Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам

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

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам"

На правах рукописи

г? и

Федоров Павел Владимирович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПЛАНИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ И КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

Специальность-25.00.19. Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук _ 2 2011

Ухта 2011

4855343

Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете

доктор физико-математических наук, профессор Некучаев Владимир Орович

доктор технических наук, профессор Кучерявый Василий Иванович

кандидат технических наук Токарев Владимир Васильевич

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Защита состоится 21 октября 2011 г. в 10 часов на заседании диссертационного со вета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адрес) 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственног технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного техниче ского университета www.ugtu.net в разделе «Диссертационный совет». Автореферат разослан «19» сентября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, профессор

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

"У, - , «<< Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы.

Основной задачей акционерной компании «Транснефть» является оказание услуг нефтедобывающим компаниям по приему, транспортировке и поставке нефти, при условии обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и минимальных энергозатратах на перекачку. Выполнение поставленной задачи невозможно без эффективного планирования и постоянного контроля параметров режимов работы магистрального нефтепровода (МН). Планирование включает в себя тепловой и гидравлический расчет всех возможных режимов работы МН и выбор наиболее оптимальных из них. Практика показала, что чем выше точность расчетов параметров режима, тем эффективнее планирование работы МН. В 2010 г. по данным ОАО «Северные МН» в 18% случаев погрешность расчетов параметров режима превышала заявленную величину равную 7 %, в результате чего происходило нарушение сроков проведения плановых ремонтных работ, а также договорных обязательств по объемам грузооборота транспортируемой нефти. В 10% случаев причиной являлось недостаточно корректное определение исходных данных.

Диссертация выполнена на основании результатов научных исследований работы МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль». Транспортируемая по этим нефтепроводам нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами (значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов, высокой вязкостью, повышенным статическим напряжением сдвига).

С момента начала эксплуатации МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» ее реологические свойства значительно ухудшились, что объясняется нарастающими объемами добычи высокопарафинистых высокозастывающих нефтей Харьягинского, Кырта-ельского, Верхневозейского, Ардалинского и других месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

В последние годы были разработаны методика расчетов и программный комплекс «МРАЬ», которые повысили эффективность процесса планирования технологических режимов МН, однако опыт их применения выявил факторы, учет которых был проведен в недостаточном объеме. Прежде всего, речь идет об учете неньютоновских и тиксотропных свойств перекачиваемых нефтей.

Таким образом, представляется актуальным развитие указанных разработок с целью повышения точности расчета параметров режима перекачки.

Поскольку безопасность транспортировки нефти напрямую связана с уровне обеспечения контроля за режимом работы МН, актуальной является также разра ботка алгоритма по автоматизации процесса выявления причин отклонений факти ческих параметров режима работы МН от плановых и минимизации часовых откло пений фактического от планового электропотребления.

Цель работы. Совершенствование методов планирования технологических ре жимов и контроля процесса перекачки нефти по магистральным нефтепроводам к примере МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль».

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих способов планирования и контроля параметров работь магистральных нефтепроводов.

2.Совершенствование методики определения реологических свойств высокопара финистых нефтей и выбора модели течения с учетом их неньютоновских свойств.

3. Усовершенствование методики пересчета паспортных характеристик центро бежных насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть.

4. Определение величины нагрева нефти при прохождении через насосные arpe гаты на нефтеперекачивающей станции.

5. Анализ и классификация причин отклонения расчетных и фактических давле ний установившихся режимов перекачки нефти.

6. Разработка методики минимизации почасовых отклонений электропотреблени при транспорте нефти.

Научная новизна.

1. Установлено, что смеси неныотоновских нефтей Тимано-Печорской провин ции, транспортируемых по магистральным нефтепроводам «Уса-Ухта» и «Ухта Ярославль», обладают выраженными тиксотропными свойствами. Предложен крите рий достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривых течени тиксотропных нефтей.

2. Выявлено, что учет реальных значений эффективной вязкости неныотоновски нефтей приводит к заметному улучшению сходимости с экспериментом пересчитан ных паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на вязкопластичную нефт (при пересчете мощности и КПД на 4% и 3 % соответственно).

3. Обнаружено, что снижение величины нагрева нефти на каждом работающе насосном агрегате (НА) при их последовательном соединении на НПС связано с

постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

Основные защищаемые положения:

- Результаты экспериментальных исследований температурных зависимостей реологических характеристик смеси неныотоновских нефтей Тимано-Печорской провинции, транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и МЫ «Ухта-Ярославль».

- Критерий достижения равновесного напряжения сдвига при построении реологических кривых течения нефти, обладающей тиксотропными свойствами.

- Методика пересчета паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть, а также модель изменения величины нагрева нефти на НПС в зависимости от количества работающих насосных агрегатов.

- Классификация причин отклонений фактических от расчетных давлений па МН и алгоритм их выявления, позволяющий автоматизировать процесс контроля.

- Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти, включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов.

Практическая ценность работы.

1. Разработан и апробирован в ОАО «Северные МН» алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений на нефтепроводе.

2. Разработан стандарт организации СТО-23.080.00.00-СМН-014-11 «Методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом неньютоновских свойств».

3. Усовершенствована методика определения реологических характеристик высо-копарафинистых нефтей с учетом их неньютоновских свойств, чем обеспечено повышение точности расчета потерь напора на трение (погрешность не более 7% по сравнению с 15 % по существующей методике) путем изменения критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривой течения нефти. Методика включена в методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Исследование реологических свойств нефти и транспорт аномальных нефтей» для магистров нефтегазовых специальностей УГТУ.

4. Разработан стандарт организации СТО-75.180.00-СМН-015-11 «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», по результатам внедрения которого в ОАО «СМН» получен годовой экономический эффект - 4,8 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсузвдались на 7-ом и 8-ом конгрессах нефтепромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2007, 2009г.), 10-й и 11-й научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 2009, 2010 г.), региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» ( г. Ухта, 2008, 2009,2010 г), региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефгей и битумов» (г. Ухта, 2007 г.), международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех» (г. Ухта, 2009, 2010 г.)

Публикации: по теме диссертации опубликовано 14 работ, из них 2 в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК РФ.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, содержит 125 страниц текста, 43 рисунка, 17 таблиц и список литературы из 118 наименований.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационного исследования, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов.

В первой главе проведен анализ существующих способов планирования и контроля параметров работы магистральных нефтепроводов. В этом направлении следует отметить работы Марона В.И., Челинцева С.Н. (РГУНГ им. И.М.Губкина), Дегтярева В.Н.(Гипровостокнефть), Скрипникова Ю.В., Шутова A.A., Новоселова В.В., Бажай-кина С.Г. и др. (ИПТЭР), П.В.Жуйко (ПечорНИПИнефть), Кожабекова С.С. (НТЦ АО «КазТрансОйл» Республики Казахстан).

Рассмотрены цели создания программного комплекса «NIPAL» (Non-IsothermalPipelineforAbnormalLiquids), применяемого для расчета оптимальных плановых технологических режимов работы неизотермических МН.

Факторами, усложняющими процесс планирования режимов работы МН, являются аномальные свойства перекачиваемых нефтей (неньютоновский характер течения, тиксотропия, высокое напряжение сдвига) и особенности режима работы МН (не-изотермичность и нестационарность теплового режима) (рис.1), а также технологии. • применяемые в ОАО «Северные МН» для перекачки таких нефтей (табл. 1).

50.0 45.0 40,0 35.0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0.0

47^ч 37.3 37 ;

Пппетняр ■ Срзимняя

ч 96% 33,4

7.31,5" »

313'„ 24.7 зо.з 28.2

201 18.9

21,5 ■ ■ ».д8 *-.15 я ... ^_16,4

14 ч - .12.5 , <0.9......-1 м......

•«•-7.0........* 7,0

О 100 500 ЗОН 400 500 ^00 700 800 9С0 1000 1100 1200 1300 1-100 1500 1600 и а а а а

5 8 I 1 ■- "

■ ; г ;

§ 8 I *

Рисунок ]. Изменение температуры перекачиваемой нефти по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль»

Таблица 1. Технологии, применяемые для транспорта нефти в ОАО «Северные МН».

Технология Реализация Результат

1 .Применение депрессорной присадки Ввод присадки ДПН-1 на ГНПС «Уса», в нефть разогретую до Тн = 48-50 °С Снижение температуры застывания с + 14 до -1 °С; повышение безопасности при пуске МН в зимний период.

2.«Горячая» перекачка Строительство пункта подогрева нефти на НПС «Чикши-но» Увеличение пропускной способности нефтепровода «Уса-Ухта» с 18,2 до 24,2 млн.тонн/год (на 33%).

3.Применение противотурбулентной присадки Ввод присадки 1лцшс1Ро\¥ег™на участках НПС «Зеленоборск» - НПС «Ухта-1» и НПС «Нюксеница» - НПС «Погорелово» Снижение потерь напора в среднем на 6,3 кгс/см2(14,4%) и на 8,2 кгс/см2 (17,8%) соответственно

Анализ современного состояния организации планирования и расчетов режимов работы МН показывает, что существует ряд факторов, которые следует учитывать для повышения эффективности эксплуатации МН:

1. Нагрев нефти при прохождении через насосный агрегат (НА);

2.Нестационарность реологических параметров тиксотропных неньютоновских нефтей;

3.Влияние неньютоновских свойств высокопарафинистых нефтей на паспортные характеристики насосного агрегата (НА).

Во второй главе дано обоснование к изменению критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения нефтей, которые необходимы для определения их реологических свойств.

В действующей методике построения кривых течения высокозастывающих нефтей условием достижения равновесного напряжения сдвига и перехода на следующую скорость сдвига является достижение стабилизации показаний ротационного вискозиметра, которое оценивают по значениям трех последних измерений. При этом расхождение каждого из этих измерений Ат, снятых с промежутком дз =5 минут, со среднеарифметическим не должно превышать значение критерия К = 0,04 (4%).

Для определения равновесных значений напряжения сдвига на ротационном вискозиметре КЬе^еэ! 2.0. проведены измерения зависимости напряжения сдвига от времени при фиксированных скоростях сдвига: 9с"1; 81с~';243с~1 для смеси нефтей с содержанием парафина 7,5%, смол 7,3 %, асфальтенов 2,2% . На рис. 2 видно, что при скорости сдвига у=81с"1, в интервале температур 0^20 "С. напряжение сдвига нелинейно снижается с течением времени деформации до некоторого равновесного значения, соответствующего стационарному течению разрушенной структуры.

—5 °С

10 С

"л®*™ ; д ^

ло т к зо

Время, мин

Рисунок 2. Изменение касательного напряжения сдвига от времени деформации приу=81с"

После обработки экспериментальных данных было найдено время достижения равновесного значения напряжения сдвига /0 для значений критерия А" от 1 до 4% при разных температурах смеси нефтей (рис.3).

I 28 .....................................................................................................................................................................................

1:12 ....." V............................................-................................................................................................................

\ « 34

0:57 ...............................................................—........................................-.....—............................--2% ;

* Е1.43 —................ ...............1% .;

у ^ ^ •>■—______""" •»—________!

I ' -■■■■■ *"*" ------

в--------— .. » ■ ■. „ .....И.»

О 14 ...........-.................................................................-..........- , « ......................................

ооо ——т----------г--........,---------7.......,-------------------------------------,---------Т...Л». I» I и _______1

| Рисунок 3. Зависимость времени разрушения структуры высокозастывающей нефти до равновесного состояния г„ от температуры для 4-х значений критерия К (у=81с~')

Анализ результатов опытов показал, что высокозастывающая смесь нефтей. перекачиваемая по трубопроводу «Уса-Ухта-Ярославль», проявляет неньютоновские свойства при температурах ниже температуры Т„ = 19°С, которая соответствует началу процесса массовой кристаллизации парафиновых углеводородов, т. е. нефть при температурах ниже Т„ начинает превращаться из истинного раствора в коллоидную структурированную систему.

В области температур неньютоновского поведения исследуемой смеси нефтей. т. е. ниже 19°С, время /0, в зависимости от выбранных значений скорости сдвига и критерия К, возрастает с 20 до 100 мин (табл. 2). По существующей методике равновесным значением ■ должно быть признано значение касательного напряжения сдвига при К= 0,04. Однако, для г= 81 с"1 и 1« = 0°С найденная величина эффективной вязкости по этому значению х} рэф= 0,361 Пах. что на 25% превышает эффективную вязкость, определенную при К = 0,01, Цэф = 0,288 Пах, что, естественно, сказывается на точности гидравлического расчета трубопровода, так как эффективная вязкость используется для определения числа Рейнольдса.

Результаты численного эксперимента по расчету потерь напора на трение на участке «Приводино - Нюксеница» нефтепровода «Ухта - Ярославль» длиной Ь= 143

■■■» 34

V. ........................................................................................................

^ ................................... ■ 2% .........1%

".....„,, '

.....* •*•.. *-------*_______ --.----------. т -» » .....

1 г * 6 3 10 12 14 !6 18 20 22 I

температура. °С

км, диаметром 800 мм. при температуре потока 9,6°С и расходе (} = 2668 м3/час (скорость сдвига 14,8 с"1) представлены в табл.2.

Таблица 2. Влияние величины критерия стабилизации К на точность определения потерь напора на трение я, при транспортировке исследуемой смеси нефтей.

Критерий/?" Время достижения равновесного состояния ¡1), мин. Расчетные потери напора на трение Лг, м Относительная ошибка определения потерь напора на трение Дйт, %

0,01 80-100 519.1 2,5

0,02 50-60 527,6 4,2

0.03 30-40 556,0 9,8

0,04 20-35 580,8 14,7

Вид кривых на рис.2 и рис.3 указывает на то, что транспортируемые смеси нефтей обладают тиксотропными свойствами. При температурах ниже 19°С эти кривые течения должны образовывать характерные гистерезисные петли. Для подтверждения данного факта на ротационном вискозиметре «Реотест 2.0» были измерены кривые течения нефти в диапазоне изменения скоростей сдвига от 0 до 90 с"1 при «прямом» и «обратном» ходе. Пример такой кривой для температуры 10 °С приведен на рис. 4.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90

скорость 1/с

Рисунок 4. Реологическая кривая течения нефти при Ю°С, К=2%

Степень тиксотропности нефти может быть условно охарактеризована площадью, заключенной между кривыми «прямого» и «обратного» хода, которая, в свою очередь, зависит от скорости снятия этих кривых. Характерное для тиксотропных нефтей восстановление разрушенной структуры после прекращения деформации на практике проявляется в эффекте самопроизвольного снижения производительности режима перекачки нефти во времени (рис.5).

Ю

Нефть после НПС «Приводило» (режим 1 -0-0-0, работает один насос) двигается на протяжении 621 км с упрочнением кристаллической структуры, без прохождения через насосные агрегаты (НПС на транзитном режиме), где происходит разрушение структуры нефти. Из-за проявления тиксотропных свойств МН не выходит на стационарный режим в течение 2-х суток.

МН "Приводино-Яроспавль"

Продолжительность работы на режиме, час

Рисунок 5. Снижение пропускной способности нефтепровода на режиме 1-0-0-0

На следующем этапе были проведены детальные измерения зависимости эффективной вязкости перекачиваемой нефти от температуры. Эта зависимость (175 точек в диапазоне от 6 до 54°С) показана на рис. 6а.

Рисунок 6. а) Изменение эффективной вязкости смеси нефтей от температуры; б) Зависимость логарифма эффективной вязкости 1п г] смеси нефтей от 1000/Т.

Используя формулу Аррениуса — Френкеля - Эйринга для температурной зависимости вязкости в виде:

77 = Лехр(£а/ЯГ) (1)

получим, что: 1п г) = 1п А + (Еа / Я) • 1 / Т (2)

Здесь Еа - энергия активации вязкого течения жидкости; Я- универсальная газовая постоянная; А- постоянная.

На рис. 66 показаны пересчитанные данные в координатах Аррениуса 1п(п) - 1 /Г. Видно, что в этих координатах все измеренные точки хорошо аппроксимируются двумя прямыми с разными углами наклона. Полученная таким образом точка пересечения указанных прямых соответствует температуре нефти 21°С. Данная температура примерно равна температуре начала массовой кристаллизации парафина для исследуемой нефти.

Двум наклонам прямых на рис.66 соответствуют два значения энергии активации: 19 кДж/моль ( в диапазоне измеренных температур 54-22 °С) и 86 кДж/моль ( в диапазоне от 21- 6°С). Такое значительное различие энергий активации обусловлено возникновением ассоциативной структуры нефти (т.е. наличием фазового перехода) при снижении температуры ниже температуры застывания нефти.

Таким образом, установлено, что транспортируемая по МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта- Ярославль» смесь нефтей обладает тиксотропными свойствами. Показано, что для такой нефти критерий К = 0,04 дает значительную погрешность в расчетах потерь напора на трение (А1г = 15%). Значение К = 0,02 является оптимальным, так как обеспечивает более высокую точность расчетов (ошибка не более 5%), при времени проведения лабораторных испытаний на каждой скорости сдвига, не превышающем 1 час.

Первый раздел третьей главы посвящен усовершенствованию существующей методики пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть, которая не учитывает ее неньютоновские свойства.

Паспортные характеристики определяются на воде при 20°С ГОСТ 10272-87.

Пересчет характеристик производится для неавтомодельного режима работы НА, при котором вязкость оказывает влияние на напор и КПД насоса. По условиям автомодельное™ работы НА определяем значения граничной и переходной вязкости:

п-В\ п- Б*

-=-Т> (3)

г-и/

л-Д2 п-Д2

у„ =-

1*е„ 3,16-105 ■Пц~иж" (4)

где: п - число оборотов ротора насоса, об/с; П2- наружный диаметр рабочего колеса, м; V- кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с; Кегр , Кс„ - граничное и переходное числа Рейнольдса; г-постоянная.

12

Коэффициент быстроходности насоса определяем по общепринятой формуле:

",=3.65-п-Щ (5)

Ио

где:С)0, Н0 - соответственно подача, (м3/с) и напор, (м) насоса на номинальном режиме, полученные на воде (заводская характеристика);

Для пересчета характеристик напора, подачи и КПД с воды на вязкую жидкость широкое распространение получил способ, предложенный М.Д.Айзенштейном:

К V ■ V .

Н• б- Ъ (6)

где:Нв, (2В ,г]в. Ну, ,т]у - соответственно напор, подача и КПД насоса для воды и нефти; К„, , К^ - соответствующие коэффициенты пересчета напора, подачи и кпд насоса с воды на вязкую нефть, определяемые по формулам Колпакова Л.Г:

Ие

=1-0,128.^; А",=(Я„/Я,Г; к, = и

. Ке» Л ,

(7)

где:11ев - число Рейнольдса, определяемое по воде, А и а - коэффициенты, связанный с дисковыми и гидравлическими потерями соответственно; (3= 0,85.

Расчет значений вязкостей был проведен для насоса типоразмера НМ 3600-230 (ротор 2500/1, п=50об/с, (}„= 2500 мЗ/ч, Но=230м, 02=440мм), так как 55% насосного парка ОАО «Северные МН» - насосы этого типа.

По результатам расчета получилось, что при г,7 = 128'10"6м2/с и уГР=12'Шь м2/с будет наблюдаться снижение напорной характеристики и КПД соответственно.

Исходя из рис.б.а. были определены температуры (1П< 7,8°С, 1Ф<10,6°С) при которых нефть достигает рассчитанных по формулам (3) и (4) значений вязкости. Как следует из главы 2, при этих температурах нефть переходит в нелинейно-вязкопластичную жидкость, а, следовательно, утрачивается свойство пропорциональности между напряжением сдвига т и деформацией (скоростью сдвига У). При этом часть полезной мощности, переданной колесом, тратится на разрушение структуры жидкости, а затраченная мощность увеличивается из-за роста дисковых потерь. Метод М.Д.Азенштейна эту особенность не учитывает, так как применяется для ньютоновских жидкостей, у которых вязкость постоянна и не зависит от скорости сдвига.

Общей моделью течения в таких условиях является уравнение Гершеля-Бакли:

т = т0 + К-у (8)

где: т0- предельное напряжение сдвига; К, п - экспериментальные константы, определяемые при аппроксимации кривых течения нефти(т0 =0,58Па, К-0,19; п=0,84 при 1=10°С). Теоретическая кривая течения рассмотренной жидкости и экспериментальная кривая нефтей Тимано-Печорской провинции представлена на рис.7. Вязкость

ньютоновской жидкости равна

т/у

Для нелинейно-вязких сред это соотношение на-

зывается эффективной вязкостью и определяется из соотношения:

■п

т0+К-у

т

т1,Ф=т=-

У

У

- = + К ■ у У

(9)

В насосах, из-за большой скорости движения жидкости (примерно, на порядок больше, чем в магистральном нефтепроводе), происходит разрушение структуры жидкости, которая на выходе из насоса приобретает свойства, близкие к ньютоновским.

Поэтому расчет характеристик центробежных насосов при перекачке неньютоновских жидкостей возможен по методике Айзенштейна, но в расчете необходимо использовать значение эффективной вязкости. Задача состоит в том, чтобы определить соответствующее значение\]зф, для чего необходимо, в первую очередь, определить градиент скорости в НА, а эффективная вязкость найдется по формуле (9).

Рисунок 7. Кривые течения нефти (а- смесь нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции; б - модель Гершеля-Бакли)

На примере НА№4 на НПС «Грязовец» (НМ 3600-230) было проведено сравнение результатов расчетов по методу Айзенштейна и предлагаемому методу, учитывающему неньютоновские свойства нефти, с фактическими характеристиками, полученными по данным системы диспетчерского контроля и управления нефтепроводом,

для условий самого холодного месяца-марта (/»=6,0°С;УН =150 '10"6 м2/с.)

14

Результаты сравнения подтверждают, что предлагаемый метод облагает меньшей погрешностью чем метод Айзенштейна. В среднем ошибка составила:

- при пересчете напора: 3,21% и 3,46 % соответственно, улучшение сходимости на 0,25%;

-при пересчете мощности: 7,12% и 11,51 % соответственно, улучшение на 4,39%;

- при пересчете КПД: 2,85% и 6,01 % соответственно, улучшение на 3,16%.

Во втором разделе третьей главы определена аналитическая зависимость для оценки величины нагрева тиксотропной нефти при ее прохождении через насосные агрегаты на нефтеперекачивающей станции.

Известно, что при прохождении нефти через НПС повышается ее температура, в теплогидравлических расчетах на нагрев закладывается условное значение 1-Ч,5°С. Для смеси нефтей Тимано-Печорской провинции изменение температуры даже па 1°С приводит к значительному изменению эффективной вязкости, особенно в диапазоне температур до 0-20 °С (рис.6).

Согласно РД 75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» для определения величины нагрева рекомендовано использовать формулу:

Д7- = 0,995.^^.(1-,] (]0)

где: , Р1Ш -давления на входе и выходе насоса соответственно; р - плотность нефти; Ср- теплоемкость нефти при постоянном давлении; г)- КПД нагнетателя насосного агрегата.

Для учета эффекта Джоуля-Томсона в работе Кима Д.П., Рахматуллина Ш.И рекомендовано следующее уравнение:

р-Ср п р.ср

где:/}- коэффициент Джоуля-Томсона.

Зависимость коэффициента Джоуля-Томсона от коэффициента температурного расширения а описывается так:

Р-Ср

а = 2,963 • 10"3 - 3,035 ■ 10"9 • р2 (13)

При расчете суммарного нагрева от 2-х и более последовательно соединенных насосных агрегатов часто используют формулу:

АТ = п-АТ1 ^ (14)

где: ДГ, - нагрев нефти от одного работающего насосного агрегата; п-количество последовательно соединенных насосных агрегатов, п =1,2,3.

Проведенный анализ работы трех последовательно работающих насосных агрегатов (НМ- 3600-230) показал, что выражение (14) плохо применимо для случая перекачки тиксотропных нефтей. В температурном диапазоне 0-20 °С (области проявления тиксотропных свойств) структура нефти после прохождения первого НА частично разрушается, что приводит к 10-15 процентному снижению вязкости нефти, поэтому выражение (14) примет вид:

&Т = £Р',АТ1 (15)

где:р- коэффициент, характеризующий степень разрушения структуры нефти.

Коэффициент р был определен эмпирически и составил Р =0,9; к-номер НА.

Четвертая глава посвящена разработке алгоритма для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений.

В соответствии с требованиями «Регламента разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» служба главного технолога (СГТ) обеспечивает постоянный контроль за соответствием расчетных и фактических параметров установившихся режимов работы нефтепроводов. В случае выявления отклонения фактического давления от расчётного должны быть установлены причины отклонений в регламентированный срок (10 мин).

Для разработки алгоритма была произведена классификация причин изменения давления установившегося режима по трем характеристикам: изменению состояния работы оборудования - ДС, изменению условий работы технологического участка -АУ, изменению свойств перекачиваемой нефти - АН. В свою очередь, указанные изменения зависят от изменений следующих параметров: температуры нефти - АШ, уровня нефти в резервуарах - АЬ, вязкости нефти- Av, величины путевых отборов и подкачек (размера - АО и температуры - /М подк), изменения эффективного диаметра нефтепровода АЭэф вследствие процесса запарафинивания и процесса очистки внутренней полости трубопровода. Таким образом, было выделено 3 группы, состоящие из 12 подгрупп, вклрочающих 38 конкретных причин.

В качестве основного уравнения для проведения анализа возможных причин отклонений фактических и расчетных давлений предложено уравнение баланса напоров.

I Нш, + I Нш> + X 21Ж. ± (Н......- //„„) = (16)

]=\ }=\

« т Р ~ Р

= Х '< Х + Ь ИНГ. ПС + X Н»р "»С !«• + X —-—

'-1 М 1-1 Р,&

Физический смысл уравнения (16) в том, что суммарный полный напор, создаваемый включенными насосными агрегатами на НПС, затрачивается па трение при движении потока нефти как на линейной части МН, так и в технологических трубопроводах, оборудовании НПС и камере регулирования давления.

В левой части уравнения (16) 4 члена: 1- суммарный напор магистральных агрегатов (МА), 2- напор подпорных агрегатов (ПА), 3- напор за счет разности высотных отметок НПС, 4 - напор за счет разных подпоров в начале и конце участка. В правой части уравнения (16) также 4 члена: 1- потери напора на трение на линейной части (/'гидроуклон), 2- потери напора на трение в технологических трубопроводах (ТТ) на входе НПС, 3- потери напора на трение в ТТ на выходе НПС, 4- потери напора на дросселирование.

Каждая из 38 причин изменения давления связана с соответствующим членом уравнения (16).

Для разработки алгоритма выявления причин отклонений предложено расширить карту режимов и включить дополнительно:

- давление на входе и выходе узла подключения станции (УПС);

- свойства перекачиваемой нефти по НПС: вязкость, плотность и температуру нефти на входе и выходе НПС;

- расчетные значения давлений на КП линейной части;

- группу параметров состояния работы оборудования НПС (фильтр-грязеуловитель (ФГУ), камера регулирования давления (КРД)).

На рис.8 приведена схема контроля давления режима на участке между двумя

НПС.

Тогда правая часть уравнения (16), определяющая полные потери давления на трение для участка (НПС1-НПС2), будет равна:

Допустим, значение фактического давления на входе НПС2 на установившем« режиме в какой-то момент времени уменьшилось от расчетного значения на 0,039МП; (0,4кгс/см2).

нпс 1

НПС2

Рисунок 8. Схема контроля давления технологического режима для 2-х НПС.

Для выявления причины такого отклонения необходимо провести анализ, в ход которого последовательно происходит сравнение значений расчетных и фактических величин давления всех 4-х членов правой части уравнения (17) для всех линейных участков МН, начиная с того участка, где отмечено наибольшее отклонение - участок НПС1-НПС2.

Только такой анализ позволит однозначно определить на каком «элементарном» участке находится источник изменения давления: на линейной части - (Л/^,^), на технологических трубопроводах НПС: на «низкой стороне» - (&РЛ2_С2) или на «высокой стороне» - (ДРл,_£1), дросселировании наКРД- (дрС1_т).

Разработанный в работе алгоритм построен таким образом, что сначала идет поиск причин изменения давления на территории НПС, являющейся местом возникновения 29 из 38 (76 %) причин отклонений, а затем - на линейной части нефтепровода.

Организуется цикл, в ходе которого на всех НПС (от первой до последней на технологическом участке) проводится следующий анализ:

- изменения потерь на трение на НПС: на «низкой стороне», на высокой стороне», потерь на дросселирование на КРД.

- изменения величины создаваемого напора (как НПС, так и каждого НА);

- изменения свойств перекачиваемой нефти;

- изменения условий работы и состояния оборудования НПС.

18

Если изменение вязкости и плотности не соответствуют должному изменению рабочей температуры нефти, то это свидетельствует об изменении состава нефти.

После окончания цикла (поиска причин отклонения давления на НПС) организуется цикл по линейным частям нефтепровода. В ходе этого цикла на всех участках между НПС, а далее на всех участках между линейными задвижками проводится анализ расчетных и фактических потерь напора на трение.

Разработанный алгоритм является базовым и позволяет определить большинство из 38 причин согласно классификатору причин отклонений.

В ходе анализа производится проверка и сравнение сотен фактических и расчетных параметров технологического режима, происходит анализ изменений в работе оборудования, условий работы технологического участка нефтепровода, свойств перекачиваемой нефти и т.д.

В результате анализа по указанному алгоритму формируется протокол анализа сдвум видами сообщений. Первый вид сообщений содержит информацию об отклонении каких-то фактических параметров от расчетных. Второй вид - информацию об изменении каких-то условий работы технологического участка, изменений в состоянии работы оборудования, изменений свойств перекачиваемой нефти, которые могли привести к указанным изменениям параметров.

На основании проведенного анализа и объективной информации (сообщений приведенных в Протоколе), специалист СГТ совместно с диспетчером в течение 10 минут принимают решение о характере и классификации причин изменения давления установившегося режима.

Пятая глава посвящена разработке методики минимизации почасовых отклонений фактического энергопотребления от планового при транспорте нефти.

В настоящее время руководством ОАО «АК «Транснефть» поставлена задача привести к минимуму часовые отклонения фактического от планового электропотребления, превышающие 2%.

Особенность предложенной методики минимизации почасовых отклонений заключается в оперативной корректировке, но не плановой величины электропотребления, а фактической.

Рассмотрим, как можно этого добиться, не изменяя самого режима перекачки.

Анализ перечня установленных роторов основных насосов на НПС ОАО «СМН» показал, что существуют рабочие колеса аналогичных типоразмеров, например НМ 2500-230. Основные параметры рабочего колеса насоса: ГЗкол, Бвход, ширина колеса и

19

другие являются одинаковыми. Формально такие роторы являются взаимозаменяемыми и переход между ними в рамках НПС не меняет режим работы МН.

Однако различия в качестве отливки, обработки внутренней поверхности корпуса насоса, состояния уплотнений делают каждый насос уникальным с точки зрения его технических характеристик работы (напорной, мощностной и КПД).

Для реализации предложенного метода был разработан следующий алгоритм снижения отклонения планового и фактического электропотребления на НПС без изменения режима МН:

1 этап. Идентификация всех установленных магистральных и подпорных НА

Шаг. 1.1 Получение и обработка статистических данных о работе насоса за необходимый период времени (Н^Дм')

Шаг. 1.2 Получение функциональных зависимостей N((3), Н((}), г|((3)

2 этап. Ввод исходных данных для расчета

Шаг.2.1 Ввод данных о производительности режима, величине подкачек и отборов, температуре нефти на НПС (для определения рабочей точки насоса)

Шаг.2.2 Ввод заявленной (плановой) величины почасового электропотребления

3 этап. Подбор оптимальной комбинации насосных агрегатов

Шаг.3.1 Определение величины отклонения в целом по энергосистеме и НПС (МНА и ПА); ДЫ = №ш,- N факт

Шаг.3.2 Расчет количества кВт мощности, необходимого для «попадания» в допустимый коридор (0,981Чпл н- 1,02Мпл);

Шаг.3.2 Поиск оптимальной комбинации переключений по НА с условием сохранения планового режима и снижения отклонения энергопотребления при заданномС^.

Для реализации данного метода в ОАО «Северные МН», осуществляющего перекачку нефти по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль», были получены функциональные зависимости N((3) для всех НА (МНА (56 шт) и ПА(9), всего 65 уравнений типа:

М(С>) = а-дэ +с-С> + с1 (18)

где:а,Ь,с,с1- коэффициенты, полученные после аппроксимации мощностной характеристики НА.

Задавая комбинацию работающих НА, производительность режима и плановое энергопотребление, программой рассчитываются необходимые мощности для попадания в допустимый «коридор» и предлагаются комбинации, позволяющие снизить отклонение.

Сложность расчета переходных режимов состоит не только в нелинейном характере изменения нагрузки при переходе с режима на режим (рис.9), по и во влиянии пе-

реходов на одной НПС на потребления других НПС. Для примера рассмотрим изменение нагрузки на МНА№4 НПС «Грязовец» при запуске МНА№1,2 на НПС «Погоре-лово» и МНА№1,2 на НПС Грязовец.

11.511-11-511-711

пуск МНА№1,2 на НПС "Погорелово

т

1600

1700 --т-

й. Ь_.

время отклика

0:00:00 0:07:12 0:14:24 0:21:36 0:28:48 0:36:00 0:43:12 0:50:24 0:57:36

время, (ч:м:с)

Рисунок 9. Изменение нагрузки МНА№4 на ППС «Грязовец»

Условно можно разбить «кривую» нагрузки МНА№4 на следующие 8 участков:

- участок (а-Ь), (е-1), (Ы) - стационарный режим;

- участок (Ь-с) плавное увеличение нагрузки, в связи с включением МНА №1и №2 на предыдущей НПС «Погорелово»;

- участок (с-с!) и (/-§) резкое возрастание нагрузки в момент включения МНА№1 и №2 соответственно на НПС «Грязовец»;

- участок (с]-е), ^-И) - снижение нагрузки при выходе на стационарный режим; Статистическая обработка данных показала, что изменения нагрузки насоса во

времени N(0 можно с достаточной точностью описать следующими уравнениями:

- участки снижения нагрузки при выходе на стационарный режим :

Ы(1)=а12+Ы+с (19)

- участки возрастания нагрузки после включения насоса на предыдущей НПС:

N(1)='>/а-1 + Ь (20)

где: а,Ь,с-эмпирические коэффициенты.

«Время отклика» - время задержки в изменении производительности МН от переключений соседних НПС. Оно зависит от скорости звука в среде, расстояния между НПС, температурой и вязкостью нефти, а так же от величины получаемого напора после включения дополнительного НА на предыдущей НПС.

Поскольку определить точную закономерность и степень влияния указанных факторов на «время отклика» на данный момент не представляется возможным, то для

решения данной задачи был применен статистический метод обработки фактических данных о переходных режимах за 2009-2010гг.

Проанализировав переходные режимы, было установлено:

- «время отклика» для участка «Погорелово-Грязовец», Ь= 143 км, изменяется от 2,4 до 5,1 минут в зависимости от расстояния между станциями, математическое ожидание составило М(1;)=3,7 мин.

- при запуске НА его потребляемая мощность в среднем на ДЫ=6^8% больше по сравнению с мощностью, потребляемой при стационарном режиме после включения этого НА; М(ЛЫ)= 7,2%.

На основании полученных функциональных зависимостей N(<5) была разработана программа для расчета потребления электроэнергии для переходных режимов, и определения комбинаций НА для стационарных режимов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании проведенных лабораторных исследований реологических свойств смеси неньютоновских нефтей, транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль», предложен критерий оценки равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения нефтей, обладающих тиксотропными свойствами.

2. Усовершенствована методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом ее неньютоновских свойств.

3. Показано, что наблюдаемое в исследуемых магистральных нефтепроводах снижение величины нагрева нефти на каждом работающем НА при их последовательном соединении на НПС может быть связано с постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

4. Разработан и опробован алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений в трубопроводе, транспортирующем неньютоновские нефти.

5. Разработана и внедрена как стандарт организации «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов, что позволило по результатам промышленного внедрения работы получить годовой экономический эффект- 4,8 млн.руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих изданиях:

В нзданнях из перечня ВАК РФ:

1. Федоров П.В., Бажайкин С.Г., Штукатуров К.Е. Идентификация фактических характеристик насосных агрегатов при перекачке высоковязких нефтей по нефтепроводам [Текст] / Науч.-техн. журн. Проблемы сбора и подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов/- Уфа: ГУЛ «ИПТЭР», 2010 г. - № 3- С. 85 - 94.

2. Федоров П.В., Некучаев В.О., Челинцев С.Н. и др. О методике определения реологических свойств высокозастывающих нефтей [Текст] / журн. Трубопроводный транспорт [теория и практика]/- М.: ОАО «ВНИИСТ», 2010 г.- № 6,- С. 2-4.

Другие публикации:

3. Федоров П.В., Федоров В.Т. О расчете режимов работы неизотермических магистральных нефтепроводов, транспортирующих реологически сложные нефти [Текст]: материалы регионального семинара «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов. (23 ноября 2007г., Ухта)- Ухта: УГТУ, 2008.-С.36-42.

4. Федоров П.В., Федоров В.Т. О перекачке высоковязких высокозастывающих нефтей по магистральным нефтепроводам ОАО «Северные МН» [Текст]: материалы региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов»: (20-21 ноября 2008 г., Ухта) -Ухта: УГТУ, 2009,- С. 15-21.

5. Федоров П.В. Об основном уравнении для выявления причин отклонения расчетных и фактических давлений установившихся режимов МН [Текст]: материалы VIII конгресса нефтепромышленников России (26-29 мая 2009г)- Уфа: ТУП «ИПТЭР», 2009,- С. 113-116.

6. Федоров П.В. О классификации и характеристиках причин изменения давления установившегося режима нефтепровода. [Текст]: материалы VIII конгресса нефтепромышленников России (26-29 мая 2009г)- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2009,- С. 109-112.

7. Федоров П.В., Полубоярцев E.JI., Федоров В.Т. Разработка методики идентификации характеристик насосных агрегатов для нефтей со сложными реологическим свойствами [Текст]: материалы межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (12-13 ноября 2009г., Ухта) - Ухта: УГТУ, 2010,- С. 214-215.

8. Федоров П.В. Об алгоритме автоматизации процесса выявления причин отклонений установившегося режима нефтепровода. [Текст]: материалы межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторож-

дений высоковязких нефтей и битумов» (12-13 ноября 2009г., Ухта) - Ухта: УГТУ, 2010,-С. 223-225.

9. Федоров П.В., Полубоярцев Е.Л., Федоров В.Т. О расширения перечня параметров в карте режимов нефтепровода [Текст]: материалы межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (12-13 ноября 2009г., Ухта) - Ухта: УГТУ, 2010,- С. 218-223.

10. Федоров П.В., Федоров В.Т. Контроль параметров технологических режимов работы нефтепроводов [Текст] / журн. Трубопроводный транспорт нефти - 2010- № 5-С. 63-67.

11. Федоров П.В. Повышение температуры нефти при прохождении через насосные агрегаты НПС [Текст]: материалы международной молодежной научной конференция «Севергеоэкотех-2010» (17-19 марта 2010г., г. Ухта) в 5 ч.; -4.ч. - Ухта: УГТУ, 2010.-С. 195-199

12. Федоров П.В. Тепловой режим работы магистрального нефтепровода «Уса-Ухта-Ярославль» [Текст]: материалы международной молодежной научной конференция «Севергеоэкотех-2010» (17-19 марта 2010г., г. Ухта) в 5 ч.; ч.4 - Ухта: УГТУ, 2010.- С. 199-203

13. Федоров П.В., Козлов Д.И., А.В.Астахов. О влиянии некоторых физических полей на реологические свойства нефти [Текст]: материалы международной молодежной научной конференция «Севергеоэкотех-2010» (17-19 марта 2010г., г. Ухта) в 5 ч.; ч.2 - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 373-376.

14. Федоров П.В. Анализ эффективности применения противотурбулентной присадки на МН «Уса-Ухта» «Ухта-Ярославль» ОАО «СМИ» [Текст]: материалы региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов»: (18-19 ноября 2010 г., Ухта) - Ухта: УГТУ, 2010,-С. 231-236.

Отпечатано в типографии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. иеч. л. 1,4. Подписано в печать ¡2.09.11 г. Тираж 120 экз. Заявка Ке. 2671.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Федоров, Павел Владимирович

Введение.

Принятые обозначения.

1 Состояние организации планирования режимов и контроля работы магистрального нефтепровода.

1.1 Краткий анализ результатов теоретических исследований.

1.2 Сбор исходных данных для проведения расчетов параметров технологических режимов перекачки нефти.

1.3 Особенности планирования режимов работы магистральных нефтепроводов «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль»

1.4 Повышение точности планирования работы МН и организации контроля параметров режимов магистрального нефтепровода 32 Выводы по главе 1.

2 Исследование реологических свойств нефти, транспортируемой по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль».

2.1 Анализ действующей методики построения кривых течения высокозастывающих нефтей.

2.1.1. Определение реологической модели течения.

2.2 Лабораторные исследования.

2.2.1 Исследование кривых течения нефтей Тимано-Печорской провинции.

2.2.2 Определение оптимального критерия достижения равновесного напряжения сдвига.

2.2.3 Исследование тиксотропных свойств нефтей Тимано-Печорской провинции.

2.3 Определение энергии активации вязкого течения по температурной зависимости вязкости нефти.

Выводы по главе 2.

3 Учет работы насосно-силового оборудования при расчете и планировании режимов работы нефтепровода.

3.1 Методика идентификации характеристик насосно-силового оборудования.

3.1.1 Актуальность разработки методики.

3.1.2 Обзор результатов теоретических исследований в области определения характеристик центробежных насосных агрегатов.

3.1.3 Испытание магистральных центробежных насосов на вязких жидкостях.

3.1.4 Пересчет напорных характеристик и подачи магистральных центробежных насосов с воды на вязкую жидкость.

3.1.5 Пересчет характеристики КПД с воды на вязкую жидкость.

3.1.6 Пересчет мощностной характеристики с воды на вязкую жидкость.

3.1.7 Особенности пересчета характеристик магистральных насосов при перекачке неньютоновских жидкостей.

3.1.8 Апробация предлагаемой методики пересчета.

3.2 Определение величины нагрева нефти при прохождении насосных агрегатов на НПС.

Выводы по главе 3.

4 Разработка схемы контроля параметров режима работы МН.

4.1 Анализ существующей организации процесса технологического контроля.

4.2 Анализ причин, вызывающих отклонения фактических параметров работы МН от плановых.

4.3 Применение уравнения баланса напоров для выявления причин отклонения давления.

4.4 Рекомендации по расширению перечня параметров в карте режимов.

4.4.1 Расширение перечня расчетных параметров давления НПС.

4.4.2 Расширение перечня расчетных параметров давления КП.

4.4.3 Учет состояния работы оборудования НПС (ФГУ и КРД).

4.4.4 Расширение перечня расчетных параметров свойств нефти.

4.4.5 Учет условий работы технологического участка.

4.5 Об алгоритме автоматизации процесса выявления причин отклонений.

Выводы по главе 4.

5 Метод минимизации почасовых отклонений энергопотребления при транспорте нефти.

5.1 Актуальность разработки метода.

5.2 Методы решения проблемы отклонения фактических от плановых величин энергопотребления для случая стационарного режима.

5.2.1 Метод минимизации фактических почасовых отклонений.

5.2.2 Определение фактической величины отклонения мощности потребляемой идентичными насосами на одной НПС

5.2.3 Алгоритм снижения отклонения планового и фактического энергопотребления без изменения режима МН.

5.3 Минимизация отклонений энергопотребления в условиях переходных режимов.

Выводы по главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам"

Основной задачей акционерной компании «Транснефть» является оказание услуг нефтедобывающим компаниям по приему, транспортировке и поставке нефти, при условии обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и минимальных энергозатратах на перекачку. Выполнение поставленной задачи невозможно без эффективного планирования и постоянного контроля параметров режимов работы магистрального нефтепровода (МН). Планирование включает в себя тепловой и гидравлический расчет всех возможных режимов работы МН и выбор наиболее оптимальных из них. Практика показала, что чем выше точность расчетов параметров режима, тем эффективнее планирование работы МН. В 2010 г. по данным ОАО «Северные МН» в 18% случаев погрешность расчетов параметров режима превышала заявленную величину равную 7 %, в результате чего происходило нарушение сроков проведения плановых ремонтных работ, а так же договорных обязательств по объемам грузооборота транспортируемой нефти. В 10% случаев причиной являлось недостаточно корректное определение исходных данных.

Диссертация выполнена на основании результатов научных исследований работы МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль». Транспортируемая по этим нефтепроводам нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами (значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов, высокой вязкостью, повышенным статическим напряжением сдвига).

С момента начала эксплуатации МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» с 1973года ее реологические свойства значительно ухудшились, что объясняется нарастающими объемами добычи высокопарафинистых высокозастывающих нефтей Харьягинского, Кыртаельского, Верхневозейского, Ардалинского и других месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

В последние годы были разработаны методика расчетов и программный комплекс «ТчШРАЬ», которые повысили эффективность процесса планирования технологических режимов МН, однако опыт их применения выявил факторы, учет которых был проведен в недостаточном объеме. Прежде всего, речь идет об учете неньютоновских и тиксотропных свойств перекачиваемых нефтей.

Таким образом, представляется актуальным развитие указанных разработок с целью повышения точности расчета параметров режима перекачки.

Поскольку безопасность транспортировки нефти напрямую связана с уровнем обеспечения контроля за режимом работы МН, актуальным является также разработка алгоритма по автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических параметров режима работы МН от плановых и минимизации часовых отклонений фактического от планового электропотребления.

Цель работы

Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса перекачки нефти по магистральным нефтепроводам, на примере МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль».

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих способов планирования и контроля параметров работы магистральных нефтепроводов.

2. Совершенствование методики определения реологических свойств высокопарафинистых нефтей и выбора модели течения с учетом их неньютоновских свойств.

3. Усовершенствование методики пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть.

4. Определение величины нагрева нефти при прохождении через насосные агрегаты на нефтеперекачивающей станции.

5. Анализ и классификация причин отклонения расчетных и фактических давлений установившихся режимов перекачки нефти.

6. Разработка методики минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач проводились лабораторные и промышленные исследования на действующем неизотермическом нефтепроводе с применением современного оборудования для лабораторных исследований, прошедшего поверку на государственных стандартных образцах (ГСО).

Кроме того, для оценки сходимости результатов расчета по предлагаемым методикам с фактическими данными и определения точности полученных функциональных зависимостей использовались методы математической статистики.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются магистральные нефтепроводы «Уса — Ухта» и «Ухта - Ярославль» ОАО «Северные МН» (далее по тексту ОАО «СМН»), перекачивающие реологически сложные нефти в условиях неизотермического режима работы.

Научная новизна

1. Установлено, что смеси неньютоновских нефтей Тимано-Печорской провинции, транспортируемых по магистральным нефтепроводам «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль», обладают выраженными тиксотропными свойствами. Обнаруженные свойства явились основанием к изменению критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения тиксотропных нефтей.

2. Выявлено, что учет реальных значений эффективной вязкости неньютоновских нефтей приводит к заметному улучшению сходимости с экспериментом пересчитанных паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на вязкопластичную нефть (при пересчете мощности и КПД на 4% и 3 % соответственно).

3. Обнаружено, что снижение величины нагрева нефти на каждом работающем насосном агрегате (НА) при их последовательном соединении на НПС связано с постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

На защиту выносятся

1. Результаты экспериментальных исследований температурных зависимостей реологических характеристик смеси неньютоновских нефтей Тимано-Печорской провинции, транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль».

2. Критерий достижения равновесного напряжения сдвига при построении реологических кривых течения нефти, обладающей тиксотропными свойствами.

3. Методика пересчета паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть, а также модель изменения величины нагрева нефти на НПС в зависимости от количества работающих насосных агрегатов.

4. Классификация причин отклонений фактических от расчетных давлений на МН и алгоритм их выявления, позволяющий автоматизировать процесс контроля.

5. Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти, включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Разработан и апробирован в ОАО «Северные МН» алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений на нефтепроводе.

2. Разработан стандарт организации СГО-23.080.00.00-СМН-014-11 «Методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом неньютоновских свойств».

3. Усовершенствована методика определения реологических характеристик высокопарафинистых нефтей с учетом их неньютоновских свойств, чем обеспечено повышение точности расчета потерь напора на трение (погрешность не более 7% по сравнению с 15 % по существующей методике) путем изменения критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривой течения нефти. Методика включена в методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Исследование реологических свойств нефти и транспорт аномальных нефтей» для магистров нефтегазовых специальностей УГТУ.

4. Разработан стандарт организации СТО-75.180.00-СМН-015-11 «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», по результатам внедрения которого в ОАО «СМН», получен годовой экономический эффект — 4,8 млн. руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-ом и 8-ом конгрессах нефтепромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2007, 2009г. ), 10-й и 11-й научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 2009, 2010 г.), региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» ( г. Ухта, 2008, 2009, 2010 г), региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2007 г.), международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех» (г. Ухта, 2009, 2010 г.)

Принятые обозначения:

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

КРД - Камера регулирования давления

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

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

ФГУ - Фильтр - грязеуловитель

КП - Контрольный пункт

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Федоров, Павел Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании проведенных лабораторных исследований смеси неньютоновских нефтей транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» был предложен критерий оценки равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения нефтей, обладающих тиксотропными свойствами.

2. Усовершенствована методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом ее неньютоновских свойств.

3. Показано, что наблюдаемое в исследуемых магистральных нефтепроводах снижение величины нагрева нефти на каждом работающем НА при их последовательном соединении на НПС может быть связано с постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

4. Разработан и опробован алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений в трубопроводе, транспортирующем неньютоновские нефти.

5. Разработана и внедрена как стандарт организации «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов, что позволило по результатам промышленного внедрения работы получить годовой экономический эффект- 4,8 млн .руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Федоров, Павел Владимирович, Ухта

1. Ахметов P.M., Ливанов Ю.В.,Матвиенко A.B. Диспетчеризация и учет на нефтепроводах.- М.: «Недра», 1976, 351с.

2. Коршак A.A., Нечваль A.M., Трубопроводный транспорт нефти , нефтепродуктов и газа.- Уфа: Дизайн Полиграф Сервис,2005.-516с.

3. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

4. ОР-03.100.50-КТН-093-08 «Регламент по технологическому управлению и контролю за работой магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

5. Руководство «Расчет оптимальных режимов работы нефтепроводов для тгерекачкЕГ нефтей~со сложными" реологическими свойствами». Ухта: 2005.-283 с.

6. ОР-91.140.50-КТН-036-09 «Планирования и учёта потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть»

7. Шаммазов A.M., Козачук Б.А., Дмитриева М.В. и др. Программные средства моделирования и расчета основных технологических параметров работы нефтепроводных систем // Нефтегазовое дело, т.1. Информационные технологии. 2003г. стр. 37- 43.

8. Кутуков С.Е. Применение интеллектуальных систем для мониторинга режимов эксплуатации нефтепроводов. // Нефтегазовое дело, т.1. Информационные технологии. 2003г. стр. 46-60.

9. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием генетических алгоритмов:^Учпос. / УГАТУ-- Уфа, 1995г.-101с.

10. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием нечеткой логики: Уч. пос. /УГАТУ.- Уфа, 1995г.-101с.

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

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

13. Мастобаев Б.Н., Шаммазов A.M. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти -М., «Химия», 2002.

14. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов.-М.: «Недра», 1984, 224 с.

15. Лыков A.B. Теория теплопроводности. M.: Высшая школа, 1967. -599 с.

16. Исследование теплового взаимодействия газопровода с вечномерзлым грунтом на севере Тюменской области. Тюмень, 1979 г. ВНТИЦ Копия отчета о НИР. 1982 г. Т832870 ТФК 19.

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

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

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

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

21. Шутов А.А.,Губин В.В. Прогрев грунта в процессе пуска «горячего» трубопровода.-Нефтяное хозяйство, М., 1974,№7,с. 11-17

22. Губин В.В., Шутов А.А. Остывание подземного трубопровода, заполненного парафинистой нефтью Нефтяное хозяйство, М., 1975, №7. с. 69-71.

23. Гаррис H.A., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» нефтепровода при уменьшении температуры нагрева нефти. — Нефтяное хозяйство, 1975, № 11, с.42 44.

24. Кривошеин Б.Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов. ИФЖ, т.ЗЗ, 1977, № 2, с.339-346.

25. Гаррис H.A., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземных трубопроводов, — Транспорта хранениенефти-и нефтепродуктов, 1977, № 10, с. 23 25.

26. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и .нефтепроводов. — М.: Недра, 1981, 176 с.

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

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

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

30. РД 75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

31. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О законе распределения температуры в магистральном нефтепроводе с промежуточными насосными станциями//Нефтяное дело, 2005

32. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. Степень влияния дифференциального напора, подачи и адиабатического сжатия нефти на ее нагрев в центробежном насосе//Нефтегазовое дело, 2005

33. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Р.Н.Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. — Уфа: Гилем, 1999, 464 с.

34. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. — М: Гостоптехиздат, 1958 164 с.

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

36. Тетельмин В.В., Язев В.А. Реология нефти. Учебное издание .-М.: Граница,2009.-256 е.: ил.

37. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойсвами аномальных нефтей.-Ухта: УГТУ, 2003.

38. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.,Недра, 1975,- 168 с.

39. Малкин А.Я., Исаев А.И. Реология: концепции, методы, приложения/ пер. с англ. СПб, : Профессия, 2007 — 560 с.

40. Щукин Е.Д., Перцов A.B., Амелина Е.А. Коллоидная химия.- М.: Изд-во МГУ, 1982.- 348 с.

41. Федоров П.В., Некучаев В.О.,Челинцев С.Н и др.О методике определения реологических свойств высокозастывающих нефтей //«Трубопроводный транспорт теория и практика.», №6, Москва, 2010г.

42. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Молекулярные механизмы вязкости жидкости и газа. Часть 1. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. -59 с

43. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М., Химия, 1977.-438с.

44. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. М. — JL: Наука, 1975.

45. Ратов А.Н. Механизмы структурообразования и аномалии реологических свойств высоковязких нефтей и битумов// Российский хим. Журн. 1995. Т. 39, №5. С. 106-113.52. ГЛЗ

46. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1957.

47. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы. М., Машгиз, 1960.

48. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М. Недра, 1985.

49. Ляпков П.Д. «О влиянии вязкости на характеристику погружных центробежных насосов». Труды ВНИИнефтегаз, вып. 41, 1964, стр. 71107.

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

51. Центробежные нефтяные насосы для магистральных нефтепроводов. ВНИИАЭН. М. Издательство ЦИНТИХИМнефтемаш, 1981.

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

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

54. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М. Недра, 1982.

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

56. СТО-23.080.00.00-СМН-014-11 «Методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом неньютоновских свойств».

57. РД-75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

58. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О законе распределения температуры в магистральном нефтепроводе с промежуточными насосными станциями//Нефтяное дело, 2005

59. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

60. ОР-03.100.50-КТН-093-08 «Регламент по технологическому управлению и контролю за работой магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

61. РД -35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения.»

62. РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации МН».

63. РД-08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

64. РД-91.020.99-КТН-335-06 «Нормы проектирования нефтеперекачивающих станций».

65. ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02 «Регламент организации контроля за НТП».

66. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы».

67. РД 153-39.4-113-01 «Норма технологического проектирования

68. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламента разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

69. ОР-91.140.50-КТН-036-09 «Планирования и учёта потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть»