Представлены материалы исследований влияния парафинизации стенок на теплогидравлические параметры перекачки нефти по неизотермическому участку магистрального нефтепровода диаметром 1020 мм и длиной 70 км. Приведены результаты численного моделирования, выполненного с помощью динамического CFD (computational fluid dynamics) симулятора OLGA SIS SLB в специализированном расчетном модуле для прогнозирования процессов парафинизации WAX DEPOSITION. Работа является логическим продолжением ранее проведенных исследований влияния отложений на внутренней стенке нефтепровода на его теплогидравлическую эффективность. В ходе этих исследований экспериментально подтверждены возможные положительные эффекты от наличия на внутренней поверхности трубопровода естественного защитного покрытия в виде слоя асфальтосмолопарафиновых отложений. Отличительной особенностью представленной работы является использование при моделировании динамической модели. Такая модель позволяет более точно учесть не только физические аспекты процесса в зависимости от внешних термобарических условий, но и его кинетику – посекционное изменение толщины и свойств слоя отложений во времени как в прямом, так и обратном направлении. Результаты динамического моделирования, представленные в виде временных трендов и профилей по длине, позволили численно оценить теплогидравлическую эффективность пристенного слоя отложений с учетом неизотермичности и кинетических изменений процесса. В частности, подтверждены высокие теплоизоляционные свойства слоя отложений даже при его незначительной толщине (несколько миллиметров), позволяющие кратно сократить теплопередачу и существенно повысить конечную, в том числе и среднюю по длине, температуру потока, что в свою очередь приводит к снижению средней вязкости и замедлению скорости роста отложений. Суммарный эффект от тонкого (2 мм) слоя отложений на внутренней поверхности нефтепровода диаметром 1020 мм, выраженный в существенном снижении перепада давления даже для короткого участка длиной 70 км, позволяет сделать однозначные выводы о необходимости дальнейшего изучения вопроса с целью разработки технологий и эффективных методов управления процессом парафинизации для оптимизации затрат на проведение внутритрубной очистки и ингибирование отложений как для условно холодных, так и для горячих неизотермических участков нефтепроводов.
Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект № 19-79-00233)
Список литературы
1. Особенности парафинизации неизотермических магистральных нефтепроводов для горячей перекачки высоковязких застывающих нефтей / Р.М. Каримов, Р.З. Сунагатуллин, Р.Р. Ташбулатов, М.Е. Дмитриев // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 87–91.
2. Исследования кинетики процесса парафиноотложений в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйств. – 2020. – № 11. – С. 124–127.
3. Исследование причин образования асфальтосмоло-парафиновых отложений товарной нефти в условиях эксплуатации магистральных нефтепроводов / Р.З. Сунагатуллин, Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 6. – С. 610–619.
4. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие / пер. с англ. под ред. Б. И. Соколова. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.
5. Pedersen K.S., Skovborg P., Roenningsen H.P. Wax precipitation from North Sea crude oils. 4. Thermodynamic modeling // Energy & Fuels. – 1991. – V. 5 (6). – P. 924–932.
6. Thermodynamic Model for Predicting Wax Formation in Crude Oils / J.H. Hansen, H.P. Ronningsen, K.S. Pedersen, A.A. Fredenslund // AIChE Journal. – 1988. – V. 34. – P. 1937. – 1942.
7. Lira‐Galeana C., Firoozabadi A., Prausnitz J.M. Thermodynamics of wax precipitation in petroleum mixtures // AIChE. – 1996. – V. 42. – Р. 239–248.
8. Hussein A., Zhongxin H., Kempton E.C. Flow-Assurance Aspects of Subsea Systems Design for Production of Waxy Crude Oils // SPE-103242-MS. – 2006. – DOI: https://doi.org/10.2118/103242-MS
9. Study of the Effect of Condensate Tie-back on Wax Deposition in an Indonesian Offshore Crude Oil Pipeline / HYPERLINK "javascript:;" A. Singh, H. Lee, P. Singh, HYPERLINK "javascript:;" C. Sarica // OTC-25109-MS. – 2014. – https://doi.org/10.4043/25109-MS
10. Hammani A., Ratulowski J., Countinho J.A.P. Cloud Points can we measure or model them // Petrol. Sci. Technol. – 2003. – V. 21 (3&4). – Р. 345–358.
11. Coutinho J.A.P., Daridon J.L. The limitations of the cloud point measurements techniques and the influence of the oil composition on its detection // Petrol. Sci. Technol. – 2005. – V. 23. – Р. 1113–1128.
12. Coutinho J.A.P., Pauly J., Daridon J.L. A thermodynamic model to predict wax formation in petroleum fluids // Braz. J. Chem. Eng. – 2001. – V. 18 (4). – Р. 411–422.
13. Coutinho J.A.P., Ruffier-Meray V. Experimental measurements and thermodynamic modeling of paraffinic wax formation in undercooled solutions // Ins. Eng. Chem. Res. – 1997. – V. 36. – Р. – 4977–4983.
14. Hayduk W., Minhas B.S. Wax Crystallizaition for Prediction of Molecular Diffusivities in Liquids // Can. J. Chem. Eng. – 1982. – V. 60. – Р. 295–299.
15. Wilke C.R., Chang P. Correlation of Diffusion Coefficients in Dilute Solutions // AIChE J. – 1955. – V. 1. – Р. 264–270.
16. Multiphase Flow Wax Deposition Modeling / A. Matzain, A.S. Apte, H.Q. Zhang [et al.] // Proceedings of ASME ETCE Petroleum Production Technology Symposium. 5–7 Feb. 2001. – Houston, Texas: ASME, 2001. – P. 927–937. – https://doi.org/10.1115/ETCE2001-17114
17. Pedersen K.S., Ronningsen H.P. Effect of Precipitated Wax on Viscosity. – A Model for Predicting Non-Newtonian Viscosity of Crude Oils // Energy & Fuels. – 2000. – V. 14 (1). – Р. 43–51.
18. Formation and aging of incipient thin film wax-oil gels / Probjot Singh, Ramachandran Venkatesan, H. Scott Fogler, Nagi Nagarajan // AIChE Journal. – 2000. – V. 46 (5). – Р. 1059–1074.
