автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.12, диссертация на тему:Гидравлические основы, совершенствование и повышение надежности работы системы сбора, транспорта высокопарафинистых нефтей на шельфе юга СРВ

АЗЕРБАЙДЖАНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ НЕФТЯНАЯ АКАДЕМИЯ НИИ "ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТИ, ГАЗА И ХИМИИ"

На правах рукописи

УДК 622.276.1/4.04+622.692(597) (043.3)

РГБ ОД 2 О НОЯ ?ПВ0

ФУНГ динь тхык

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ НА ШЕЛЬФЕ ЮГА СРВ

Специальность 05.15.12 "Морская разработка месторождений полезных ископаемых"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

БАКУ - 2000г.

Работа выполнена в НИИ "Геотехнологические проблемы нефти, газа химии" при Азербайджанской Государственной Нефтяной Академии

Научный консультант: академик, доктор технических наук, профессор, А. X. Мирзаджанзаде

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор: А. М. Расулов

Доктор технических наук: А. С. Стреков

Доктор технических наук: А. А. Шнрнн-заде

Ведущее предприятие: НГДУ "Гум-адасы"

Защита диссертации состоится « 2.? » Од 2000г. в «часов ; заседании Специалированного Совета Д.054.02.02 при Азербайджане^ Государственной Нефтяной Академии по адрессу: 370601, г. Баку, п Азадлыг, 20 , АГНА.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АГНА.

Автоферат разослан « » ЦЮНЛ 2000г.

Ученый секретарь Специалированного Совета,

и&ишяио

доктор технических наук

М. А. Мурсалова

ОБШАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы на шельфе Юга Социалистической Республики Вьетнам интенсивно проводили работы по поисковой разведке и освоению нефтяных месторождений. Были открыты и введены в разработку ряд месторождений: Белый Тигр, Дракон, Дай Хунг, Ранг Донг, Хонг Нгок, РМ23. Нефти этих месторождений имеют общую характеристику: высокую вязкость и высокую парафинистость. Перекачка и транспорт таких нефтей свидетельствуют о том, что в нефтепроводах, проложенных под водой, интенсивный теплообмен между потоком перекачиваемой нефти и окружающей средой приводит к резкому изменению термогидродинамического режима в потоке вдоль трубопровода. Падение температуры нефти по ходу движения обусловливает изменение ее реологических свойств и сопровождается фазовыми переходами, как результат насыщения потока тяжелыми углеводородами (ряд углеводородов, который затрагивает процесс фазовых переходов, от С]6 и выше), а также образованием пристенных нефтяных отложений на внутренней поверхности трубопровода. Указанные факторы, при определенных технологических условиях, оказываются причиной постепенного самопроизвольного снижения пропускной способности трубопровода, что, прежде всего, увеличивает энергозатраты на перекачку, следовательно, повышает себестоимость трубопроводного транспорта. Если при этом своевременно не будут приняты специальные меры, то это может привести к полной остановке перекачки с последующим застыванием (замораживанием) трубопровода, повторный пуск которого, как известно, всегда связан с большими технологическими сложностями. Кроме этого, движение газожидкостных смесей сопровождается пульсациями давления, вызывающими нарушение режима работы сепарационного оборудования, что особенно актуально для морских месторождений, поскольку трубопроводы между объектами обустройства имеют вертикальные участки с нисходящим и восходящим направлениями движения газожидкостной смеси. В связи с этим, актуальной задачей, требующей решения, является разработка технологий и рекомендаций позволяющих повысить надежность транспорта высокопарафинистых, высокозастывающих нефтей по подводным трубопроводам.

Цель работы. Разработка научных гидравлических основ технологических решений по совершенствованию и повышенш надежности работы системы сбора, транспорта высоковязки высокопарафинистых нефтей в подводных трубопроводах н шельфе Юга Вьетнама.

В работе решены следующие основные задачи :

]. Проведено исследование реологических свойств нефтей пр различных температурных режимах.

2. Проведены лабораторные и промысловые исследовани гидравлических процессов движения высоко-парафинистых нефте по подводным трубопроводам в условиях нефтяных месторождени шельфа Юга СРВ.

3. Разработаны методы исследования динамических процессов системе сбора нефти и газа, их взаимосвязи в различны пространственно временных интервалах и на основани выполненных исследований определены основные взаимосвязг определяющие эффективность функционирования всей систем] сбора и отдельных ее элементов, предложены оптимальные режим] эксплуатации всей системы сбора в целом.

4. Предложены численные критерии для количественног диагностирования состояния газожидкостного потока использованием прямых замеров пульсации давления.

5. По аналогии с теорией однофазного турбулентного потока, также полуэмпирической моделью пробкового потока дл ньютоновской жидкости и газа, разработана полуэмпирическа модель совместного движения газа и неньютоновской жидкости.

6. Обоснованы и разработаны рекомендации по применент наиболее перспективных технологий высокоэффективног транспорта нефтей месторождений на шельфе Юга СРВ.

Научная новизна:

1. Впервые выполнены комплексные исследования реологически свойств нефтей месторождений Белый Тигр и Дракон в различны состояниях (сепарированные, газонасыщенные, двухфазные).

2. Установлены закономерности изменения вязкостных свойст нефти в зависимости от ее газонасыщения при различны термобарических условиях.

3. Экспериментально доказано влияние переменного магнитного поля на физические свойства нефтей.

4. Разработана полуэмпирическая модель двухфазного пробкового потока с неньютоновской жидкостью.

5. Экспериментально доказана возможность транспорта газожидкостной смеси при температуре ниже температуры застывания.

6. Разработана технология баромеханического воздействия с целью снижения гидравлических сопротивлений и давления пуска трубопровода.

7. Разработан новый подход к изучению тиксотропных свойств нефтей месторождений СП "Вьетсовпетро",

8. Разработаны методы контроля и регулирования процессов транспорта нефти и газа на основе применения фрактальной технологии и энтропии.

9. Построена математическая модель, описывающая термогидродинамический режим работы нефтепровода, по которым транспортируются парафинистые и высокозастывающие нефти. На основе этой модели предложены методы, которые позволяют повышать надежность и исключать условия наступления критического режима работы трубопровода.

10. Обоснована классификация методов повышения эффективности транспорта высоковязких нефтей и определены области их применения.

На защиту выносятся теоретическое обобщение, лабораторные, промысловые исследования и рекомендации по совершенствованию и повышению надежности транспорта. высоковязких и высокопарафинистых нефтей на месторождениях шельфа Юга Вьетнама.

Практическая ценность работы:

Научные результаты, полученные в работе нашли применения в практике проектирования и эксплуатации систем сбора нефти месторождений Белый Тигр и Дракон, расположенных на континентальном шельфе Юга Вьетнама.

По результатам исследований были получены реологические модели высокопарафинистых нефтей месторождений Белый Тигр и

Дракон, которые явились основанием для проведсни; теплогидравлических рассчстов подводных трубопроводов.

Экспериментальными исследованиями доказана возможности совместного транспорта высокозастывающих нефтей прр температуре ниже температуры застывания, которая явилаа основанием для разработки технологии транспорта газожидкостно! смеси с блок-кондуктора (БК) на центральную технологическук платформу (ЦТП) и с морской старционарной платформы (МСП) нг ЦТП на месторождениях Белый Тигр и Дракон.

Для снижения пусковых давлений трубопроводов разработан; и внедрена технология баромеханического воздействия.

Применение фрактальной технологии и энтропии I исследовании динамического состояния газожидкостного потока I системе сбора нефти дало количественные критерии, позволяющш определить степень неоднородности газожидкостных смесей протекающих по трубопроводам.

Разработанные в диссертационной работе технологии I технические средства вошли в "Уточненную технологическую схем; разработки и обустройства месторождения Белый Тигр утвержденной 22.03.1999г. Премьер-министром СРВ, котораз является основным документом по разработке и обустройств; данного месторождения.

На основании проведенных исследований разработаны ^ технологических регламента и 3 руководящих документа.

Теоретические и практические результаты работь использованы при подготовке двух учебных пособий по курсак "Технология добычи и транспорта нефти" ВУЗов СРВ.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на:

Международной конференции нефти и газа, г.Ханой, Вьетнам 7-9 ноября, 1991г.

Первой научно-технической конференции по добыче нефти г.Вунгтау, Вьетнам, 14-16 мая, 1992г.

Научных конференциях Института геологии, г. Ханой Вьетнам, 1994, 1998г.г.

Семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. г.Уфа, 26-27 марта, 1997г.

Международной конференции "9th International Conference on surface and colloid Science", Sofia, Bulgaria, 6-12 July, 1997.

Научном семинаре "Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте". г.Уфа, 9-10 сентября, 1997г.

Конгрессе нефтегазопромышленников России, г.Уфа, 21-24 апреля, 1998г.

Международной конференции "15th European Chemistry at interfaces conference (ECIC), Israel, 18-22 October, 1998.

Третьей Международной научно-практической конференции "Хазарнефтгазятаг-98", Баку, 10-13 ноября, 1998.

Семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки и переработки нефти и газ. г.Уфа, 30 ноября - 01 декабря, 1998г.

Международной конференции "Multiphase flow, application into oil-gas industry, chemical and environmental technology", Hanoi institut of mechanics, April, 19-22, 1999.

Международной конференции "SPE ASIA PACIFIC oil and gas conference and exhibitions" Jakarta, 20-24 April, 1999.

Семинаре "2nd ISOPE European offshore Mechanics symposium", Moscow, 1999.

Научной конференции прикладной математики. Ханой, 23-25 декабря, 1999г.

Азербайджано-Вьетнамском Научном семинаре, г. Баку, 12-15 января, 2000г.

Публикация

По теме диссертации опубликовано 54 работ, в том числе 2 монографии, 3 руководящих документа и одно изобретение.

Методы решении поставленных задач

При решении поставленных задач использовались лабораторные, теоретические исследования, стендовые и промысловые испытания с последующей апробацией результатов на

объектах эксплуатации нефтяных месторождений Вьетнама, а также статистические методы анализа данных при исследовании теплогидравлических процессов движений однофазных и многофазных систем по подводным трубопроводам.

Обьем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и приложений. Обший обьем работы содержит 294 сгр, в том числе 40 таблиц, 70 рисунков. Список использованной литературы содержит 281 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность Академику Мирзаджанзаде А.Х. за внимание и идеи, которые легли в основу этой работы и коллективу кафедры РиЭНМ АГНА, оказавшему помощь в выполнении диссертационной работы.

Содержание диссертации.

Во введении обоснована актуальность и важность совершенствования и повышения надежности работы системы сбора и транспорта высоковязких и высокопарафинистых нефтей на

mom Жо ТПг-о TPR

lXlVJi.JU\£J4/ XV/lU л-r .

Первая глава диссертации посвящена анализу известных существующих способов перекачки высокопарафинистых и высоковязких нефтей, изложены методы теплогидравлических расчетов движения однофазных, двухфазных систем по трубопроводам, исследованные в многочисленных публикациях авторов: Абрамзон JI.C., Агапкин В.М., Азизов В.Г, Алиев P.A., Аметов И.М, Ахромеева Т.С., Байков Н.М., Баталин О.Ю., Бахтизин Р.Н., Блейхер Э.М., Волков Л.Ф., Галлямов А.К., Гриценко А.И., Губин В.Е, Гужов А.И., Дьячук А.И., Кривошеин Б.Л., Клапчук О.В., Коган Я.М., Корнилов Г.Г., Костерин С.И., Курдюмов С.П, Лутошкин Г.С., Мамаев В.А., Мамед-заде А. М, Маркович Э.Э, Медведев В.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Нигматуллин Р.И, Новоселов В.В., Николис Г., Одишария Г.Э., Овчинников A.A., Позднышев Г.Н., Пригожин И., Репин H.H., Салаватов Т. Ш, , Саттаров Р. М., Сахарова Л.А., Семенов Н.И., Тугунов П.И, Чарный И.А., Черняев В.Д., Черникин В.И., Шаммазов A.M., Хасанов М.М., Хакен Г.,

Федер Е., Юсифзаде Х.Б., Юфин В.А., Baker 0., Brod, Dukler А.Е., Furukawa Т., Mandelbrot B.B., Martinelli R.C., Verschur E.

Анализ физических, и коллоидно-химических процессов агрегирования, коагуляции и пептизации парафиновых углеводородов позволяет дать классификацию методов управления структурно-механическими свойствами нефтей.

В соответствии с данной классификацией особое место занимает группа методов воздействия на структурно-механические свойства нефти, которое заключается в изменении степени перенасыщения нефти парафином. К этой группе следует отнести и метод, использующий температурную зависимость растворимости парафина в нафтено-ароматических углеводородах нефти, известный под названием перекачки нефти с подогревом по магистральному нефтепроводу.

Следующую группу составляют методы, при осуществлении которых применяется диспергирование парафина в нефти, когда исходная парафиновая структура, превращается в другую, менее прочную. Это достигается, в частности, при механическом измельчении структурной решетки парафина, в процессе которого иммобилизированная жидкая среда

извлекается, а измельченный парафин диспергируется в ней. К таким методам относится виброобработка.

Термообработка существенно улучшает реологические свойства нефти и позволяет перекачивать ее без подогрева в зимнее время. Однако, из-за недостаточного содержания асфальтенов и смол парафиновая структура некоторых нефтей при термообработке не меняет первоначальной структуры вследствие появления большого числа мелких кристаллов, срастающихся друг с другом.

На той же физико-химической основе базируется метод обработки нефти депрессорной присадкой. Подобно полярным компонентам нефти добавка депрессатора (массовая доля 0,02-0,2%) приводит к снижению прочности парафиновой структуры и понижению температуры застывания нефти.

Следующая группа методов транспорта нефти объединяет способы, при которых парафиновая структура перекачиваемой нефти сохраняется, она меняется только в пристенном слое нефти. Этот метод имеет как достоинства - пониженные эксплуатационные затраты на осуществление перекачки в связи с обработкой только

небольшой части высоковязкой нефти, так и недостатки - трудность поддержания кольцевого пристенного слоя из маловязкой жидкости.

Анализ перечисленных методов воздействия на структурно-механические свойства нефтей показывает, что выбор того или иного способа транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей следует производить с учетом конкретных условий перекачки, химического состава и реологических характеристик нефтей.

В третьей части главы приведены общие сведения о нефтяных месторождениях на шельфе Юга СРВ. Нефть этих месторождений имеет общую характеристику: высоковязкую, высокопарафинистую. Анализ современного состояния проблем сбора и транспорта высоковязких нефтей показывает, что при перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей при низких температурах окружающей среды возможны длительные остановки, вызывающие остывание нефти и появление в ней прочной структуры, поэтому пуск нефтепровода после остановки перекачки представляет определенные технические трудности. Для пуска остывшей нефти необходимы высокие пусковые давления, а они могут привести к аварийной ситуации.

Тем не менее в настоящее время отсутствуют достаточно точные и надежные методы, позволяющие рассчитывать гидродинамические характеристики газонасыщенных нефтей в зоне их неньютоновского поведения. Кроме этого, система сбора углеводородов представляет собой жестко связанную последовательность технологических объектов (скважины, установка предварительного отбора , газа (УПОГ), трубопроводы, сепараторы первой и второй ступени и.т.д.). Эффективность работы каждого этого элемента во многом определяется взаимосвязью с предыдущими и последующими объектами. В частности, режимы течения двухфазного потока оказывают существенное влияние на эффективность работы сепараторов, что в конечном итоге определяет качество подготовленной нефти и газа, возможности перегрузки сепараторов по жидкости, нарушение работы контрольно-измерительной аппаратуры. Отмеченные специфические особенности режима работы указанных выше трубопроводов ставят на повестку дня проблему разработки специальной технологии перекачек парафинистых и высокозастывающих нефтей, которая

должна исключать возможность наступления критического режима в процессе перекачки, обеспечить надежность работы систем сбора и транспорта высокопарафинистых нефтей в условиях шельфа Юга СРВ.

Вторая глава диссертации посвящена исследованию реологии высокопарафинистых и высоковязких нефтей.

Реологические свойства неныотоновских нефтей необходимо определять систематически и учитывать при проектировании разработки месторождений, так же при мероприятиях по регулированию технологических режимов эксплуатации нефтепроводов.

Исследование реологических свойств высокопарафинистых и высоковязких нефтей проводилось на установке Rotovisco RV-20 фирмы НААКЕ (Германия). Она включает в себя ротационный вискозиметр с измерительной системой М-5, реоконтроллер, термостат, систему программирования режима деформирования образца и изменения температуры пробы. Программное обеспечение Software Rotation Version 3.0. обеспечивает регулирование температуры, изменение режимов деформирования, запись и обработку результатов измерений.

Измерительная система М-5 установки Rotovisco RV-20 обеспечивает частоту вращения ротора от 8,33.10"4 с'1 (0,05 об/мин) до 8,33с"1 (500 об/мин). Интервал изменения скорости сдвига на измерительных цилиндрах NV, составляет от 0,27 до 2700 с"1 и разбит на три участка: 0,27 - 2,7 с"1; 2,7 - 270 с'1; 27,0 - 2700 с'1. Интервал измерения напряжения сдвига в зависимости от наборов измерительных цилиндров составляет от 0,0178 Па до 3760 Па.

Установка дает возможность проведения испытаний в следующих основных вариантах:

измерение зависимости напряжения сдвига т от скорости сдвига у при постоянной температуре (режим г/у);

измерение зависимости напряжения сдвига т от времени t при постоянной температуре Т и скорости сдвига у (режим x/t);

измерение зависимости напряжения сдвига i от температуры Т при постоянном значении скорости сдвига у (т/Т). Возможности установки позволяют осуществлять регулирование изменения температуры с разными темпами.

В результате измерений установившуюся кривую течения нефти получают в виде зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при постоянной температуре в графическом и цифровом виде, что облегчает ее математическую обработку. С помощью регрессионного анализа производится выбор оптимальной математической модели кривой течения и расчет эмпирических коэффициентов этой модели. Выбор оптимальной реологической модели жидкости производится по рассчитанному коэффициенту корреляции. В программу заложены следующие реологические модели: Ньютона, Шведова-Бингама, Оствальда, Балкли-Гершеля, Кейсона.

КРИВЫЕ ТЕЧЕНИЯ ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ

С 1 СЕК сии >Е

ВПУ1

ТмЪ N0.1 НеаСе! ир Ъо 65 оС ТеэС оГ» 07-14-1998

М5/МУ-Е>1Н Т е т р в г а Ьих4«: 65.0*С

--ВЯУ122О.К.0Г

НЯЯКЕ Во« за

12 Г> И/53

2

4

6

8

Рис.1.

На рис. 1 приведены зависимости т = ^у) - установившиеся кривые течения высокопарафинистых нефтей месторождений Белый Тигр, полученные для ряда фиксированных температур. В области температур выше 40°С эти нефти являются ньютоновскими. При более низких температурах нефти проявляют неныотоновские свойства, которые усиливаются при понижении температуры. При

22°С (минимальная температура на дне моря в районе месторождений Белый Тигр и Дракон) наблюдается очень высокое значение напряжения сдвига.

Результаты исследований показали, что нефти месторождений Белый Тигр и Дракон при определенных условиях могут проявлять как вязкопластические, так и вязкоупругие свойства.

Результаты обработки полученных касательных напряжений сдвига и эффективной вязкости позволяют осуществить оценку линейных и нелинейных вязкоупругих свойств нефтей месторождений Белый Тигр и Дракон

Исследования степени насыщения газом нефтей месторождений Белый Тигр и Дракон позволяют построить общую формулу с погрешностью не более 5% для определения реологических параметров газонасыщенных нефтей при различных количествах растворенного газа.

/¿,(Гл)=р0/,(г).ехр&[О.217Ип7'-О.О872]), О)

г(Г, 8)=г0 (Г)ехр(я. [0.1673 - 0.059.1 п 7']), (2)

где:

ц0р, т0 - пластическая вязкость (мПа.с) и динамическое напряжение сдвига (Па) дегазированной нефти,

g - количество растворенного в нефти газа, м3/т. Т - температура, °С;

На рис. 2 и 3 показаны зависимости динамической вязкости и напряжения сдвига нефти месторождения Белый Тигр от температуры при различных содержаниях растворенного газа при расчете по формулам (1), (2) и полученные экспериментальна замере.

На основании полученных результатов можно осуществлять выбор оптимальных технологических режимов трубопроводного транспорта нефтей при заданных газонасыщениях.

ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА НА ВЯЗКОСТЬ НЕФТИ

35 4(

Температура, оС

Рис.2.

ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА НА НАПРЯЖЕНИЕ СДВИГА НЕФТИ 16 --

—■— Сепарированная нефть -—к— Расчетные напряжения сдвига —Ф— Напряжение сдвига (34.3т3л)

29

Температура, -»—Напряжение сдвига (14.3м3/ ~£с— Напряжение сдвига (22.1 мЗ, -Ж—Напряжение сдвига; (44.7тЗ

По результатам исследований реологических свойств обводненных систем можно прогнозировать степень ухудшения реологических свойств эмульсии, добываемой на месторождения Белый Тигр продукции, при повышенной обводненности. В результате исследований установлено, что инверция фаз в эмульсиии нефти месторождения Белый Тигр происходит при обводненности, 68%.

Исследования данной главы явились основой для разработки РД: "Методическое руководство по исследованию реологических свойств высокопарафинистых нефтей".

Третья глава посвящена лабораторным и теоретическим исследованиям гидравлических процессов движения высоковязких нефтей по подводным трубопроводам.

Предложена методика проведения исследований по воздействию магнитных полей на температуру застывания нефти. Проведенные исследования позволили получить следующий результат: процесс термомагнитной обработки оказывает влияние на температуру застывания нефти. Под действием тепла происходит процесс расплавления кристаллов парафина, в результате чего нефть находится в "возбужденном состоянии" и под воздействием магнитного поля происходит процесс перераспределения природных асфальтово-смолистых веществ в нефти, которые при жестком режиме охлаждения создают с находящимся в нефти парафином сверхмицельные структуры, что приводит к снижению температуры застывания и вязкости нефти. При термомагнитной обработке нефти большое влияние на реологические свойства нефти оказывает одностороннее переменное поле, вращающее на однонаправление/ Время пребывания нефти в магнитном поле - не менее 30 сек. Постоянное магнитное поле практически не оказывает термического влияния. Для получения качественного результата при обработке сырой нефти в термомагнитном поле необходимо подогреть нефть до температуры выше 65 °С, затем охлаждать с определенной скоростью. Оптимальный диапазон подогрева порядка оптимальная скорость охлаждения 90°-120°С/ч, при этом температура застывания снижается с 29-30°С до 20-21°С. Время восстановления структуры: через неделю темперетура застывания (Тзас.) повышается на 1-2°С.

Изложены также, результаты исследования на лабораторном стенде процесса упрочнения структуры нефти во времени. Предложен новый подход к изучению тиксотропных свойств нефтей - определение зависимости значения напряжения сдвига, при постоянной скорости деформации от времени. Установлено, что зависимость напряжения сдвига жидкости с высокой точностью может быть получена при аппроксимации экспериментальных данных гиперболической функцией вида:

т[у = сом) = г1{А + В*^ + С. (3)

Ь - время

А, В, С - постоянные величины

При этом кривая течения жидкости при заданной температуре может быть построена для значений напряжения сдвига, полученных при различных скоростях сдвига (рис.4 и 5).

ЗАВИСИМОСТЬ НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА ОТ ВРЕМЕНИ

105

Й 95

к

03

4 о <и 8

%

к о. с

гЗ

X

85 -

75

65

55

, 1 1

1

- - -1-

О 20 40 60 80 100 120 140 160 18

Время, мш

-4— Экспериментальные данные —Расчитанные напряжения

РАВНОВЕСНЫЕ КРИВЫЕ ТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ

К!

С

а> Я X

и *

« &

с

сЗ

X

60 50 40 30 20 10 0

1 в

--^ли

- 1 1 --

10

20

30

40

50 60 70 Скорость сдвига, 1/с

■ Экспериментальные данные

Расчитанные напряжения

Рис.5.

Для прогнозирования режимов эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов газожидкостных смесей (ГЖС) при различных условиях работы, необходимо наличие достаточно обоснованной и адаптированной к условиям месторождений Юга СРВ методики расчета термогидродинамических параметров двухфазного потока с учетом неньютоновских свойств жидкости. В этой связи необходимо определить основные структуры потоков, которые реализуются в подводных трубопроводах. По аналогии с теорией однофазного турбулентного потока, а также полуэмпирической моделью пробкового потока ньютоновской жидкости и газа, в третьей главе сделана попытка разработать полуэмпирический модель совместного движения газа и неныотоновской жидкости.

В газожидкостном потоке наряду с пульсациями, обусловленными неустойчивостями в отдельных фазах, существуют крупномасштабные пульсации, связанные с взаимодействиями между фазами. Мгновенное значение любого параметра (скорости, давления, температуры) может быть представлено в виде:

+ Л + (4)

где: / - среднее значение;

У/ - пульсационная составляющая, связанная с однофазной

турбулентностью;

- крупномасштабная пульсационная составляющая.

связанная с взаимодействием между фазами;

В случае если жидкая фаза обладает неньютоновскими свойствами, то при ее турбулентном течении величина турбулентных напряжений зависит от неньютоновских свойств жидкости.

Тензор касательных напряжений в газожидкостном потоке

имеет вид: Т,.тп = ~рси.ит.Ц'/п, - (5)

где: Цга, и„ - пульсационные составляющие скоростей в каждой из фаз должны быть в соответствии с соотношением (4) представлены в виде:

и'^и'^и^. (6)

Подставляя (6) в (5) получаем:

Т^-РсМ^ЧЖЩ^-РЖ,ШЧЖ+ЧЖЩШ- (7)

Мелкомасштабные и крупномасштабные пульсации имеют различную природу и их максимумы, т.е. центры генерации лежат в различных частотных диапазонах. Исходя из этого, вполне естественной будет гипотеза о слабом взаимодействии между этими пульсациями. Математически это означает, что корреляции типа

равнынулю.

Тогда тензор касательных напряжений будет иметь вид:

Т,тп = 'Реи (Уши и'ы + и'тк П'1пк ) .

(8)

Первый член в правой части уравнения имеет тот же смысл, что и в однофазной турбулентности, т.е. описывает касательные напряжения, обусловленные турбулентными пульсациями скорости.

Структура тензора напряжений в газожидкостном потоке с неньютоновским свойствами жидкости показывает, что в таком потоке касательные напряжения возрастают за счет дополнительного перемешивания, связанного с взаимным движением фаз.

Дополнительные касательные напряжения, вызванные крупно масштабным перемешиванием описываются членом вида:

Для одномерного турбулентного потока, в котором поперечная компонента представлена только пульсационной составляющей, выражение для касательных напряжений в двухфазном потоке при пренебрежении вязким трением можно записать в виде:

ОС], 0С2 - вероятность пребывания фазы (1, 2) в данной точке (локальное газосодержание).

Для получения явных выражений корреляций, входящих в соотношение (9) через расходные и геометрические параметры потока воспользуемся подходом развитым в работах Прандтля и получившим название теории пути перемешивания.

В жидкой фазе, обладающей неньютоновскими свойствами, безразмерная длина пути перемешивания различна для жидкостей' разных классов и изменяется с изменением свойств жидкости. Такой подход дает возможность получить характеристики турбулентного течения неньютоновской жидкости, реологические свойства которой не зависят от времени.

В соответствии с изложенными выше принципами,

корреляция 11У,', может быть представлена в виде:

V V

тк ¿пк

ад; =я

(щ V

(10)

где:

перемешивания Прандтля для

ьО - длина пути ньютоновских жидкостей;

X - функция, учитывающая влияние неньютоновских свойств жидкости;

Введенная функция X имеет следующий физический смысл. Как известно, путь перемешивания Прандтль представлял как среднее значение пути, которое проходит конечный объем жидкости в направлении перпендикулярном вектору средней скорости, сохраняя при этом свое осредненное количество движения. Неньютоновские свойства чисто вязких жидкостей связаны с наличием в жидкости различных структур типа твердой фазы, некоторых надмолекулярных образований, которые влияют на длину перемешивания конечных объемов жидкости.

Следовательно, введенная выше функция X должна зависеть от неньютоновских свойств жидкости, например, от показателя п, числа Деборы-Де, а также возможно и от других параметров.

Если длину перемешивания представить в виде, рекомендованном Прандтлем:

Ь = ХгУ> сю

где: Хг константа Кармана, которая определяется из опыта; тогда соотношение (10) примет вид:

г__Л 2

сШ,

иу;, =х2.х;у-

йу

(12)

Допуская, что профили скоростей обеих фаз и профиль скорости смеси 11см подобны, получаем из (12):

вд;

2,2

и,

\ 2

V

"А

йу

(13)

Корреляция, описывающая турбулентное взаимодействие в газовой фазе согласно теории пути перемешивания для ньютоновских сред имеет вид:

г

>2,

N2

аУ

Для оценки корреляций, описывающих крупномасштабное перемешивание также воспользуемся методами теории пути перемешивания. Обозначив скорость движения межфазной поверхности через С, получим скорости движения частиц газа и жидкости относительно этой межфазной поверхности: для газа Ог— С, для жидкости и)-С. Тогда согласно теории пути перемешивания имеем:

V V

и 1 к-у I*

к '

\2

</(£/,-С)

(15)

и' V

и гк -у г к

¡1

с1(Ц2-С) ф

(16)

Длина пути перемешивания пропорциональна расстоянию от стенки у, а также относительному размеру межфазной поверхности Э

5

т.е.:

К

х,у-т

(17)

где: И,- радиус трубопровода.

С учетом того, что газосодержание можно определить как:

Я,2

= (18) К

тогда для газовой фазы будем имеет: 1к2 = Хк-У-^Рг (19)

для жидкой фазы: Ь\=Хк-У-4^\ (20) Подставляя (19) и (20) в (15) и (16), получаем оценку корреляций, описывающих крупномасштабное перемешивание через расходные характеристики потока:

( _ \2

</(£/,-С)

¿у

^»K =zi-yl9i

\

d(U2-C) dy

(22)

Экспериментальные данные по распределению локального газосодержания а; в пробковом потоке показывают, что практически по всему сечению трубы оц =ср, (где ср, - среднее газосодержание в потоке).

Поэтому соотношение (9) с учетом выражений (13), (14), (21) и (22), примет вид:

( _

-P.Jy

dür

dy

(23)

где:

F=

Щ-Р

Рс.м

(_V

и

\Ц:м/

V

ц-с

V ^см j

<h-Pi

Рс

:м

С

и2

KUcmJ

и2-с

у Ц-М

Рем (pipi + (Р2Р2.

Таким образом, для расчета коэффициента гидравлического сопротивления газожидкостной смеси с неныотоновской жидкостью необходимо знать изменения осредненного газосодержания, а также значения коэффициентов X,

Расмотривая нефть, как степенную неньютоновскую жидкость и используя методику развитую в работе Теннекса можно получить явное выражение для функции, учитывающей неныотоновкие свойства жидкости через показатель п:

Я(п) = [(п + \)/2п]'2 (24)

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления пробкового газожидкостного потока с неныотоновской жидкостью, отметим, что на стенке трубы всегда имеется слой жидкости толщиной 8С, на границе которого жидкость

имеет скорость U]c =—UCM. Допустим, что величины 6С и

ЯК

т

иХс связаны с динамической скоростью и* и динамической длиной /*

соотношениями: 5С = и ЫХс =%,и,.

Тогда интегрируя выражение (23) получаем:

U„. =

и.

4F

In у + const.

На границе жидкого слоя имеем:

и.

1п<5\ + const.

(25)

(26)

Откуда можно определить постоянную интегрирования const:

тт U* 1

const = z,U* —7= In JF

Подставляя (27) в (25) получаем:

U,.. 1 1

Лпу + %,-

X,

i^L

и.

Воспользуемся соотношением:

-Д- . —'2 =ЧгРсмВи

X:

л

и.

f п 2

где:

В = -

(5\ Р2г Р\ +—Pi

C.V V

<Р\

<Рг

(27)

(28)

(29)

(30)

так как Ц, = ——, то из (29) можно получить: 1 Реи

242 исм

(31)

и,'

С использованием полученных, соотношений (28), (31), а также предположения, что в ядре двухфазного пробкового потока сохраняется закон распределения "дефекта" скорости, справедливый для ядра однофазного потока, можно получить формулу для определения коэффициента гидравлического сопротивления в двухфазном пробковом потоке с неныотоновской жидкостью:

Л..

0,81.1ё

А

-0,6

+

2,1 Ф,

(32)

где:

У,

- критерий Рейнольдса для жидкой фазы.

С учетом явных выражений для параметров Р и В ((23) и (30)) для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления пробкового потока с неньютоновской жидкостью необходимо вычислить величины:

1. X - коэффициент в формуле (10), учитывающий влияние неньютоновских свойств жидкости на длину пути перемешивания Прандтля. Для степенных жидкостей получена явная зависимость X от параметров консистентности к и показателя неньютоновского поведения п. -

2. хр 0,4 - первая постоянная Кармана для однофазного потока.

3. уу-\,1Ъ - постоянная крупномасштабного перемешивания для двухфазного потока.

4. фь ср2 истинные содержания фаз (жидкость, газ) в потоке. Для пробкового потока может быть рекомендована зависимость:

где кр - коэффициент, определяющий влияние приведенной — ¡¿т.

вязкости /л = — на истинное распределение фаз в потоке, для А

Д>0,01, к^ = 0,77х0,2зТд и Рга =9,8//.

5. Скорость движения межфазной поверхности С примем равной средне расходной скорости движения смеси С = исм.

6. Плотность смеси определяется по истинному содержанию фаз: Ры=<Р\Р\±(РгР7-

Предложенная полуэмпирическая модель пробкового двухфазного потока с неньютоновской жидкостью адекватно описывает гидродинамические процессы, протекающие в подводных трубопроводах СП "Вьетсовпетро" и может быть

использована при расчете технологических параметров транспорта газожидкостной смеси в области неньютоновского поведения нефти.

В четвертой главе диссертации приведены материалы по промысловым испытаниям транспорта высокопарафинистой нефти. В этой главе рассматриваются вопросы по выявлению рациональной технологии перекачки высокопарафинистой нефти путем сравнения результатов исследований в промысловых условиях. Необходимость проведения экспериментов непосредственно на морском трубопроводе диктуется тем, что все физические свойства продукции скважин, гидродинамические процессы, происходящие в системе насос-трубопровод-приемная ёмкость и температурные условия моря трудно моделируются на суше, и тем более, в лаборатории. Задачей исследования предусмотрены гидравлические испытания следующих технологий: перекачка дегазированной высоко-парафинистой нефти; перекачка газонасыщенной нефти; перекачка нефти, обработанной деггрессатором; гидроперекачка, транспорт газожидкостных смесей (ГЖС).

Для исследования технологий перекачки высокопарафинистой нефти был спроектирован и построен опытно-промышленный стенд.

По результатам экспериментов получены данные по гидравлическим сопротивлениям в трубопроводе и по безопасному времени его остановок, позволяющие подобрать или разработать методы гидравлического расчета трубопроводов,как для систем сбора, так и для внешнего транспорта в морских условиях. • Проведенные исследования показывают, что процесс сбора и подготовки нефти должен быть герметизирован. Только таким путем можно предотвратить резкое ухудшение реологических характеристик нефти и снизить затраты на ее внешний транспорт. Технология гидротранспорта имеет наименьший перепад давления, но в то же время значительное пусковое давление, что сужает область ее применения. Кроме того, гидроперекачка требует защиты трубопровода от внутренней коррозии. Гидротранспорт можно рекомендовать при образовании высоковязкой эмульсиии для снижения гидравлических сопротивлений. Во избежание осложнений при пуске трубопровода после плановых остановок необходимо заполнять часть или весь трубопровод водой. Для организации гидротранспорта можно использовать, как это было сделано в исследованиях, морскую воду. Технология транспорта

газонасыщенной нефти по потерям давления практически сопоставима с технологией перекачки дегазированной нефти, пусковые же давления при этой технологии в 2-3 раза ниже. Для организации ее необходимо иметь сепарационную установку в начале и конце трубопровода. Транспорт газожидкостных смесей характеризуется перепадом давления в 6-7 раз большим, чем при перекачке дегазированной нефти, и пусковыми давлениями в 2-5 раз ниже. Для организации перекачки ГЖС не требуется специальное оборудование. Увеличение обводненности продукции скважин приводит к высоким значениям вязкости водонефтяной эмульсиии. Снижения вязкости можно достигнуть сепарацией нефти на МСП или добавлением ПАВ в трубопровод для разрушения обратной эмульсиии.

В заключительной части главы проведен анализ результатов исследований. Из анализа видно, что все рассмотренные технологии могу т быть использованы в. системе сбора морского месторождения. Приоритетное положение занимает технология транспорта газожидкостных систем (продукция скважин), как самая простая технология, обеспечивающая довольно длительное безопасное время остановки трубопровода и не вызывающая высокие 1 пусковые давления. Эта технология позволяет перекачать значительные обьемы продукции скважин (при ()„ = 3000 м7сут по трубопроводу 0=219 мм. на 3-4 км, перепад давления до 1,0 МПа/км).

Заслуживает внимания транспорт нефти в газонасыщенном состоянии, характеризующийся, по сравнению с перекачкой дегазированной нефти, снижением гидравлического сопротивления трубопровода. Пусковые давления при этом в 2-3 раза меньше, чем при пуске дегазированной нефти.

Пятая глава посвящена синергетическим методам исследования динамических характеристик при трубопроводном транспорте.

Предложен корреляционный метод анализа динамических характеристик систем сбора-перекачки нефти и газа на месторождении Белый Тигр. Нефтегазовые комплексы включают большое число элементов (скважины, трубопроводы, сепараторы, теплообменники и т. д.), выполняющие определенную роль в общетехнологическом процессе добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородов. Эффективность работы таких элементов

обычно рассматривается без их взаимовлияния друг на друга. Однако, как показывает опыт, зачастую оборудование, включенное в общую технологическую цепочку, не достигает расчетной эффективности, а в ряде случаев вообще не выполняет свои технологические функции.

Для объяснения таких фактов весь нефтегазодобывающий комплекс необходимо, рассматривать как большую динамическую систему, в которой проявляются признаки самоорганизации.

ПУЛЬСАЦИЯ ДАВЛЕНИЯ ПО ВРЕМЕНИ

Рис.6 Время, сек.

На данном этапе исследований поставлена задача выявить динамические взаимосвязи в рассматриваемой динамической системе. Известно, что колебательные процессы, сопровождающие движение газожидкостных смесей в системах сбора, подготовки и внутри промыслового транспорта углеводородов обладают определенной долей стохастичности (рис. б). Для исследования таких процессов достаточно успешно используется корреляционный анализ, в котором основными являются: автокорреляционная функция и функция взаимной корреляции.

АВТОКОРРЕЛЯЦИОННАЯ ФУНКЦИЯ ПУЛЬСАЦИИ ДАВЛЕНИЯ

ЩСЗ)

Время задержки, сск

а. Крупномасштабные пульсации давления.

б. Мелкомасштабные и крупномасштабные пульсации давления

Рис.7

Результаты проведенного анализа ггульсационных характеристик давления и расхода газа в сепараторе с использованием корреляционного анализа показывают, что систему добычи, сбора и подготовки на морских нефтегазовых месторождениях можно рассматривать как динамическую систему с элементами самоорганизации. В системе сбора на месторождении Белый Тигр спектр пульсации, определяющих параметров содержит два масштаба пульсации (рис.7).

Крупномасштабные пульсации с периодом до 20мин. и мелкомасштабные пульсации, обусловленные пробковым движением смеси в восходящих участках трубопровода. Период последних составляет не более одной минуты. При высоких газосодержаниях потока (Р>0,6) взаимодействие между системами сбора и подготовки в 2 раза выше, чем при низких газосодержаниях вплоть до ¡3=0 (однофазный поток).

Во второй части главы 5 предложен новый подход к управлению и контролю процесса транспорта газожидкостной смеси по подводным трубопроводам.

Это применение теории фракталов и энтропии к анализу динамических состояний смесей, протекающих по подводным трубопроводам. Эффективная эксплуатация подводных трубопроводов в морских условиях предусмотривает необходимость принятия своевременных и обоснованных решений по регулированию комплекса технологических процессов.

Их основой является получение промысловой информации, отражающей динамическое состояние текущего режима в трубопроводах. Решение указанных проблем необходимо рассмотривать как индивидуальный анализ конкретных объектов, так и функционально объединенная единая система. Однако сложные морские условия транспорта нефти и газа не позволяют получать всю необходимую информацию, связанную с динамикой изменения потоков, движущих в трубопроводах. Проведенные ранее исследования позволяли осуществить лишь качественную оценку состояния газожидкостной смеси, т.е. определить режим течения для дальнейшего расчета интегральных характеристик (истинного газосодержания, коэффициента гидравлического сопротивления и т. д). Применение теории фракталов и энтропии позволяет ввести численные критерии для количественного диагностирования

Рис. 8. Зависимость размерности Хаусдорфа от скорости потока ГЖС при газосодержании: 0.05 (А), 0.1 (В), 0.2 (С), 0.4 (Э) и 0.6 м3/м3 (Е)

Рис.9. Двухмерное отображение колебаний давления в трубопроводе

при транспорте ГЖС с газосодержанием {3=0,4

при различной скорости а). 0,4; Ь). 0,6; с). 0,8; (1). 1,0; е). 1,2 м/с.

ш

ы

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

А. м/с I

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 ¡.2 1.4, В м/с |

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

с. м/с

О 0.2 0 4 0.6 0.8 1 1.2 1.4!

О V, м/с |

2

1.9 -

Щ

1.8

1.7 ---

О 02 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 Е. V, м/с I

Рис. 10. Зависимость энтропии от скорости потока ГЖС при различном газосодержании: (А), (В), (С), (Б) и (Е) - то же, что на рис.10.

состояния газожидкостного потока с использованием прямых замеров пульсации давления с последующей их обработкой. Наличие таких критериев позволит прогнозировать поведение динамической системы (ГЖС) в трубопроводе, целенаправленно воздействовать на эту систему путем варьирования управляющими параметрами (соотношения фаз в потоке, расход смеси, давление и т.д.), а также учитывать ее влияние на другие элементы системы сбора (сепараторы, последующие трубопроводы и т.д.).

На основании нового подхода к анализу можно сделать вывод о том, что размерностные характеристики фрактальных кривых (размерность Хаусдорфа) и показатели Херста могут быть использованы для диагностирования гидравлического состояния трубопроводов (рис.8). Главные свойства фрактальных кривых характеризуются конечной размерностью, которая означает, что данный сигнал можно восстановить с помощью динамической системы. При решении этих задач важно уметь различать детерминированный хаос от обычных технологических шумов.

Кроме этого, существует и возможность контроля динамических состояний в трубопроводном транспорте нефти и газа с использованием замеров колебания давлений во времени на основе построения двумерных отображений их колебаний (рис.9). Если поверхность отображений гладкая, то хаос диагностируется как детерминированный, если нет, то хаос-стохастический.

Проведенный динамический анализ трубопроводов при транспорте нефти и газа с применениием энтропийного подхода, позволяет осуществлять раннее диагностирование текущего состояния и определять момент начала перехода системы из одного состояния в другое (рис. 10). Эти результаты позволяют своевремено. регулировать режим работы трубопровода.

Таким образом, синергетические методы анализа динамических состояний трубопроводов дают возможность по текущей промысловой информации без проведения дорогостоящих исследовательских операций производить достоверное и раннее диагностирование развития переходных процессов, обусловленных изменением динамических состояний в трубопрводах, определения изменения направлений гидродинамических потоков, учет которых необходим при приниятии оптимальных решений по регулированию работы трубопроводов.

Шестая глава посвещена совершенствованию и повышению надежности работы системы сбора-транспорта высокопарафинистых нефтей по подводным трубопроводам на шельфе Юга СРВ.

В соответствии с результатами физических экспериментов, проведенных на действующих нефтепроводах, построена математическая модель, описывающая термогидравлический режим работы нефтепрводов, по которым транспортируются парафинистые и высокозастывающие нефти

=-I -<р* ^-¿(^ (зз)

дх а 85 ах

нн & с2 & дх

= + , (35) 01 дх

дп дп ■ дТ ■ ч

= -ш — ~а4.п-а5~, (36)

Ы дх ил

¿Ь,!)

| <18{х,0= | (37)

с^=Акм1й\ а5=ТУц)/(Г}-Т2) - диссипативные члены; 1

гидравлический уклон; к=Ф(дсм,8из,а],а2,8(х^У) - коэффициент

теплопередачи от потока нефти через пристенный слой стенку трубы и изоляционный слой в окружающую среду; сз - скорость распространения волны давления в потоке нефти; >Ц, - коэффициент гидравлического сопротивления потока нефти; км - коэффициент массоотдачи; а] и а.г -соответственно коэффициенты внутренней и внешней теплоотдачи; Р(х,1); Т(х,1); п(х, 0; ¿(х,() - соответственно давление, температура, суммарная концентрация твердых фаз алканов в потоке и толцина слоя пристенных отложений; Г - площадь живого течения.

Решение вышеуказанных уравнений должно соответствовать следующим краевым условиям:

/>(0,0 = ^0, ) = 1*0; (38)

Т(0,1) = ТК, 7-^,0 = г, ; П(Х!,0 = 0, п(0,О = по-

(39)

(40)

Эта модель позволяет методами численного эксперимента: исследовать работу трубопровода в широком диапазоне изменения параметров, характеризующих технологию перекачки и условия окружающей среды;

проводить периодический прогноз термогидродинамической обстановки в действующем трубопроводе.

Проведенные численные эксперименты показали, что в нефтепроводе, при определенных технологических условиях перекачки, наступает критический режим работы, который начинается с интенсивного отложения на внутренней поверхности трубопровода, выделившихся в твердую фазу тяжелых углеводородов и сопровождается самопроизвольным (неконтролируемым) снижением (из-за роста гидравлического сопротивления) пропускной способности трубопровода. Это требует своевременного принятия специальных мер с целью исключения возможности полной остановкой перекачки и последующего «замораживания» трубопровода.

На основе численного анализа влияния различных технологических параметров на термогидродинамический режим работы трубопровода предложены методы, которые позволяют повышать надежность и исключать условия наступления критического режима работы трубопровода: повышением начальной температуры нефти перед подачей в трубопровод, уменьшением потерь тепла путем транспорта нефти по теплоизолированным трубопрводам; использованием механических средств или ■ повышением производительности перекачки для периодического удаления (через определенные периоды, продолжительность которых определяется с помощью системы уравнений (33-40)) пристенных отложений из трубопроводов; применением специальных депрессаторов для подготовки нефти перед ее закачкой в трубопровод.

С целью повышения надежности работы трубопроводов при периодической перекачке предложена технология баромеханической обработки нефти. Применение баромеханической обработки позволяет существенно улучшить реологические свойства нефти СП "Вьетсовпетро" и снизить статическое напряжение сдвига, что

позволяет решить комплекс проблем по обеспечению пуска трубопроводов после временной остановки.

Во второй части шестой главы предложены мероприятия по совершенствованию системы сбора и транспорта газожидкостных смесей на месторождениях шельфа Юга СРВ. Опыт эксплуатации трубопроводов, системы сбора ГЖС показал, что высокие энергетические характеристики добывающих скважин позволяли поддерживать в системе сбора повышенные давления для снижения негативного влияния пульсации на режим работы трубопроводов и оборудования. По мере выработки месторождения, снижения буферных давлений скважин и перехода на газлифтный способ эксплуатации возникла необходимость в понижении давления в системе сбора. Строительство дополнительных трубопроводов в ограниченной акватории месторождения затруднено, а применение двухфазных насосов требует установки на блоке кондукторах (БК) дополнительных источнико.в электроэнергии и перевода "их в разряд объектов с постоянно обслуживающим персоналом. Для условий месторождений Белый Тигр и Дракон наиболее приемлемым путем является изменение свойств транспортируемой продукции в направлении изменения структурных форм течения смеси.

Путем уменьшения расходного газосодержания транспортируемой продукции можно снизить потери давления, уменьшить интенсивность пульсации, вплоть до перевода работы трубопроводов в безпульсационную область. Для снижения расходного газосодержания предложено устройство предварительного отбора газа. Технология сбора продукции скважин с применением установки предварительной отбора газа (УПОГ) реализуется в различных режимах от частичного до полного отбора газа. В обоих случаях по одному из трубопроводов (рабочему или резервному) с БК транспортируется газ, а по другому - либо газожидкостная смесь с пониженным газосодержанием (режим неполного отбора свободного газа), либо газонасыщенная нефть (режим полного отбора свободного газа). Давление в УПОГ поддерживается на уровне, обеспечивающем сбор газа и транспорт нефтегазовой смеси или газонасыщенной нефти.

Обнаружены две области эффективного применения данной технологии. Первая, при относительно низких производительностях, обусловлена большим влиянием вертикальных стояков, вторая - при

высоких производительностях, определяется разницей в потерях давления на трение при транспорте ГЖС и газонасыщенной нефти. С увеличением длины трубопроводов возрастает эффективность технологии сбора с применением УПОГ.

Технология испытана и успешно внедряется на месторождении Белый Тигр. В режиме полного отбора газа значительно снижаются начальные давления, а транспорт газонасыщенной нефти осуществляется в однофазном состоянии. Внедрение технологии позволило сохранить уровень добычи нефти при одновременном снижении давления в системе сбора.

Приведенные результаты явились основой для разработки руководящего документа "Эксплуатация подводных трубопроводов на месторождениях СП "Вьетсовпетро"".

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Комплексным исследованием реологических свойств нефтей месторождений шельфа Юга СРВ показано, что для нефтей месторождений Белый Тигр и Дракон наиболее подходящей является модель линейной вязкопластичной жидкости - Бингама и модели нелинейных вякоупругих жидкостей.

Исследования газонасыщенных нефтей позволили установить закономерность изменения вязкостен и напряжения сдвига от газонасыщения при различных термобарических условиях с погрешностью не более 5%.

На основании результатов исследования реологических свойств многофазных систем выявлена точка инверсии эмульсии нефти месторождения Белый Тигр при обводненности, соответствующей 68%, что позволяет регулировать технологические процессы трубопроводного транспорта нефти на объектах СП"Вьетсовпетро" при повышенном содержании воды в нефти.

2. Процесс термомагнитной обработки оказывает влияние на температуру застывания нефти. При магнитной обработке большое влияние на температуру застывания нефти оказывает переменное поле, вращающееся в одном направлении. Время пребывания нефти в магнитном поле - не менее 30 сек. Постоянное магнитное поле почти не даёт положительного эффекта. Для получения качественного результата при обработке сырой нефти в магнитном поле необходимо подогреть нефть до температуры выше 65°С, затем

охлаждать с достаточной скоростью. Оптимальный диапазон подогрева порядка 65-75°С, оптимальная скорость охлаждения 90°-120°С/ч. При этом температура застывания снижается с 29-30°С до 20-21°С. Время восстановления структуры: через неделю Тзас. повышается на 1-2°С.

3. Предложен новый подход к изучению реологических свойств тиксотропных жидкостей. Установлено, что значение напряжения сдвига жидкости может быть получено при аппроксимации с высокой точностью экспериментальных данных гиперболической функцией вида:

т(у) = 1!{А + в*о + с.

При этом кривая течения жидкости при заданной температуре может быть построена на равновесных значениях напряжения сдвига, полученных при различных скоростях сдвига.

4. Разработана полуэмпирическая модель двухфазного пробкового потока с нен'ыотоновской жидкостью. Эта модель позволяет осуществлять проведение теплогидравлических расчетов при транспорте высоковязкостной газожидкостной смеси по подводным трубопроводам. >

5. В соответствии с результатами физических экспериментов, проведенных на действующих нефтепроводах, построена математическая модель, описывающая термогидродинамический режим работы нефтепроводов, по которым транспортируются парафинистые и высокозастывающие нефти. Эта модель позволяет методами численного эксперимента исследовать работу трубопровода в широком диапазоне изменения параметров, характеризующих технологию перекачки и условия окружающей среды и проводить периодический прогноз термогидродинамической обстановки в действующем трубопроводе.

На основе численного анализа влияния различных технологических параметров на Термогидродинамический режим работы трубопровода предложены методы, которые позволяют повысить надежность и исключить условия наступления критического режима работы трубопровода.

6. Результаты проведенного анализа пульсационных характеристик давления в трубопроводах с использованием корреляционного анализа показывают, что эту систему можно рассматривать как динамическую систему с элементами

самоорганизации. В спектре исследуемых пульсаций, определяющих параметров присутствуют два масштаба пульсации. Крупномасштабные пульсации с периодом до 20 мин и мелкомасштабные пульсации, обусловленные пробковым движением смеси в восходящих участках трубопровода.

7. На основании исследований показано, что характеристики фрактальных кривых (размерность Хаусдорфа) и показатели Херста могут быть использованы для диагностирования гидравлического состояния трубопроводов. Существует возможность контроля динамических состояний в трубопроводном транспорте нефти и газа с использованием замеров колебаний давлений во времени на основе построения двумерных отображения их колебаний. Если поверхность отображений гладкая, то хаос диагностируется как детерминированный, если нет, то хаос- стохастический.

8. Проведенный динамический анализ трубопроводов при транспорте нефти и газа с применениием энтропийного подхода позволяет диагностировать текущее состояние и определить момент начала перехода системы из одного состояния в другое. Полученные результаты позволяют своевремено регулировать режим работы трубопровода.

9. Специфические условия эксплуатации месторождений на шельфе Юга СРВ обусловливают необходимость применения депрессаторов для обеспечения безаварийной работы трубопроводов системы сбора и транспорта высокопарафинистой нефти. Важным условием успешного применения депрессаторов является совместимость с одновременно находящимися в нефти реагентами. Перед внедрением депрессаторов в лабораторных условиях проводятся обязательное тестирование их на совместимость с деэмульгаторами. С целью предотвращения резкого ухудшения реологических характеристик нефти и снижения затрат на се внешний транспорт, процесс сбора и подготовки нефти должен быть герметизирован.

10. Баромеханическое действие влияет на реологические свойства нефти. Применение баромеханического действия приведет к улучшению реологических свойств нефтей, что позволяет решать комплекс проблем по обеспечению пусков трубопроводов после временной остановки.

11. Транспорт газожидкостных смесей характеризуется перепадом давления в 6-7 раз большим, чем при перекачке дегазированной нефти, и пусковыми давлениями в 2-5 раз ниже. Приоритетное положение занимает технология транспорта газожидкостных систем (продукции скважин), как самая простая технология, обеспечивающая довольно длительное безопасное время остановки трубопровода и не вызывающая высокие пусковые давления. Эта технология позволяет перекачивать значительные объемы продукции скважин (при Qh = 3000 м3/сут по трубопроводу Д = 219 мм на 3-4 км, перепад давления до 1.0 МПа/км).

Снижение давления в системе сбора достигается путем изменения структур течения смеси при уменьшении расходного газосодержания. Предложено использовать установку предварительного отбора газа (УПОГ) для разделения смеси и отвода газа. С выхода УПОГ в отдельные трубопроводы подается газ и смесь с пониженным газосодержанием или газонасыщенная нефть.

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Тхык Ф.Д. Способ подготовки к транспорту по трубопроводу высокопарафинистой нефти. Ханой. Изобретение № 66, ГНК, 1989г.

2. Тхык Ф.Д. и др. Месторождение Белый Тигр за три года эксплуатации, Вунгтау, Отчет "Вьетсовпетро", 1989г.

3. Тхык Ф.Д., Макаров В.Н. Определение режима перекачки высокопарафинистой нефти месторол<дения Белый Тигр. Ханой, Журнал нефтяной промышленности, №2, 1989г.

4. Тхык Ф.Д. и др. Технологический регламент УБН "JAVA", Руководящий документ, "Вьетсовпетро", 1991г.

5. Тхык Ф.Д. и др. Технологический регламент УБН "Чилинь". Руководящий документ, "Вьетсовпетро", 1991г;

6. Тхык Ф.Д. Особенности в добыче, сборе и технологии подготовки к транспорту высокопарафинистых и высоковязких нефтей месторождения Белый Тигр на шельфе СРВ. Доклад на международной научной конференции - Ханой, 7-9 ноября 1991г.

7. Тхык Ф.Д. Основные особенности и некоторые результаты, полученные при подготовке и транспорте высокопарафинистой нефти месторождения Белый Тигр. Ханой, Журнал нефтяной промышленности №2, 1992г.

8. Тхык Ф.Д. Некоторые проблемы в технологии и технике добычи нефти на месторождении Белый Тигр. Доклад на I научной конференции по добыче нефти и газа - Вунггау, 14-16 мая 1992г.

9. Тхык Ф.Д., Бик X. В., Выговской В.П. Методика исследования реологических свойств нефти месторождения Белый Тигр. Ханой, Журнал нефтяной промышленности №4, 1993г.

10. Тхык Ф.Д. Пусковое давление, безопасное время остановки перекачки высокопарафинистой нефти по трубопроводам. Доклад на научной конференции в Ханойском институте по геологии - Ханой, 1994г.

11. Тхык Ф.Д., Бик Х.В. и др. Оптимизация процесса сбора, подготовки и транспорта нефти и газа месторождения Белый Тигр и Дракон. НИР №18, Вунгтау, НИПИ, 1994г.

12. Тхык Ф.Д. Некоторые проблемы в транспорте газожидкостных смесей по подводным трубопроводам. Доклад на научной конференции в Ханойском институте- по геологии - Ханой, 1994г.

13. Тхык Ф.Д., Бик Х.В. Критическое давление смеси нефть-газ-вода и режим работы системы добычи, сбора и транспорта нефти. Ханой, Журнал нефтяной промышленности №1, 1995г.

14. Тхык Ф.Д. и др. Оценка возможности повышения надежности и экономической эффективности в эксплуатации скважин на месторождениях Белый Тигр и Дракон. Ханой, Журнал нефтяной промышленности №1,1995г.

15. Тхык Ф.Д. и др. Технология подготовки к транспорту нефти месторождений СП "Вьетсовпетро": Сборник научных трудов, посвещенные 15-летию СП "Вьетсовпетро", 1996г.

16. Тхык Ф.Д. и др. Определение места порыва подводных трубопроводов на месторождениях СГГВьетсовпетро". РД СП-52г97, Вунгтау, 1997г.

17. Тхык Ф.Д. и др. Подготовка высокопарафинистых нефтей к транспорту по подводным трубопроводам. Материалы III Международной конференции по химии и нефти, 2-5 Декабря, 1997г, Томск, Россия.

18. Тхык Ф.Д., Бик Х.В., Выговской В. П., Шон Т.К.,Хое Л.Д. -Анализ системы траспорта ГЖС с разработкой рекомендации по его оптимизации. Отчет НИР-20. "Вьетсовпетро", Вунгтау,-1997г.

19. Тхык Ф.Д., Гумеров А.Г,, Выговской В.П., Фук Н.Ф.

Совершенствование системы сбора и транспорта нефти на месторождении Белый Тигр // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научи, тр. / ИПТЭР. - Уфа. Транстэк, 1997г. - Вып. 57. -с. 3-13.

20. Тхык Ф.Д., Шон Т.К., Хое Л.Д. Транспорт высокопарафинистых нефтей по подводным трубопроводам на месторождениях СП "Вьетсовпетро". Азербайджанское нефтяное хозайство j№ 9-10, 1997г.

21. Тхык Ф.Д., Бадиков Ф.И., Гумеров А.Г., Выговской В.П., Бик X. В., Фук Н.Ф. Применение депрессаторов в системе сбора и транспорта нефта месторождениях СП "Вьетсовпетро" // Проблемы сбора, подготовки транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. -Уфа, Транстэк, 1998г. - Вып. 58. - с. 19-27.

22. Тхык Ф.Д, Бик Х.В., Выговской В. П, Шон Т.К,Хое Л.Д. Разработка технологических решений по совершенствованию системы сбора, подготовки; транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях СП "Вьетсовпетро". Отчет НИР-19, Вунгтау,-1998г.

23. Тхык Ф.Д., Бик Х.В., Шон Т.К., Хоэ Л.Д. Технология подготовки и транспорта нефти месторождения Дракон. Доклад на VIII научной конференции в Ханойском институте до геологии -Ханой, 1998г.

24. Тхык Ф.Д. и др. Акустико-эмиссионный контроль технического состояния оборудования, трубопроводов и несущих конструкций обьектов шельфовых месторождений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сборник научных трудов, ИПТЭР, Уфа, выпуск №58, 1998г.

25. Тхык Ф.Д. и др. Применение депрессаторов в системе сбора и транспорта нефти на месторождениях СП "Вьетсовпетро". Конгресс нефтегазопромышлеников России 21-24 Апреля // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сборник научных трудов, ИПТЭР, Уфа, выпуск № 58, -1998г.

26. Тхык Ф.Д. и др. Система коррозионного мониторинга для морских месторождений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сборник научных трудов, ИПТЭР, Уфа, выпуск №58, 1998г.

27. Тхык Ф.Д. Исследование нефти, обрабатанной магнитным способом с целью обеспечения подводного трубопроводного транспорта. Азербайжанское нефтяное хозайство №12, 1998г.

28. Тхык Ф.Д. и др. Проблемы взаимодействия поверхностно активных веществ при морской добыче и транспорте

высокозастывающией нефти по подводному трубопроводу в условиях шельфа Юга Вьетнама. Конгресс

нефтегазопромышлеников России, Уфа, 22-24 Апреля, 1998г.

29. Тхык Ф.Д., Фук Н.Ф. Совершенствование системы сбора газожидкостных смесей путем регулирования структурных форм потока. Конгресс нефтегазопромышлеников России 21-24 Апреля, // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов : Сборник научных трудов, ИПТЭР, Уфа, выпуск №58, 1998г.

30. Тхык Ф.Д, Бик Х.В, Выговской В. П, Шон Т.К.,Хое Л.Д. Разработка технологических решений по совершенствованию системы сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях СП "Вьетсовпетро". Отчет НИР-19, Вунгтау, 1999г.

31. Тхык Ф.Д., Выговской В.П, Фук Н.Ф. Зависимость давления при транспорте газожидкостных смесей в трубопроводах от их начального газосодержания. Сборник научных докладов на конференции по "Многофазный поток - его применение в нефтяной промышленности", Институт по механике - Ханой, 19-22 апрля 1999г.

32. Тхык Ф.Д. и др. Методическое руководство по исследованию реологических свойств высокопарафинистых нефтей. Вунгтау, 1999г. 48с.

33. Тхык Ф.Д. и др. Технология и техника добычи нефти. Ханой, Изд.'таао Duc", 1999г. 450с.

34. Тхык Ф.Д. Новый подход к анализу пульсации при транспорте газожидкостных смесей по трубопроводам. Азербайджанское нефтяное хозяйство №11, 1999г.

35. Тхык Ф.Д. Подготовка и транспорт нефти по трубопроводам. Вунгтау, 1999г., 246с.

36. Тхык Ф.Д. Применение статистики в разработке нефтяных месторождений на шельфе СРВ. Доклад на конференции по математике. Ханой, 23-25 декабря, 1999г.

37. Тхык Ф-Д., Шон Т.К. Применение фрактальной технологии и энтропии в регулировании динамических процессов транспорта газожидкостных смесей по трубопроводам. Доклад на конференции по математике. Ханой, 23-25 декабря, 1999г.

38. Тхык Ф.Д, Шон Т.К. Исследование реологии насыщенных

газом нефтей. Азербайджанское нефтяное хозайство, №2, 1999 г.

39. Тхык Ф.Д., Шон. Т.К. Проблемы транспорта нефтей месторождений Белый Тигр и Дракон по подводным трубопроводам. Азербайджанское нефтяное хозайство, №6,1999г.

40. Тхык Ф.Д. и др. Эксплуатация подводных трубопроводов на месторождениях СП "Вьетсовпетро". РД, Вунгтау, декабря, 1999г.

41. Тхык Ф. Д. Применение фрактальных технологий в процессах нефтегазодобыче. Азербайджано-Вьетнамский Научный семинар, г. Баку, 12-15 января, 2000г.

42. Тхык Ф. Д. Полуэмпирическая модель двухфазного пробкового потока для условий транспорта высокопарафинистых нефтей. -М.: Нефтяное хозайство №3, 2000г.

43. Phung Dinh Thuc. The periodically pumping paraffinic cmde oil from the white Tiger field. Hanoi, Petro Vietnam Review, 1992.

44. Phung Dinh Thuc." Some Results in the Treatment and Transportation of Paraffin Crude oil in "Bach ho" Field. Petrovietnam Review, №l/l 994.

45. Phung Dinh Thuc & others. Pilot for researching restartability of pipeline for pumping waxy crude oil. Conference on Vietnam oil and gas industry 20 year development and prospects, Hanoi, 1995.

46. Phung Dinh Thuc & others. Using of two phase and threphase maker foams for discovering damage section of subsea pipeline. Bao cao tai 9th International on surface and colloid science. Sofia, Bulgaria, 6-12 July, 1997.

47. Phung Dinh Thuc & others. Problem der Wachselwirkung von grezflachenaktiven Mittein (Tensiden) bei der kustennahan Olforderung und Transportierung der hocherstarreden Erdöls durch Rohrleitungen in den. Bedingungen der küstennahen Zone in Süden Vietnams. Nachwuchstagen der // Kolloidund Grenzflachenforschung, Jülich, Germane, 3-4 June, 1998.

48. Phung Dinh Thuc, Karimov & others. Ecological problems of formation water recovery under the conditions of offshore oil-fields of J.V "Vietsovpetro". 9Ih International meeting of the International Humic

Substances Sosiety. 20-25 September, 1998, Adelaide, Australia

49. Phung Dinh Thuc & others. Determination of compatibility of surfactants used in oil recovery and its preharation for transportatio. 15th European Chemistry at Interfaces conference (ECIC) Israel, 18-22 October, 1998.

50. Phung Dinh Thuc, Boiko V.I., Nguyen Thuc Khang. Determination of areas of pipelines subjected to Internal corrosion with the purpose development of activities for their protection, 2nd ISOPE European offshore mechanics symposium, Moscow, 1999.

51. Phung Dinh Thuc, Duong Ngoc Hai & others. Rheological properties of emulsion of crude oil and water. Vietnam Journal of mechanics, Vol.21, №4, pp.213-230.

52. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son. A new Approach to study on thixotropic properties of waxy crude oils from Dragon and White Tiger fields offshore Vietnam. SPE Asia pacific oil & gas conference 20-24 / April, 1999, Jakarta, Indonesia.

53. Phung Dinh Thuc, Vugovskoi V.P., Nguyen Phan Phuc. Improvement of gethering system of gas-fluid mixture by changing flow pattern. French-Vietnamese Training scientific Workshop - Multiphase flow, application into oil-gas industry. Hanoi, 19-22 april, 1999. Selected Scientific Papers pp. 32-37.

54. Phung Dinh Thuc, Karimov, Dinh Van Long. Internal corosion protection for high pressure subsea pipelines in water injection system at

offshore oil fields White Tiger, 2nd ISOPE European offshore mechani symposium. Moscow, 1999.

Личный вклад, внесенный соискателем. 14 работ [1, 6, 7, 8, 1

12, 27, 34, 35, 36, 41, 42, 43, 44]- выполнены самостоятельно; работах [2, 4, 5, 9, 13, 15, 16, 19, 23, 28, 29, 31. 32. 33, 40, 52, 5! соискателыо принадлежат основные идеи, постановка зада' разработка методик решения, обобщение и анализ результатов; работах [3, 17, 20, 24, 38. 39, 45] - постановка задач, разработк методик и программ, проведение промыслово-экспериментальны работ; остальные работы принадлежат авторам в равной степени.

(\ Л 2рИ/Н

ФУНГ дин тхык

ВСР ЧЭНУБ ШЕЛФИНИН ;УКСЭК ПАРАФИНЛИ НЕФТИЛЭРИНИН НЭГЛИ ВЭ ЛЫРЫМ СИСТЕМИНИН ИШИНИН Е'ТИБАРЛЫЛЫГЫНЫН 1УКСЭЛДИЛМ9СИ ВЭ ТЭКМИЛЛЭШДИРИЛМЭСИНИН ЬИДРАВЛИК

ЭСЭСЛАРЫ

ХУЛАСЭ

Мэ'лумдур ки, бй]ук езлузгдэ вэ ]уксак дарэчэдэ парафишкцэ малик нефтлэрин суалты камэрлэрлэ нагл едилмаси, вурулан нефт ила атраф муьит арасында амала калан интенсив истилик мубадилэси, вэ натичада ахынын камэр бо]унча термоьидродииамик режимини кэскин суратдэ дэjишилмэcи сэбаби узундэи хс]ли муррэккаб вэ чатии олур.

1ухарыда ге]д сдилан шараитдэ вахтында хусуси тадбирлар кврулмэса, бору кэмари ила нефтин вурулмасы тамамилэ да]ана билар вэ нэьа]эт бору кэмари дона билэр.

Бору камэринин тэкрар иша бурахылмасы исэ бо]ук техноложи чэтишгаклэрлэ элагэдардыр.

Бундан алава, газ-ма]е гарышыгынын ьаракэти тауигин галхыб душмэси ила муша]эт олунур ки, бу да а]'ырычы (сепаратор) аваданлытын иш режимини позур.

Бу ьал дэниз jaтaглapы учун хусусила характерикдир, бела ки, бору кэмари бир бирилэ алагали сурэтдэ тэьчиз едилмиш об]ектлэр арасында газ-ма]с гарышыгынын ашагыдан jyxapы вэ jyxapыдaн ашага истигамэтлардэ ьаракат етдщ'и ьиссалардан ибарэтдир.

Тухарыда де]илэнлэрлэ алагэдар г^д едилмалидир ки, диссертасща иши 1^етнамын чанубундакы шелфинда суалты бору кэмэрлэри илэ б^ук озлулу]э вэ Зуксэк дэрэчэда парафинлща малик нефтлэрин _)ыгылмасы вэ нэгли системинин ишинин тэкмиллэшдирилмэси вэ е'тибарлылыгынын ]уксэлдШ1маси узрэ ьидравлик эсасларын ва техноложи ьэлларин ишлэнмэсинэ ьаср едилмишдир.

PHUNG DINH THUC

HYDRAULIC BASIS, IMPROVING AND INCREASING THE RELIABILITY OF GATHERING AND TRANSPORTATION SYSTEMS OF HIGH PARAFFIN OILS ON THE SOUTH VIETNAM SHELF

ABSTRACT

As is known, pumping over and transportation of high viscous and high paraffin oils have been complicated in pipeline layed under sea water. Between pumped over oil stream and surrounding environments the heat intensive exchange bring to sharp change of thermodynamical condition in the stream along the pipeline. In noted conditions if it would not take precaution specially in time the full stop of pumping- over with next hardening of pipeline should take place, the repeated starting of which has been connected with big technological difficulties.

Furthermore, moving of gas-liquid mixtures is accompanied with pulsation of pressure causing destruction of work regime of separate equipment, which is typical for offshore oil fields, as far as pipelines between objects have vertical zone with descending and ascending directions of moving of gas-liquid mixture.

In connection with account dissertation has been devoted to development of scientific hydraulic basis and technological decisions on improving and increasing the reliability of work system's collection, transportation of high viscous and high paraffin oils in submarine pipelines on the shelf of Vietnam