В настоящее время основным методом транспортировки нефти и других углеводородов является трубопроводный транспорт, на который приходится около 95 % транспортируемых флюидов [1]. Однако при транспортировке добываемой продукции нередко возникают различные осложнения. Одним из наиболее часто встречающихся осложнений является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) [2].
Образование данных органических отложений в линейных трубопроводах приводит к уменьшению гидравлического радиуса, а следственно и повышению давления в трубопроводе, что влечет за собой необходимость проведения очистных мероприятий с целью удаления образовавшихся отложений [3]. Временной интервал между такими мероприятиями называется межочистной период (МОП). Данная величина является важным технологическим параметром эксплуатации трубопровода и характеризует эффективность его работы.
При работе трубопровода актуальной технологической задачей является возможность прогнозирования изменения МОП. Причины изменения данной величины могут быть различными, но наибольшее влияние оказывает перемена интенсивности образования АСПО. При прогнозировании изменения МОП необходимо учитывать тот факт, что интенсивность образования органических отложений зависит от различных технологических и физических факторов.
Основными факторами, влияющими на образование АСПО в линейном трубопроводе, является температура транспортировки нефти, состав флюида, скорость его движения и шероховатость внутренней стенки [4]. С увеличением скорости движения флюида интенсивность образования АСПО уменьшается ввиду срывания образовавшихся отложений потоком жидкости. При повышенной шероховатости внутренней стенки линейного трубопровода скорость образования отложений повышается ввиду появления очагов вихреобразования и, как следствие, замедляется скорость движения жидкости по трубопроводу [5]. Состав транспортируемого флюида, а именно наличие смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), диспергированных частиц, пузырьков газа или капель воды, также активно влияет на интенсивность образования отложений [6]. Влияние наличия САВ заключается в изменении температуры насыщения нефти парафином и способности флюида образовывать устойчивые водонефтяные эмульсии при различных концентрациях САВ во флюиде. Повышение содержания воды в добываемом флюиде также увеличивает интенсивность образования АСПО ввиду образования водонефтяных эмульсий и вовлечении в объем отложений эмульгированной воды [7]. Одним из важнейших параметров при анализе образования органических отложений является температура. При транспортировке флюида его температура будет снижаться по мере движения по линейному трубопроводу. При достижении температуры начала кристаллизации парафина (ТНКП) начинается процесс кристаллизации парафиновой фазы, ранее растворенной в объеме флюида [8]. При кристаллизации парафина и при дальнейшем образовании АСПО на стенке линейного трубопровода большую роль играет градиент температуры между внутренней стенкой этого трубопровода и температурой флюида. Чем больше данный градиент, тем интенсивней будет проходить процесс образования АСПО [9]. Дальнейшее снижение температуры приведет к достижению температуры массовой кристаллизации парафина (ТМКП) [10].
Целью данной работы является разработка методики, позволяющей прогнозировать изменение МОП трубопровода и, соответственно, корректно планировать очистные мероприятия.
С целью изучения особенности динамики значений МОП рассмотрим данное явление на примере подземного линейного выкидного трубопровода «X». Рассматриваемый трубопровод выполнен из материала «ТСК» со следующими характеристиками: теплоемкость — 1 100, Дж⁄(кг∙°С), теплопроводность — 0,35, Вт⁄(м∙°С), плотность — 1 700 кг⁄м3 . Данный трубопровод имеет внутренний диаметр 75 мм и толщину стенки 4 мм. На рисунке 1 представлена статистика проведения очистных мероприятий на группе месторождений, в которой находится данный трубопровод, за 2014–2019 гг. в различные месяцы года.

Проанализировав данные на рисунке 1, можно сделать вывод, что наибольшее количество очистных мероприятий происходит в период с марта по апрель. Минимальное же количество очистных мероприятий приходится на август. Соответственно, наименьшее среднее значение МОП для данного трубопровода будет в апреле.
Причиной этому может являться повышение интенсивности образования органических отложений, вызванное снижением температуры грунта около выкидного нефтепровода. На рисунке 2 приведены среднемесячные значения температуры грунта Пермского края на глубине 1,6 м [11].

Анализируя данный рисунок, можно заметить, что наименьшая температура грунта на глубине 1,6 м устанавливается в апреле. Данный факт подтверждает, что температура грунта влияет на интенсивность образования АСПО.
Для определения степени и характера изменения образования органических отложений необходимо определить температуру внутренней стенки линейного нефтепровода в различные времена года. Данная температура не соответствует температуре грунта ввиду наличия теплового сопротивления у материала трубопровода. Для проведения корректной оценки температуры на внутренней стенке линейного трубопровода необходимо записать известные уравнения теплообмена, отражающие величину теплового потока через цилиндрическую стенку. Приняв допущения, что тепловой поток через стенку является стационарным, конвективный теплообмен отсутствует и по трубопроводу движется исключительно капельная жидкость, можно записать уравнение теплового потока от флюида, движущегося по трубопроводу к грунту, окружающему трубопровод, и, преобразовав его, получить равенство (1) для нахождения температуры внутренней поверхности трубопровода по известным величинам.

где Тнар — температура на внешней поверхности нефтепровода, °C; Твн — температура на внутренней поверхности нефтепровода,°C; qтр — линейная плотность теплового потока, Вт/м.
В таблице 1 представлены результаты расчетов температуры внутренней стенки рассматриваемого линейного трубопровода по выражению (1).

Для определения интенсивности образования АСПО, соответствующей полученным расчетным значениям температуры внутренней поверхности стенки, проведены лабораторные исследования в лаборатории «Нефтепромысловой химии» НОЦ ГиРНГМ ПНИПУ при помощи установки «Холодного стержня». Данная лабораторная установка основана на принципе обращенного трубопровода, изображенного на рисунке 3.

При проведении лабораторных исследований использовалась методика, опубликованная в работе [12]. Интенсивность и скорость образования АСПО оценивалась по выражению (2) и (3) соответственно. Данные величины рассчитывались для каждого «холодного стержня» в отдельности, а затем определялось среднее значение из 4 измерений, что позволяло избежать искажения результатов исследований ввиду наличия погрешностей данного метода определения интенсивности образования органических отложений.

где mнефти — масса исследуемой пробы нефти, г; mотл — масса образовавшихся отложений, г; tиссл — время проведения исследования, ч.
Ввиду того, что величина интенсивности образования АСПО может указать лишь на количество отложений, выделившихся при данных условиях из пробы нефти за время проведения исследования, для оценки МОП в трубопроводе необходимо также рассчитывать скорость образования АСПО, позволяющую определить количество отложений, образующихся в единицу времени. Результаты проведенных лабораторных исследований представлены в таблице 2.

Анализируя результаты проведенных исследований, можно заключить, что интенсивность и скорость образования АСПО являются нелинейными функциями температуры грунта и достигают максимального значения в апреле, а минимального — в августе. Полученные результаты лабораторных исследований подтверждают наличие прямой зависимости между данными параметрами и величиной МОП. Однако спрогнозировать точные значения МОП на основании данных лабораторных исследований не представляется возможным.
Авторами предлагается прогнозировать изменение значения межочистного периода путем расчета относительного МОП. Расчет относительного МОП заключается в определении критической массы отложений на стенках линейного трубопровода, при котором снижение гидравлического радиуса приведет к повышению давления в трубопроводе до критического уровня. На рисунке 4 представлено три состояния внутренней стенки линейного трубопровода: начало образования АСПО (Р0, d0); рост отложений на внутренней стенке линейного трубопровода и повышение давления в трубопроводе (Р1, d1); достижение критической массы и, соответственно, критического давления (Р2, d2).

Однако, ввиду сложности оценки массы АСПО, при которой в рассматриваемом трубопроводе будет зафиксирован рост давления выше критических значений, предлагается оценка толщины органических отложений, при которой будет достигнуто данное давление. Оценка данной толщины возможна при помощи моделирования трубопровода в гидродинамических симуляторах (например, OLGA). На рисунке 5 приведен результат моделирования парафиноотложения в рассматриваемом трубопроводе, профиль нефтепровода и распределение слоя парафина по длине трубопровода.

На основании гидродинамического моделирования возможно определение момента времени, в который толщина отложений возрастает до критической отметки. В этот момент времени давление в трубопроводе повышается до критических значений, а масса отложений будет являться критической массой. Основываясь на данных гидродинамического моделирования, можно утверждать, что критическая масса отложений АСПО для данного трубопровода равна 211 граммов.
Учитывая данные, полученные при гидродинамическом моделировании, становится возможным оценить относительный МОП в различные времена года по выражению (4).

где mкр — толщина АСПО в характерном сечении, соответствующая моменту появления критического давления, мм; u — скорость образования АСПО, г/ч.
Результаты вычислений представлены в таблице 3.

Анализируя данные, представленные в таблице 3, можно отметить, что относительный МОП рассматриваемого трубопровода принимает минимальное значение в апреле, а максимальное значение принимает в сентябре. Также можно отметить нелинейность изменения данного параметра и большую разницу между минимальными и максимальными значениями (176,9 %).