Особенности транспортировки высоковязкой нефти в условиях эксплуатации «горячего» трубопровода | Статья в сборнике международной научной конференции

Библиографическое описание:

Куспанов А. Б., Тюрин А. Н., Чурикова Л. А. Особенности транспортировки высоковязкой нефти в условиях эксплуатации «горячего» трубопровода [Текст] // Технические науки в России и за рубежом: материалы VII Междунар. науч. конф. (г. Москва, ноябрь 2017 г.). — М.: Буки-Веди, 2017. — С. 141-144. — URL https://moluch.ru/conf/tech/archive/286/13230/ (дата обращения: 24.06.2018).



Статья посвящена вопросам обоснования решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки нефти, дана оценка трубопроводной системы Казахстана, перекачивающих высоковязкие нефти. Авторы предлагают при определении параметров оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом, трубопровод и насосную станцию рассматривать как замкнутую систему с учетом взаимного влияния параметров движения нефти в трубопроводе и характеристик центробежных насосов, а также зависимости определяющих параметров от термодинамических режимов транспортирования.

Ключевые слова: нефтепровод, реологическая модель, термообработка, эксплуатационный режим, характеристика центробежного насоса

Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана.

Всего по трубопроводной системе транспортируется более 80 % всей добываемой в республике нефти. Основными нефтяными маршрутами являются: Узень — Атырау — Самара, Каламкас — Каражанбас — Актау, Жанажол — Кенкияк — Орск, Омск — Павлодар — Шымкент — Чарджоу.

В трубопроводной системе магистрального нефтепровода Узень — Атырау — Самара протяженностью 1500 км [1] транспортируют высоковязкую парафинистую нефть Мангистау, которая застывает при температуре +30°С. В связи с этим, при ее транспортировке осуществляется попутный огневой подогрев [2].

Осложнения, возникающие при эксплуатации трубопроводной системы по перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти, связаны с зависимостью вязкости от температуры. Но, при некоторых температурах возникает выпадение твердых фракций, а также может быть застывание нефти в трубопроводе, приводящее к полной остановке перекачки и значительным экономическим затратам на ее возобновление.

Перекачка нефтей при высоких температурах подчиняется законам Ньютона и являются ньютоновскими жидкостями, при перекачке которых коэффициент динамической вязкости не зависит от характеристик движения. Если температура понижается, то у нефти ряда месторождений проявляются свойства вязкопластичности [1]. К месторождениям, нефть которых проявляет похожие аномальные свойства, можно отнести следующие: Узень, Жетыбай, Тенгиз, Кумколь, Карачаганак, Мангышлак.

Актуальной научно-технической задачей является оптимизация системы «трубопровод — насосная станция». Исследуя данную систему, можно выделить критерий оптимальности. Принято разделять критерии оптимальности на две группы [2]: гидродинамические и технико-экономические.

На основе исследования реологических свойств конкретных типов нефти можно получить ее характеристики, необходимые для инженерных расчетов [2].

Исследования показывают, что улучшение реологических свойств нефтей зависимо от внутренних изменений в них, происходящих в результате термообработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, придающая нефти свойства твердого тела.

http://vunivere.ru/workbase/00/01/81/24/images/image037.png

Рис. 1. Восстановление оптимальной вязкости озексуатской (1) и жетыбайской (2) нефтей во времени после термообработки

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и статического или динамического состояния нефти в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения — в статике.

Учитывая, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и достигают значений, которые нефть имела до термообработки. Для озексуатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской — 45 (рис. 1). Поэтому не всегда достаточно термической обработки нефти один раз для эффективного перекачивания ее в системе трубопроводного транспорта. А также, капитальные вложения в пункт термообработки очень высоки.

Расчеты «горячих» трубопроводов, транспортирующим высоковязкие и высокозастывающие жидкости, имеют достаточно сложную схему решения. При «горячей» перекачке осуществляется подогрев нефти в печах промежуточных тепловых станций, что значительно увеличивает себестоимость трубопроводного транспорта нефти, а также ставит определенные проблемы надежности и экологической безопасности системы. Так как подогретая нефть со временем остывает, а специально обработанная нефть теряет временно улучшенные транспортабельные свойства, то как для «горячих», так и для любых неизотермических трубопроводов, должны рассчитываться:

1) время безопасной остановки τбо и пусковые параметры центробежных насосов (подача Q и давление Р) на момент возобновления перекачки;

2) время прогрева трубопровода τпр при пуске его из холодного состояния;

3) время безопасной работы τбр трубопровода на пониженных режимах (при временном уменьшении подачи насосов, снижении температуры нагрева перекачиваемой нефти и т.д.).

При расчетах эксплуатационных режимов неизотермических трубопроводов надо учитывать то, что такие системы практически не работают в проектных режимах по нескольким причинам, таких, как климатические изменения окружающей среды, сезонность загрузки системы, поэтапный ввод мощностей, старение и износ оборудования, падение производительности и т.д. Поэтому к теплогидравлическим расчетам таких трубопроводов предъявляются повышенные требования. Кроме обычного проектировочного теплогидравлического расчета необходимо выполнять расчеты нестационарных режимов. Динамические характеристики могут быть построены для жидкостей с различными реологическими моделями. Преимущество такого метода является то, что он позволяет учесть изменение подачи центробежных насосов вследствие изменения гидравлического сопротивления трубопровода.

Учитывая некоторые реологические свойства нефтей с высокой температурой застывания, может быть появление предельного напряжения сдвига при низких температурах. Поэтому снижение рабочей температуры потока жидкости может привести к возникновению «застойной зоны», которая уменьшает рабочее сечение трубопровода. Из чего следует, что при моделировании режимов работы неизотермического нефтепровода традиционное усреднение температур и скоростей по сечению неприемлемо.

Практика показывает, что результаты расчетов не могут дать точного совпадения с экспериментальными данными, поэтому необходимо повысить надежность вычислений.

Задача о расчете гидравлического поля внутри трубопровода сводится к определению потери напора на трение.

Но когда проводится перекачка с подогревом, в качестве критерия оптимальности принято использовать минимум общих эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев [3, 4]:

. (1)

Вторым условием, ограничивающим область потерь напора при перекачке с подогревом, является допустимая относительная погрешность:

(2)

где Н –потери напора в «горячем» трубопроводе по формуле В.И. Черникина;

Низ — для потери напора в изотермическом трубопроводе по формуле Лейбензона.

С учетом формул Черникина и Лейбензона для изотермического случая, параметров переменных величин Шу и ξ = m · u · (Tн — Tо), равный натуральному логарифму от максимальной поправки в осевом направлении, из формулы (2) получим формулу для определения допустимой относительной погрешности расчета потери напора на трение в случае «горячей перекачки» [5]

(3)

Построив ряд графиков при различных значениях получим искомые области значений, в которых расчет «горячих» трубопроводов можно вести по формулам классической гидравлики при изотермических условиях с погрешностями, не превышающими заданные.

Рис. 2. Области, соответствующие σдоп

Если точка с координатами (Шу, ξ) окажется ниже ограничивающей кривой, то расчет можно вести в изотермическом приближении [5]. Следовательно, при определении значений параметров оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом трубопровод и насосную станцию следует рассматривать как замкнутую систему, учитывая взаимное влияние параметров движения нефти в трубопроводе и характеристику центробежных насосов, а также зависимости определяющих параметров от термодинамических режимов транспортирования.

Литература:

  1. Абрамзон Л.С. Оптимальные параметры работы горячих трубопроводов / Л.С. Абрамзон // Нефтяное хозяйство. — 1979. — № 2. — с. 53–54
  2. Марон В.И. Гидродинамика и однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: учебное пособие / В.И. Марон. — М.: МАКС Пресс, 2009. — 344 с.
  3. Гаррис Н.А. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик [Электронный ресурс] / Н.А. Гаррис, Ю.О. Гаррис // Нефтегазовое дело. — 2003. — № 2. — Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Garris/Garris_3.pdf.
  4. Пшенин В.В. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов / В.И. Климко, В.В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 338–342.
  5. Пшенин, В.В. Критериальные уравнения теплообмена при перекачке с подогревом нефти и нефтепродуктов / В.И. Климко, В.В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 342–345.
Основные термины (генерируются автоматически): насосная станция, нефть, трубопровод, трубопроводная система, потеря напора, оптимальный режим перекачки, взаимное влияние параметров движения нефти, предварительный подогрев, допустимая относительная погрешность, реологическое свойство нефтей.

Ключевые слова

нефтепровод, реологическая модель, термообработка, эксплуатационный режим, характеристика центробежного насоса

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос