Отложение парафина на стенках нефтепровода

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением парафина, воды, паров, газа и механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к расту гидравлических сопротивлений трубопровода, что приводит к снижению значения коэф-та эф­фективности работы нефтепровода.

Основными факторами, влияющими на отложение парафина, являются:

- физико-химические свойства перекачиваемой нефти

-изменение температурного режима перекачки нефти (охлаждение) по труб-ду.

Отложение парафина вдоль нефт-да распологается неравномерно. На начальном участке, где темп-ра выше температуры начала кристализации парафина, его отложения незначительны. Далее при сни­жении температуры парафин начинает интенсивно выпадать и отложения его становятся существен­ными. Затем толщина отложений парафина по длине нефт-да уменьшится, т.к. нефть движется уже с почти постоянной температурой, примерно равной температуре окр-го грунта. Особенно интенсивно отложение парафина идет при остановках нефтепровода. Отложение парафина по сечению трубы также происходит неравномерно. В нижней части парафина откладывается меньше, чем в верхней и на боковых образующих. Это объясняется тем, что пластовая вода, содержащаяся в нефти, препят­ствует отложению парафина, а мех.примеси, попадающие в нефть, сдирают со стенок отложившийся парафин. При перекачке парафинистых нефтей иногда проводят профилактические мероприятия по предотвращению образования отложений парафина:

- термообработка (нагрев) высокопарафинистой нефти;

- разбавление высокопарафинистой нефти малопарафинистой;

- добавка к высокопарафинистой нефти специальных присадок, сжижающих нефть, т.е.уменьшаю­щих вязкость и отложение парафина на стенках труб-да.

Отложение в пониженных местах трассы нефтепровода воды и механических примесей, а в повышенных местах трассы образование скоплений газа и паров приводят также к сниже­нию эффективности работы нефтепровода.

В местах образования этих скоплений происходит сужение живого сечения трубопровода. В сужен­ных местах создается большое сопротивление, на преодоление которого расходуется значительный напор, развиваемый насосом.

- скопление паров и газов из трубопровода можно удалить ч/з вантузы, смонтированные на повы­шенных местах трассы;

- газовые скопления можно удалить также путем создания определенной скорости перекачки нефти, при которой пузырьки газа и пара захватываются ею и уносятся на конечный пункт трубопровода в резервуары.

- отложение воды и мех.примесей можно удалить из труб-да также путем создания определенной скорости перекачки нефти, при которой эти отложения бузут выноситься в резервуары (путем залпо­вой прокачки).

- для одновременного удаления отложения парафина, воды, мех.примесей и скопление газа и пара по нему пропускаются очистные устройства различного типа.

Оптимальная периодичность пропуска ОУ на том или ином участке МН зависит от следующих фак­торов:

- физико-химических свойств перекачиваемой нефти;

- температурного и гидравлического режима её перекачки по нефтепроводу;

- от конструктивной схемы прокладки нефтепровода;

- от рельефа трассы нефтепровода.

Загрязнение нефтепровода вызывает снижение пропускной способности или увеличение расходов на перекачку, причем, чем больше интервал м/ду пропусками ОУ. Оптимальная периодичность пропус­ка ОУ соответствует варианту, когда сумма дополнительных затрат от загрязнения нефтепровода и приведение затрат на пропуск ОУ будет минимальна.

Внутритрубные устройства делятся на ОУ и ВИС.

1. Пуск,прием и пропуск ВИС, ВТУ, ОУ с остановкой и без остановки НПС.

ОУ пропускают для очистки внутренней полости трубопровода по плану и с той же целью перед пропуском ВИС.

ОУ серии СКР-1, СКР-1-1, СКР-2, СКР-3.

СКР-1 с чистящими дисками стандартный.

СКР-1-1 сцепка с щетачными и чистящими дисками

СКР-2 двухсекционный с щеточными и чистящими дисками с подпружиненными щетками

СКР-3 это магнитный скребок с чистящими дисками и магнитными щетками

Внутритрубная диагностика проводится в четыре этапа:

I этап — определяются дефекты нефтепровода с помощью «профиллеимеров»(вмятины, гофры, овальности);

II этап — выявление дефектов стенки труб-да с применением ультразвуковых снарядов «Ультраскан» (царапины, трещины, расслоения);

III этап — выявление дефектов сварных швов с помощью «Магнитоскана»

IV этап — выявление пробоев сварных швов с помощью «Ультраскана»

Операции по приему, пуску и пропуску СОД производятся строго по инструкции. На период прове­дения работ разрабатываются мероприятия по пропуску СОД. Перед запуском СОД в обязательном порядке визуально проверяется степень открытия и закрытия задвижек. Полнота открытия проверя­ется по шаблону (специальные мерные линейки).

На каждый пропуск СОД должна быть разрешающая факсограмма за подписью гл.инженера ОАО МН с указанием:

- участка пропуска снаряда;

- даты пуска;

- наличие приборов обнаружения снаряда;

- минимальной и максимальной скорости продвижения снаряда;

- необходимость сопровождения бригадой ЛЭС.

Телефонограммой за подписью начальника НПС оператор НППС сообщает диспетчеру РДП о готовности к запуску снаряда. Телефонограмма отправляется только после:

- получения письменной информации от бригады ЛЭС о запасовке снаряда;

- визуальной проверки степени открытия запорной арматуры на ЛЧ и технологии НПС;

- подготовки соотв-го режима работы НПС;

- проверки работ-ти канала связи с бригадой сопровождения.