ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЕРЕКАЧКИ НА ВЯЗКОСТЬ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ НЕФТИ

АННОТАЦИЯ

В данной статье рассмотрены проблемы транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти по магистральным трубопроводам. Анализируется возможность образования структурного режима движения нефти при транспортировке ниже температуры застывания нефти. Приведены результаты эксперимента по выявлению неравномерности теплового потока в подземном нефтепроводе.

АННОТАЦИЯ

Мақалада тұтқырлығы жоғары және қатты қататын мұнайды магистральдық құбырлар арқылы тасымалдау мәселелері қарастырылған. Мұнайды құю температурасынан төмен тасымалдау кезінде мұнай қозғалысының құрылымдық режимін қалыптастыру мүмкіндігі талданады. Жерасты мұнай құбырындағы жылу ағынының біркелкі еместігін анықтауға арналған эксперименттің нәтижелері келтірілген.

Ключевые слова: подогрев нефти, трубопроводный транспорт, высокозастывающая нефть, высоковязкая нефть, транспорт нефти.

Түйін сөздер: майды жылыту, құбыр көлігі, қатты қататын мұнай, тұтқырлығы жоғары мұнай, мұнай тасымалдау.

В настоящее время эксплуатация нефте- и нефтепродуктопроводов в нашей стране предполагает введение небольших количеств полимерных турбулентных присадок (далее - ПТП) в поток закачки. Их использование позволяет значительно снизить турбулентное трение и изменить напорные характеристики трубы, тем самым улучшив технологию перекачки углеводородных жидкостей. О характеристиках обычно используемых добавок (таких как FLO MXA, Necadd-477, M-Flowtreat, PT FLYDE-H и др.) могут влиять [1]:

• режим течения потока;

• молекулярные и теплофизические свойства рабочего тела (вязкость);

• температура перекачиваемой среды;

• диаметр трубопровода;

• содержание в потоке асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ).

Присадки эффективны только в турбулентном потоке, т. е. при значениях числа Рейнольдса больше критического.

Метод потока зависит от вязкости масляной системы: по мере увеличения вязкости система перестанет преобразовывать ламинарный поток в турбулентный поток. Присадки, снижающие гидравлическое сопротивление, можно использовать для углеводородных жидкостей, вязкость которых не превышает 150-200 сСт. Температура перекачиваемой жидкости имеет большое значение для уменьшения допусков. При повышении температуры вязкость жидкости уменьшается, а растворимость полимерной смеси увеличивается, что приводит к увеличению эффективности.

При температурах выше 60-70 ° C из-за ухудшения качества жидкости как растворителя иногда эффективность добавок снижается, что приводит к уменьшению объема полимерного клубка [1]. Уменьшение кинетической энергии турбулентного вихря в трубах малого диаметра более эффективно, чем в цилиндрических каналах большого диаметра [4].

Наличие большого количества АСПВ приведет к изменению локальной структуры потока [2]. Следует отметить, что использование традиционных PPA на основе полиолефинов не сезонно и применяется в теплую и холодную погоду в течение всего года. Следовательно, среди вышеперечисленных факторов его влияние на эффективность ПТП при перекачке зависит от его температуры и состава. Другими словами, при прокладке трубопроводов в одном и том же районе влияние ПТП на основе полиолефинов может меняться от сезона к сезону.

Из литературы [3] известно, что АСПВ представляет собой достаточно прочную нефтяную структуру при достаточно низкой температуре. Кроме того, асфальтены могут действовать как коагулянт для основного материала полимера DRA, тем самым предотвращая его тонкое растворение. Хорошая растворимость полимера является предпосылкой высокой эффективности смеси при одновременном снижении гидравлического сопротивления жидкости. Кроме того, как упоминалось ранее, из-за охлаждения и вязкости перекачиваемого масла в холодное время года картина потока изменилась. Уменьшение числа Рейнольдса также приводит к снижению эффективности противотуберкулезных препаратов [6]. Мы полагаем, что основная причина низкой эффективности ПТП связана с кристаллизацией твердых компонентов (парафинов, асфальтенов, смол) и их сокристаллизацией с полиаллефефинами (активными компонентами ПТП) в процессе охлаждения, которые химически близки к парафинам, что приводит к их сокристаллизации.[10].

Еще одним приоритетом является учет баланса между требуемым объемом транспортировки нефти и мощностью транспортной системы для обеспечения необходимых условий для формирования нефтедобывающих районов.

Открытие гигантского шельфового нефтегазового месторождения Кашаган в 2000 г. значительно увеличило нагрузку на все экспортные терминалы и магистрали Республики Казахстан. Промышленная добыча на месторождении началась в конце 2013 г. и поставила под вопрос возможности увеличения пропускной способности единственного экспортного трубопровода на территорию Российской Федерации «Узень-Атырау-Самара», перекачивающего нефть с предварительным подогревом. До момента выхода на пиковую добычу Кашагана (50-75 млн т нефти) необходимо разработать и предложить меры по повышению производительности и эффективности работы нефтепровода. Эта задача осложняется аномальными свойствами казахстанской нефти - высокой вязкостью и температурой застывания ниже температуры окружающего трубопровод грунта.

Большинство ненормальных жиров подлежат методу Бингама. При транспортировке этого типа нефти могут возникать две схемы течения: турбулентный поток в начале трубопровода и структура в конце [2]. Это связано с тем, что температура перекачиваемого масла снижается, поэтому коэффициент динамической вязкости увеличивается экспоненциально.

Для вязкопластических жидкостей необходимо учитывать критерий I Ильюшина, который выражает отношение силы упругости к силе вязкости, и обобщенный параметр Рейнольдса, который описывает отношение силы инерции к силе вязкого трения при движении бесшумной жидкости.

Из приведенного выше уравнения видно, что движение вязкой пластической жидкости в структурном режиме не подходит для аналитических решений, и необходимо найти эмпирические формулы для гидравлических расчетов. Для определения стандарта Ильюшина необходимо изучить реологические свойства высоковязких и высокотвердых масел, которые могут определять закономерности изменения реологических свойств в зависимости от температуры и движения.

Единственный действующий трубопровод Узень-Атырау-Самара (в основном в Казахстане) является единственным «горячим» нефтепроводом в России и СНГ и крупнейшим в мире высоковязким и застывающим «горячим» нефтепроводом.

Средняя температура закачки при перекачке масла составляет 9,7 ° C, а максимальная температура почвы в отопительный сезон составляет 12 ° C. Кроме того, тепловой поток неравномерно распределяется по глубине почвы, что влияет на распределение теплового потока перекачиваемой нефти. В свою очередь, это не позволяет использовать расчетные формулы, основанные на предположениях о горизонтальном распределении теплового потока через зеркало.

Эксперименты показывают, что тепловой поток изменится, и разница температур между верхней и нижней трубками может достигать отрицательной температуры.

Эти недостатки следует учитывать при разработке математических моделей и определении теплогидравлических характеристик нефти вдоль «горячего» нефтепровода.

Транспортировка затвердевшей парафиносодержащей нефти по трубопроводам осуществляется за счет применения специальных физических, химических и механических методов. В настоящее время очень распространено использование термической обработки и химических реагентов (ингибиторов, ингибиторов парафина). Если второй метод полностью изучен и его эффективность в основном зависит от правильного выбора типа реагента (в зависимости от количества и содержания масла), то качество термообработки в основном зависит от используемой схемы, диапазона температур и скорости нагрева.

Последние исследования в области перекачки высоковязкой нефти показывают, что возможность использования «холодных» трубопроводов позволяет снизить скорость тепломассообменных процессов, снизить скорость отложения парафина, а также обеспечить сохранность гидроизоляционных покрытий и устойчивость трубопроводов в условиях вечной мерзлоты.

Несмотря на эти заявления, подавляющее большинство месторождений в северных широтах по-прежнему характеризуются высокомолекулярными нефтями, которые характеризуются вязкостью, температурой потока и статическим (начальным) напряжением сдвига при низких температурах, что усложняет и восстанавливает условия труда. По безопасности нефтепровод закрывается и повышается начальное давление. время. В этом случае невозможно обеспечить надежную и бесперебойную доставку масла потребителям без применения термических, химических или комбинированных методов.

В то же время важным вопросом является энергоэффективность, а как результат - стоимость прокачки нефти. Многие исследования показали, что эффективность широко используемых химических реагентов-ингибиторов и ингибиторов парафина зависит от температуры обработки масла - требуемая температура нагрева должна быть выше температуры плавления парафина (60-700 ° C), а скорость последующего охлаждения масла очень высока. Важно [3]. Хотя большинство существующих теплообменников могут достигать более высоких температур нагрева, для поддержания скорости охлаждения по-прежнему требуется высокоэффективное оборудование с высокоточными и гибкими функциями регулировки.

Следовательно, для создания оптимального режима термообработки с высокой энергоэффективностью процесса необходимо использовать теплообменник с высокой производительностью и высокой надежностью, который впоследствии легко обслуживать и который имеет возможность гибко регулировать диапазон температур.

Последнее осуществляется за счет применения частотно-регулируемых приводов для контроля скорости вращения вентиляторов и поворотных жалюзи. Как показал отечественный опыт эксплуатации [4-5] на «горячих» магистральных нефтепроводах «Узень – Атырау – Самара» и «Уса – Ухта – Ярославль», используемые конвекционные печи подогрева и пластинчатые теплообменники, не обеспечивают надлежащего уровня энергоэффективности и надежности – первые, в связи с высоким расходом топлива, себестоимостью и затратами на обслуживание, а последние, в связи со сложностью их обслуживания (очистки от отложений нефти) и низкой ремонтопригодностью.

Еще одним значительным минусом пластинчатых теплообменников является более высокое гидравлическое сопротивление. Подавляющая доля рынка импортного оборудования в данном сегменте, также является существенным недостатком.

Эффективность теплопередачи исследуемого оборудования во многом зависит от таких факторов, как расход теплоносителя, температура на входе, степень загрязнения поверхности теплообмена и температура окружающей среды. Первые три параметра постоянны при определенных режимах работы, но из-за их среднесуточных и сезонных колебаний температура является основной проблемой, которая напрямую влияет на процесс охлаждения. Начальная температура перекачиваемого масла имеет большое влияние на гидравлическое сопротивление трубопровода. Однако текущий метод расчета этой зависимости сложен и требует других параметров. А.Г.Ванчин предложил новый метод оценки, основанный на сравнительном представлении систем, связанных с существующими системами. В связи с этим установлено, что перечисленные параметры пропорциональны, что значительно упрощает расчет.

Список литературы:

1. Коршак A.A. Специальные методы перекачки. Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 200i. 208 с.
2. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. М.: Недра, i984. 224 с.
3. Гаррис, Н.А. Энергосбережение при трубопроводном транспорте высоковязких нефтей / Н.А. Гаррис, А.А. Глушков // Нефтегазовое дело. 2007. -т.5. №1. - С.99-1034.
4. Колонских, Александр Добыча высоковязкой нефти / Александр Колонских. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2013. - 152 c.
5. Колонских, Александр Добыча высоковязкой нефти / Александр Колонских. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2013. - 152 c.
6. Технический отчет о проведении работ по очистке теплообменников подогрева нефти PSHE 9HA — 432/1/1 VAHTERUS в количестве 3 шт. в пункте подогрева нефти в 2014.
7. Ты Тхань Нгиа, Р.Н. Бахтизин, М.М. Велиев, Б.Н. Мастобаев, Ле Вьет Зунг, Э.М. Мовсум Заде, Р.М. Каримов. Транспорт и хранение высоковязких нефтей /. – СПб.: Недра, 2015. – 544 с.