Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование рационального температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обоснование рационального температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти"

На правах рукописи

КЛИМКО Василий Иванович

ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ТЕМПЕРАТУРНОГО

РЕЖИМА ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩЕЙ НЕФТИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Авторефе р а т диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2014

005551589

005551589

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный».

Научный руководитель:

доктор технических наук, доцент

Николаев Александр Константинович

Официальные оппоненты:

Поляков Вадим Алексеевич — доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина», кафедра проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, профессор

Дзарданов Олег Игоревич -кандидат технических наук, ООО «Строительная компания ИМОНИКА», инженер производственно-технического отдела

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет»

Защита состоится 17 июня 2014 г. в 13 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru.

Автореферат разослан 17 апреля 2014 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ ПЕТУХОВ

диссертационного совета V ' \ Александр Витальевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

Основной особенностью высоковязкой и

высокозастывающей нефти является резкое увеличение вязкости при температуре застывания, которая зачастую превышает температуру окружающего грунта при трубопроводном транспорте.

В настоящий момент существует ряд способов транспортировки высоковязкой и застывающей нефти и нефтепродуктов по трубопроводу. Наибольшее распространение получил метод перекачки с предварительным подогревом нефти по подземному трубопроводу - «горячему» нефтепроводу. В современных рыночных условиях данный метод характеризуется весомыми затратами энергии и природных ресурсов, связанными с необходимостью значительного увеличения температуры больших объемов перекачиваемой нефти. В связи с этим существует потребность в:

- совершенствовании методики расчета эксплуатационных режимов перекачки нефти по «горячим» нефтепроводам с учетом изменяющихся реологии, температуры и скорости движения нефти;

- разработке методики выбора рациональной температурой предварительного подогрева, влияющей на выбор режима транспортирования нефти.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов.

Идея работы.

Повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов достигается выбором рационального температурного режима перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти с учетом изменения ее реологических характеристик.

Основные задачи исследования

1. Исследовать реологические характеристики высоковязкой и высокозастывающей нефти, перекачиваемой по подземному нефтепроводу.

2. Разработать физико-математическую модель процесса теплообмена с учетом гидродинамики потока и реологической

3

модели исследуемой нефти для стационарного режима работы нефтепровода.

3. Установить зависимость для расчета коэффициентов гидравлических сопротивлений при неизотермическом движении высоковязкой нефти в структурном и турбулентном режимах по нефтепроводу Узень-Атырау-Самара.

4. Разработать методики расчета температурных режимов работы «горячего» нефтепровода при неизотермическом движении высоковязкой и высокозастывающей нефти в структурном и турбулентном режимах.

Научная новизна работы

1. Разработана физическая и математическая модели теплообмена с учетом влияния изменения реологических свойств перекачиваемой нефти и смещения профиля скорости потока по поперечному сечению трубопровода.

2. Получено критериальное уравнение для определения коэффициента теплоотдачи от перекачиваемой нефти к стенке трубопровода при структурном режиме движения.

3. Получена зависимость для расчета коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом течении высоковязкой и высокозастывающей нефти для структурного и турбулентного режимов движения потока.

Научные положения, выносимые на защиту

1. Величина коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом течении нефти по подземному нефтепроводу определяется произведением соответствующего коэффициента при изотермическом течении, показателя, определяемого как отношение критерия Прандтля при температуре потока к критерию Прандтля при средних значениях температуры стенки трубы на заданном участке и параметров, учитывающих неизотермичность перекачки по длине трубопровода, что позволяет повысить точность расчета режимов транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти.

2. Рациональную температуру предварительного подогрева при неизотермическом течении высокозастывающей и высоковязкой

нефти следует определять в зависимости от режима движения и совокупных эксплуатационных затрат в условиях сохранения планового объема перекачки.

Методика исследований

В основе проведенных исследований состоит системный подход к изучаемым объектам и явлениям. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, содержащий: анализ и обобщение теоретических и экспериментальных трудов по эксплуатации трубопроводов, транспортирующих высоковязкую и высокозастывающую нефть; теоретический анализ, методы математической статистики, математическое моделирование, статистические методы планирования и обработки экспериментальных данных, исследования в лабораторных и производственных условиях,

Достоверность научных положений обоснована и подтверждается использованием современных методов при проведении исследований, а также достаточной сходимостью теоретических и экспериментальных данных. Погрешность полученных зависимостей не превышает 5%.

Практическая ценность работы

1. Разработана методика расчета температурных режимов работы подземного нефтепровода для неизотермического движения высоковязкой и высокозастывающей нефти.

2. Разработан способ прокладки подземного трубопровода, снижающий влияние окружающей среды на температурный режим работы нефтепровода (решение о выдаче патента на изобретение от 11.03.2014 по заявке №2013121510/06(031632)).

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на:

VII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2011» (г. Уфа, 1011.11.2011)

VI Петербургском международном инновационномфоруме, «ПМИФ-2013» (г. Санкт-Петербург, 2-4.10.2013)

III Научно-практической конференции молодых ученых РАН

«Фундаментальная и прикладная наука глазами молодых ученых. Успехи, перспективы, проблемы и пути их решения» (г. Санкт-Петербург, 3-5.06.2013)

VII Санкт-Петербургском конгрессе "Профессиональное образование, наука, инновации в XXI веке" (г. Санкт-Петербург 27.11-28.11.2013)

Разработки, полученные в ходе выполнения исследования, были представлены на:

Финале конкурса «Бизнес инновационных технологий (БИТ) Северо-Запад -2013» (г. Санкт-Петербург, 19.06.2013)

Конкурсе Лучших инновационных проектов в сфере науки и высшего профессионального образования Санкт-Петербурга в 2013г.

Конкурсе проектов Форума молодых специалистов в области инноваций (г. Санкт-Петербург, 10.11.2013)

Финальном мероприятии программы «Участник молодежного научно-инновационного конкурса» (УМНИК) (г. Санкт-Петербург, 06.12.2013) Публикации

По теме диссертации опубликовано три научные работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий ВАК Минобрнауки России; получено решение о выдаче патента. Личный вклад соискателя

Автором разработана математическая модель теплообмена потока нефти со стенками трубопровода; получено критериальное уравнение для определения коэффициента теплоотдачи от потока высоковязкой и высокозастывающей нефти к стенке трубопровода; разработана методика расчета теплового режима подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть; разработаны методики исследований реологических характеристик перекачиваемой нефти и температурного режима работы подземного нефтепровода. Реализация результатов работы

Разработанная методика расчета теплового режима может быть использована на предприятиях нефтегазовой отрасли, осуществляющих эксплуатацию нефтепроводов, транспортирующих

высоковязкую и высокозастывающую нефть, при проектировании и сооружении аналогичных трубопроводов. Разработанный способ прокладки подземного трубопровода может быть применен при строительстве нефтепроводов в болотистой и обводненной местности для снижения тепловых потерь в окружающую среду и снижения дальнейших эксплуатационных затрат.

Научные и практические результаты исследования могут быть использованы при проведении учебных занятий Горного университета в дисциплине «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» студентам специальности 130501 и направления подготовки 131000.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, изложена на 146 страницах текста, содержит 40 рисунков, 23 таблицы, список использованных источников из 131 наименования, 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы работы, отражена необходимость проведения теоретических и экспериментальных исследований, выявлена научная новизна, определены объект и предмет исследования.

В первой главепроводится сравнительный анализ теоретических и практических исследований процесса транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводу.

В настоящее время существует ряд методик для гидравлического и теплового расчета работающего в неизотермических условиях трубопровода. Большой вклад в развитии теоретической базы в данном направлении внесли следующие ученые и специалисты: В.Г. Шухов, JI.C. Абрамзон, В.И. Черникин, B.C. Яблонский, П.И. Тугунов, B.JI. Нельсон, В.Ф. Новоселов, H.A. Гаррис, А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Марон,

B.Е. Губин, А.К. Галлямов, В.А. Юфин, В.М. Агапкин, P.A. Алиев,

C.М. Коли, А.А Ароне, Ф. Джил, Ф. Карг и др.

Наиболее распространенным в настоящее время является способ перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти с предварительным подогревом, называемый перекачкой по «горячему» нефтепроводу. Среди научных трудов, посвященных анализу «горячей» перекачки, следует отметить работы А.Ф. Юкина, С.Ю. Трапезникова, П.В. Федорова, К.Ю. Штукатурова, В.В. Новоселова и др.

Проведен анализ существующих в отечественной и зарубежной литературе методов гидравлического и теплового расчетов процесса перекачки высоковязких жидкостей.

Рассмотрены методы теплового расчета нефтепроводов, работающих в неизотермическом режиме.

Существующие методики оставляют место для творческого поиска и научных исследований ввиду значительного числа допущений и вносимых погрешностей.

Выполненный анализ показал необходимость проведения исследования реологических свойств перекачиваемой нефти, теплового взаимодействия трубопровода, работающего в неизотермических условиях, с окружающей средой. Это обусловлено необходимостью вывода критериальных уравнений для движения нефти в структурном режиме, создания методики расчета теплового режима работы нефтепровода и обоснования выбора рациональной температуры предварительного подогрева.

Во второй главе приводятся теоретические исследования реологических особенностей высоковязкой и высокозастывающей нефти, выполнен анализ влияния изменения реологических характеристик и температурного режима на гидравлическое сопротивление трубопровода. Разработана математическая модель процесса теплообмена при перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводу.

Перенос вещества и энергии в потоке жидкости неразрывно связан с его структурой и кинематическими особенностями. Осуществление качественной и количественной оценки тепломассопереноса требует анализа теоретических и экспериментальных данных по теплоотдаче и изменению

кинематики потока высоковязкой и высокозастывающей нефти.

Аналитическое решение уравнения теплопереноса следует рассматривать в сечении трубопровода, состоящем из участков с квазиизотропными реологическими характеристиками нефти. Для подобного сечения при установившемся течении будет справедливо уравнение Фурье-Кирхгофа, имеющее вид

ОХ

д2Т д2Т ■ +

2

У

ду2 дг

где Ср - объемная теплоемкость нефти; ^-осевая скорость

движения нефти; Я -коэффициент теплопроводности.

Уравнение (1) используется для развитого потока, что позволяет нам предложить реологическую модель нефти как жидкость, в которой распределение тепла теплопроводностью по оси сравнительно мало по сравнению с теплом, переносимым в результате конвекции.

Анализ экспериментальных исследований позволяет принять зависимость профиля скорости 1РХ от величины безразмерного радиуса в цилиндрический координатах в следующем виде

Wx=2Wcp{\-R1), (2)

(1)

г

где Я - — ; \Уср- средняя по сечению скорость; га - радиус трубы;

г - текущий радиус.

Обработка экспериментальных данных, основанных на изучении движения глинистых суспензий и цементных растворов, являющихся вязкопластичными жидкостями и близких по реологическим характеристикам к высоковязкой и высокозастывающей нефти, позволило выявить зависимость скорости от угла ср (рисунок 1) в виде

\¥х =2ЖСР(1-Д2)-со8

где 0<|(р I < 180° .

V

(3)

V -V

Рисунок 1 Модель потока в цилиндрических координатах

Поскольку процесс движения нефти и теплообмена происходит по протяженному трубопроводу, уравнение (3) необходимо представить в цилиндрической системе координат

1WCP(\- Я2) ■ cos

г(рЛдТ

K.3J

дх

■ а

д2Т 1 дТ 1 д2Т +--+

дг2

дг

дер2

= а • V2r,(4)

где а = Я/(ср); r-текущий радиус; ф-угол, отсчитываемый от вертикали ; Wcp - средняя скорость перекачки нефти; х - координата, Уравнение (4) может быть записано для некоторой разности температур (Т - Тс), где в качестве постоянной температуры Тс выбираем температуру стенки трубопровода, считая ее постоянной и заданной

при г = г0, Т ( г0, ф, х)= Гс = const. (5)

Приводя уравнение (5) к безразмерному виду введем новые безразмерные переменные

Т(г, ср, х)-Тг „ а-х

<9 =

Т -Т

1 0 1 с

X

2 Wcprc2

(6)

где Т0 - значение температуры нефти на входе в трубопровод.

Используя величины в,Я,Х в качестве новых переменных, приведем уравнение (4) к безразмерной форме

ср дв д2в 1 дв 1 д2в

(1 — Z? ) cos—-= —г + —— +

V У dRl RdR R2 а_2

(7)

3 дХ дЯ2 Я дЯ Я2 дер2 Уравнение в частных производных имеет единственное решение в случае верно заданных граничных условиях. Примем

граничные условия, соответствующие характерным особенностям эксплуатации «горячих» нефтепроводов.

1. Температуру внешней поверхности трубопровода считаем заданной и равной Тс. В безразмерных координатах граничное условие (5) имеет вид

при Я=1 , 0(ср,х)=О. (8)

2. В начальном сечении трубопровода (х=0) нефть поступает, имея начальную температуру Т0, равномерно распределенную по всему сечению

при х = 0, Т(г,ф) = Т0, в{Я,(р) = 1. (9)

3. Температура на оси трубопровода ограничена, поскольку Т0 - Тс является максимальным значением разности температур, поэтому

при R = О, 0((p,x)<emm= const. (Ю)

Проводя интегрирование уравнения (7) воспользуемся сверткой функции по координате х

V

(1-Д2).cos ^ -(0-l) = l-V20.

(П)

V jy

Данная функциональная зависимость включает само уравнение баланса энергии (7) и указанные граничные условия (8)-(10). Интегральная форма для любого поперечного сечения будет иметь вид

/ю- я

(l-/?2)cos

V

(О 1 л а 1 дв дв (в -\)-в + — +---+

V ^ J R дер дер

п дв дв + R----

dR SR

(12)

RdRdcp.

Дифференцируя, представим первое приближение для температуры в следующем виде

8(Х). (13)

Окончательно первое приближение имеет вид

>2

в. = 1,582-(1-Дг)-соз

е™. (14)

Ф

чЗу

Для оценки величины ошибки, возникающей при применении указанной формулы расчета по первому приближению, вычислим среднюю температуру потока нефти

\\WJMM*

в = Лт=-=--= 0.9479-е48'45* .(15)

ф Цш^стаср ^ -1.3345

Оценка погрешности получится, если положить X = 0. Для погрешности в 0% 9 должна равняться единице

вср= 0.9479= 0.95. Из указанного видно, что приближенное решение в данном виде дает ошибку порядка 5%.

Определим коэффициент Нуссельта, используя значение средней температуры

Ни.-^А

е дя

ср

2-1,583-<Г18-45-Ч-2£)| (р_ 0,9479 • е'КЛ5Х I** 008 3 ■ 1 '

Из (16) следует, что параметр Нуссельта в зависимости от

12

угла ф может изменяться в пределах от 6.68 до 3.34. При этом среднее значение в указанных пределах равно Ыи=5.

Процесс тепломассопереноса моделируется в цилиндрической системе координат симметрично относительно плоскости ф =0, при этом уравнение тепломассопереноса выглядит следующим образом

гд2Т 1 дТ

—Г +--

удг г дг

+ -

Яп д2Т г2 дер2

ге[0;1] ;<ре[0;тг] Начальные и граничные условия: по оси (х):

Т\ =Т

1 *=о ио

, л , дТ по радиусу (г) . Ап — дг

г=\

(Т т I \ дТ ог

— 0 ;

(17)

(18) (19)

г=0

по углу поворота ((р) :

дТ_ дер

ср = 0

<р = тс

В среде \4atLab было проведено моделирование, результаты которого представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 - Результаты расчета безразмерной температуры по поперечному сечению нефтепровода

Определение коэффициента гидравлического сопротивления при перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти производилось с учетом предварительного исследования реологических свойств нефти, перекачиваемой по «горячему» нефтепроводу Узень-Атырау-Самара.

Предварительные результаты экспериментов показали, что законы движения для подобной нефти описываются уравнением Балкли-Гершеля. В таком случае для всей зоны структурного режима течения коэффициент гидравлического сопротивления может быть представлен в виде

_ /М^У

I Яе ,

Я

(21)

где И - параметр Ильюшина, равный И =

■с1

ср

•м

Выражение (22) принято представлять через обобщенное число Рейнольдса таким образом, что коэффициент гидравлического сопротивления будет рассчитываться по формуле

- 64

А= —г. (22)

где

Яе* =

Яе

1 + К

Яе

- обобщенный критерий Рейнольдса; ТУ - число,

N

определяемое экспериментально.

Для турбулентного режима коэффициент гидравлического сопротивления при неизотермическом течении будет определяться с учетом изменения температуры и реологических свойств нефти по длине трубопровода.

В конечном итоге формула определения коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом режиме движения будет иметь вид

Лт = Ат -Я

В

У Г ЛТ, Л"

е

(23)

где /ла и /л , - соответственно вязкости при средней величине температуры стенки трубопровода и средней температуре в потоке нефти; А - поправка на разницу температуры окружающей среды

•У

в сечении 1 и сечении 2; А - число, определяемое в ходе

реологических исследований нефти; Ть Т2 - соответственно температура в 1 и 2 сечении.

Коэффициент гидравлического сопротивления при изотермическом течении нефти принято определять по формуле

Г „ „ Л»*

Я = а

(24)

8 ■ Яе И + 2-(\ + ^9 + и);

где а = 0,041 • Не~0'28; Ъ* = 2,23 • Яе"0'35; Не = Ые - И .

В третьей главе разработана и приведена методика экспериментальных исследований температурных режимов работы подземного нефтепровода и результаты проведенных исследований.

Для решения поставленной задачи был проведен ряд экспериментов на российском участке нефтепровода Атырау-Самара. Установленные на трубопровод термопары замеряли температуру стенки трубопровода в 4х точках (рисунок 3).

41,6

+40,1

39.6

+39.2

Рисунок 3 - Распределение температур по сечению трубопровода

Также проводились измерения температуры окружающего грунта непосредственно у НПС Большая Черниговка и ЛПДС Самара, исследования температуры застывания

15

перекачиваемой нефти и фиксация температуры ухода нефти со станции Б. Черниговка и прихода на ЛПДС Самара. Данные собирались ежесуточно и приведены на рисунке 4.

Исследования реологических свойств перекачиваемой высоковязкой и высокозастывающей нефти проводились на вискозиметре КЬсс^ея! 4.1 и позволили подтвердить гипотезу о наличии начального напряжения сдвига в данной нефти (рисунок 5).

Г, с-1

Рисунок 5 - Реологические кривые для нефти при различных значениях ее температуры Проведенные реологические исследования позволили получить зависимости для определения коэффициента динамической вязкости и начального напряжения сдвига с погрешностью порядка 1% в следующем виде

[л = 8 9,02 е-0'0495 г0 = 11.81 бе"0'204 г. (25)

В ходе эксперимента по определению коэффициента гидравлических сопротивлений снимались такие характеристики, как производительность за 2 часа работы, ежечасный расход, потребляемая мощность, суточный расход, давление на входе и выходе с насосной станции, КПД и т.д.

•Грунту НПС Б.Черниговка • Нефть на входе в ЛДПС Самара-2 температура застывания нефти

Дата, су т.

--Грунт у ЛДПС Самара-2

Нефть на выходе из НПС Б.Черниговка

Рисунок 4 - Распределение температур окружающего грунта и нефти на участке Б. Черниговка - Самара

Планирование эксперимента проводилось по методике Протодьяконова и Тедера, что позволило сократить число опытов. В ходе проведенных исследований была установлена величина коэффициента Ы, используемого в формуле расчета числа Ильюшина. Величина среднеквадратического отклонения составила 3,7%, следовательно, полученное число N=6,34 можно принимать для проведения инженерных расчетов.

Проведенные экспериментальные исследования

коэффициента теплоотдачи позволили выявить критериальное уравнение для определения коэффициента теплоотдачи от нефти к стенкам трубопровода при движении в структурном режиме в следующем виде

Ыи = 0,0043 • 11е0'8 • Рг°'43 ■

'IV4-33

(26)

Погрешность полученной зависимости не превышает 5%.

В четвертой главе приводится описание методики расчета рациональной температуры предварительного подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти, описание способа прокладки подземного нефтепровода и расчет экономической эффективности проведенных исследований.

На основе полученных экспериментальным путем уравнений теплообмена и реологических характеристик перекачиваемой высоковязкой и высокозастывающей нефти разработана методика расчета температуры предварительного подогрева нефти исходя из условия обеспечения планового объема перекачки нефти и критической длины участка, на котором нефть движется в структурном режиме с образованием ядра потока.

Методика позволяет определить требуемую величину начальной температуры нефти на выходе из пункта подогрева, гидравлические потери по длине трубопровода, а также оценить общие тепловые потери при осуществлении перекачки.

В главе представлено описание способа прокладки подземного нефтепровода, обеспечивающего относительное

постоянство свойств окружающего грунта путем укладки трубопровода в заранее подготовленный грунт и защиты уложенного трубопровода и грунта гибкими коврами из синтетических материалов, что позволяет значительно сократить тепловые потери на границе грунт-воздух (грунт-снежный покров).

Проведенный технико-экономический анализ позволил оценить величину экономии от снижения объема тепловых потерь при транспортировки нефти с предварительным подогревом.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что реологическая характеристика высокозастывающей и высоковязкой нефти, перекачиваемой по подземным нефтепроводам соответствует модели Балкли-Гершеля. Неньютоновские свойства проявляются при температуре жидкости ниже 15 °С. Получены формулы для определения динамической вязкости и напряжения сдвига в зависимости от температуры.

2. Разработана физико-математическая модель процесса теплообмена высокозастывающей и высоковязкой нефти с учетом гидродинамики потока и реологической модели на основе уравнения теплового баланса Фурье-Кирхгофа.

3. Уставлены зависимости, необходимые для расчета коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом движении высокозастывающей и высоковязкой нефти в структурном и турбулентном режимах течения. Для структурного режима величина коэффициента гидравлического сопротивления представлена в виде функции числа Ильюшина и параметра К, определяемого экспериментальным путем. Для турбулентного режима коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается с учетом изменения температуры перекачиваемой нефти как по длине, так и по сечению трубопровода с учетом погрешности на различия в температуре грунта между начальным и конечным пунктом. Установлена зависимость определения безразмерного параметра Нуссельта, погрешность которой значительно ниже расчетной величины, полученной по формуле М.А. Михеева.

4. Оценку температурных режимов работы подземного нефтепровода при неизотермическом режиме перекачки следует проводить исходя из условия снижения температуры предварительного подогрева до такой величины, при которой расчетная конечная температура нефти не менее чем на 26% выше температуры застывания. Технико-экономический расчет подтвердил наличие экономической выгоды при проведении данных мероприятий.

Наиболее значимые работы по теме диссертации:

В изданиях из перечня, рекомендованных ВАК Мннобрнауки России

1. Климко, В.И. Выбор оптимальной температуры подогрева при "горячей" перекачке нефти и нефтепродуктов / В.В. Пшенин, В.И. Климко // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2013.-№8.-С. 43-47.

2. Климко, В.И. Критериальные уравнения теплообмена при перекачке с подогревом нефти и нефтепродуктов / В.В. Пшенин,

B.И. Климко // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2013. - № 8. - С. 33-36.

3. Климко, В.И. Критериальные уравнения для числа Нуссельта при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов с использованием подогрева / В.В. Пшенин, В.И. Климко // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. - № 3. -

C. 24-25.

Получено решение о выдаче патента на изобретение от 11.03.2014 г. по заявке 2013121510 Российская Федерация, Способ прокладки подземного трубопровода [Текст] / Климко В.И., Николаев А.К., Тарасов Ю.Д. (Россия) ; заявитель ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»; пат. повер. Яковлев А.П. -№ 2013121510; заявл. 07.05.2013 - 5 с.

РИЦ Горного университета. 16.04.2014. 3.288. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Климко, Василий Иванович, Санкт-Петербург

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

04201459876

На правах рукописи

Климко Василий Иванович

ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩЕЙ НЕФТИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук,

доцент А.К. Николаев

Санкт-Петербург - 2014

Оглавление

Введение...............................................................................................................4

Глава 1 Анализ изученности трубопроводного транспорта высокозастывающей и высоковязкой нефти......................................................7

1.1 Общая характеристика систем трубопроводного транспорта...............7

1.2 Технологии транспортировки высоковязкой и высокозастывающей нефти................................................................................................................11

1.2.1 Попутный подогрев.............................................................................11

1.2.2 Перекачка с использованием депрессорных присадок.....................15

1.2.3 Перекачка в смеси с маловязким разбавителем................................22

1.2.4 «Горячая» перекачка...........................................................................26

1.3 Анализ методов гидравлического расчета «горячих» нефтепроводов... 31

1.4 Анализ методов теплового расчета «горячих» нефтепроводов..............36

1.5 Цели и задачи исследования.....................................................................43

Глава 2 Теоретические исследования процесса транспортировки нефти по «горячему» трубопроводу..................................................................................45

2.1 Реологические модели высоковязкой и высокозастывающей нефти.....45

2.2 Исследование режимов движения нефти по «горячему» нефтепроводу56

2.3 Исследование влияния температурного режима на гидравлическое сопротивление.................................................................................................63

2.4 Математическая модель процесса теплообмена при перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводу....................72

Глава 3 Экспериментальные исследования процесса транспортирования нефти...................................................................................................................81

3.1 Исследование реологических свойств высоковязкой и высокозастывающей нефти............................................................................81

3.2 Исследование коэффициента гидравлического сопротивления.............98

3.3 Исследование коэффициента теплоотдачи............................................102

Глава 4 Рекомендации по выбору рациональной температуры подогрева

высоко вязкой и высокозастывающей нефти..................................................106

4.1 Методика расчета температурных режимов работы подземного «горячего» нефтепровода.............................................................................106

4.2 Рекомендации по прокладке подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть...........114

4.3 Технико-экономическая эффективность выполненных исследований 118

Заключение.......................................................................................................125

Список литературы..........................................................................................127

Приложение А............................................Ошибка! Закладка не определена.

Введение

Согласно данным Генерального плана развития нефтяной отрасли до 2020 года 67% запасов относятся к трудноизвлекаемым, из которых 13% приходится на долю высоковязкой нефти (рисунок 0.1).

Основной целью развития нефтяной отрасли России до 2020 года является ввод в разработку объектов, залегающих в сложных геологических условиях, применение новых методов повышения нефтеотдачи и роста добычи высоко вязкой нефти.

Подгазовые зоны

Высоковязкие нефти __

Малопроницаемые коллектора <0,05мкмг

Рисунок 0.1 - Доля активных запасов нефти в России (АВСО

Трудноизвлекаемые - 67%

Анализ данной стратегической цели позволяет увидеть необходимость развития методов транспортировки высоковязкой нефти ввиду запланированного повышения объема ее разработки и добычи.

Действующие магистральные трубопроводы в условиях постоянного повышения износа оборудования могут обеспечивать безаварийный режим работы за счет снижения рабочего давления, что, в свою очередь, приводит к снижению пропускной способности нефтепровода. При этом объемы добычи ежегодно растут и трубопроводный транспорт должен постоянно увеличивать пропускную способность. Наиболее распространенным методом

транспортировки высокозастывающей нефти был и остается способ «горячей» перекачки.

Актуальность совершенствования методологии расчета «горячих» нефтепроводов подтверждается современными заказами на проведение научно-исследовательских работ в области разработки методики определения температурных режимов и времени безопасной остановки магистральных нефтепроводов. Одним из примеров является тендер на разработку методики определения безопасного времени остановки для магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение - НПС-Пурпе» с учетом температуры окружающей среды, проводимый АК «Транснефть» в 2009 г.

Экономической эффективностью, техническими особенностями и совершенствованием технологии «горячей» перекачки в разное время занимались такие выдающиеся ученые, как В.Г. Шухов, Л.С. Абрамзон, В.И. Черникин, B.C. Яблонский, П.И. Тугунов, B.JI. Нельсон, В.Ф. Новоселов, В.А. Юфин, В.М. Агапкин, P.A. Алиев, С.М. Коли, A.A. Ароне, Ф. Джил, Ф. Карг и др.

Анализ ранее проведенных исследований приводит к выводу о наличии прямой зависимости эффективности транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти по «горячим» нефтепроводам от верно выбранного режима работы. В первую очередь это касается температуры предварительного подогрева и автоматического регулирования числа работающих насосов на нефтеперекачивающей станции.

При этом вопросы перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти по подземным трубопроводам в неизотермических условиях изучены не достаточно широко для их решения в инженерной практике. В «горячих» трубопроводах наиболее актуальным является вопрос учета искажения профиля скоростей, структурообразования и смещения теплового потока по сечению трубопровода. Игнорирование указанных вопросов при выборе режима перекачки приводит к излишним затратам на подогрев нефти,

ошибкам расчета режимов работы и низкой эффективности эксплуатации «горячего» нефтепровода.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов.

Идея работы.

Повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов достигается выбором рационального температурного режима перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти с учетом изменения ее реологических характеристик.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Величина коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом течении нефти по подземному нефтепроводу определяется произведением соответствующего коэффициента при изотермическом течении, показателя, определяемого как отношение критерия Прандтля при температуре потока к критерию Прандтля при средних значениях температуры стенки трубы на заданном участке и параметров, учитывающих неизотермичность перекачки по длине трубопровода, что позволяет повысить точность расчета режимов транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти.

2. Рациональную температуру предварительного подогрева при неизотермическом течении высокозастывающей и высоковязкой нефти следует определять в зависимости от режима движения и совокупных эксплуатационных затрат в условиях сохранения планового объема перекачки.

Глава 1 Анализ изученности трубопроводного транспорта высокозастывающей и высоковязкой нефти

1.1 Общая характеристика систем трубопроводного транспорта

На сегодняшний день наиболее распространенным видом транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти и нефтепродуктов является трубопроводный транспорт. Железнодорожный и морской способ транспортировки применяется значительно реже, что обусловлено наличием технологических ограничений, связанных с высокой температурой застывания нефти и необходимостью внедрения усиленной изоляции или подогрева технологических емкостей.

Наиболее серьезные осложнения при трубопроводном транспорте высоковязкой и высокозастывающей нефти связаны с существенной зависимостью вязкости от температуры. Кроме того, при определенных температурах возможно выпадение твердых фракций, а также застывание нефти в трубопроводе, приводящее к полной остановке перекачки и значительным затратам на ее возобновление.

При высоких температурах большая часть перекачиваемой нефти является ньютоновскими жидкостями, при перекачке которых коэффициент динамической вязкости не зависит от характеристик движения. С понижением температуры у нефти ряда месторождений начинает проявляться вязкопластичность. К месторождениям, нефть которых проявляет подобные аномальные свойства, можно отнести следующие: Ромашкинское, Усинское (Российская Федерация), Узень, Жебыбай, Тенгиз, Кумколь, Карачаганак, Мангышлак (Республика Казахстан) и др.

Из-за значительного различия в составах и свойствах сырой нефти вышеперечисленных месторождений трудно дать конкретные рекомендации по созданию и выбору реологической модели, которая была бы целесообразной для широкой группы углеводородов. Только на основе

исследования реологических свойств конкретных типов нефти можно получить ее характеристики, необходимые для инженерных расчетов.

На территории Российской Федерации и Республики Казахстан действует ряд неизотермических магистральных трубопроводов, перекачивающих высоковязкие и высокозастывающие нефти. На таких нефтепроводах применяются различные технологии перекачки - например, на нефтепроводах Уса-Ухта-Ярославль и Кумколь-Каракоин-Шымкет для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки, а на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара используются печи для нагрева нефти, осуществляющие технологию «горячей» перекачки.

В зимнее время, особенно в периоды аномальных заморозков, температура в нефтепроводе может значительно снижаться. Это, в свою очередь, может привести к значительному возрастанию гидравлического сопротивления, остановке перекачки и «застыванию» трубопровода.

В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка по которому зимой останавливается на 2-3 месяца, несмотря на добавление депрессорных присадок, позволяющих повысить транспортабельность перекачиваемой нефти.

Магистральный нефтепровод Уса-Ухта в зимний период времени работает на пределе возможностей, поскольку модернизация парка насосно-силового оборудования, проводимая с целью увеличения напора и производительности перекачки, ограничена предельным напором самого трубопровода.

Следует отметить, что тепловой расчет горячего трубопровода довольно сложен, поскольку эксплуатация трубопровода зависит от многих факторов, начиная от реологических характеристик нефти и заканчивая меняющимися во времени метеорологическими условиями. Поэтому в процессе эксплуатации трубопровода приходится постоянно в оперативном порядке корректировать технологический процесс перекачки и регулировать тепловой режим работы трубопровода.

В таблице 1.1 представлены системы зарубежных и отечественных трубопроводов по которым перекачиваются высоковязкие и высокозастывающие нефти и нефтепродукты [60].

Таблица 1.1 - Крупнейшие трубопроводные системы транспорта

высоковязкой и высокозастывающей нефти.

Трубопровод Длина, км Диаметр, мм Продукт <2, млн.т/год Способ перекачки

Рио-Зулия - Сайта-Мария (Колумбия) 480 250 Нефть, Ъ=30 С 1,45 обычный

Танджунг-Балнкпапан (Индонезия) 238 500 Нефть, 1,=41 С 3,66 гидротранспорт (30% воды)

Джилон-Ньюпорт (Австралия) 56 200 Мазут с подогревом

Трекате - Турин (Италия) 78 250 Мазут, 1,-24 С с подогревом

Трекате - Арлуно 16 300 Мазут, и—24 С с подогревом

Трекате - Турбичо 13 130 Мазут, и=2А С с подогревом

Долина - Дрогобыч 58 250 Нефть с подогревом

Кум-Даг - Красноводск 220 300 Нефть, ^=24 С с подогревом

Узень-Жетыбай-Шевченко (Казахстан) 141 500 Нефть, и=21 С с подогревом

Надхоркатья-Ганхати (Индия) 402 400 Нефть, и=32 С 3,25 термообработка

Ганхати - Барауни (Индия) 756 350 Нефть, и=Ъ2 С 2,35 с подогревом

Бейкрсфильд - Мартинец (США) 413 250/300 Нефть 1,7 с подогревом

Лумбертон-Мобиль(США) 142 350 Нефть 2,5 с подогревом

Ллойдминстер - Хардисти (Канада) 116 200 ' Нефть 2,5 в смеси с газовым конденсатом (22,5%), зимой дополнительно подогревается

Как видно, большинство из этих трубопроводов работают в режиме подогрева перекачиваемого продукта.

В целом, все используемые в настоящее время способы и методы перекачки можно представить в виде схемы (рисунок 1.1).

X

2 с

и Ы ей н

о <и X

о и а

3 ш э

в

сг

«

в н

и а. и с «3 го §

§ о и

о К м

о

2

Сезонных

Суточных

Без непосредственного контакта носителя и перекачиваемой нефти

С непосредственным контактом носи геля и перекачиваемой нефти

Комбинированная

С гидродинамическим поддерживаемым пристенным слоем

В виде стабилизированной присадки эмульсии нефти в воде

С помощью комбини-рованного улучшения свойств

С помощью газонасыщения

С помощью добавления жидких разбавителей

С помощью механического воздействия

Но трубопроводам без тепловой изоляции

_ По теплоизолированным трубам _

1.2 Технологии транспортировки высоковязкой и

высокозастывающей нефти

1.2.1 Попутный подогрев

Способ попутного обогрева трубопроводов, перекачивающих высоковязкую и высокозастывающую нефть, берет свое начало из предложенного В.Г. Шуховым способа подогрева нефти отработанным паром паровых насосов. В дальнейшем данный способ развился в систему спутникового путевого подогрева нефти, при котором в трубопровод-спутник, прокладываемый как внутри самого нефтепровода, так и снаружи, закачивался теплоноситель, в качестве которого выступал пар и перегретая вода, позволяющая осуществлять попутный обогрев нефти.

Подобные системы обогрева обладают рядом недостатков, среди которых особо значимыми являются сложность в регулировании тепловых режимов и ресурсоемкость.

Разработка и внедрение экономически эффективных систем электроподогрева трубопровода позволило системам путевого подогрева выйти на новый качественный уровень.

Анализ существующих систем попутного теплового сопровождения трубопровода [12, 16, 53, 66, 92, 106] позволяет классифицировать их следующим образом (рисунок 1.2).

Различие в источниках тепла обусловливает деление систем электроподогрева на устройства прямого и косвенного обогрева. При прямом обогреве источником тепла выступает тело трубы, при косвенном -наружный или внутренний нагревательный элемент.

Рисунок 1.2 - Классификация систем электроподогрева

Из систем прямого подогрева наибольшее распространение получила система прямого импедансного электроподогрева трубопровода, использующая переменный ток (напряжением не выше 50 В [131]), проводящийся непосредственно по металлу трубопровода [92,106]. За счет наличия электрического сопротивления металла трубы и вследствие прохождения электрического тока происходит выделение тепла трубопроводом.

При эксплуатации устройств прямого индукционного электроподогрева ток высокой частоты течет в проводнике, намотанном на металл трубы, за счет чего в теле трубы возникают нагревающие ее вихревые токи. Мощность тепловыделения зависит от числа витков, силы и частоты тока [54]. Основным недостатком данного метода является сложность применения на протяженных объектах, в частности, на магистральных трубопроводах.

Электронагревательные кабели состоят из токопроводящих жил, обладающих определенным электрическим сопротивлением. В качестве проводника тока используется медь, алюминий, нихром, медно-никелевый сплав [13]. В отличие от обычных кабелей, назначение которых передавать электроэнергию к нагрузке с минимальными потерями, нагревательные кабели сами являются нагрузкой, при этом выделение тепла не должно вызывать перегрева кабеля или обогреваемого объекта. Различают три основных типа нагревательных кабелей: резистивные, зональные и саморегулирующиеся [112].

В резистивном кабеле выделение тепла происходит за счет омических потерь в нагревательной жиле кабеля. Кабель, помимо нагревательной, может содержать токопроводящую жилу, что упрощает схему его подключения.

Зональный кабель содержит две параллельные изолированные токопроводящие жилы. Поверх токопроводящих жил наложена спираль из проволоки с большим омическим сопротивлением, которая через контактные окна попеременно замыкается то с одной, то с другой стороны

токопроводящей жилой, образуя параллельные нагревательные элементы -«зоны». Каждая зона представляет незави