CC BY
123
УДК 622.276. 519.6
МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА ПРИ СОЗДАНИИ КОНТРОЛИРУЕМОГО СЛОЯ АСПО НА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ
ПЛ. РЕВЕЛЬ-МУРОЗ, вице-президент
ОАО «АК «Транснефть» (Россия, 119180, Москва, ул. Большая Полянка, д. 57). Н.Р. ГИЛЬМУТДИНОВ, генеральный директор
АО «Транснефть-Урал» (Россия, 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Крупской, д. 10).
М.Е. ДМИТРИЕВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа
Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., проф., завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д.1). E-mail: MDmit@ mail.ru
В работе рассмотрено влияние образования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепроводе на тепловой режим работы трубопроводной системы. Определены направления использования слоя отложений в качестве тепловой изоляции. Исследован фактор температуры, играющей основную роль при формировании отложений в магистральном транспорте нефти.
Ключевые слова: отложения парафина, парафинизация, защита от коррозии, теплоизоляция.
м
ногочисленными исследованиями установлено, что процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности нефтепроводов является многофакторным. На процесс формирования отложений влияют такие факторы, как продолжительность парафинизации, содержание в перекачиваемой нефти парафинов, смол, асфальтенов, механических примесей, немалое влияние оказывает режим перекачки, а также тепловые параметры нефти и трубопроводной системы в целом. В магистральном транспорте нефти одну из главных ролей в образовании отложений играет температурный фактор. Поэтому для исследований влияния образовавшихся АСПО в нефтепроводах на тепловые процессы перекачки требуется достаточное внимание уделять изучению и моделированию теплогидравлических режимов эксплуатации нефтепроводов с учетом процесса парафинизации.
Известно, что с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность образования АСПО наблюдается в начале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти к внешней среде вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина [1]. Сам процесс запарафинивания можно представить следующим образом [2]: в процессе движения по трубопроводу нефть охлаждается и при достижении определенной температуры из нее выпадают твердые углеводороды, в это же время начинают образовываться отложения на
стенках. При этом по мере снижения температуры количество парафина, выпадающего из нефти, возрастает, и соответственно возрастает количество парафина, откладывающегося на стенках.
Зона максимального отложения парафина на внутренней поверхности труб находится в пределах температуры массовой кристаллизации парафина. При более высокой температуре отложений образуется мало, так как парафин находится в растворе и лишь незначительная часть его выкристаллизовывается у стенки трубы на ее поверхности. При температуре нефти ниже температуры массовой кристаллизации обычно образуется незначительное количество отложений [2].
Изменение температурных условий перекачки связано и с изменением распределения отложений по длине трубы. С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Очевидно, это связано с теплоизолирующими свойствами отложений [3].
С учетом вышеизложенных доводов и результатов исследований [1,2] можно графически интерпретировать типичное распределение отложений по длине нефтепровода с наложением графика изменения температуры от начальной точки до конечного пункта нефтепровода (рис. 1).
На графике показано, что зона максимального значения отложений лежит в области температур, близких к массовой кристаллизации парафина. При пересчете изменения
1
• 2016
9
Рис. 1. Совмещенный график изменения температуры и распределения отложений по длине трубопровода:
1 - изменение температуры по длине нефтепровода;
2 - распределение отложений по длине трубопровода
70 60 50 & °С
1
о, м > 8 4 м 40 30 20 10
2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 км
температуры по длине нефтепровода с учетом теплоизоляционных свойств образующихся АСПО температурный график будет более пологим и конечная температура -выше, а соответственно зона максимального количества отложений по длине трубопровода будет стремиться к конечному пункту.
Поскольку значительную долю в составе отложений занимает парафин, обладающий низкой теплопроводностью, то можно полагать, что пристенные отложения могут играть роль внутренней теплоизоляции нефтепровода. Предположим, что формирование слоя АСПО происходит равномерно по периметру трубы и по всей длине трубопровода. Очевидно, после пуска нового нетеплоизоли-рованного трубопровода в эксплуатацию при перекачке парафини-стой нефти происходит интенсивное образование АСПО на внутренней поверхности труб.
Для оценки теплоизоляционных свойств созданного слоя АСПО произведем моделирование процесса теплопередачи от нефти в окружающую среду в процессе перекачки парафинистой нефти для двух случаев эксплуатации нефтепроводов:
• с использованием чистых нетеп-лоизолированных труб;
• с использованием теплоизоляционных свойств отложений, сформированных на внутренней поверхности стенки труб.
Рассмотрим влияние образованных пристенных отложений на тепловые процессы при транспорте нефти
по нефтепроводу и выполним тепловой расчет трубопровода. Исходные данные, использованные при расчетах, представлены в табл. 1.
Моделирование процесса теплообмена сводится к решению уравнения конвективного переноса тепла для перекачиваемой нефти и уравнения теплопроводности для окружающего нефтепровод грунта вместе с соответствующими граничными и начальными условиями.
Результат определения тепловых характеристик нефтепровода с заданными параметрами представлен в табл. 2 и на рис. 2.
В результате моделирования теплового процесса в ходе работы нефтепровода, при сравнении расчетных данных тепловых характеристик перекачки нефти по чистому нетеплоизолированному трубопроводу без отложений парафина с результатами расчета запарафинен-ного нефтепровода со стабильной по длине и сечению толщиной отложений в размере 4 мм, при коэффициенте теплопроводности сформированного слоя, равном 1,5 Вт/(м-К), и прочих равных условиях эксплуатации, теплопередача от перекачиваемой нефти в грунт практически в четыре раза уменьшается, в результате наблюдается меньшее снижение температуры нефти по длине трубопровода. То есть наблюдается теплоизоляционный эффект от наличия отложений на внутренней поверхности нефтепровода, что можно использовать в практических целях для улучшения эксплуатационной надежности перекачки высокозастывающей нефти по нетепло-изолированным нефтепроводам.
Таблица 1
Исходные параметры моделирования процесса теплопередачи от потока нефти в окружающую среду
Наименование параметра Значение параметра
Диаметр трубопровода и толщина стенки, с1хб 820x10 мм;
Производительность нефтепровода, 0 3500 м3/ч
Длина участка трубопровода, 100 км
Начальная температура нефти, Ьн 60 °С
Температура грунта на глубине заложения трубы, ^ 0 °С
Вязкость нефти при температуре 50 °С, v50 20 мм2/с
Вязкость нефти при температуре 0 °С, 1000 мм2/с
Теплопроводность стали, Хст 58 Вт/(мК)
Теплоотдача грунта, а 11,2 Вт/(м2 К)
Теплопроводность сформированного слоя АСПО, Хсл 1,5 Вт/(мК)
Плотность нефти при температуре 20 °С, р293 900 кг/м3
Толщина сформированного слоя АСПО, 8АСПО 4 мм
Таблица 2
Тепловые характеристики запарафиненного и чистого нефтепроводов
Расчетный параметр Чистый нефтепровод (без отложений) Запарафиненный нефтепровод со стабильной по длине и сечению толщиной отложений
Полный коэффициент теплопередачи К, Вт/(мК) 10,77 2,74
Температура в конце участка нефтепровода Ьн, °С 11,5 39,4
Рис. 2. График изменения температуры по длине нефтепровода
1 - распределение температуры по длине нефтепровода с наличием внутреннего слоя АСПО; 2 - распределение температуры по длине чистого нефтепровода
L, км
Основные сложности при решении задач теплопередачи от нефти, транспортируемой по нефтепроводу с наличием отложений на внутренней поверхности трубы, возникают при оценке теплоизоляционного эффекта от сформировавшихся пристенных отложений.
Определение теплопроводности АСПО требует проведения исследований следующих направлений:
• состав отложений (содержание парафинов, смол, асфальтенов, механических примесей, влаги и т.д.);
• исследование изменения состава отложений по длине нефтепровода в результате различных условий их формирования, в первую очередь тепловых;
• моделирование теплопроводности в зависимости от состава отложений;
• изучение влияния внешних факторов на состав отложений с целью повлиять на результат сформировавшегося слоя АСПО;
• исследование влияния группового состава перекачиваемой нефти на компонентный состав образующихся отложений.
Указанные направления недостаточно изучены и требуют проведения натурных испытаний и лабораторных исследований. Кроме того, если разработать
модели теплопроводности АСПО, основанные на указанных выше исследованиях в зависимости от входных параметров, то в результате можно получить достаточно полезную с практической точки зрения программу определения тепловых свойств отложений (коэффициент теплопроводности) и использовать информацию для определения требуемой толщины теплоизоляционного слоя АСПО.
В результате проведенных исследований установлены необходимые условия формирования парафиновых отложений:
• присутствие в нефти высокомолекулярных углеводородных соединений и прежде всего парафинов;
• снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти;
• наличие твердой поверхности с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающим возможность смыва отложений потоком.
Исходя из необходимых условий формирования отложений и характерного механизма парафинизации нефтепроводов, основным фактором, способствующим изменению состава отложений, является температура закачки нефти в нефтепровод и, как следствие, остывание нефти в нефтепроводе.
Выделение парафинов может начаться в любой точке технологической схемы, где происходит охлаждение нефти; при этом чем больше тяжелых компонентов содержится в нефти, тем выше температура в процессе выделения парафинов.
Используя внешние факторы, можно смоделировать формирование такого слоя АСПО с максимальным теплоизоляционным эффектом и при этом подобрать оптимальную толщину АСПО.
На практике добиться стабильного по всей длине и сечению слоя АСПО достаточно тяжело, поэтому под оптимальной толщиной слоя АСПО с точки зрения минимизации тепловых потерь в процессе транспорта нефти по нефтепроводам следует понимать усредненную величину.
В работе показана возможность применения контролируемого слоя АСПО в качестве тепловой изоляции нефтепроводов и определены основные направления исследования в этой области. Рассмотрены основные факторы, влияющие на теплопроводность АСПО.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дмитриев M.E., Хасанова К.И., Мастобаев Б.Н. Экспериментальные исследования процесса парафинизации континентальных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2011. № 1. С. 12-15.
2. Дмитриев М.Е., Хасанова К.И., Мастобаев Б.Н. Анализ результатов экспериментальных исследований по влиянию различных факторов на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2011. №. 2. С. 10-14.
3. Мастобаев Б.Н., Дмитриев М.Е., Хасанова К.И. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 44-47.
MODELING OF THERMAL MODE DURING MAKING CONTROLLED PARAFFIN LAYER ON
THE INNER SURFACE OF OIL PIPELINES
REVEL"-MUROZ P.A., Prezident
Transneft, JSC (57, Bolshaya Polyanka St., 119180, Moscow, Russia)
GIL"MUTDINOV N.R., General Director
Transneft Urals, JSC (10, Krupskoy St., 450077, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
2016
11
DMITRIEV M.E., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof, of Department of Transport and Storage of Oil and Gas MASTOBAEV B.N., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Transport and Storage of Oil and Gas Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The paper considers the influence of the formation of asphaltene deposits in the pipeline on the thermal conditions of the pipeline system.Defines the directions of use deposits as a layer of thermal insulation.Examines the factors of temperature, plays a major role in the formation of deposits in the main transport oil. Keywords: paraffin deposits, corrosion protection, thermal Insulation.
REFERENCES
1. Dmitriev M. E., Hasanova K. I., Mastobaev B. N. Experimental studies of continental oil pipeline wax depositions. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ja [Transport and storage of petroleum products and raw hydrocarbons], 2011, no. 1, pp. 12-15. (In Russian).
2. Dmitriev M. E., Hasanova K. I., Mastobaev B. N. Analysis of the results of experimental research on the influence of various factors on the process of waxing main oil pipelines. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ja [Transport and storage of petroleum products and raw hydrocarbons], 2011, no.2, pp. 10-14. (In Russian).
3. Mastobaev B. N., Dmitriev M. E., Hasanova K. I. Improving monitoring systems waxing oil pipeline of offshore fields. Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [Science and technology of pipeline transport of oil and petroleum products], 2012, no. 4, pp. 44—47. (In Russian).
Официальный анонс О проведении III Национального нефтегазового форума и 16-й международной выставки «НЕФТЕГАЗ-2016»
В апреле 2016 года в Москве в Центральном выставочном комплексе «Экспоцентр» состоятся: III Национальный нефтегазовый форум и 16-я международная выставка «НЕФТЕГАЗ -2016» - «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». Впервые ключевые мероприятия отрасли проходят в одно время на одной площадке.
Национальный нефтегазовый форум состоится 19-21 апреля. Организаторы: Министерство энергетики РФ, Российский союз промышленников и предпринимателей, Торгово-промышленная палата РФ, Союз нефтегазопромышленников России, Российское газовое общество и ЗАО «Экспоцентр».
Организаторы выставки «НЕФТЕГАЗ -2016», которая пройдет 18-21 апреля - ЗАО «Экспоцентр» и компания «Мессе Дюссельдорф ГмбХ». Свое оборудование и технологии продемонстрируют 1000 экспонентов из 30 стран, в том числе 400 - российские предприятия. Ожидаемое число посетителей -около 20 000.
Замедление темпов роста мировой экономики, современные прорывные технологии, обострение глобальной конкуренции и поиск равновесных цен являются важными факторами новой энергетической стратегии. Геоэкономические вызовы формируют актуальный список вопросов, превращая форум и выставку в центральную дискуссионную площадку отрасли 2016 года. В рамках форума и выставки будут рассмотрены перспективы нефтегазовой отрасли, рыночная инфраструктура и конкурентная среда, инновации и энергоэффективность, вопросы фискальной политики и ценообразования на внутреннем рынке нефти и нефтепродуктов, развитие отраслевых кластерных центров и технопарков, отраслевого машиностроения, импортозамещения и международного сотрудничества.
В мероприятиях форума и выставки примут участие члены Правительства РФ, руководители профильных министерств и ведомств, лидеры экспертного и бизнес-сообщества.
Оргкомитет Национального нефтегазового форума и Выставки «НЕФТЕГАЗ -2016» приглашает предприятия нефтегазового комплекса, а также смежных отраслей принять участие в главных мероприятиях года.
Оргкомитет Форума: +7 (495) 640-34-64; 620-58-44, 8-800-333-05-15, [email protected], www.oilandgasforum.ru Оргкомитет Выставки: тел.: +7 (499) 795-37-61; 795-29-29,
[email protected], www.neftegaz-expo.ru.
