На территории Пермского края наиболее распространенным осложнением при добыче и транспортировке флюида является образование органических отложений. Формирование и уплотнение этих отложений приводит к росту давления в системе сбора, преждевременному отказу оборудования или возникновению аварий. В настоящее время актуальным направлением является цифровизация нефтепромысла, которая включает создание «цифровых двойников» реальных месторождений. Для качественного моделирования всех технологических процессов необходимо в том числе определять возможность образования органических отложений и их пространственно-временное распределение. Существующие модели парафинообразования учитывают множество параметров, в том числе температуру потока, состав и свойства нефти, давление, скорость потока и другие. Однако в ряде моделей отсутствует учет теплопроводности парафиновых отложений. На основании модели «тепловой аналогии» в статье рассмотрен процесс парафинообразования в линейном нефтепроводе. Для одного из сечений трубопровода определены относительные термические сопротивления каждого элемента его сечения при различной толщине и теплопроводности органических отложений. Показано, что для данного нефтепровода формируемые органические отложения могут стать доминирующим термическим сопротивлением, если займут 8,7 % трубопровода. Проведено моделирование образования отложений в рассматриваемом нефтепроводе при различных величинах теплопроводности. Показано, что выбор данной величины может существенно влиять на результат моделирования. Так, при изменении теплопроводности отложений на 0,05 Вт/(м∙К) изменение прогнозируемой толщины отложений достигает 20 %. Из полученных результатов можно сделать вывод, что учет и корректная оценка теплопроводности органических отложений является важной задачей при моделировании процесса их образования.
Список литературы
1. Rheological behavior and structural interpretation of waxy crude oil gels / R.F.G. Visintin [et al.] // Langmuir. – 2005. – Т. 21. – № 14. – Р. 6240–6249. - https://doi.org/10.1021/la050705k
2. Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Влияние компонентного состава нефти на теплопроводность формируемых органических отложений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 90–97. - https://doi.org/10.18799/24131830/2022/2/3299
3. A review of heat‐transfer mechanism for solid deposition from “waxy” or paraffinic mixtures / A.K. Mehrotra [et al.] // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2020. – Т. 98. – № 12. – Р. 2463–2488.
4. Sousa A.L., Matos H.A., Guerreiro L.P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – V. 9. – № 3. – P. 2091–2107. - https://doi.org/10.1007/s13202-019-0609-x
5. Effect of operating conditions on wax deposition in a laboratory flow loop characterized with DSC technique / W. Wang [et al.] // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. – 2015. – Т. 119. – № 1. – Р. 471–485. - https://doi.org/10.1007/s10973-014-3976-z
6. Arumugam S., Kasumu A.S., Mehrotra A.K. Modeling of solids deposition from «waxy» mixtures in «hot flow» and «cold flow» regimes in a pipeline operating under turbulent flow // Energy & fuels. – 2013. – Т. 27. – № 11. – Р. 6477–6490. - https://doi.org/10.1021/ef401315m
7. Ilushin P., Vyatkin K., Kozlov A. Development of an Approach for Determining the Effectiveness of Inhibition of Paraffin Deposition on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // Inventions. – 2022. – Т. 7. – № 1. – Р. 3. - https://doi.org/10.3390/inventions7010003
8. Haj-Shafiei S., Mehrotra A.K. Achieving cold flow conditions for «waxy» mixtures with minimum solid deposition //Fuel. – 2019. – Т. 235. – Р. 1092–1099. - https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.102
9. Usowicz B., Usowicz L. Thermal conductivity of soils – comparison of experimental results and estimation methods // Eurosoil 2004 Congress. – Freiburg, 2004. – 10 p.
10. Захаров А.В., Маховер С.Э. Влияние гранулометрического состава на теплопроводность песчаного грунта // Construction and Geotechnics. – 2020. – Т. 11. – № 2. – С. 19–27. - https://doi.org/10.15593/2224-9826/2020.2.02
11. Dittus F.W., Boelter L.M.K. Publications on engineering // University of California, Berkeley. – 1930. – Т. 2. – 443 р.
12. Дудин С.М., Некрасов В.О., Земенков Ю.Д. Физико-математическое моделирование технологических режимов транспорта и хранения углеводородных сред в трубопроводных системах // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2013. – № 3. – С. 53-61.
13. Лурье М.В., Чупракова Н.П. Нестационарные режимы работы «горячего» нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 3. – С. 276–283
14. Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов в нефтепереработке. – М.: Химия, 1979. - 568 с.
15. Ilyushin P.Y., Vyatkin K.A., Kozlov A.V. Development of a Method for Estimating Thermal Conductivity of Organic Deposits on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // International Journal of Engineering. – 2022. – V. 35. – No.. 6. – P. 1178-1185.
