Наши журналы
Опубликовать статью Вход и регистрация
Расширенный поиск
Разделы статьи

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ

Научная статья
Николаев А.К.
Зарипова Н.А.
Пшенин В.В.
DOI:
https://doi.org/10.23670/IRJ.2021.9.111.022
Выпуск: № 9 (111), 2021
Опубликована:
2021/09/17
PDF

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ

Научная статья

Николаев А.К.1, Зарипова Н.А.2, *, Пшенин В.В.3

1 ORCID: 0000-0001-5699-9245;

2 ORCID: 0000-0002-3709-2012;

3 ORCID: 0000-0003-4604-3172;

1, 2, 3 Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия

* Корреспондирующий автор (Znatalya93[at]mail.ru)

Аннотация

Как известно, в настоящее время происходит истощение традиционных запасов нефти и все большее внимание уделяется разработке месторождений трудноизвлекаемых запасов, в частности – нефти с повышенной вязкостью. Приоритетными направлениями развития нефтегазового сектора являются: развитие газопроводных и нефтепроводных сетей, развитие подключенных к трубопроводам газовых и нефтяных минерально-сырьевых центров Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей, в том числе с применением новых технологий добычи и разработки нижележащих пластов, а также трудноизвлекаемых запасов нефти. Обеспечить выполнение указанных выше стратегических задач в части транспорта нефти можно путем разработки научно-обоснованных подходов к рациональной доставке нефти от промысла к существующим магистралям. На сегодняшний день признанным экспертным сообществом решением является надземная прокладка с использованием протяженных систем электрообогрева. В статье авторами представлены рекомендации по повышению эффективности эксплуатации надземных нефтепроводов высоковязкой нефти, оборудованных системой электрообогрева. Разработан алгоритм расчета падения давления в остановленном нефтепроводе в процессе эксплуатации нефтепроводов в двух случаях: для защемленного нефтепровода и для не защемленного нефтепровода. Кроме того, представлена программа для изучения режимов работы неизотермического нефтепровода.

Ключевые слова: падение давления, нефтепровод, утечка, алгоритм расчета, гидроиспытания, система обнаружения утечек, неизотермический нефтепровод, программа ЭВМ.

RECOMMENDATIONS FOR IMPROVING THE EFFICIENCY OF OPERATION OF PIPELINES TRANSPORTING HIGH-VISCOSITY OIL

Research article

Nikolaev A. K.1, Zaripova N. A.2,*, Pshenin V. V.3

1 ORCID: 0000-0001-5699-9245;

2 ORCID: 0000-0002-3709-2012;

3 ORCID: 0000-0003-4604-3172;

1, 2, 3 Saint Petersburg Mining University, Saint Petersburg, Russia

* Corresponding author (Znatalya93[at]mail.ru)

Abstract

It is a known fact that, at present, traditional oil reserves are being depleted and more and more attention is being paid to the development of deposits of hard–to–recover reserves, particularly high viscosity oil. The priority trajectories of the development of the oil and gas sector are the development of gas and oil pipeline networks, the development of gas and oil mineral resource centers connected to pipelines in the Nadym-Purskaya and Pur-Tazovskaya oil and gas regions, including the use of new technologies for the extraction and development of underlying reservoirs, as well as hard-to-recover oil reserves. It is possible to ensure the fulfillment of these strategic tasks in terms of oil transport by developing scientifically based approaches to the rational delivery of oil from the field to the existing highways. Today, the solution recognized by the expert community is an aboveground routing using extended electric heating systems. The article presents recommendations for improving the efficiency of operation of aboveground high-viscosity oil pipelines equipped with an electric heating system. The authors also present an algorithm for calculating the pressure decrease in a stopped oil pipeline during the operation of oil pipelines in two cases: for a pinched and non-pinched oil pipeline. In addition, the article presents a program for studying the operating modes of a non-isothermal oil pipeline.

Keywords: pressure decrease, oil pipeline, leak, calculation algorithm, hydraulic testing, leak detection system, non-isothermal oil pipeline, software.

Введение

С учетом неравномерности загрузки магистральных трубопроводов в процессе их развития или длительной эксплуатации необходимо исследовать технико-экономические вопросы работы «горячих» трубопроводов с пропускной способностью, меньшей проектной. Трубопровод при неполной его загрузке можно эксплуатировать либо непрерывно, либо циклически.

В процессе эксплуатации нефтепроводов, транспортирующих высоковязкую нефть неизбежна потеря части продукта вследствие утечек. При циклической перекачке важным вопросом, возникающим в процессе эксплуатации трубопровода является обнаружение утечек во время его остановок. Система обнаружения утечек должна обеспечивать определение в режиме реального времени координату возникновения утечки и время возникновения утечки нефтепровода.

Рассмотрим характеристики параметрических систем обнаружения утечек (СОУ), которые соответствуют типовым требованиям компании ПАО «Транснефть» (таблица 1) [1], [2].

Таблица 1 – Характеристики параметрических СОУ, реализуемых на основе показаний средств измерения расхода и давления внутри трубопровода [3]

Показатель Значение
Инфраструктура АСУТП, необходимая для реализации СОУ - СИ давления, расхода, температуры, плотности, вязкости; - СДКУ/ЕСДУ.
Срок службы, лет не менее 20
Время восстановления работоспособности в случае выхода из строя, часов не более 72
Количество взаимоподтверждающих алгоритмов для выявления факта негерметичности линейной части не менее 2
Параметры, определяемые СОУ при нарушении герметичности трубопровода - координата утечки; - время обнаружения утечки; - значение объемного расхода утечки
Погрешность определения координаты утечки, км ± 5*
Допустимое количество ложных срабатываний в зависимости от длины защищаемого участка - до 1000 км – 5 в год, не более 1 в месяц; - до 2000 км – 7 в год, не более 1 в месяц; - от 2000 км – 10 в год, не более 1 в месяц
Время обнаружения утечки - в зависимости от режима перекачки и чувствительности обнаружения утечки согласно таблице 2
Коэффициент готовности оборудования СОУ за 4000 ч непрерывной работы не менее 0,98
  В таблице 2 представлены сведения по чувствительности обнаружения утечки.  

Таблица 2 – Чувствительность обнаружения утечки

Время обнаружения утечки, мин Чувствительность обнаружения утечки, % от максимального значения диапазона измерений всех средств измерения расхода на технологическом участке)
в стационарном режиме или в режиме остановленной перекачки в нестационарном режиме
6 9 20,4
12 7,2 16,8
18 5,4 13,2
24 3,6 9,6
30 1,8 6
 

Помимо вышеуказанных параметров, необходимо предусмотреть возможность маскирования функции обнаружения утечек в момент отбора проб на собственные нужды [4], [5].

Основные результаты

  1. Алгоритм расчета падения давления в остановленном нефтепроводе

Рассмотрим алгоритм расчета [6], [7], [8], [9] падения давления в остановленном нефтепроводе в процессе эксплуатации нефтепроводов. Принятые для расчетов параметры, их обозначения и единицы измерения приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 – Принятые в расчетах параметры

№ п/п Наименование параметра Обозначение Ед. изм.
1 Объем трубопровода V м3
2 Давление в трубопроводе P Па
3 Изменение давления в трубопроводе ΔP Па
4 Внутренний диаметр трубопровода D1 м
5 Коэффициент Пуассона для металла труб ν –
6 Температура трубопровода T К
7 Модуль упругости материала трубопровода E Па
8 Коэффициент линейного теплового расширения αL 1/К
9 Изменение температуры трубопровода ΔT К
10 Изменение массы продукта (утечка) Δm кг
11 Плотность транспортируемого продукта ρ кг/м3
12 Изменение плотности транспортируемого продукта Δρ кг/м3
13 Модуль упругости продукта К Па
14 Содержание газовой фазы в общем объеме X –
15 Объем газовой фазы Vg м3
16 Объем жидкой фазы ΔVl м3
17 Общий объем ΔVc м3
18 Эффективный модуль упругости продукта Kэф Па
19 Эффективный модуль упругости газовой фазы Kg Па
20 Эффективный модуль упругости жидкой фазы Kl Па
21 Коэффициент объемного теплового расширения αV 1/К
22 Эффективный коэффициент теплового расширения αэф 1/К
23 Коэффициент объемного теплового расширения жидкой фазы al 1/К
24 Коэффициент объемного теплового расширения газовой фазы αg 1/К
25 Длина участка трубопровода L м

В остановленном трубопроводе сложной для анализа задачей является определение причин падения давления, которые могут состоять как в падении температуры продукта, так и в незаконном отборе жидкости [10].

Изменение геометрического объема для жесткого защемленного трубопровода рассчитывается по формуле

03-10-2021 12-53-24   (1) Изменение геометрического объема для трубопровода, который может перемещаться во всех направлениях составит 03-10-2021 12-53-35   (2) В качестве линейного приближения масса вытекшего продукта может быть оценена как 03-10-2021 12-53-42   (3) Изменение плотности продукта по определению составит 03-10-2021 12-53-51   (4) Модуль упругости продукта определяется как 03-10-2021 12-54-04    (5) Таким образом, выражение для изменения плотности можно переписать следующим образом 03-10-2021 12-54-12   (6) Окончательно получаем формулу для защемленного трубопровода 03-10-2021 12-54-23  (7) Для не защемлённого трубопровода зависимость для перепада давления примет вид 03-10-2021 12-54-34    (8) На идентификацию состояния нефтепровода оказывают влияние отложения парафина, газовые и водные скопления и т.д. [11]. Содержание газовой фазы в общем объеме продукта выражается как 03-10-2021 13-06-30   (9) Эффективный модуль упругости продукта по определению равен 03-10-2021 13-06-40   (10) При замене бесконечно малых на разности можно оценить величину обратную эффективному модулю упругости продукта как 03-10-2021 13-06-50   (11) Тогда с учетом выражения (4.9) получим 03-10-2021 13-06-57   (12) Коэффициент объемного теплового расширения составит 03-10-2021 13-07-05   (13) Эффективный коэффициент объемного теплового расширения с учетом полученных выше выражений запишется как 03-10-2021 13-07-16   (14) Окончательно, для эффективного коэффициента объемного теплового расширения получаем выражение 03-10-2021 13-07-25   (15)
  1. Программа для изучения режимов работы неизотермического нефтепровода

Для решения задач, связанных с определением режимов работы неизотермических нефтепроводов может быть использованная разработанная авторами программа («Программа для изучения режимов работы неизотермического нефтепровода», номер регистрации/свидетельства программы для ЭВМ: №2020666058 от 04.12.2020). Программа решает важную при проектировании и эксплуатации объектов транспорта высоковязкой нефти задачу расчета возможных режимов перекачки в зависимости от определяющих процесс параметров. Она включает в себя модуль ввода исходных данных, решение сопряженной задачи трубной гидродинамики, теплообмена и упрощенный подсчет основных технико-экономических показателей перекачки, обеспечивает решение следующих задач: построение трехмерной поверхности, отображающей возможные режимы «горячего» нефтепровода, в координатах «расход – температура – напор»; поиск оптимальных значений начальной температуры подогрева и расхода перекачки.

Характеристики разработанного программного решения представлены в таблице 4.

 

Таблица 4 – Характеристики разработанного программного решения

Исходные данные В соответствии с нормативным документом РД 75.180.00-КТН-198-09, дополнительно учитываются: параметры насосных агрегатов, параметры электрообогрева.
Модель насосной В расчетах предусмотрены центробежные насосные агрегаты, с известными напорными характеристиками. В программе учтена деградация характеристик насосов при повышении вязкости транспортируемого продукта.
Модель трубопровода Модель трубопровода представлена в качестве линейного объекта, без учета сброса и подкачек. Решение задачи ведется в квазистационарной постановке. Дополнительные потери тепла на участках сопряжения теплоизоляции, трубопроводной арматуре и т.д. учитываются путем введения поправочных коэффициентов.
Численный результат вычислений Результатом вычислений являются потери напора на участке, протяженность турбулентного и ламинарного участков, затраты на перекачку, затрачиваемая мощность, оптимальная температура подогрева.
Графический результат вычислений 03-10-2021 13-12-35График зависимости в координатах «температура (К) – расход перекачки (м3/с) – напор (м)». Красная линия – линия рабочих режимов. Излом на поверхности насосной станции обусловлен изменением характеристик центробежных насосных агрегатов при повышении коэф. кинематической вязкости выше критического значения

Заключение

В статье рассмотрены способы повышения эффективности эксплуатации систем надземных нефтепроводов высоковязкой нефти, оборудованных электрообогревом, а именно: алгоритм расчета падения давления в остановленном нефтепроводе и программа для изучения режимов работы неизотермического нефтепровода.

Алгоритм может быть применим на нефтепроводах высоковязкой нефти, работающих с циклической перекачкой. Особенностью данного алгоритма является возможность его применения для расчета параметров гидроиспытаниях в условиях значимых температурных перепадов, а также имеется возможность интеграции полученных соотношений в параметрические системы обнаружения утечек.

Программа для изучения режимов работы неизотермического нефтепровода составлена на языке R, предназначена для проведения гидравлического расчета системы «надземный теплоизолированный трубопровод – насосная станция».

Конфликт интересов Не указан. Conflict of Interest None declared.
 

Список литературы / References

  1. Жолобов В. В. Математическое описание и расчет волновых процессов от подключения линейных участков при заполнении профильного нефтепровода / В. В. Жолобов, С. А. Савинов, Е. И. Тарновский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2013. -№3 (11). - С. 34-41.
  2. Жолобов В. В. О применении уравнений А.Н. Колмогорова в параметрической системе обнаружения утечек на магистральном нефтепроводе / В. В. Жолобов, Е. И. Тарновский, А. М. Ширяев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. -№3 (7). - С. 56-63.
  3. Сунагатуллин Р. З. Анализ влияния характеристик измерительного оборудования на работу параметрических методов обнаружения утечек / Р. З. Сунагатуллин, С. А. Коршунов, Ю. В. Дацов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - Т. 8,№5. - С. 548-557.
  4. Некучаев В. О. Особенности реологических кривых течения высоковязких нефтей и их водных эмульсий / В. О. Некучаев, А. А. Васенева // Нефтяное хозяйство. - 2013. -№8. - С. 61-63.
  5. Пергушев Л. П. Расчет влияния вязкости жидкости на характеристики центробежного насоса / Л. П. Пергушев // Нефтяное хозяйство. - 2011. -№5. - С. 122-123.
  6. Логинова Н. А. О влиянии экранирования на термическое сопротивление теплоизоляционных конструкций / Н. А. Логинова, Е. Е. Лапин, С. И. Погорелов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2016. -№5. - С. 89-91.
  7. Логинова Н. А. Обзор теплоизоляционных материалов, применяемых при строительстве и эксплуатации нефтепроводов и оборудования станций подогрева нефти / Н. А. Логинова, Е. Е. Лапин, А. А. Батраков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. -№9. - С. 126-129.
  8. Лурье М. В. Алгоритм обнаружения места частичной закупорки нефтепровода / М. В. Лурье // Нефтяное хозяйство. - 2013. -№9. - С. 111-113.
  9. Лурье М. В. Алгоритм расчета квазиустановившихся режимов неизотермической перекачки нефти / М. В. Лурье // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. -№2 (14). - С. 28-31.
  10. Мамонова Т. Е. Использование гидродинамических моделей в задачах определения утечек из нефтепродуктопроводов / Т. Е. Мамонова // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 4. - С. 92-95.
  11. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / И.Е. Идельчик. – М.-Л.: Издательство АНСССР, 1946. - 185 с.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Zholobov V. V. Matematicheskoe opisanie i raschet volnovyh processov ot podklyucheniya linejnyh uchastkov pri zapolnenii profil'nogo nefteprovoda [Mathematical description and calculation of wave processes from the connection of linear sections when filling a profile oil pipeline] / V. V. Zholobov, S. A. Savinov, E. I. Tarnovskij et al. // Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science and technologies of pipeline transport of oil and petroleum products]. - 2013. - № 3 (11). - P. 34-41. [in Russian]
  2. Zholobov V. V. O primenenii uravnenij A.N. Kolmogorova v parametricheskoj sisteme obnaruzheniya utechek na magistral'nom nefteprovode [On the application of the equations of A.N. Kolmogorov in a parametric system for detecting leaks on a main oil pipeline ] / V. V. Zholobov, E. I. Tarnovskij, A. M. Shiryaev // Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science and technologies of pipeline transport of oil and petroleum products].- 2012. - № 3 (7). - P. 56-63. [in Russian]
  3. Sunagatullin R. Z. Analiz vliyaniya harakteristik izmeritel'nogo oborudovaniya na rabotu parametricheskih metodov obnaruzheniya utechek [Analysis of the influence of the characteristics of measuring equipment on the operation of parametric leak detection methods] / R. Z. Sunagatullin, S. A. Korshunov, YU. V. Dacov // Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science and technologies of pipeline transport of oil and petroleum products]. - 2018. - Vol. 8, № 5. - P. 548-557. [in Russian]
  4. Nekuchaev V. O. Osobennosti reologicheskih krivyh techeniya vysokovyazkih neftej i ih vodnyh emul'sij [Features of rheological curves of the flow of high-viscosity oils and their aqueous emulsions] / V. O. Nekuchaev, A. A. Vaseneva // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2013. - № 8. - P. 61-63. [in Russian]
  5. Pergushev L. P. Raschet vliyaniya vyazkosti zhidkosti na harakteristiki centrobezhnogo nasosa [Calculation of the effect of fluid viscosity on the characteristics of a centrifugal pump] / L. P. Pergushev // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2011. - № 5. - P. 122-123. [in Russian]
  6. Loginova N. A. O vliyanii ekranirovaniya na termicheskoe soprotivlenie teploizolyacionnyh konstrukcij [About the effect of shielding on the thermal resistance of heat-insulating structures] / N. A. Loginova, E. E. Lapin, S. I. Pogorelov et al. // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2016. - № 5. - P. 89-91. [in Russian]
  7. Loginova N. A. Obzor teploizolyacionnyh materialov, primenyaemyh pri stroitel'stve i ekspluatacii nefteprovodov i oborudovaniya stancij podogreva nefti [Review of thermal insulation materials used in the construction and operation of oil pipelines and equipment for oil heating stations] / N. A. Loginova, E. E. Lapin, A. A. Batrakov et al. // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2015. - № 9. - P. 126-129. [in Russian]
  8. Lur'e M. V. Algoritm obnaruzheniya mesta chastichnoj zakuporki nefteprovoda [Algorithm for detecting a place of partial blockage of an oil pipeline] / M. V. Lur'e // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2013. - № 9. - P. 111-113. [in Russian]
  9. Lur'e M. V. Algoritm rascheta kvaziustanovivshihsya rezhimov neizotermicheskoj perekachki nefti [Algorithm for calculating quasi-stationary modes of non-isothermal oil pumping] / M. V. Lur'e // Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science and technologies of pipeline transport of oil and petroleum products]. - 2014. - № 2 (14). - P. 28-31. [in Russian]
  10. Mamonova T. E. Ispol'zovanie gidrodinamicheskih modelej v zadachah opredeleniya utechek iz nefteproduktoprovodov [The use of hydrodynamic models in the problems of determining leaks from oil product pipelines] / T. E. Mamonova // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. - 2015. - № 4. - P. 92-95. [in Russian]
  11. Idel'chik I.E. Spravochnik po gidravlicheskim soprotivleniyam [Hydraulic resistance guide] / I.E. Idel'chik. – M.-L.: ANSSR Publishing House, 1946. – P. 185 [in Russian]