Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение функциональной надежности неизотермического нефтепровода на основе управления теплогидравлическими параметрами

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

Автореферат диссертации по теме "Повышение функциональной надежности неизотермического нефтепровода на основе управления теплогидравлическими параметрами"

На правах рукописи

УДК 622.692.4.052:665.61.033.22

Федоров Владимир Тимофеевич

ПОВЫШЕНИЕ ФУНКЦИОНАЛЬНОМ НАДЕЖНОСТИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО НЕФТЕПРОВОДА НА ОСНОВЕ УПРАВЛЕНИЯ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ПАРАМЕТРАМИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2006

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии (»Институт проблем транспорта энсргоресурсов» (ГУП «И11ТЭР»).

Научный руководитель

- доктор технических наук Бажаикин Станислав Георгиевич

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор Новоселов Владимир Викторович

- доктор технических наук Карамышев Виктор Григорьевич

Ведущее предприятие

— ОАО «Урало-Сибирскне магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева» (г. Уфа)

Защита состоится 19 октября 2006 г. в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергорссурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан 18 сентября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

->

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами, такими как высокие вязкость, содержание асфальтенов, смол и парафинов, повышенное статическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, называются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды. В России такие нефти добывают на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в Казахстане — на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак.

В настоящее время по магистральным нефтепроводам (МН) Уса — Ухта и Ухта - Ярославль перекачивается смесь реологически сложных нефтей, добываемых на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Дня обеспечения безопасной и экономически эффективной перекачки реологически сложной нефти необходимо решить ряд вопросов: идентификация характеристик насосных агрегатов (НА), определение и контроль реологических свойств перекачиваемой нефти, расчет параметров режимов работы магистральных нефтепроводов, планирование оптимальных режимов работы МН, оптимизация расчетов с энергосистемами, разработка технологии и оборудования для применения депрессорных присадок.

Цель работы - разработка технологических приемов и способов для планирования надежной, экономичной и безопасной эксплуатации неизотермических нефтепроводов, перекачивающих реологически сложные нефти.

Основные задачи исследований

1. Разработка математической модели действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насосно-силового оборудования, работающего на неньютоновских нефтях, подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур,

технологических ограничений давления на каждой нефтеперекачивающем станции (НПС) и линейной части нефтепровода в соответствии с картой уставок защит МН.

2. Решение задачи оптимизации взаиморасчетов между энергосистемами п нефтепроводными предприятиями на основе разработанных баз расчетных и фактических режимов работы нефтепроводов.

3. Разработка единого комплекса программ для расчета оптимальных режимов работы неизотермичсских магистральных нефтепроводов на основе созданных математических алгоритмов моделирования и планирования.

4. Разработка методологии проведения мониторинга реологических свойств нефтей, лабораторных исследований, позволяющей подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач проводились лабораторные и промышленные исследования; использовались численные методы решения систем нестационарных нелинейных уравнений в частных производных, описывающих теплообмен и гидродинамику течения реологически сложных жидкостей, а также методы многокритериальной оптимизации линейной математической модели с применением теории нечетких множеств.

Объект и предмет исследования: предметом исследования является нензотермичсский процесс перекачки реологически сложных нефтей. Объектом исследования являются магистральные нефтепроводы Уса - Ухта и Ухта - Ярославль ОАО «Северные МН».

Научная ноннзна работы

1. Впервые в отрасли разработана математическая модель действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насосно-силового оборудования, работающего на неныотоновских нефтях, подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур.

2. На основе полученной математической модели впервые для неизотермического нефтепровода решены следующие задачи:

- для каждого времени года по заданной комбинации работающего насосно-силового оборудования на всех нефтеперекачивающих станциях можно определить технологические параметры режима (производительность перекачки, рабочие температуры нефти, входные и выходные давления на

■ НПС, потребляемая мощность, удельные затраты электроэнергии и т.д.);

- по заданному диапазону (или величине) производительности перекачки можно определить допустимые комбинации включенного насосно-силового оборудования на НПС, обеспечивающего работу магистрального нефтепровода на данных режимах.

3. Разработана специальная методология мониторинга реологических свойств перекачиваемых нефтей, проведения и обработки результатов лабораторных испытаний нефти, в том числе с депрессорными присадками, позволяющая подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

На защиту выносятся математическая модель режимов работы неизотермического трубопровода и модель оптимального планирования работы нефтепровода, результаты лабораторных и промышленных исследований и экспериментов, теоретические обобщения и практические рекомендации по планированию работы неизотермического нефтепровода при перекачке реологически сложных нефтей.

Практическая ценность и реализация результатов работы. На основе разработанных методов расчета и оптимального планирования режимов работы МН создано Руководство, состоящее из пяти методик: методики идентификации характеристик насосных агрегатов (разработан метод пересчета напорных характеристик для неньютоновских нефтей по известным методикам пересчета характеристик для высоковязких нефтей); методики определения реологических свойств нефти и выбора модели течения (применен метод выбора оптимальной модели течения по двум критериям: риску и суммарной погрешности); методики теплогидравлических расчетов неизотермнческого магистрального нефтепровода, перекачивающего

реологически сложные нефти (разработан алгоритм расчета потерь напора на трение, основанный на последних достижениях в области исследования динамики течения аномальных жидкостей); методики формирования математической модели неизотермического магистрального нефтепровода (данная методика разработана впервые в отрасли); методики формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период (разработана впервые в отрасли). Руководство согласовано ОАО «АК «Транснефть», Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, ОАО «ВНИИСТ», ОАО «Гипротрубопровод».

Апробация программного комплекса показала высокую точность расчетов. Отклонения расчетных параметров режимов от фактических составляют не более 3 %, что подтверждает адекватность разработанной математической модели фактическим режимам работы неизотермического нефтепровода.

Экономический эффект от внедрения Руководства и программного комплекса «Формирование оптимальных плановых режимов» (ПК ФОПР) на МН Уса - Ухта и Ухта - Ярославль составил за 2005 г. 3,5 млн рублей.

На основе результатов проведенных исследований разработана новая установка по приготовлению и вводу депрессорной присадки, разработан и построен новый узел подключения внешних поставщиков нефти на НПС «Уса».

Разработан, согласован с ОАО «АК «Транснефть» и внедрен Регламент осуществления оптимальной путевой подкачки нефти в МН Уса-Ухта, что обеспечивает повышение надежности его эксплуатации.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на:

— конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа);

— научно-практической конференции «Энергоэффективные технологии» (19 мая 2004 г., г. Уфа);

— научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (19 мая 2004 г., г. Уфа);

— научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа » (25 мая 2005 г., г. Уфа);

— научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (20 октября 2005 г., г. Уфа);

— международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2005» (8-9 декабря 2005 г., г. Уфа);

— научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа » (24 мая 2006 г., г. Уфа);

— научно-технической конференции УГТУ (21 апреля 2006 г., г. Ухта). Публикации. По материалам диссертации опубликовано 24 работы. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из

введения, 4 глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 85 наименований. Она содержит 156 страниц машинописного текста, 59 рисунков и 9 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы повышения экономической эффективности работы неизотермического трубопровода, сформулированы цель и задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассматривается современное состояние вопроса перекачки парафннистых нефтей по магистральным нефтепроводам. До настоящего времени трубопроводный транспорт нефтей со сложными реологическими свойствами был и остается достаточно серьезной проблемой для организаций, занятых транспортом нефти. На нефтепроводах, перекачивающих реологически сложные нефти, применяются сложившиеся

традиционно специальные технологии перекачки. Все они основаны на внесении в поток либо дополнительной тепловой энергии («горячая» перекачка, трубопроводы с системами попутного пароподогрева и электроподогрева), либо различного рода разбавителей, улучшающих текучие свойства перекачиваемой нефти (воды, маловязких нефтей, газа, депрессорных присадок и т.п.). Также разработан целый ряд технологических приемов, основанных на предварительной (перед поступлением в трубопровод) обработке нефти с целью улучшения ее реологических свойств: термообработка, барообработка, виброобработка и т.п.

На основе работ Черникина В.И., Тугунова П.И., Губина В.Е., Новоселова В.Ф., Юфина В.Л., Марона В.И., Гаррис Н.Л., Абрамзона Л.С., Скрипникова Ю.В., Тонкошкурова Б.А., Агапкина В.М., Кривошеина Б.Л., Губина В.В., Шутова A.A., Новоселова В.В., Кутукова С.Е. проведен анализ положительных и отрицательных сторон использования каждой технологии на магистральных нефтепроводах.

Показано, что применение на магистральном действующем нефтепроводе технологии «горячей» перекачки (требуется строительство капитале- и энергоемких пунктов подогрева нефти), перекачки с попутным пароподогревом (строительство котельных установок, прямого паропровода и обратного конденсатопровода), использование систем электроподогрева (монтаж на трубопроводе систем попутного электроподогрева и их контроля, тепловой изоляции) приводят к значительным капитальным и эксплуатационным затратам.

Наиболее приемлемой технологией с точки зрения экономических затрат и обеспечения надежной и безопасной эксплуатации нефтепровода является обработка перекачиваемой нефти депрессорными присадками (данная технология применяется в ОАО «Северные МН» с 1995 г.). Использование депрессорных присадок позволяет избежать на нефтепроводе аномальных возрастаний давлений при понижении температуры окружающей среды, затрудненного запуска в эксплуатацию после длительной остановки работы трубопровода и т.п.

Для обеспечения более эффективного применения данной технологии на нефтепроводе требуются проведение методологически корректных лабораторных исследований по подбору типа и концентрации депрессорной присадки; построение достаточно точной математической модели нефтепровода, транспортирующего парафинистые нефти; опытно-промышленная проверка полученных результатов.

Вторая глава посвящена разработке математической модели действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насосно-силового оборудования, работающего на неньютоновских нефтях; подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур.

Первый раздел главы посвящен разработке математической модели для расчета режимов работы неизотермических магистральных нефтепроводов, перекачивающих нефти со сложными реологическими свойствами, подземного, надземного, наземного, подводного способов прокладки. На основе полученной математической модели для неизотермического нефтепровода решены две задачи, прямая и обратная:

по заданной комбинации работающего насосно-силового оборудования на всех НПС определяются все технологические параметры режима (производительность перекачки, рабочие температуры нефти, входные и выходные давления на НПС, потребляемая мощность, удельные затраты электроэнергии и т.д.) для каждого времени года;

- по заданному диапазону (или величине) производительности перекачки определяются комбинации включенного насосно-силового оборудования на НПС, обеспечивающего работу магистрального нефтепровода на данных режимах.

Описание математической модели. Технологические ограничения при производительности перекачки 0 можно представить в следующем виде:

рм = л+Ое.*.)-^, - ллву, (1)

С",., К™«, ("а работающей НПС) (2) или

Р, £ (на неработающей НПС); (3)

+ (4)

+ ; (5)

РЦМННК способ • (6)

где / - индекс, обозначающий порядковый номер НПС; Р, - давление в трубопроводе; , - минимальное и максимальное давления на

приеме НПС; - давление, развиваемое к-ой комбинацией насосов при £?; - дросселируемое давление; - потери давления на линейном

участке НПС, включая потери на разность высотных отметок; Р^ -максимальное давление в коллекторе; - максимальное давление на выходе станции; Рщ.„ш - давление на внутреннюю стенку нефтепровода при данном режиме (истинное давление); - несущая способность

каждой секции труб нефтепровода.

Для определения параметров стационарных режимов по всем комбинациям включения насосно-силового оборудования, обеспечивающего заданное значение производительности перекачки, разработаны следующие алгоритмы расчета и соответствующие им блок-схемы расчетов, которые реализованы в программном модуле: алгоритм построения множества допустимых комбинаций включений насосных агрегатов для обеспечения требуемой производительности; алгоритм перебора всех возможных комбинаций включенного оборудования на НПС; алгоритм отбрасывания заведомо недопустимых с технологической точки зрения режимов; алгоритм учета перевальных точек; алгоритм расчета режимов по заданной комбинации насосных агрегатов.

Второй раздел главы посвящен разработке методики теплогидравлических расчетов неизотермического магистрального нефтепровода, реализованной в математической модели (1) для расчета потерь напора на трение при различных режимах течения реологически сложной нефти. Методика создана на основе анализа работ, проведенных ведущими институтами страны, - РГУ НГ им. И.М. Губкина (Юфин В.А., Марон В.И., Харин В.Н.); УГНТУ (Новоселов В.В., Тугунов П.И., Гаррис H.A.); ИПТЭР (Губин В.Е., Скрипников Ю.В., Тонкошкуров Б.А., Шутов A.A.); Гипротрубопровод (Беккер Л.М.). Основными методами решения поставленных задач являются методы динамического программирования на основе алгоритмов, полученных при помощи численных методов решения систем уравнений в частных производных; методы решения обратных задач (идентификация линейных участков).

Описание математической модели. Ламинарное течение несжимаемой теплопроводной жидкости в круглой цилиндрической трубе с различными условиями теплообмена на внешней границе трубопровода (имитация различных способов прокладки трубопроводов) описывается системой дифференциальных уравнений в частных производных: уравнением движения

дР

ÔZ '

1 д

"i

г дг 2 \Wrdr = WR; ,

о

уравнением энергии

U>ÔT J

сш р, W-=лм

dz

( dfff"' âW дг

4*1

-+г„

--1 râr{

дТ)

âW dw

>7 —

дг дг 0

(7)

(8)

If (9)

реологическим уравнением

Граничные условия:

при г = 0;

»' = 0; Л + Т0) = О

Г?Г

при г = Кг\

(12)

IV = 1У0 Т = Т1,„; ичи

АР = АР0{1У)

при г = 20;

(13)

при г = Ь.

(14)

Благодаря определенной независимости уравнений (7) — (14) для решения каждого из них была выбрана своя схема численного моделирования. При помощи численных методов интегрирования Симпсона и интерполяций Лагранжа [уравнения (7), (8)], перевода в разностный аналог уравнения (9) и применения метода прогонки из системы уравнений удается получить значения перепада давления по длине трубопровода (потери напора на трение на данном участке) или скорости течения (производительность перекачки) и соответствующие распределения скорости и температуры по длине и сечению трубы. Тепловой расчет турбулентного режима течения жидкости по цилиндрической трубе ставит своей целью определение распределения температуры в рабочей жидкости как по длине участка, так и по сечению трубы. Это достигается путем решения стационарного уравнения теплопроводности (15) с граничными условиями (16)-(18):

(15)

при г = 0

(16)

при г = О

(17)

дг

при г = Л,. * (18)

Турбулентный режим течения на участке трубопровода будет, когда Тон>Т,ф. Решение уравнения (15) с граничными условиями (16) - (18) осуществляется следующим образом. Весь участок трубопровода разбивается на сетку с шагами по г - Дг и по г - Дг и вместо уравнения (15) и граничных условий (16) — (18) записываются разностные аналоги. Решение осуществляется методом прогонки, и таким образом определяется температура в узлах сетки на участке трубопровода. Так как при расчете потерь напора на трение при турбулентном режиме перекачки используются средние по сечению значения скорости и температуры рабочей жидкости, полученные значения температуры усредняются для каждого сечения трубопровода. В том сечении, где Тср £ Ткр, будем считать, что заканчивается турбулентный режим течения жидкости и начинается ламинарный. Потери напора на трение при турбулентном изотермическом режиме подсчитываются по следующей формуле:

где коэффициент гидравлического сопротивления Е, рассчитывается по разным формулам в зависимости от значений 11е* и Не н по формуле Альтшуля:

Таким образом, зная среднюю температуру жидкости в каждом сечении из решения уравнения (15) и учитывая малое значение Дг, можно считать с достаточной точностью, что течение между двумя ближайшими сечениями изотермическое. Рассчитав по средней между двумя сечениями температуре Яе* и Не, в соответствии с их значениями выбираем формулу и

(20)

проводим расчет гидравлического сопротивления данного участка. Затем по формуле (19) подсчитываем потери на трение на данном участке трубопровода. Сумма всех таких потерь напора на трение будет описывать потери напора на трение на участке с турбулентным режимом течения.

Третий раздел главы посвящен разработке методики определения реологических свойств нефти и выбора модели течения. В настоящее время в нефтяной отрасли Российской Федерации не существует методик по определению температуры застывания и реологических свойств нефти. Срок действия руководящих документов РД 39-1-282-79 «Методика определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов», РД 39-3812-82 «Методика определения температуры застывания парафиновых нефтей, реологические свойства», РД 39-0147103-329-86 «Методика определения реологических параметров высокозастывающих нефтей» закончился.

Методика создана на основе анализа работ, проведенных ведущими институтами страны, - РГУ НГ им. И.М. Губкина (Марон В.И., Челинцев С.Н.), ОАО «Гипровостокнефть» (Дегтярев В.Н.), ИПТЭР (Скрипников Ю.В., Дьячук А.И.), Институтом теплофизики АН Республики Беларусь (Шульмаи С.П.), НТЦ АО «КазТрансОйл» (Республика Казахстан) (Кожабеков С.С.).

Можно выделить следующие основные методы решения поставленных задач: лабораторные методы определения температуры застывания нефтей; лабораторные методы определения реологических свойств нефтей; статистические методы обработки экспериментальных данных и выбора оптимальной модели течения нефти с использованием двух критериев (погрешность и риск). Разработанная методика базируется на комплексном применении вышеперечисленных методов, что обеспечивает определение температуры застывания и реологических свойств нефти с достаточной точностью.

Четвертый раздел главы посвящен разработке методики для идентификации характеристик насосно-силового оборудования, которая учитывает особенности перекачки реологически сложных (неньютоновских) нефтей. Известно, что исследования работы центробежных насосов на высоковязких жидкостях базируются в основном на принципах гидродинамической теории подобия и размерностей. Наиболее полно такие исследования выполнены Айзенштейном М.Д., Сухановым Д.Я., Иппеном А., Степановым А.И., Пантеллом К., Ляпковым П.Д., Колпаковым Л.Г., Бажайкиным С.Г., Ероненом В.И. Можно выделить следующие основные методы решения задачи определения фактических характеристик насосных агрегатов: методы идентификации НА по результатам испытаний, методы решения по данным системы диспетчерского контроля и управления нефтепроводом (СДКУ), методы пересчета паспортных характеристик НА с воды на высоковязкую и реологически сложную нефть.

Разработанная методика базируется на комплексном применении вышеперечисленных методов, что обеспечивает идентификацию НА и пересчет их паспортных характеристик с воды на высоковязкие и реологически сложные нефти с приемлемой точностью. Данные для построения характеристик собираются для фактических стационарных режимов перекачки по данным АСУ ТП (БСАПА). В качестве аналитических зависимостей используются полиномы второго и третьего порядков. Кроме того, методика определяет порядок пересчета характеристик насоса при обточке колес (прямая задача). Реализован алгоритм расчета параметров обточки при требуемом напоре (обратная задача).

На основе разработанных математических алгоритмов с помощью специалистов ИПТЭР был построен программный комплекс по расчету допустимых режимов работы магистрального нефтепровода, перекачивающего реологически сложную нефть. На рисунке 1 приведен графический результат расчета реального режима 2-2-2-2 нефтепровода Уса-Ухта. Здесь выдаются вся необходимая информация по

гидравлическим уклонам между НПС, давление на входе и выходе станций, рабочие температуры нефти. Также все результаты могут быть представлены в табличном виде как Технологические карты режимов согласно соответствующем}' Регламенту ОЛО «АК «Транснефть».

Рисунок 1 - Стационарный режим 2-2-2-2 на нефтепроводе Уса-Ухта (март)

Третья глава посвящена разработке модели и методики планирования оптимальных плановых режимов магистрального нефтепровода.

При разработке модели использованы следующие методы:

- методы решения задач линейного программирования (симплекс-метод), в том числе целочисленного программирования (метод ветвей и границ), для нахождения оптимальных плановых режимов работы МН;

- методы выбора по определенным критериям оптимального плана с использованием аппарата нечетких множеств (многокритериальный выбор альтернатив на основе пересечения нечетких множеств);

- методы матричного исчисления для расчета матрицы парного сравнения критериев, собственного вектора матрицы и т.д. - для определения весов критериев.

Описание математической модели пчановых режимов работы МН. Система ограничений: требуемый объем перекачки; план остановок МН; план вывода оборудования и резервуаров в ремонт; план работы на сниженных

режимах; план пропуска внутритрубных инспекционных приборов (ВИП); план обкатки и замера вибрации насосных агрегатов после ремонта; часы пиковой нагрузки по энергосистемам; минимальный и максимальный технологические остатки в резервуарных парках. Критерии оптимизации: минимальная стоимость электроэнергии для перекачки (руб.); минимальное потребление электроэнергии на перекачку (тыс. кВт*ч); минимальное количество переключений с режима на режим. Система уравнений, описывающих модель:

а) уравнение для расчета планового объёма перекачки:

^ ^режим 1 'режим] + ®режим! 1режчм2 + ^¡кжим п 1режим п+ (^ 1)

" + ^фикс ^фчкс'

б) уравнение для расчета суммарного времени работы участка МН (в часах):

^ ^/VJriiiil ^/шкг > )

в) уравнение целевой функции потребления электроэнергии Z:

^ ^/WJtfU«! " ^/f жи\т '' (23)

Обобщенная система уравнений включает также целевую функцию (24)

min Z = •',„.»,,„,) (24)

i>i

и систему ограничения на решение (25)

п

/YJR'tilM рСШ'11.\11

^ = T-T + 7*

/ . V1 ;v*rm» ' * Jft w фикс

^'/X'-JTttwl/Н'.МПШН ~

(25)

Таким образом, математическая постановка задачи представляет собой систему линейных уравнений с несколькими неизвестными, набор

ограничений на решения и целевую функцию. Эта постановка задачи соответствует модели для задач линейного программирования. Разработаны алгоритмы для 3-х этапов планирования оптимальных режимов и программный модуль в составе ФОПР.

Все разработанные методики вошли в Руководство «Расчет оптимальных режимов нефтепроводов для перекачки нефтей со сложными реологическими свойствами и взаимосвязь объектов магистрального нефтепровода». Структура разработанного Руководства и связь с объектами представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Структура Руководства

Четвертая глава посвящена разработке технологии применения депрессорной присадки. Рассмотрены особенности перекачки нефти по МН ОАО «Северные М11». Приведены результаты лабораторных и промышленных (Софэкснл ДП-288 и ДПН-1) испытаний отечественных и зарубежных депрессорных присадок.

Разработана и внедрена Программа мониторинга (контроля) реологических свойств нефти по всей длине нефтепровода. Данные мониторинга физико-химических и реологических свойств нефти за последние годы позволяют сделать вывод о значительном ухудшении свойств исходной нефти.

Разработана типовая схема узла подключения поставщиков нефтей с разными реологическими свойствами. Суть схемы заключается в строительстве узла подключения а форме «гребенки», где количество «зубьев» равно удвоенному количеству поставщиков нефти.

В зависимости от свойств потока нефти каждого поставщика этот поток относится к группе А или группе Б и направляется соответственно по направлению А или Б в соответствующие резервуары, где происходит перемешивание. Кроме того, после объединения нефтей поставщиков в один поток (А или Б) в точке, расположенной до приема в резервуар, при необходимости производится ввод депрессанта в необходимой концентрации.

Необходимость решения данной задачи возникает при ситуации, когда на головной НПС осуществляется прием нефтей от нескольких поставщиков, у которых реологические свойства нефтей существенно отличаются друг от друга. По этой схеме проведена реконструкция узла подключения внешних поставщиков на НПС «Уса».

Разработан Регламент осуществления равномерных непрерывных путевых подкачек, что позволило устранить неравномерные периодические путевые подкачки в МН Уса-Ухта, сопровождавшиеся рядом негативных факторов: колебаниями (скачками) давления на НПС и в линейной части нефтепровода, циклическими нагрузками на конструкцию трубопровода и насосы, формированием в трубопроводе «пачек» нефтей отдельных месторождений. Выполнение требований, установленных Регламентом осуществления оптимальной путевой подкачки нефти в магистральный нефтепровод Уса-Ухта, нефтедобывающими компаниями, осуществляющими путевые подкачки в МН, обеспечило повышение надежности (безаварийности) его эксплуатации.

Разработана новая установка для приготовления и ввода депрессорной присадки, имеющая следующие преимущества по сравнению с существующей установкой, эксплуатируемой с 1995 г.:

■ возможность одновременной обработки нефти депрессорной присадкой с разными концентрациями «активного вещества» в двух трубопроводах.

На узле подключения нефтедобывающих компаний нефть каждой компании в зависимости от реологических свойств направляется по одному из 2-х трубопроводов. По одному трубопроводу в резервуарный парк поступают нефти с условно «высокими» температурами застывания, по другому - с условно «низкими». Установка позволяет обрабатывать одновременно нефть депрессорной присадкой в двух потоках с разными концентрациями;

■ возможность промывки линии подачи готового депрессанта.

После окончания откачки депрессорной присадки из одного аппарата

и переключения на другой аппарат в технологических трубопроводах остается депрессорная присадка. При отсутствии движения присадка застывает в трубопроводе, превращаясь в желеобразную массу, которую невозможно перекачать насосами. Новая установка обеспечивает безопасную эксплуатацию оборудования за счет промывки линии подачи готового депрессанта от аппаратов с перемешивающими устройствами горячим растворителем (дизельным топливом) из резервуаров V = 75 м3 при помощи насоса;

■ возможность использования присадок различной товарной формы.

Существующие депрсссорные присадки поставляются в разных

товарных формах. Одни, как ДПН-1. поставляются в виде гранул активного вещества, и требуется приготовить товарную форму присадки - растворить активное вещество в растворителе. Другие присадки поставляются в готовой товарной форме и не требуют подготовки перед введением их в нефть. Созданная установка позволяет использовать разные товарные формы депрессорных присадок;

■ возможность использования нефти в качестве растворителя.

Существующая установка предполагает использование в качестве растворителя только зимнего дизтоплива. Система приточно-вытяжной вентиляции в предлагаемой конструкции установки рассчитана с учетом возможности использования сырой товарной нефти в качестве растворителя присадки. Эта возможность может быть использована для некоторых видов присадок, что существенно удешевляет себестоимость обработки одной тонны нефти депрессорной присадкой;

■ электроподогрев трубопроводов подачи присадки до точки ввода присадки.

В соответствии с техническими условиями на депрессорную присадку температура ее застывания равна 20...30 °С. На существующей установке при остановке процесса ввода присадки приходится заполнять все трубопроводы до узла ввода присадки растворителем — зимним дизтопливом. При наличии электроподогрева при кратковременных остановках застывание присадки предотвращается включением системы электроподогрева теплоизолированных трубопроводов;

■ автоматическое регулирование подачи депрессорной присадки.

На существующей установке регулирование подачи осуществлялось вручную регулированием хода плунжера. На новой установке, в зависимости от производительности трубопроводов в первом и втором потоках, обеспечивается автоматическое регулирование подачи присадки в каждый трубопровод. При этом обеспечивается заданная концентрация присадки в нефти. Строительство новой установки предусмотрено планом реконструкции НПС «Уса» на 2006 г.

Основные выводы

1. Разработана математическая модель действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насосно-силового оборудования, работающего на неньютоновских нефтях; подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур.

На основе полученной математической модели для неизотермического нефтепровода решены две задачи:

по заданной комбинации работающего насосно-силового оборудования на всех НПС можно определять все технологические параметры режима (производительность перекачки, рабочие температуры нефти, входные и выходные давления на НПС, потребляемую мощность, удельные затраты электроэнергии и т.д.) для каждого времени года;

- по заданному диапазону (или величине) производительности перекачки можно определять комбинации включенного насосно-силового оборудования на НПС, обеспечивающего работу магистрального нефтепровода на данных режимах.

2. На основе математической модели разработан и зарегистрирован программный комплекс ФОПР, предназначенный для планирования и моделирования режимов эксплуатации неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на МН Уса - Ухта и МН Приводино -Ярославль. Погрешность расчетов не превышает 3 %. Экономический эффект от внедрения ПК ФОПР на МН Уса - Ухта и МН Ухта - Ярославль за 2005 г. составил 3,5 млн рублей.

3. Разработано и внедрено Руководство, состоящее из пяти методик:

■ методики идентификации характеристик насосных агрегатов (разработан метод пересчета напорных характеристик для неньютоновских нефтей по известным методикам пересчета характеристик для высоковязких нефтей);

■ методики определения реологических свойств нефти и выбора модели течения (применен метод выбора оптимальной модели течения по двум критериям: риску и минимальной погрешности);

■ методики теплогидравлических расчетов неизотермического магистрального нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти (разработан алгоритм расчета потерь напора на трение, основанный

на последних достижениях в области исследования динамики течения аномальных жидкостей);

■ методики формирования математической модели неизотермического магистрального нефтепровода;

■ методики формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период.

4. Разработана специальная методология мониторинга реологических свойств перекачиваемых нефтей, проведения и обработки результатов лабораторных испытаний нефти, в том числе с применением депрессорных присадок, позволяющая подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Федоров В.Т. Опыт разработки и эксплуатации РАИС в ОАО «Северные МН» (о контроле технологических параметров работы МН) //Трубопроводный транспорт нефти. - 2000. - №1 - С. 10-12.

2. Стрижков В.Н., Федоров В.Т., Дьячук А.И., Шутов A.A., Топтыгин С.П., Штукатуров К.Ю. Исследование проблем транспорта нефтей по магистральному нефтепроводу «Уса-Ухта» // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. -Уфа, 2002.-С. 7-8.

3. Стрижков В.Н., Федоров В.Т. , Лукьянов C.B. О расчетах с энергосистемами в нефтепроводном транспорте.// Энергоэффективные технологии. Тез. докл. научн.-практ. конф. 19 мая 2004 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - С. 118-122.

4. Федоров В.Т., Стрижков И.В. Повышение надежности и пропускной способности неизотермического магистрального нефтепровода путем комплексного применения присадок // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и

газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 25 мая 2005 г. - Уфа: ТРАНСТЭК,

2005.-С. 28.

5. Федоров В.Т., Шутов A.A., Штукатуров К.Ю. Повышение энергоэффективности транспорта высокопарафиннстой нефти с использованием математической модели неизотермического магистрального нефтепровода // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Тез. докл. научн.-практ. конф. 20 октября 2005 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2005. - С. 95-97.

6. Шутов A.A., Штукатуров К.Ю., Федоров В.Т. Разработка математической модели действующего неизотермического нефтепровода // Трубопроводный транспорт -2005. Тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. 8-9 декабря 2005 г. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - С. 173-174.

7. Федоров В.Т., Ступина Е.М. Применение депрессорной присадки на МН Уса-Ухта-Ярославль // Трубопроводный транспорт нефти. - 2006. -№ 4. - С. 5-7.

8. Шутов A.A., Штукатуров К.Ю., Федоров В.Т. О программе расчета режимов неизотермического нефтепровода // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. -Уфа: ТРАНСТЭК, 2006. - С. 5-7.

9. Шутов A.A., Штукатуров К.Ю., Федоров В.Т., Стрнжков И.В. Разработка методики теплогидравлических расчетов неизотермического магистрального нефтепровода // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. - Уфа: ТРАНСТЭК,

2006.-С. 20-21.

10. Федоров В.Т., Шутов A.A., Штукатуров К.Ю. Разработка математической модели неизотермического магистрального нефтепровода // Проблемы и методы обеспечения надежности и

безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2006. - С. 22-24.

П.Шутов A.A., Штукатуров К.Ю., Федоров В.Т. О программе теплогидравлических расчетов неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. -Уфа: ТРАНСТЭК, 2006. - С. 65-66.

12. Федоров В.Т., Полубоярцев E.JL, Голодный К.В. АИС «Расчет оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период (месяц, сезон, год)» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2006. - С. 67-68.

13. Бажайкин С .Г., Федоров В.Т. Разработка методики идентификации характеристик насосных агрегатов для нефтей со сложными реологическими свойствами // Проблемы и методы обеспечения надежности н безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2006 г.-С. 157-158.

14. Федоров В.Т., Полубоярцев Е.Л., Фирсова Ю.М., Ступина Е.М. Разработка методики расчета оптимальных планов работы магистральных нефтепроводов // Матер, научн.-техн. конф. 18-21 апреля 2006 г. - Ухта, 2006 г. - С. 10-12.

15. Федоров В.Т., Полубоярцев Е.Л., Фирсова Ю.М., Ступина Е.М. Разработка программного модуля по расчет)' оптимальных планов работы магистральных нефтепроводов // Матер, научн.-техн. конф. 18-21 апреля 2006 г. - Ухта, 2006. - С. 18-19.

16. Гумеров А.Г., Шутов A.A., Штукатуров К.Ю., Федоров В.Т., Стрижков И.В. Разработка методических основ программного комплекса математической модели действующего неизотермического нефтепровода // Нефтегазовое дело, - 2006. http://www.ogbus.ru/authors/Gumerov/Gumerov_4.pdi"- 15 с.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 14.09.2006 г. Бумага писчая. Заказ № 582. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Федоров, Владимир Тимофеевич

Введение.

Принятые обозначения.

1 Современное состояние перекачки реологически сложных нефтей.

1.1 Анализ различных технологий, методов и способов, применяемых для перекачки реологически сложных нефтей.

1.2 Технология перекачки нефти с депрессорными присадками.

1.3 Разработка «Руководства по расчету оптимальных режимов нефтепроводов для перекачки нефтей со сложными реологическими свойствами».

Выводы по главе 1.

2 Разработка математической модели действующего неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти.

2.1 Методика идентификации характеристик насоспо-силового оборудования.

2.1.1 Актуальность разработки методики.

2.1.2 Краткий обзор результатов теоретических исследований в области определения характеристик НА.

2.1.3 Качественные результаты испытания магистральных центробежных насосов па вязких жидкостях.

2.1.4 Определение фактических характеристик НА.

2.1.5 Пересчет напорных характеристик магистральных центробежных насосов с воды па вязкую жидкость.

2.1.6 Пересчет характеристики КПД с воды па вязкую жидкость.

2.1.7 Пересчет характеристик насосов при обточке рабочего колеса.

2.1.8 Пересчет характеристик насосов при изменении частоты вращения.

2.1.9 Особенности пересчета характеристик магистральных насосов при перекачке неныотоновских жидкостей.

2.2 Методика определения реологических свойств нефти и выбора модели течения.

2.2.1 Актуальность разработки методики.

2.2.2 Методы решения поставленных задач.

2.2.3 Определение реологических свойств и температуры застывания нефтей.

2.2.4 Выбор оптимальной модели течения.

2.2.5 Пример определения реологических свойств нефти по программе «Модель».

2.3 Методика теплогидравлических расчетов неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти (идентификация характеристик линейных участков).

2.3.1 Актуальность разработки.

2.3.2 Методы решения поставленных задач.

2.3.3 Исходные данные для расчета.

2.3.4 Определение критических параметров потока жидкости.

2.3.5 Тепловой и гидравлический расчет нефтепровода при стационарном режиме перекачки.

2.3.5.1 Ламинарный режим.

2.3.5.2 Турбулентный режим.

2.3.6 Идентификация характеристик линейных участков нефтепровода.

2.4. Методика формирования математической модели нензотермического МН.

2.4.1 Актуальность разработки.

2.4.2 Методы решения поставленных задач.

2.4.3 Исходные данные для расчета (базы данных).

2.4.4 Граничные условия расчета.

2.4.5 Расчет режимов по заданной производительности.

2.4.6 Расчет режимов по заданной комбинации оборудования.

Выводы по главе 2.

3 Методика формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период.

3.1 Актуальность разработки методики.

3.2 Методы решения поставленных задач.

3.3 Постановка задачи.

3.4 Первый этап. Расчет оптимального плана работы МН на плановый период (месяц, год) по заданному критерию.

3.5 Второй этап. Формирование альтернативных планов.

3.6 Третий этап. Определение оптимального плана работы МН.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение функциональной надежности неизотермического нефтепровода на основе управления теплогидравлическими параметрами"

На многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами, такими как высокие вязкость, содержание асфальтенов, смол и парафинов, повышенное статическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, называются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды. В России такие нефти добывают на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак.

В настоящее время по магистральным нефтепроводам (МН) Уса - Ухта и Ухта - Ярославль перекачивается смесь реологически сложных пефтей, добываемых на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Для обеспечения безопасной и экономически эффективной перекачки реологически сложной нефти необходимо решить ряд вопросов: идентификация характеристик насосных агрегатов (НА), определение и контроль реологических свойств перекачиваемой нефти, расчет параметров режимов работы МН, планирование оптимальных режимов работы МН, оптимизация расчетов с энергосистемами, разработка технологии и оборудования для применения депрессорных присадок.

Цель работы - разработка технологических приемов и способов для планирования надежной, экономичной и безопасной эксплуатации неизотермических нефтепроводов, перекачивающих реологически сложные нефти.

Основные задачи исследований

1. Разработка математической модели действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик пасосно-силового оборудования, работающего на неныотоновских нефтях, подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур, технологических ограничений давления на каждой нефтеперекачивающей станции (НПС) и линейной части нефтепровода в соответствии с картой уставок защит МН.

2. Решение задачи оптимизации взаиморасчетов между энергосистемами и нефтепроводными предприятиями на основе разработанных баз расчетных и фактических режимов работы нефтепроводов.

3. Разработка единого комплекса программ для расчета оптимальных режимов работы неизотермических МН на основе созданных математических алгоритмов моделирования и планирования.

4. Разработка методологии проведения мониторинга реологических свойств нефтей, лабораторных исследований, позволяющей подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач проводились лабораторные и промышленные исследования; использовались численные методы решения систем нестационарных нелинейных уравнений в частных производных, описывающих теплообмен и гидродинамику течения реологически сложных жидкостей, а также методы многокритериальной оптимизации линейной математической модели с применением теории нечетких множеств.

Объект и предмет исследования: предметом исследования является неизотермический процесс перекачки реологически сложных нефтей. Объектом исследования являются магистральные нефтепроводы Уса - Ухта и Ухта - Ярославль ОАО «Северные МН» (далее по тексту ОАО «СМН»).

Научная новизна работы

1. Впервые в отрасли разработана математическая модель действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насоспо-силового оборудования, работающего на неньютоновских нефтях, подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур.

2. На основе полученной математической модели впервые для неизотермического нефтепровода решены следующие задачи:

- для каждого времени года по заданной комбинации работающего насосно-силового оборудования на всех НПС можно определить технологические параметры режима (производительность перекачки, рабочие температуры нефти, входные и выходные давления на НПС, потребляемая мощность, удельные затраты электроэнергии и т.д.);

- по заданному диапазону (или величине) производительности перекачки можно определить допустимые комбинации включенного насосно-силового оборудования на НПС, обеспечивающего работу МН на данных режимах.

3. Разработана специальная методология мониторинга реологических свойств перекачиваемых нефтей, проведения и обработки результатов лабораторных испытаний нефти, в том числе с депрессорными присадками, позволяющая подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

На защиту выносятся математическая модель режимов работы неизотермического трубопровода и модель оптимального планирования работы нефтепровода, результаты лабораторных и промышленных исследований и экспериментов, теоретические обобщения и практические рекомендации по планированию работы неизотермического нефтепровода при перекачке реологически сложных нефтей.

Практическая ценность и реализация результатов работы. На основе разработанных методов расчета и оптимального планирования режимов работы МН создано Руководство, состоящее из пяти методик: методики идентификации характеристик насосных агрегатов (разработан метод пересчета напорных характеристик для неньютоновских нефтей по известным методикам пересчета характеристик для высоковязких нефтей); методики определения реологических свойств нефти и выбора модели течения (применен метод выбора оптимальной модели течения по двум критериям: риску и суммарной погрешности); методики теплогидравлических расчетов неизотермического

МН, перекачивающего реологически сложные нефти (разработан алгоритм расчета потерь напора на трение, основанный на последних достижениях в области исследования динамики течения аномальных жидкостей); методики формирования математической модели неизотермического МН (данная методика разработана впервые в отрасли); методики формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период (разработана впервые в отрасли). Руководство согласовано ОАО «АК «Транснефть», Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, ОАО «ВНИИСТ», ОАО «Гипротрубопровод».

Апробация программного комплекса показала высокую точность расчетов. Отклонения расчетных параметров режимов от фактических составляют не более 3 %, что подтверждает адекватность разработанной математической модели фактическим режимам работы неизотермического нефтепровода.

Экономический эффект от внедрения Руководства и программного комплекса «Формирование оптимальных плановых режимов» (ПК ФОПР) на МН Уса - Ухта и Ухта - Ярославль составил за 2005 г. 3,5 млн рублей.

На основе результатов проведенных исследований разработана новая установка по приготовлению и вводу депрессорной присадки, разработан и построен новый узел подключения внешних поставщиков нефти па НПС «Уса».

Разработан, согласован с ОАО «АК «Транснефть» и внедрен Регламент осуществления оптимальной путевой подкачки нефти в МН Уса - Ухта, что обеспечивает повышение надежности его эксплуатации.

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались па следующих конференциях и семинарах:

- конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа); к 9

- научно-практической конференции «Энергоэффективные технологии» (19 мая 2004 г., г. Уфа);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (19 мая 2004 г., г. Уфа);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа »(25 мая 2005 г., г. Уфа);

- научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (20 октября 2005 г., г. Уфа);

- международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт -2005» (8-9 декабря 2005 г., г. Уфа);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа » (24 мая 2006 г., г. Уфа);

- научно-технической конференции УГТУ (21 апреля 2006 г., г. Ухта).

Принятые обозначении. Константы:

А{, В;, Сь с-, - константы в реологических зависимостях; Я - ускорение свободного падения, 9,8 м/с ;

Дг, Ах - размеры шага сетки в продольном и поперечном направлениях при использовании для решения уравнений конечно-разностных методов;

Ш|, п(, ш2, п2 - коэффициенты в формулах, определяющие потери тепла подводного трубопровода;

Параметры: Л Р^-рж з (Зп + 1)'

Яе т] ( 6п + 2У п )

2(2п + 1)(5п + 3) 8 и+ 8

Зп + 1 п + ,/(2п + 1)2 + и п(Зп + 1) и = т Г)" х0и1 ц(вп + 2

8 V п а Б,

XV"

N11 =

Сг=чРО[АТр Л ра

2-п

Не =

V ^р

3(3п +1)2

Го = т| ( 6п+ 2 8\ п лХ гГ2

2(2п + 1)(5п + 3)

- число Рейнольдса;

- обобщенное число Рейнольдса;

- параметр Ильюшина;

- - число Нуссельта;

- - параметр Грасгофа;

- параметр Прандтля;

- параметр Хедстрема;

- число Фурье.

Перечень сокращений символов, единиц и терминов:

ОАО «СМН» - Открытое акционерное общество «Северные магистральные нефтепроводы»

МН - Магистральный нефтепровод

ПМ - Программный модуль

АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическим процессом

ИТ - Информационные технологии

НИТ - Новые информационные технологии

ИНС - Искусственные нейронные сети

НСИ - Нормативно-справочная информация

ГОСТ - Государственный отраслевой стандарт

ТЗ - Техническое задание

ЦДУ - Центральное диспетчерское управление

МНА - Магистральный насосный агрегат

НПС - Нефтеперекачивающая станция

ПА - Подпорный насосный агрегат

ПСД - Проектно-сметная документация

ВИП - Внутритрубный инспекционный прибор

РНУ - Районное нефтепроводное управление ОАО МН

ОАСУ - Отдел автоматизированных систем управления

ОГМ - Отдел главного механика

ОГЭ - Отдел главного энергетика

ОЭН - Отдел эксплуатации нефтепроводов

ПЭО - Планово-экономический отдел

СТР - Служба технологических режимов, отдел главного технолога, группа по расчету технологических режимов в составе других отделов

СДКУ - Система диспетчерского контроля и управления нефтепроводом

ТТО - Товарно-транспортная служба, товарнотранспортный отдел

АВР Аварийно-восстановительные работы кВтч - Киловаттчас

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Федоров, Владимир Тимофеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель действующего магистрального неизотермического нефтепровода, перекачивающего реологически сложные нефти, с учетом гидравлических характеристик насосно-силового оборудования, работающего на неньютоновских нефтях; подбора оптимальной модели течения жидкости в каждой зоне рабочих температур. На основе полученной математической модели для неизотермического нефтепровода решены две задачи: по заданной комбинации работающего насосно-силового оборудования на всех НПС можно определять все технологические параметры режима (производительность перекачки, рабочие температуры нефти, входные и выходные давления на НПС, потребляемую мощность, удельные затраты электроэнергии и т.д.) для каждого времени года;

- по заданному диапазону производительности перекачки можно определять комбинации включенного насосно-силового оборудования на НПС, обеспечивающего работу МН на данных режимах.

2. На основе математической модели разработан и зарегистрирован ПК ФОПР, предназначенный для планирования и моделирования режимов эксплуатации неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на МН Уса - Ухта и МН Приводино - Ярославль. Погрешность расчетов не превышает 3 %. Экономический эффект от внедрения ПК ФОПР на МН Уса - Ухта и МН Ухта - Ярославль за 2005 г. составил 3,5 млн рублей.

3. Разработано и внедрено Руководство, состоящее из пяти методик:

Методики идентификации характеристик НА (разработан метод пересчета напорных характеристик для неньютоповских нефтей по известным методикам пересчета характеристик для высоковязких нефтей);

Методики определения реологических свойств нефти и выбора модели течения (применен метод выбора оптимальной модели течения по двум критериям: риску и минимальной погрешности);

Методики теплогидравлических расчетов неизотермического ММ, перекачивающего реологически сложные нефти (разработан алгоритм расчета потерь напора на трение, основанный на последних достижениях в области исследования динамики течения аномальных жидкостей);

Методики формирования математической модели неизотермического МН;

Методики формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период.

4. Разработана специальная методология мониторинга реологических свойств перекачиваемых нефтей, проведения и обработки результатов лабораторных испытаний нефти, в том числе с применением депрессорных присадок, позволяющая подобрать необходимую концентрацию депрессорной присадки.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Федоров, Владимир Тимофеевич, Уфа

1. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Недра, 1968.

2. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.

3. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Неизотермическое течение вязкопластичных нефтей по трубопроводу: Сб. тр. / ВНИИСПтнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972. - Вып. 9.

4. Марон В.И., Юфин В.А. Коэффициент гидравлического сопротивления «горячих» нефтепроводов. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1974. -№ 2. - С. 3 - 4.

5. Шутов A.A., Губин В.В. Прогрев грунта в процессе пуска «горячего» трубопровода. // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 7.

6. Губин В.В., Шутов A.A. Остывание подземного трубопровода, заполненного парафинистой нефтью // Нефтяное хозяйство. 1975. - № 7. -С. 69-71.

7. Гаррис H.A., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» нефтепровода при уменьшении температуры нагрева нефти // Нефтяное хозяйство. 1975. -№ 11.-С. 42 -44.

8. Кривошеин Б.Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов // ИФЖ. 1977. - № 2. - С. 339 - 346.

9. Гаррис H.A., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземных трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1977. № 10.-С. 23 -25.

10. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов М.: Недра, 1981.-176с. '.-W.V

11. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 292 с.

12. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. М.: Недра, 1985. - 238 с.

13. Шутов A.A. Численное моделирование в трубопроводном транспорте реологически сложных жидкостей //.Нефть и газ на старте XXI века. Сб. докл. научн. техн. конф. 22 ноября 2001 г. М.: Химия, 2001. -С. 150- 159.

14. РД 39-021-00 Методика расчета параметров работы неизотермического нефтепровода // А. Г. Гумеров, A.A. Шутов, А.И. Дьячук и др.-Астана, 2001.-221 с.

15. Фонарев З.И. Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. Л.: Недра, 1984.-148 с.

16. Казубов А.И. Трубопроводный транспорт высоковязких продуктов // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 4. - С. 61 - 63.

17. РД 39-0147103-338-88. Временные нормы по проектированию электроподогрева надземных магистральных трубопроводов (Аксиальнаясистема электроподогрева, АСЭ) / П.М. Бондаренко, Ш.Г. Гатауллин, A.A. Шутов и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - 28 с.

18. РД 39-029-90. «Временные нормы по проектированию электроподогрева трубопроводов промыслового сбора и транспорта нефти (Аксиальная система электроподогрева, АСЭ) / П.М. Бондаренко, Ш.Г. Гатауллин, A.A. Шутов и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 27 с.

19. Мияри Т. Электронагревательные кабели с авторегулированием фирмы «Кемелекс» и их применение // Хайкан то соти. 1984. - Т. 24. - № 1 -с. 44-48.

20. Проспект фирмы Chisso Engeneering Ltd. Япония, 1984.

21. Masao A., Takaki Н. Application of the SECT Electric Heating System to long Distance Pipelines // 9-th International Congress on Electrotermics, Cannes 20 24. - 1980. - Session 8. - Paper III. - D 3. - P. 1 -12.

22. Kayanagi M., Hojo H., Nagamune A., Ogato J. The Coaxial Pipe Electric Heating System for Pipeline // Trans ASME. J. Energy Resour. Technol. -1983.-Vol. 105.-No. 4-P. 469-474.

23. Рейнер M. Деформация и течение. Введение в реологию. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 382 с.

24. Рейнер М. Реология. М.: Наука, 1965. - 224 с.

25. Уилкинсон У.Л. Неныотоновские жидкости. М.: Мир, 1964. - 216 с.

26. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М.: Химия, 1977.-439 с.

27. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасаиов, Р.Н. Бахтизин Уфа: Гилем, 1999.-464 с.

28. Уэнг СЛ., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессантпой присадки // Нефтегазовые технологии. 1999. - № 3. - С. 90 - 92.

29. Айзенштейп М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. -М.: Гостоптехиздат, 1957.

30. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы. М.: Машгпз,1960.

31. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1985.

32. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. института ВНИИнефтегаз. 1964. - вып. 41. -С. 71-107.

33. Михайлов А.К. Малюшенко В.В. Лопастные насосы. М.: Машиностроение, 1977.

34. Центробежные нефтяные насосы для магистральных нефтепроводов / ВНИИАЭН. М.: Изд-во ЦИНТИХИМпефтемаш, 1981.

35. Колпаков Л.Г. Приближенный метод пересчета КПД магистральных центробежных насосов при перекачке нефтей различной вязкости // НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». -1974. № 2.

36. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977.

37. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1983.-205 с.

38. Гумеров А.Г. и др. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти / А.Г. Гумеров, Л.Г. Колпаков, С.Г. Бажайкин. М.: Недра, 1999.

39. РД 39-30-990-84. Методика расчета напорных характеристик и пересчета параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости. -Уфа: ВНИИСПТпефть, 1984.

40. РД 153-39.4-087-01. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. M.: АК «Транспефть», 2001.

41. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.

42. ASTM D 97. Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products.

43. ASTM D 5853. Standard Test Method for Pour Point of Crude Oils.

44. ГОСТ 2517-85 . Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

45. ISO 3171-88. Petroleum Liquids. Automatic Pipeline Sampling.

46. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

47. ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

48. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей.

49. ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

50. Агапкин В.М. и др. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов / В.М. Агапкин, Б.Л. Кривошеин, В.А. Юфин М.: Недра, 1981. - 256 с.

51. Аббасов H.A. Экспериментальное исследование теплового режима наземного открытого трубопровода. // Транспорт природного газа: Тр. института ВНИИГаз. М.: ВНИИГаз, 1986. - С. 17 - 24.

52. Кутателадзе С.С., Борщанский В.М. Справочник по теплопередаче. М.: Госэнергоиздат, 1958.-383 с.

53. Шутов A.A. Тепловые потери подземного изолированного «горячего» трубопровода // Технико экономические вопросы трубопроводного транспорта нефти: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТпефть - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982. - С. 60 - 65.

54. Гостев Н.М. Гидравлический расчет трубопроводов при изотермической перекачке неньютоновских жидкостей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Сб. паучн. тр. /ВНИИСПТнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980.-С. 15 - 19.

55. Шутов A.A. Об одном классе течения неныотоновской жидкости //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр. / ИПТЭР. Уфа: ИПТЭР, 1994. - С. 46 - 54.

56. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1982.224 с.

57. Шутов A.A. Численное моделирование процесса пуска после остановки неизотермического трубопровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа: Транстэк, 1997. - С. 22 - 30.

58. Шутов A.A. Математическое моделирование переходных процессов в неизотермическом трубопроводе // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа: Транстэк, 1997.-С. 31 -37.

59. Гумеров А.Г., Шутов A.A., Штукатуров К.Ю. Программный комплекс «NIPAL»: моделирование режимов работы трубопровода, перекачивающего реологически сложные нефти // «Нефтяное хозяйство». -2004,-№6.-С. 106- 109.

60. Шаммазов А.М., Козачук Б.А., Дмитриева М.В. и др. Программные средства моделирования и расчета основных технологических параметров работы нефтепроводных систем // Нефтегазовое дело, 2003: Т. 1. Информационные технологии. С. 37 - 43.

61. Кутуков С.Е. Применение интеллектуальных систем для мониторинга режимов эксплуатации нефтепроводов. // Нефтегазовое дело, 2003: Т. 1. Информационные технологии. С. 46 - 60.

62. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием генетических алгоритмов: Учебное пособие / УГАТУ.- Уфа, 1995.- 101 с.

63. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием нечеткой логики: Учебное пособие / УГАТУ. -Уфа, 1995.- 101 с.

64. Кутуков С.Е. Информационно-аналитические системы магистральных нефтепроводов. М.: СИП РИА, 2002. - 324 с.

65. Манов H.A. и др. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами / H.A. Манов, Ю.Я. Чукреев, М.И. Успенский и др. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. - 205 с.

66. Борисов А.Н. Принятие решений на основе нечетких моделей. -Рига: Зинатне, 1990.- 184 с.

67. Борисов А.Н. и др. Принятие решений на основе нечетких моделей / А.Н. Борисов, O.A. Крумберг, И.П. Федоров. Рига: Изд-во Рижс. техн. унта, 1992.-С. 12-15.

68. Кини PJL, Райфа X. Принятие решений при многих критериях: предпочтения и замещения: Пер. с англ. М.: Наука, 1977. - 408с.

69. Ларичев О.И. Человеко-машинные процедуры принятия решений // Автоматика и телемеханика. 1971. — № 12 - С. 130 - 142.

70. Беллман Р., Заде JI. Принятие решений в расплывчатых условиях // Вопросы анализа и процедуры принятия решений: Пер. с англ. М.: Мир, 1976.-С. 172 - 175.

71. Кофман А. Введение в теорию нечетких множеств: Пер. с англ. -М.: Радио и связь, 1982.-432 с.

72. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М.: Наука, 1981.-208 с.

73. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий: Пер. с англ. М. : Радио и связь, 1989. - 316 с.

74. Заде J1. Понятие лингвистической переменной и ее применение к принятию приближенных решений: Пер. с англ. М.: Мир, 1976. - 165 с.

75. Коршунов Ю.М. Математические основы кибернетики. М.: Энергия, 1980.-424 с.

76. Taxa X. Введение в исследование операций: В 2 кн.: Пер. с англ. -М.: Мир, 1985.-479 с.

77. Трубопроводный транспорт нефти: В 2 т. / Под редакцией С.М. Вайнштока. М.: Недра, 2004.

78. Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами / В.М.Писаревский, ВЛ.Поляков, А.Д.Прохоров и др. М.: РГУНГ, 1997. - 56 с.