельными очистными системами, изготовленными на основе полимера ПАА, имеет следующий вид:

? = 64,3 + 3,3 ? x₁ + 2,46 ? х₂ + 2,11? x_з - 0,91 ? х₄ +1,62 ? х₅.

В результате реализации метода крутого восхождения в опыте № 9 была достигнута наивысшая степень очистки. В соответствии с этим было принято решение о постановке плана ДФЭ типа 2^5-2. По итогам этих экспериментов была получена искомая модель на основании которой было принято решение о переходе к методу крутого восхождения. Крутое восхождение оказалось эффективным - в опыте №3 была достигнута наивысшая степень очистки трубопровода от внутритрубных отложений (98,1 %).

В результате проведённых исследований было установлено, что ГОС на основе водорастворимого полимера ПАА имеет следующий оптимальный (с точки зрения качества очистки) состав:

- рН=2;

- вода - 80%;

- ПАА - 10%;

- сшиваюнщй реагент - остальное.

Предложенный состав может варьироваться за счёт изменения количества воды, в зависимости от типа используемого сшивающего реагента, в качестве которого нами были использованы 40%-ный раствор формальдегида и хромовая смесь.

Выбор того или иного типа сшивающего реагента был обусловлен тем, какие технологические средства запасовки ГОС имеются на конкретном трубопроводе, и каким временем до начала технологической операции по очистке мы располагаем.

Если времени достаточно (сутки и более), то более предпочтительна сшивка формалином, так как в этом случае достигается объёмное сшивание, в отличие от поверхностной сшивки хромовой смесью, что отрицательно сказывается на прочности ГОС.

Проведённые мною исследования ГОС, с использующих в качестве сшивающего агента хромовую смесь, показали, что такой состав является высокоэффективным средством очистки внутренней поверхности трубопроводов, к несомненным достоинствам разработанного разделителя относится быстрота его изготовления. После обработки поверхности полученной ГОС хромовой смесью, она сразу готова к употреблению. Форма разделителя после обработки сшивающим реагентом не изменяется во времени.

Времена релаксации формы ГОС в первоначальное состояние после приложения любых усилий (кроме разрывающих их структуры) составляют величины порядка 2...3 секунд.

Данный агент вполне может использоваться для очистки внутренней полости трубопровода "Монги-Погиби".

Однако в некоторых ситуациях не представляется возможным запасовать изготовленный поршень в трубопровод (отсутствует камера запуска разделителя или нет возможности приостанавливать технологические процессы транспорта нефти и газа). В этом случае в качестве сшивающего агента следует использовать формалин. Замедленная скорость сшивания, кроме увеличения прочностных свойств позволяет заливать или закачивать полученную массу в любое место трубопровода. Полученный раствор полимеризуется непосредственно в трубопроводе в течение 8-24 часов (в зависимости от температуры окружающей среды).

В РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина были проведены аналогичные исследования и для полимеров на углеводородной основе. Для углеводородных полимеров в качестве базовых структурирующих систем использовались окислительно-восстановительные инициирующие системы содержащие гидроперекись изопропилбензола (гипериз). Эти системы модифицировались добавками, для ускорения вулканизации и увеличения скорости сшивания макромолекул полимера (сера, акрилаты, стирол).

Для создания гельных систем на углеводородной основе использовалась "холодная" вулканизация эластомеров однохлористой серой, предложенная в работе Б.А. Догадкина [39]. В отличие от широко используемой "горячей" серной вулканизации процесс сшивки полимера протекает при обычной температуре, что позволяет использовать этот способ в полевых условиях непосредственно возле узлов запуска-приёма разделителей.

Предварительные эксперименты показали, что для получения прочных эластичных гелеобразных продуктов необходимо использовать растворы эластомеров в углеводородной среде, причём концентрация полимера не должна превышать 3...5% по массе. В качестве эластомеров используются каучуки общего назначения СКИ-ЗНТ, СКД, СКМС-30 АРКМ-27, СКС-ЗОАКО, СКЭПТ, а также карбоксилосодержащий каучук СКДК, получаемый коагуляцией промышленного латекса СКД-К1С.

Растворителями могут служить бензин, керосин (ТС), дизельное топливо (ДТ), нефть, а также их смеси в различных соотношениях. Однохлористую серу (S₂С1₂) удобно использовать в виде 20-30%-го раствора в том или ином растворителе.

Процесс создания и формирования гелеобразных пробок на углеводородной основе заключалось в следующем. Растворы выбранных выше полимеров и однохлористой серы в различных растворителях смешивались между собой в различных соотношениях. Затем полученная смесь заливалась в камеру ввода состава (позиция 3 рис.2.1) и выдерживалась в течение 5-30 минут, после созревания геля в течение 1-2 часов начинался процесс очистки лабораторного трубопровода (рис.2.1) при условиях, идентичных условиям вытеснения внутритрубных отложений и скоплений воды и газа в опытах с ПАА.

Результаты этих предварительных экспериментов на лабораторной установке, схема которой представлена на рис.2.1, показаны в табл.2.2.

Однако в процессе проведения описываемых экспериментов испытующие столкнулись с таким крайне неприятным фактором, как чрезвычайно высокая адгезия получаемого геля к внутренней поверхности трубопровода. В частности, если в качестве камеры запуска (рис.2.1) использовалась обыкновенная металлическая труба, то гели настолько прочно прилипали к ее внутренней поверхности, что при создании необходимого градиента давления, соответствующего давлению разделителя, происходил пробой тела геля. Очевидно, что подобное свойство углеводородных гелей полностью исключало возможность их промышленного использования.

В связи с этим был проведен комплекс дополнительных экспериментальных исследований по изучению влияния различных добавок на адгезионные свойства гелей на углеводородной основе. Был использован ряд добавок, которые могли бы снизить прилипаемость гелей. Итак, введение в раствор полимера поверхностно-активного компонента ОП-7 в количестве

Таблица 2.2 - Рецептура гельных очистных систем на основе углеводородных полимеров (на стадии предварительных экспериментов)

№ п/п	Полимер % масс	S2C12, % масс	Растворитель, % масс	Время гелеобр., мин.	Характеристика геля*** (визуальная)
1	СКИ-3(3,0)	1,0	Бензин (96,0)	5	Однородный липкий текучий
2	СКИ-3(5,0)	0,5	ДТ (94,5)	5	Однородный липкий вязкий
3	СКИ-3(5,0)	0,5	ТС (94,5)	5	Однородный липкий вязкий
4	СКИ-3(5,0)	1,0	Нефть (94,0)	10	Однородный липкий эластичный
5	СКС-30(5,0)	0,7	ДТ (94,3 )	5	Однородный липкий эластичный
6	СКС-30(4,0)	0,4	ДТ (94,6)	5	Однородный липкий текучий
7	СКД(5,0)	0,5	Бензин (94,5)	5	Однородный липкий эластичный
8	СКМС-30(5,0)	0,6	ДТ (94,4)	8	Однородный липкий эластичный
9	АРКИ-27(5,0)	0,7	ДТ (94,3)	5	Однородный липкий эластичный
10	СКЭПТ(5,0)	0,5	ТС (94,5)	2 суток	Однородный липкий хрупкий
11	СКЭПТ(5,0)	0,5	ДТ (94,5)	2 суток	Однородный липкий хрупкий
12	СКДК(5,0)	0,5	ТС (94,5)	30	Однородный нелипкий хрупкий
13	СКДК(5,0)	5,0*	ДТ (90,0)	Мгновенно	Однородный** нелипкий эласт.
14	ОП-2А(8,0)	-	ДТ (91,3)	60-120	Однородный жёсткий.
15	ОП-2А(3,0)	-	ДТ (96,8)	60-120	Однородный текучий

*- структурирование производится ЦИАТИМ-339;

**- в процессе структурирования необходимо интенсивное перемешивание;

***- плотность геля на 0,02 г/см больше, чем растворителя.

0,5-5,0% по массе способствовало некоторому снижению липкости, а также стабилизировало систему. Присутствие воды и аминов (-1,0% масс) препятствует гелеобразованию вследствие быстрого химического взаимодействия этих компонентов с однохлористой серой. Минеральные наполнители (окись кальция, аэросил, силикагель), а также парафин на прилипаемость практически не влияли (табл.2.3).

Для уменьшения липкости в систему вводились также полимерные наполнители (резиновая крошка, вальцованная резина, пенорезина), однако, значительно снизить прилипаемость гелей этим способом не удалось, тогда как прочностные характеристики ухудшались.

Таблица 2.3 - Исследование влияния модифицирующих добавок на адгезию углеводородных гелей к внутренней поверхности камер приема-запуска разделителей



Существовала также проблема недостаточной прочности и эластичности углеводородных гелей. Эту проблему удалось решить путем введения в состав гелей добавок нефтей и битумов. Так, например, добавка 30-50% нефти в раствор эластомеров не только стабилизирует гель, но значительно повышает его прочность и эластичность. Не менее эффективные результаты удалось получить и на чистой нефти (как растворителе). Адгезия таких систем к внутренней поверхности камеры запуска также ниже, чем без модификации.

Введение в рецептуру добавки строительного битума в количестве 10... 15% по массе позволяет получить прочные, эластичные гели, имеющие реологические характеристики, удовлетворяющие требованиям, предъявляемым к пробкам. При этом технология приготовления таких гелей практически не меняется, битум вводится в систему в виде 40%-ного раствора, например, в дизельном топливе, который легко совмещается с раствором полимера.

Следует учитывать, что в случае использования в качестве полимерного компонента карбоксилсодержащего каучука СКДК, процесс гелеобразования однохлористой серой замедляется, в среднем до 25-30 мин, а полученный гель практически не прилипает к поверхности камеры запуска. Однако, как показали эксперименты, полученные ГОС обладают в данном случае низкой механической прочностью.

На основе этих наблюдений мы предположили, что использование смешанной полимерной основы, состоящей как из нефункционализированных эластомеров типа СКИ-ЗНТ и СКС-30 АКО, так и карбоксилосодержащего каучука СКДК приведет к снижению липкости получаемых гелей. Растворы полимеров смешивались в различных соотношениях (СКИ-3: СКДК = 1:4,1:1,4:1) при неизменном общем содержании полимеров в растворе (5,0% масс). В систему вводился битум в количестве 10... 15% по массе. Во всех случаях получаются гелеобразные эластичные продукты, для которых наблюдается следующая зависимость: чем больше содержание СКИ-3 или выше адгезия к стенкам трубопровода, чем больше СКДК, тем ниже прочность.

Еще одним способом получения углеводородных гелей рассмотренным на стадии предварительных экспериментов явилось структурирвание карбоксилосодержащих полимеров, например, каучука СКДК, алкилтиофенолятом бария (присадка ЦИАТИМ-339). Оптимальное количество полимера в этом случае составляет 5,0% по массе, количество структурирующего агента может колебаться в широких пределах (1,0...5,0% по массе), в зависимости от желаемой вязкости и прочности конечного продукта. Лучшие результаты получены при соотношении каучук: ЦИАТИМ 339=1:1 (табл.2.2). В этом случае получается прочный, эластичный гель, практически не прилипающий к стеклянной и металлической поверхности.

Процесс получения таких гелей в принципе не отличается от вышеописанного структурирования однохлористой серой. Однако существенной особенностью этого процесса является очень высокая скорость гелеобразования, практически гелеобразование протекает мгновенно при введении раствора сшивающего агента в раствор полимера. Это усложняет технологию получения однородных гелей, поскольку не всегда удается равномерно распределить структурирующий агент по всему объему полимерной части. В результате могут образоваться жесткие комки геля, плавающие в неструктурированном растворе полимера. Такие неоднородные продукты не могут использоваться в качестве пробок. Для равномерного смешения компонентов необходимы мощные и надежные перемешивающие устройства, которые не всегда доступны в полевых условиях. К недостатку таких систем относится также их способность к "проседанию" в объеме трубы, растяжению в виде "языка" при действии давления, образованию пустот при перегрузке из емкости в очищаемую трубу. Существует также проблема производства исходного сырья, поскольку каучук СКДК не является промышленным продуктом, коагуляция промышленного латекса СКД-1С производится в условиях опытного производства.

Еще один тип органогелей, который был разработан, основан на структурировании растворов алюминиевых солей карбоновых кислот различными полимерами (табл.2.2). Эти гели относительно легко образуются при перемешивании структурообразователей с углеводородным растворителем в течение 1,5...2 часов (при комнатной температуре) и некоторого созревания в течение последующих 3...5 часов. Они могут изготавливаться в любом растворителе от бензина до нефти.

Описанные выше предварительные эксперименты позволили перейти к работам по созданию оптимальной рецептуры гельных очистных систем на углеводородной основе.

В качестве переменных состояния объектов исследования выступали качество очистки лабораторного трубопровода и стоимость очистки. В качестве регулируемых факторов эксперимента выступали: x₁ - масса углеводородного полимера, х₂ - количество сшивающего реагента, х₃ - растворитель, х₄ - наполнитель, х₅ - длина ГОС.

Эксперименты проводились на стенде схема, которого представлена на рис.2.1. Методика проведения эксперимента в лабораторных условиях заключалась в следующем.

В емкость 1 (рис.2.1) помещался раствор полимера, затем вводились модифицирующие добавки (табл.2.3), затем при перемешивании добавлялся раствор S₂Сl2- Полученная смесь немедленно вливалась в предварительно снятую и вертикально установленную камеру запуска 3 (рис.2.1). После полимеризации смеси (1...2 часа) камера запуска (на фланцах) устанавливалась в прежнее положение и производилась очистка предварительно загрязнённого лабораторного трубопроводного стенда.