Особенности транспортировки высоковязкой нефти в условиях эксплуатации «горячего» трубопровода

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

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

Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

. (1)

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

(2)

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

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

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

(3)

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

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

Литература:

1. Абрамзон Л.С. Оптимальные параметры работы горячих трубопроводов / Л.С. Абрамзон // Нефтяное хозяйство. — 1979. — № 2. — с. 53–54
2. Марон В.И. Гидродинамика и однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: учебное пособие / В.И. Марон. — М.: МАКС Пресс, 2009. — 344 с.
3. Гаррис Н.А. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик [Электронный ресурс] / Н.А. Гаррис, Ю.О. Гаррис // Нефтегазовое дело. — 2003. — № 2. — Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Garris/Garris_3.pdf.
4. Пшенин В.В. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов / В.И. Климко, В.В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 338–342.
5. Пшенин, В.В. Критериальные уравнения теплообмена при перекачке с подогревом нефти и нефтепродуктов / В.И. Климко, В.В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 342–345.