Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

На правах рукописи

Пшенин Владимир Викторович

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПЕРЕКАЧКИ

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ПОДОГРЕВОМ С

УЧЕТОМ ХАРАКТЕРИСТИК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент О.В. Кабанов Санкт-Петербург –

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1 Теория и практика трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом

1.1 Современная технология трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом

1.2 Анализ современных методов теплового расчета нефтепроводов................ 28  1.3 Анализ методов гидравлического расчета «горячих» трубопроводов.......... 37  1.4 Теплогидравлический расчет неизотермических трубопроводов в нормативной документации

1.5 Моделирование режимов работы «горячих» нефтепроводов

1.6 Анализ существующих решений по оптимизации режимов «горячего»

нефтепровода

1.7 Постановка задач исследований

Глава 2 Обоснование выбора параметров оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом изменения характеристик центробежных насосов

2.1 Математическая модель процесса транспортирования нефти по «горячим»

нефтепроводам

2.2 Новые критериальные уравнения для числа Нуссельта при вынужденной конвекции в трубах

2.3 Упрощенный гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов................. 71  2.4 Выводы по главе 2

Глава 3 Экспериментальные исследования в области повышения эффективности трубопроводного транспорта нефти с использованием технологии предварительного подогрева

3.1 Решение задачи о выборе модельной жидкости

3.2 Моделирование работы системы «трубопровод – насосная станция» в случае «горячей» перекачки

3.3 Выводы по главе 3

Глава 4 Разработка инженерной методики определения оптимальной температуры начального подогрева при неизотермическом транспорте нефти и нефтепродуктов

4.1 Инженерная методика определения оптимальной температуры начального подогрева при неизотермическом транспорте нефти и нефтепродуктов.......... 106  4.2 Выводы по главе 4

Заключение

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Актуальность темы исследований В соответствии с "Энергетической стратегией России на период до года" и распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р одной из важнейших задач нефтяного комплекса в области трубопроводного транспорта является системная организация технологических режимов работы нефтепровода с целью обеспечения их энергоэффективности.

Системы транспорта нефти представляют сложный энергетический комплекс, включающий магистральные и вспомогательные трубопроводы, нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки, запорно-регулирующую арматуру и другое технологическое оборудование. Поскольку значительная доля нефтей обладает повышенной вязкостью, для их транспортировки применяют специальные методы. Наиболее распространенным методом является предварительный подогрев. Трубопроводный транспорт нефти с предварительным подогревом характеризуется сложным взаимодействием системы "трубопровод – насосная станция". Исследование таких систем с целью увеличения их энергоэффективности представляет актуальную научнотехническую задачу.

Целью диссертационной работы: оптимизировать режимы перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристик центробежных насосов.

Основные задачи

исследования:

1. Выполнить анализ современной теории и практики транспорта высоковязких нефтей с использованием предварительного подогрева.

2. Разработать математическую модель процесса транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам с учетом характеристик центробежных насосов.

3. Получить критериальные уравнения для числа Нуссельта при вынужденной конвекции в трубах в случае «горячей» перекачки в форме, удовлетворяющей разработанной модели.

4. Теоретически обосновать метод гидравлического расчета «горячего»

трубопровода.

5. Выбрать критерии оптимизации режимов работы системы «горячий»

нефтепровод – насосная станция и определить параметры перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристик центробежных насосов и термодинамических свойств системы.

6. Получить экспериментальное подтверждение результатов теоретических исследований.

7. Разработать инженерную методику определения параметров оптимальных режимов транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам.

Идея работы Представить процесс перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом в виде замкнутой системы. В пространстве «расход перекачки – начальная температура подогрева – полные потери напора» (Q, Tн, H) определить линию рабочих режимов. На этой линии найти точку, удовлетворяющую выбранным критериям оптимальности.

Научная новизна работы:

1. Разработаны математическая модель и обобщенный алгоритм выбора оптимальной температуры начального подогрева нефти, где трубопровод и насосная станция рассматриваются как замкнутая система с учетом взаимного влияния параметров движения нефти в трубопроводе и характеристик центробежных насосов, а также зависимости определяющих параметров от термодинамических режимов транспортирования.

2. Получены критериальные уравнения теплоотдачи для числа Нуссельта при тепловом расчете «горячих» трубопроводов, которые позволяют сделать методику теплового расчета безыттерационной.

3. Предложены новые режимные параметры и построены области расчета "горячего" трубопровода в изотермическом приближении и области применимости модифицированной формулы определения потерь напора с заданной точностью.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Параметры оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом определяются получением и минимизацией по разработанному алгоритму уравнения линии рабочих режимов построенной в пространстве «расход перекачки – начальная температура подогрева – полные потери напора» (Q, Tн, H).

начального подогрева нефти с учетом характеристик центробежных насосов в энергоэффективности процесса перекачки высоковязкой нефти.

Методика исследований При решении поставленных задач были использованы теоретические и экспериментальные методы исследований. Теоретические исследования включали в себя математическое описания режимов работы "горячих" трубопроводов, компьютерное моделирование системы «трубопровод – насосная станция» с учетом изменения параметров работы центробежных насосов.

разработанным планом экспериментальных исследований, обработку полученных результатов методами математической статистики.

Достоверность научных положений подтверждена теоретическими исследованиями, результатами лабораторных экспериментов, сходимостью доверительной вероятностью не менее 0,95.

Практическая ценность работы:

оптимальных режимов транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам.

2. Создана компьютерная программа по теплогидравлическому расчету «горячих» трубопроводов и выбору оптимальных режимов их эксплуатации.

Апробация работы Основные результаты работы докладывались на:

1. 64-ой международной научной студенческой конференции «Нефть и газ – 2010» на базе РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 11-14.04.2010 г., диплом 2-ой степени.

2. Всероссийской научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» на базе ПГТУ 9-12.11.2010 г., диплом 2-ой степени.

3. Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса на базе СПГГУ 30.03 – 1.04.2011 г., диплом 1-ой степени.

4. 65-ой международной научной студенческой конференции «Нефть и газ – 2011» на базе РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 11-14.04.2011 г., диплом 2-ой степени.

5. 8-ом международном молодежном нефтегазовом форуме SPE на базе КазНТУ 16-17.04.2011 г., диплом 1-ой степени.

6. Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» на базе СПГГУ 20-22.04.2011, диплом за 2 место.

«Севергеоэкотех - 2011» и «Севергеоэкотех – 2012» (21-23 марта 2012 г.), на базе УГТУ, диплом I степени.

8. Международном семинаре «Рассохинские чтения» на базе УГТУ, 2014 г.

Публикации По теме диссертации опубликовано десять научных работ, пять из которых в изданиях, входящих в перечень научных изданий, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Личный вклад соискателя Разработана математическая модель процесса транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам с учетом характеристик центробежных насосов.

Составлена и обоснована инженерная методика определения параметров оптимальных режимов транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам.

Получены новые критериальные уравнения для числа Нуссельта при вынужденной конвекции в трубах для всех режимов течения. Найдены и обоснованы условия, при которых расчеты "горячих" трубопроводов можно вести в изотермическом приближении. Предложены новые режимные параметры и построены области расчета "горячего" трубопровода в изотермическом приближении и области применимости модифицированной формулы определения потерь напора с заданной точностью.

Реализация результатов работы Результаты исследований, представленные в настоящей работе, могут быть применены при расчетах и оптимизации трубопроводного транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов с использованием технологии предварительного подогрева.

Научные и практические результаты работы могут быть использованы в «Горный» при изучении дисциплины «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов» студентами специальности 130501.

Объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, изложена на страницах текста, содержит 30 рисунков, 18 таблиц, список использованных источников из 121 наименования, 3 приложения.

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры транспорта и хранения нефти и газа «Национального минерально-сырьевого университета «Горный» за руководство, обсуждение, ценные замечания и помощь в подготовке диссертационной работы.

консультации по отдельным частям работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Во введении изложена суть исследования, обоснована актуальность диссертационной работы, определена цель, отражена идея, сформулированы основные задачи работы и защищаемые положения, выявлена научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проводится научный анализ особенностей теории и практики перекачки высоковязкой нефти по трубопроводу с использованием технологии предварительного подогрева.

Основы теории и практики проектирования и сооружения неизотермических нефтепроводов были заложены В.Г. Шуховым. Дальнейшее развитие теоретических основ технологии транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом по трубопроводу было сделано в работах В.И.

Черникина, В.С. Яблонского, П.И. Тугунова, Л.С. Абрамзона, В.М. Агапкина, А.К. Галлямова, А.А. Коршака, Н.А. Гаррис, В.И. Марона, В.Е.Губина, Б.Л.

Кривошеина, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Ф. Новоселова, Ю.А. Сковородникова, Б.А. Тонкошкурова, В.И. Харламенко, В.А Юфина, В.Т. Федорова, П.В.

Федорова, С.Н. Челинцева, К.Ю. Штукатурова, А.Ф. Юкина и др. В этих работах затронуты различные вопросы организации транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов с предварительным подогревом.

В результате анализа теоретических исследований и практики перекачки высоковязкой нефти по трубопроводу с использованием технологии предварительного подогрева можно заключить следующее: систему «трубопровод – насосная станция» для случая «горячего» нефтепровода следует рассматривать как единое целое. Таким образом, изменение термодинамических параметров одной из частей данной системы влечет за собой неизбежное изменение параметров другой ее части.

Несмотря на общепризнанность данного утверждения, оптимизационные расчеты «горячей» перекачки на сегодняшний день ведутся при фиксированном расходе (обобщенный принцип Яблонского), что невозможно на практике при использовании центробежных насосов и регулировании температуры перекачиваемой нефти. Рабочая точка системы «трубопровод – насосная станция» определяется исходя из уравнения баланса напоров. Поскольку гидравлические характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции зависят от начальной температуры подогрева нефти, рабочая точка не является фиксированной, и будет смещаться в ту или иную сторону при изменении начальной температуры подогрева.

В ходе анализа было установлено, что существующие на сегодняшний день методики оптимизационных расчетов не учитывают изменения характеристик центробежных насосов. Следовательно, для решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод – насосная станция» в случае «горячей» перекачки необходимо составить математическую модель учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, а затем провести поиск совокупности параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему»

трубопроводу.

Проанализированы основные факторы, влияющие на результаты теплогидравлического расчета нефтепровода, отмечены достоинства и недостатки современных методов теплогидравлического расчета, приведенных в научной литературе. Подробно рассмотрена существующая на сегодняшний день нормативная документация в области теплового и гидравлического расчета "горячих" трубопроводов.

Проведенный научный анализ позволил сформулировать следующие основные задачи исследований:

1. Разработать математическую модель процесса транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам с учетом характеристик центробежных насосов.

2. Получить критериальные уравнения для числа Нуссельта при вынужденной конвекции в трубах в случае «горячей» перекачки в форме, удовлетворяющей разработанной модели.

3. Теоретически обосновать метод гидравлического расчета «горячего»

трубопровода.

4. Выбрать критерии оптимизации режимов работы системы «горячий»

нефтепровод – насосная станция и определить параметры перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом и учетом характеристик центробежных насосов и термодинамических свойств системы.

теоретических исследований.

оптимальных режимов транспортирования нефти по «горячим» трубопроводам.

направленные на обоснование выбора параметров оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристик центробежных насосов.

Математическая модель «трубопровод – насосная станция» является основой для оптимизационного исследования системы трубопроводного транспорта нефти с использованием технологии предварительного подогрева.

Данная математическая модель включает в себя две взаимозависимые части:

моделирование работы насосной станции.

Для описания неизотермического движения высоковязкой нефти в трубопроводе была записана система уравнений Навье-Стокса, совмещенная с уравнением распространения тепла в общей форме.

Для того чтобы получить общую математическую модель «трубопровод – насосная станция» для случая «горячей» перекачки, система уравнений для трубопровода дополнена уравнением моделирующим НПС. Уравнение характеристики НПС в общей форме было записано в качестве полинома, коэффициенты которого приняты функциями температуры.

Полученная система дифференциальных уравнений является основой математической модели «трубопровод – насосная станция». При решении общей системы дифференциальных уравнений приняты следующие допущения:

квазистационарность процесса (оптимизационные исследования проводятся для стационарных режимов);

осесимметричность задачи;

относительно небольшие скорости течения нефти.

На основе полученной математической модели «трубопровод – насосная станция» автором предлагается обобщенный алгоритм выбора оптимальной температуры начального подогрева нефти при «горячей» перекачке, который работает для любого заранее выбранного критерия оптимальности.

рассматриваются как замкнутая система с учетом взаимного влияния параметров движения нефти в трубопроводе и характеристик центробежных термодинамических режимов транспортирования.

Для обеспечения функционирования данного алгоритма необходимо:

вынужденной конвекции в трубах в случае «горячей» перекачки; обосновать метод гидравлического расчета «горячего» трубопровода (в т.ч. обосновать разбиение на участки, в пределах которых течение нефти можно принять изотермическим, что послужит основой для реализации численных методов).

Для получения новых критериальных уравнений для числа Нуссельта при вынужденной конвекции в трубах в случае «горячей» перекачки на основе уравнений М.А. Михеева с использованием программного комплекса Maple был сформирован массив данных. Экспериментальные исследования по теплоотдаче при течении в трубопроводе высоковязких нефтей, выполненные удовлетворительное совпадение с опытными данными. Полученный массив данных был обработан при помощи современных статистических методов в относительно выбранных автором чисел подобия, которые при проведении регрессионного анализа выступают в качестве предикторов (безразмерных параметров).

В результате статистической обработки массива данных были получены новые критериальные уравнения для числа Нуссельта при перекачке с подогревом для случая вынужденной конвекции в трубопроводе для всех режимов течения, а также для случая теплоизолированного трубопровода.

Полученные критериальные уравнения для расчета внутреннего коэффициента теплоотдачи, в отличие от своих аналогов, приведенных в научной литературе, не требуют многократных итераций, поскольку из них исключена температура стенки. Предложен новый подход к задачам теплообмена при естественном охлаждении тел с ограничивающей поверхностью. В результате разбиения области изменения параметров на отдельные части достигнута высокая точность полученных решений. Кроме того, получены критериальные уравнения для области смешанного режима, расчет которого до этого момента представлял известную сложность.

Для обеспечения функционирования алгоритма выбора оптимальной температуры начального подогрева нефти при «горячей» перекачке, обоснован метод гидравлического расчета с разбиением на участки, в пределах которых течение нефти можно принять изотермическим. Для решения поставленной задачи в работе был введен параметр неизотермичности.

Получены искомые области значений, в которых расчет «горячих»

трубопроводов можно вести по формулам классической гидравлики при изотермических условиях с погрешностями, не превышающими заданные.

В работе предложено использовать линейную зависимость коэффициента гидравлического сопротивления в горячем трубопроводе от его длины для участков малой протяженности. Найдены области значений параметров, при которых можно пользоваться модифицированной формулой Дарси-Вейсбаха, не выходя при этом за рамки допустимой погрешности.

В третьей главе описаны экспериментальные исследования тепловых и гидравлических режимов неизотермического трубопровода в системе «трубопровод – насосная станция». Цель экспериментальных исследований заключалась в практическом подтверждении теоретических результатов полученных во второй главе.

Экспериментальные исследования проводились с использованием лабораторной базы «Национального минерально-сырьевого университета «Горный», и делились на два этапа:

Моделирование работы системы «трубопровод – НПС» на подтверждают данные математической модели перекачки нефти по "горячему" возможность достичь экстремума (минимума) функции эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев на магистральном "горячем" трубопроводе, что позволяет существенно повысить эффективность трубопроводного транспорта высоковязкой нефти с предварительным подогревом.

В четвертой главе на основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований автором была разработана инженерная методика определения оптимальных теплогидравлических режимов «горячего»

нефтепровода.

неизотермическом транспорте нефти и нефтепродуктов разработана с целью использования технологии "горячей" перекачки. В методике исключены недостатки выбора оптимальной температуры по классическому методу (по обобщенному принципу Яблонского). Поскольку в разработанной методике используются численные методы, то она реализована в виде программы на встроенным языке математического процессора Maple. Сравнительные расчеты (по классической методике и по методике, предлагаемой автором) были выполнены применительно к участку нефтепровода «Уса-Ухта» между показано, что выгода от повышения температуры до оптимального значения составит 20,32 млн. руб. в год.

Глава 1 Теория и практика трубопроводного транспорта высоковязких 1.1 Современная технология трубопроводного транспорта высоковязких Практику проектирования, сооружения и эксплуатации неизотермических трубопроводов, основы их инженерного расчета, научный подход к проблемам «горячей» перекачки впервые описал в своих работах В.Г. Шухов [112].

Дальнейшее развитие теоретических основ технологии трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом было сделано в работах В.И. Черникина, В.С. Яблонского, П.И. Тугунова, Л.С. Абрамзона, В.М. Агапкина, А.К. Галлямова, А.А. Коршака, Н.А. Гаррис, В.И. Марона, В.Е.Губина, Б.Л. Кривошеина, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Ф. Новоселова, Ю.А.

Сковородникова, Б.А. Тонкошкурова, В.И. Харламенко, В.А Юфина, В.Т.

Федорова, П.В. Федорова, С.Н. Челинцева, К.Ю. Штукатурова, А.Ф. Юкина и др. В работах данных авторов вопросы трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом рассмотрены в достаточно полной мере. Поскольку технологии трубопроводного транспорта нефти с использованием предварительного подогрева уделялось достаточно большое внимание, данная область является хорошо разработанной как в теории, так и на практике.

Традиционным способом прокладки трубопроводов является подземная прокладка [17,29,31], а одним из наиболее распространенных методов перекачки высоковязких нефтей является перекачка с предварительным подогревом. Данное обстоятельство отражено в нормативной документации: в соответствии с п. 3.4.11 РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей по нефтепроводу должна осуществляться с подогревом. При этом нефтепровод оснащается пунктами подогрева нефти (ППН) согласно проекту. При перекачке с подогревом на каждый месяц должен быть разработан оптимальный температурный режим на основе данных о фактических свойствах перекачиваемой нефти и температуры окружающей среды. В температурном режиме указывается температура нагрева нефти на каждой станции подогрева и температура нефти на приеме последующей станции подогрева. Моделирование режимов работы магистральных нефтепроводов рассмотрены в п. 1.5.

Объектом исследования в диссертационной работе является система "трубопровод – насосная станция" в случае использования технологии "горячей" перекачки. Система "трубопровод – насосная станция" является неразрывно связанной и ее анализ возможен только с учетом сложного внутреннего взаимодействия частей этой системы. Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки представлена на рисунке 1.1 [44, 56].

Рисунок 1.1 – Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки:

1 – подводящий трубопровод, 2,8 – резервуары, 3 – подпорные насосы, 4,10 – подогреватели нефти, 5,7 – основные насосы, ГНТС – головная насоснотепловая станция, НТС – насосно-тепловая станция, КП – конечный пункт Нефть по подводящему трубопроводу попадает на головную насоснотепловую станцию Резервуарный парк ГНТС оборудован подогревателями, которые обеспечивают нагрев нефти до температуры, необходимой для работы подпорных насосов (3). Нефть через подпорные насосы поступает на подогреватели (4), а затем на основные насосы (5).

Основные насосы подают нефть в магистральный нефтепровод. Поскольку по мере движения по трубопроводу нефть остывает, то по ходу трассы сооружаются дополнительные насосно-тепловые станции, оборудованные подогревателями (6) и насосами (7). После магистрального нефтепровода нефть поступает на конечный пункт, в состав которого также входит система резервуаров (8).

Принципиально важным для режимов эксплуатации «горячего»

нефтепровода является взаимодействие характеристики трубопровода и насосной станции, которое, прежде всего, выражается через уравнение баланса напоров [10,14,19,44,53]. Уравнение баланса напоров постулирует: расход в нефтепроводе устанавливается таким, какую рабочую точку дает пересечение гидравлической характеристики станции с гидравлической характеристикой нефтепровода. В настоящее время, в том числе и на "горячих" нефтепроводах, на большинстве НПС установлены центробежные насосы, гидравлическая связь которых с нефтепроводом выражена весьма сильно [7,41]. Таким образом, расход перекачки в нефтепроводе определяется гидравлическими характеристиками насосного оборудования и трубопровода, следовательно, зависит от теплового режима эксплуатации системы "трубопровод – насосная станция" [83].

При изменении начальной температуры подогрева происходит изменение гидравлической характеристики нефтепровода (изменилась вязкость нефти, и как следствие, изменились потери на трение), рабочая точка нефтепровода смещается в ту или иную сторону. Исходя из уравнения баланса напоров, изменяется и расход перекачки. Схематично совмещенная гидравлическая характеристика системы «трубопровод – насосная станция» с учетом изменения начальной температуры подогрева нефти представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Совмещенная гидравлическая характеристика системы «трубопровод – насосная станция» с учетом изменения начальной температуры Несмотря на то, что доля нефтепроводов, на которых реализована технология перекачки с предварительным подогревом, на сегодняшний день мала, стоит принять во внимание тот факт, что доля высоковязких нефтей, вовлеченных в процесс транспорта, будет увеличиваться со временем. Кроме того, технология «горячей» перекачки, хотя и не является единственной [56,99,101,104], зачастую является оправданной технологией с экономической и технической точек зрения при транспорте нефтей со сложными реологическими свойствами [63]. Классическим примером «горячего» нефтепровода является МН «Узень–Атырау–Самара». Еще одним классическим примером применения перекачки с использованием предварительного подогрева является эксплуатацию в 1955 г.

Технология «горячей» перекачки может применяться для увеличения пропускной способности нефтепровода в целом в случае подогрева нефти на т.н. «лимитирующих» участках нефтепровода [92]. При подогреве нефти гидравлическое сопротивление таких участков уменьшается, и они способны транспортировать большее по сравнению с предыдущим количество нефти.

Увеличение количества транспортируемой нефти является залогом экономической эффективности работы нефтетранспортной компании.

В качестве примера объекта, на котором было принято подобное организационно-техническое решение можно привести МН «Уса–Ухта» ОАО «СМН» (рисунок 1.3), в составе которого был введен в эксплуатацию пункт подогрева нефти на НПС «Чикшино». Данное решение (в числе других организационно-технического решений) позволило повысить пропускную способность МН «Уса–Ухта» и довести ее до значения 24,2 млн т/год.

Рисунок 1.3 – Схема нефтепроводов ОАО «Северные МН»

При работе магистрального нефтепровода «Уса – Ухта» возникают проблемы характерные для транспортировки реологически сложных жидкостей в условиях Крайнего Севера [76,107]. Среди комплекса проблем можно также выделить следующие [92,95]:

необходимо обеспечить заданные объемы пропускной способности нефтепровода, при соблюдении надежности процесса транспорта;

в момент пуска нефтепровода пусковые давления не должны превышать максимально допустимые.

Для решения этих проблем необходим комплексный подход, в котором будут учтены технические, экономические и др. аспекты [32].

Одним из основных элементов технологической схемы «горячего»

назначением пункта подогрева нефти (ППН) на магистральных нефтепроводах является нагрев нефти, с целью снижения вязкости нефти и увеличения пропускной способности нефтепровода. В настоящее время ППН сооружаются на магистральных нефтепроводах согласно типовым проектам или специальным заданиям на проектирование [108].

Пункт подогрева нефти размещается перед нефтеперекачивающей станцией магистрального нефтепровода. На площадке пункта подогрева нефти размещаются следующие здания и сооружения:

закрытое здание, в котором находятся: водогрейная котельная с блоком теплообменников первого контура нагрева «вода-вода», насосной подачи и нагрева топлива к форсункам котлов, операторная, электропомещение, венткамера, вспомогательные блок теплообменников «нефть-вода», размещенных на открытой расходный склад топлива из двух РВС;

подземная дренажная емкость объемом с полупогружным насосом;

эстакада технологических трубопроводов.

Все сооружения связаны между собой трубопроводной эстакадой.

Трубопроводы ввода/вывода нефти на ППН прокладываются в земле и учитываются при привязке объекта. Трубопроводные трассы прокладываются используются площадки. Компенсация температурных расширений осуществляется за счет узлов поворотов и самокомпенсации. Обогрев трубопроводов осуществляется водяными спутниками.

теплообменниках вода-нефть. Принимаются контуры горячей воды: I контур – контур котловой воды по постоянному температурному графику, II контур – вторичный контур горячей воды для нагрева нефти по постоянному температурному графику.

Технологическая схема ППН разрабатывается с учетом следующих условий:

обеспечение технологического процесса подогрева нефти;

отбор, хранение и подача нефти на собственные нужды (топливо обеспечение сбора дренажей.

При штатном технологическом процессе нефть из магистрального нефтепровода, после системы фильтрации и системы сглаживания волн давления НПС, по коллектору поступает на пункт подогрева нефти (ППН).

Размер механических примесей, содержащихся в нефти после системы фильтрации не должен превышать допустимой величины. От коллектора нефть по трубопроводам поступает к каждому теплообменнику параллельными потоками от общего коллектора нефти к ППН. Максимально допустимый перепад давления на входе и выходе каждого теплообменника вода-нефть не должен превышать предельного значения контролируемого параметра.

Нагретая нефть после теплообменников объединяется в общий коллектор и теплообменниках осуществляется до заданной температуры.

Остановка пункта подогрева нефти осуществляется в следующих случаях:

аварийная остановка при срабатывании защит.

При плановой остановке ППН происходит поочередное отключение котлоагрегатов, после снижения температуры на выходе из ППН до температуры нефти на входе происходит открытие задвижки МН и через некоторое время после схода с конечного выключателя задвижки МН подача команды на закрытие задвижек на подводящем и отводящем коллекторах.

При аварийной остановке происходит открытие задвижки МН и через некоторое время после схода с конечного выключателя задвижки МН подача команды на закрытие задвижек на подводящем и отводящем коллекторах, а также отключение котлоагрегатов без выдержки времени.

Отбор нефти на собственные нужды производится с коллекторов.

Отобранная нефть проходит замерный узел и поступает в резервуары хранения основного и аварийного запаса топлива. Учет осуществляется при помощи установленных на калиброванной трубе, ультразвуковых расходомеров. Из резервуаров нефть поступает в котельную.

Блок теплообменников предназначен для нагрева нефти, поступающей на площадку пункта подогрева нефти по отводу от магистрального нефтепровода.

Проектом предусмотрена установка пластинчатых теплообменников по схеме (3рабочих+ 1 рез.). Преимущества применения пластинчатых теплообменников:

коэффициент теплопередачи при небольших габаритных размерах;

за счет пластин создается высокая турбулентность потоков, что приводит к отсутствию застойных зон и значительно снижается возможность загрязнения (со стороны нефти) и образования накипи В качестве теплоносителя в пластинчатых теплообменниках используется горячая вода II контура по постоянному температурному графику.

Регулирование количественное производится для всей системы второго контура и основано на зависимости объемного теплообмена вода-нефть, качественное регулирование предназначено для выравнивания показателей каждого теплообменника. Горячая вода подается к теплообменникам по коллектору. Температура нефти в заданных параметрах регулируется автоматически с помощью изменения подачи количества горячей воды II контура к теплообменникам. При повышении (понижении) температуры нефти на выходе из соответствующего теплообменника автоматически передается импульс на прикрытие (открытие) регулятора расхода на подаче горячей воды II контура и открытие (закрытие) регулятора расхода на байпасе между подающей и обратной водой II контура. Температура на выходе нефти из соответствующего теплообменника нормализируется, а температура на общем коллекторе подающей и обратной воды II контура возрастает (уменьшается).

(уменьшается), контроллер (входящий в комплект поставки котлов) передает сигнал на закрытие (открытие) электроприводных задвижек (установленных на нагреваемой стороне теплообменников вода-вода) и одновременно на уменьшение (увеличение) мощности котлов. В зависимости от возрастания (уменьшения) внешней нагрузки регулируется общая тепловая мощность вырабатываемая котельной и соответственно регулируется потребление топлива.

Схема обвязки пластинчатых теплообменников позволяет производить периодическую промывку теплообменников путем изменения направления движения нефти.

В рабочем режиме контролируются основные параметры как по нефтяному контуру ТО. Так и по контуру теплоносителя, в том числе:

допустимый перепад давления нефти на входе и выходе ТО не должен превышать расчетный параметр;

температуры нагрева нефти).

В качестве примера ППН рассмотрена работа и устройство пункта подогрева нефти на НПС «Чикшино» нефтепровода «Уса – Ухта» ОАО «СМН».

В сентябре 2006 г. был запущен в работу проект по увеличению пропускной способности нефтепровода «Уса – Ухта». В рамках данного проекта для увеличения пропускной способности участка Чикшино – Ухта нефтепровода «Уса – Ухта» ОАО «СМН» до 23,3 млн т/год на НПС «Чикшино» был построен пункт подогрева нефти [103]. В дальнейшем пропускная способность участка Чикшино – Ухта нефтепровода «Уса – Ухта» ОАО «СМН» была доведена до 24,2 млн т/год. Пункт подогрева нефти обеспечивает подогрев всей перекачиваемой через НПС нефти от минимальной температуры на входе НПС «Чикшино» +15 °С до расчетной температуры +40 °С. Нагрев нефти осуществляется в пластинчатых теплообменниках VAHTERUS (2 рабочих и резервный), установленных по схеме, приведенной на рисунке 1.4. В качестве теплоносителя используется горячая вода с температурой 100 °С, схема циркуляции которой приведена на рисунке 1.5. Подача нефти в теплообменники ведется параллельными потоками от общего коллектора ППН [103].

Рисунок 1.4 – Существующая технологическая схема узла подогрева нефти на Рисунок 1.5 – Схема циркуляции горячей воды в теплообменнике [103] Принципиальная схема устройства сварного пластинчатого теплообменника VAHTERUS представлена на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 – Принципиальная схема устройства сварного пластинчатого Сварной пластинчатый теплообменник VAHTERUS состоит из корпуса круглого сечения и помещенной в него теплообменной кассеты. Соединение пластин в теплообменной кассете производится автоматической лазерной сваркой. Теплообменная кассета помещается в специальный эластичный металлический корсет, обеспечивающий противодействие линейному расширению. Также этот корсет обеспечивает механическую поддержку теплообменной кассеты и направление потока первичного теплоносителя внутри корпуса. Эта особенность также позволила существенно расширить допустимые рабочие параметры данных устройств.

предварительным подогревом является применение тепловой изоляции [4,12,88]. Правильный выбор конструкции и вида тепловой изоляции позволяет окружающую среду. Основным параметром тепловой изоляции является коэффициент теплопроводности. Решению задач о выборе толщины и о распределении тепловой изоляции по длине магистрального «горячего»

нефтепровода посвящено большое количество работ.

нефтепроводов наибольшее распространение получил пенополиуретан [56,111,113]. Его теплофизические и физико-механические свойства в достаточной мере отвечают требованиям предъявляемым к теплоизоляции. В процессе эксплуатации коэффициент теплопроводности изоляции увеличивается, что влечет за собой снижение ее эффективности.

Тепловая изоляция также повышает надежность транспорта нефти по «горячему» нефтепроводу, поскольку при ее использовании увеличивается время безопасной остановки и существенно меньше риск «замораживания»

нефтепровода застывшим продуктом при внештатных режимах эксплуатации.

Однако, в случае нарушения тепловой изоляции (прежде всего в результате механических повреждений) могут возникнуть осложнения в эксплуатации «горячего» нефтепровода [113].

Технология трубопроводного транспорта нефти с использованием предварительного подогрева имеет ряд достоинств и недостатков. Среди достоинств можно выделить [56]:

относительная простота технологии и оборудования (по сравнению с другими технологиями транспорта высоковязких нефтей);

большой накопленный научно-технический опыт проектирования, сооружения и эксплуатации подобных объектов.

Недостатками технологии «горячей» перекачки являются:

высокая капитало- и энергоемкость (особенное значение этот недостаток приобретает в связи с общей тенденцией к росту увеличение скорости коррозионных процессов;

повышенные требования к антикоррозионной изоляции;

влияние термомеханического эффекта на прочность и устойчивость линейной части нефтепровода;

ограничения по пропускной способности;

высокие риски технологических осложнений при вынужденных последствия взаимодействия с окружающей средой (особенно выражено для суровых климатических условий крайнего севера).

трубопроводного транспорта высоковязких нефтей с предварительным подогревом можно заключить, что процессы нагрева и транспорта высоковязкой нефти являются технологически неразрывно связанными. Таким образом, работа системы «трубопровод – насосная станция» характеризуется определенным режимом (совокупность значений технологических параметров:

расход перекачки, давление в трубопроводной системе, распределение температур), который возникает в процессе взаимодействия отдельных частей системы. Оптимизация режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом должна производиться с учетом влияния характеристик центробежных насосов и определяющих термодинамических параметров системы.

1.2 Анализ современных методов теплового расчета нефтепроводов распределения усредненной по сечению температуры нефти вдоль трассы при стационарном тепловом и гидравлических режимах [105,106]. Метод расчета распределения температуры по длине нефтепровода был впервые предложен В.Г. Шуховым [112]. В результате дальнейшего анализа формулы Шухова, в нее были внесены дополнительные поправки: В.И. Черникин предложил учитывать тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина [105], а Л.С.

Лейбензон предложил учитывать тепло, выделяющееся в результате внутреннего трения [51]. Поправки Лейбензона и Черникина не являлись совершенными, уравнение Шухова подверглось уточнению в последующих работах [38,39,77,78,113,117]. Формула Шухова основывается на решении дифференциального уравнения теплового баланса для элементарного участка трубопровода:

где T - усредненная по сечению температура нефти, G – массовый расход нефти, Ср – изобарная теплоемкость нефти, K – полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, D – внутренний диаметр трубопровода (или отложений, если они присутствуют), T0 – температура окружающей среды, iср – средний гидравлический уклон, – массовая доля парафина в нефти, Тнп и Ткп – температуры начала и конца выпадения парафина соответственно, П – скрытая теплота кристаллизации парафина.

Решением данного дифференциального уравнения является уравнение вида [44]:

где T(x) – усредненная по сечению температура нефти на расстоянии х от начала расчетного участка, Tн – начальная температура нефти на расчетном участке (х=0). Данное решение применимо только в тех случаях, когда полный коэффициент теплопередачи К можно считать постоянным на рассматриваемом участке, или в том случае, если его изменение незначительно. На различных участках трассы теплофизические свойства грунта и режимы движения жидкости могут существенно отличаться друг от друга, что вызывает изменение коэффициента полной теплопередачи. Поэтому тепловой расчет принято вести с разбиением по участкам.

Уравнение (1.2) может быть также записано с использованием безразмерного параметра Шухова:

где Шу – безразмерный параметр Шухова, характеризующий темп падения температуры по длине нефтепровода. В том случае, если Шу=0 имеет место изотермический режим перекачки. Параметр Шухова вычисляется по формуле:

Во многих случаях теплотой трения можно пренебречь, тогда уравнение (1.3) можно записать следующим образом:

В случае коротких трубопроводов нефтебаз число Шухова, как правило, мало, поэтому допустимо упростить уравнение (1.4), разложив экспоненту в ряд, удерживая при этом первые два члена [42]:

Погрешность определения полного коэффициента теплопередачи от нефти в окружающую среду К вносит наибольший вклад в неопределенность теплового расчета [90]. В первоначальных исследованиях теплообмена подземных трубопроводов коэффициент теплопередачи К рекомендовалось определять экспериментально [105]. Экспериментальные значения К по данным различных исследователей приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Экспериментальные значения по полному коэффициенту теплопередачи по данным различных исследователей Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что коэффициент полной теплопередачи К может изменяться в широких пределах даже для одного трубопровода [8,24]. Кроме того, опыт эксплуатации «горячих»

трубопроводов показывает, что коэффициент К меняется в зависимости от времени года, причем сезонное его изменение весьма существенно. Для газопровода Уренгой-Сургут-Челябинск в работе [36] было проведено сопоставление проектных значений К и его фактических значений в зависимости от сезона – максимальное снижение в июле – более чем 3-х кратное, по сравнению с проектным значением, максимальное увеличение в январе – более чем 4-х кратное, по сравнению с проектным значением.

Экспериментальный метод определения полного коэффициента теплопередачи К пригоден только для действующих трубопроводов и не позволяет учесть комплексное влияние различных факторов на его значение. В практике Лейбензоном, полный коэффициент теплопередачи К рассчитывается по аналогии с коэффициентом теплопередачи через цилиндрическую стенку [3,50,60,110]:

где 1 – внутренний коэффициент теплоотдачи, 2 – внешний коэффициент теплоотдачи, i, Di, Di+1 – коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры i-ого слоя (отложений, металла трубы, изоляции), Dвнеш – внешний диаметр трубопровода.

Для определения коэффициента внешней теплоотдачи 2 предложено большое количество расчетных формул. Все эти формулы содержат те или иные допущения, поскольку полное решение задачи о теплообмене подземного трубопровода с окружающим его грунтом возможно только при использовании численных методов.

Основной и исторически первой формулой для расчета внешнего коэффициента теплоотдачи 2 является формула Форхгеймера [5]:

где гр – коэффициент теплопроводности грунта, R0 – радиус трубопровода, h0 – глубина заложения трубопровода до его оси.

Широкое распространение получила также формула Аронса-Кутателадзе [50]:

Hсн – высота снежного покрова, сн – коэффициент теплопроводности снега, Nu теплоотдачи от поверхности грунта в воздух.

Величину, характеризующую термическое сопротивление изоляции, отложений и металла трубы, обозначим как Ins (от англ. insulation):

В том случае, если трубопровод не имеет тепловой изоляции, можно теплопроводности металла и, как правило, малой толщины отложений). В том случае, если трубопровод теплоизолирован, величина Ins оказывает решающее воздействие на теплообмен [5].

Внутренний коэффициент теплоотдачи от нефти к стенке трубы определяется как:

где н – коэффициент теплопроводности нефти, Nu – число Нуссельта при теплоотдаче от нефти к стенке трубы при вынужденной конвекции в замкнутом объеме. Для определения числа Нуссельта имеется целый ряд расчетных формул, обычно они записываются в виде критериальных уравнений, которые являются результатом обработки опытных данных. Данный подход оправдан, поскольку аналитические решения возможны только для ламинарного режима течения жидкости, но даже они не обладают требуемой точностью и удобством применения. В отечественной практике принято пользоваться формулами академика Михеева [5,58,59,90]:

для ламинарного режима (Ref 2000):

для турбулентного режима (Ref 10000):

где индекс «f» (fluid) показывает, что параметр рассчитывается при средней температуре потока, а индекс «w» (wall) – при температуре внутренней поверхности стенки. Re – число Рейнольдса, Pr – число Прандтля, Gr –число Грасгофа:

где v – средняя скорость потока, – кинематическая вязкость нефти, – плотность нефти, н – коэффициент теплопроводности нефти, t – коэффициент температурного расширения нефти, a – коэффициент температуропроводности.