CC BY
135
УДК 621.512
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
И.Р. БАИКОВ, д.т.н., проф., завкафедрой промышленной теплоэнергетики ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
Н.Р. РЯЗАПОВ, начальник контрольно-аналитического отдела по ЯНАО, Северо-Уральское управление Ростехнадзора (Россия, 629810, ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Изыскателей, д. 28в).
С.В. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры 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: [email protected]
Промысловые сборные трубопроводы подвержены внутренней коррозии из-за воздействия высокоминерализованной пластовой воды. При расслоении потока жидкости из-за малых скоростей потока жидкости происходит появление ручейкового коррозионного разрушения по нижней образующей трубопровода. В статье предложен алгоритм выбора наилучшего варианта определения оптимального диаметра линейной части промысловых трубопроводных систем при ремонтах, прокладке новых и байпасных трубопроводов, учитывающий коррозионные процессы.
Ключевые слова: промысловый сборный трубопровод, ручейковая коррозия, работоспособность, оптимальный диаметр.
О беспечение работоспособности оборудования нефтяной отрасли является важной задачей, стоящей перед эксплуатирующими организациями. Снижение аварийности трубопроводных систем позволяет снизить себестоимость добываемой нефти и уменьшить риски экологических ущербов. Вопросы обеспечения энергетической эффективности и работоспособности оборудования нефтяных промыслов рассмотрены в работах [1-5].
На нефтяных промыслах сборные трубопроводы подвержены воздействию агрессивной среды, при этом происходит их интенсивная внутренняя коррозия, которая является основной причиной аварий на промысловых сборных трубопроводах [6]. Количество отказов промысловых трубопроводов из-за внутренней коррозии достигает 90% от их общего количества, из которых свыше 70% аварий приходится на ручейковую коррозию, вызванную взаимодействием металла трубы и перекачиваемой коррозион-но-активной среды (на фото) [7].
I Ручейковая коррозия промыслового трубопровода на одном из месторождений Западной Сибири
В работе рассматривается задача выбора диаметра промыслового трубопровода, подверженного коррозионному износу, с точки зрения надежности и экономичности при его сооружении и эксплуатации.
При выборе оптимального диаметра необходимо учесть, что с возрастанием диаметра при заданном дебите происходит изменение структуры перекачиваемого потока, ведущее к росту скорости коррозионных процессов и, как следствие этого, к снижению длительности эксплуатации промыслового трубопровода. Выбор оптимального диаметра является задачей принятия решения по многим критериям: желательно уменьшить величину капитальных затрат при сооружении трубопровода, увеличить время безаварийной эксплуатации, сократить затраты на перекачку и т.д. [6].
Для решения задач многокритериальной оптимизации имеются достаточно хорошо разработанные методы, например построение множества Парето и привлечение экспертов с целью выбора наилучшего решения.
Одним из главных параметров, характеризующих коррозионный процесс, является скорость коррозии. В качестве модели, описывающей коррозию, рассматривают дробно-линейную функцию вида
8к = 8к
t
t + T
(1)
где 5к - глубина коррозионной каверны, м; 5ку - установившаяся глубина коррозионной каверны, м; ? - время, ч;
Т*
Т - постоянная времени процесса коррозии металла, ч (определяется экспериментально исходя из конкретных условий эксплуатации).
Как уже отмечалось выше, скорость коррозии в значительной степени зависит от структуры перекачиваемого газожидкостного потока, поэтому уравнение (1) представим в виде
= а • 8,
1 ик.у.
I + а2 • Т
(2)
АР = Х-
О
2-в'О2
где а1,а2 - эмпирические коэффициенты, характеризующие темп коррозионных процессов в зависимости от структуры перекачиваемого потока (пробковый, снарядный, пленочный и пр.).
Время, за которое гарантируется безаварийная эксплуатация промыслового трубопровода, определим по выражению
Г _ 8Ф '«2 -Т , ч,
а1 ' 8к.у. -81
(3)
кр
8кр = 80 8мо,
(4)
(80 - 8м
■а2 -Т
а1 ' 8к.у. - (80 -8мо)
За время 1г перекачивается объем жидкости
0-1г, м3
(5)
(6)
К = Кв-вв + К0-Эн + Кл
(7)
_ п■Рм-д -р -п2
в г-(Ил + п-Рн) н н'
(8)
С _ К„ + Сл, тыс. руб/(км-год),
где X - коэффициент гидравлического сопротивления; I - длина участка, м; В - внутренний диаметр трубы, м; Р - плотность перекачиваемой среды, кг/м3. В зоне Блазиуса
. 0,3164 0,1582-р-О3 _
х = — , поэтомуС = К„ ^2 ^ре В5 +
(11)
где 8кр - критическая глубина коррозионного износа стенок трубопровода, м. Значение определяется как
где 80 - номинальная толщина стенки трубы, м; 8мо - минимальная остаточная толщина стенки трубы, м, исключающая разгерметизацию трубопровода, эксплуатирующегося под давлением Рн, Па.
Тогда (2) примет вид
где О - средняя производительность трубопроводной системы, м3/ч.
Величина капитальных затрат при сооружении трубопровода, отнесенная на единицу длины, определяется выражением
Определение оптимальных параметров трубопроводных систем производится методами решения многокритериальных оптимизационных задач с целью увеличения критерия ?г (формула 5) и уменьшения критериев К и С.
Уменьшение диаметра трубопровода ведет к эмульгированию потока водонефтяной смеси, что снижает скорость коррозионных процессов. Переход от раздельного течения к полностью эмульсионному течению будет происходить тогда, когда диаметр капель дисперсионной фазы, взвешиваемых в турбулентном потоке, будет превышать диаметр образующихся капель:
о'вз * (12)
где бвз - диаметр капель, мм, взвешиваемых турбулентными пульсациями; б - диаметр капель, мм, образующихся в результате динамического равновесия между процессами дробления и коалесценции капель.
Считая, что турбулентное течение происходит в зоне гладкостенного сопротивления, условие (12) можно переписать в виде
0,174- Яе0,63- We°■33 • (3 • |в + 3цн)0'83 • (3 • |в + 2|1нГ°'83
К >-
где К
Wа33- рн
(0,524 -рв)0,5[(1-рв)]
- критерий Кутателадзе; We■-
,(13)
где Кв - капитальные вложения, приходящиеся на единицу веса трубопровода, тыс. руб/кг; КВ - капитальные вложения, приходящиеся на единицу диаметра трубопровода, тыс. руб/км; Кл - капитальные вложения, тыс. руб., идущие на сооружение трубопровода и не зависящие от диаметра и веса труб; йв - вес трубопровода, Н/м3, отнесенный к единице длины; Вн - наружный диаметр трубопровода, м.
Представим йв в виде
(д- а- Ар)025 к к " ^-р-в-
- число Вебера; W - средняя скорость течения, м/с; |в, |н
- вязкость воды и нефти, м2/с; рв - расходное содержание воды, о.е.; - средняя скорость потока, м/с; д - ускорение свободного падения, м/с2; а - коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз, Н/м; Ар -разность плотностей фаз, кг/м3.
Переписав (13) относительно диаметра, получим
В В = 2,32 • О0,44 • |°27 • р°,°84(0,524 - рв)021 • (1 -Р)°,17 В - В = й0'24 • д0,11 • Ар0,11 Х
где п - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе; Рн - начальное давление, Па; Я1 - расчетное сопротивление металла труб, Па; - плотность металла, кг/ м3; д - ускорение свободного падения, м2/с.
Эксплуатационные затраты на единицу длины, за единицу времени определим по формуле:
(3- 1в +2-
(3-1 +з • |н;
(14)
где О0 - диаметр трубопровода, при котором, согласно теоретическим оценкам, должно происходить полное эмульгирование потока.
Анализ экспериментальных данных показывает, что реальные значения диаметров Окр, при которых происхо-
(9) дит полное эмульгирование, лежат в интервале
где Кт - эксплуатационные затраты на единицу мощности, руб./кВт W = АР • О; АР - перепад давления, Па; Сл -эксплуатационные затраты, тыс.руб./(км-год), отнесенные к единице длины.
По формуле Дарси-Вейсбаха получим
а-Оо < Окр < Ц,,
(15)
где а « 0,5 .
Поэтому с учетом перехода от раздельного течения к полностью эмульгированному для величин и в (2) можно принять выражение
I
а
х
а, + (а, - а,
а,; О > О
1 о
Оо -° ;а-Оо < ОКр < Оо
(1 -а) Оо а,; О < а ■ О,
(16)
о
1,0;Гг > 0,5 0,3;Гг < 0,5'
(18)
и = ^, и
(19)
Ц2 = (а-К + С) - ¡г -0,1582-р-О3
и2 = I а-К + .— 2 1 и2 ■ 4/Йё ■ О5
+ Сл I- 1Г ■ I,
(20)
или
(21)
Таблица 1
Расчетные параметры
где / = 1,2; а,-,а,- - значения коэффициентов а, при раздельном и полностью эмульгированном течении водо-нефтяных потоков.
Критерий (14) получен из критерия (12) для некоторого среднего значения диаметра капель б. Величина О0 является несколько завышенной теоретической оценкой диаметра трубопровода, при котором происходит полное эмульгирование потока.
Если ущерб от повреждений трубопровода за счет коррозионных процессов достаточно велик, то следует использовать более надежные заниженные оценки величины. Можно, например, использовать критерий, не содержащий оценок диаметра капель б.
Полученные при этом критерии носят эмпирический характер и описывают соотношения между инерционными силами и силами тяжести, то есть формулируются с помощью числа Фруда:
Гг =-4. (17)
д - О
Так, на основании анализа эксплуатации промысловых трубопроводов одного из месторождений Западной Сибири получены следующие зависимости: а1 = 1,0 Т* = 8 лет;
Величина Значение Размерность
1. ^ 5890 тыс. руб/км
2. Кв 2,5 тыс. руб/кг
3. Сл 28,5 тыс.руб/(кмгод)
4. Тпр 1,9 р./(ткм)
5. а 0,115 -
6. рМ 7800 кг/м3
7. 8к.у. 0,012 м
* 1— СО 8 лет
Величину всех затрат при строительстве и эксплуатации трубопровода определим по соотношению
из = (К + Сл -1г) -1.
(22)
Полученные формулы позволяют определить оптимальные параметры промысловых трубопроводных систем. Для выявления основных закономерностей сведем задачу оптимизации к однокритериальной. Рассмотрим целевую функцию
Значения оптимального диаметра промысловой системы и ее толщины 50 определяются по максимальному значению целевой функции (19) с учетом (18).
Рассмотрим пример расчета по вышеизложенной методике при параметрах, приведенных в табл. 1.
Результаты расчетов приведены на рис. 1-4 (и = и/и0 ; где и0 - значение и при О = 0,5 м).
Как видим, увеличение толщины стенки трубопровода ведет к росту целевой функции и, причем темп роста повышается с уменьшением диаметра и понижается с ростом давления трубопроводной системы.
Рис. 1. Зависимость функции (Ш от толщины стенки трубопровода (8): 1 - Он = 0,315 м; Рн = 2,0 МПа; 2 - Он = 0,315 м; Рн = 4,0 МПа; 3 - Он = 0,529 м; Рн = 2,0 МПа; 4 - Он = 0,529 м; Рн = 4,0 МПа; 0=0,015 м3/с
где и1 - величина суммы от реализации перекачанных продуктов по трубопроводу; и2 - затраты на перекачку по трубопроводу; и3 - величина всех затрат при изготовлении и эксплуатации трубопровода.
Величина функции и1 за период эксплуатации трубопровода 1г определяется по формуле
и = гПр ■ о ■ гг ■ /.,
4,5
3,5
3
Я 2,5
> ©
1,5
/
А
где а - годовые отчисления на амортизацию и текущий ремонт от затрат на сооружение линейной части трубопровода.
о
о,оо7 о,оо8 о,оо9 о,о1 о,о11 о,о12 Толщина стенки трубопровода (8), м
5
1
4
3
2
и.5
о,о13
Рис. 2. Зависимость функции (Ш от диаметра трубопровода (Ш): 1 - Я = 0,05 м3/с; 2 - Я = 0,09 м3/с; Рн = 2,0 МПа
10.
£ 4-
0,1 0,2 0,3 0,4
Диаметр (D), м
0,5
0,6
I
Рис. 3. Зависимость функции (Ш от диаметра трубопровода
(D)
4,5
3,5
а 3
г 2,5
1,5
0,5 0
1- Рн = 2,0 МПа; 2 - Рн = 4,0 МПа, Q = 0,05 м3/с
0,1 0,2 0,3 0,4
Диаметр (D), м
0,5
0,6
I
Рис
(Ш):
10
6
а;
и
^ 5
>
е 4 3
4. Зависимость функции (U) от диаметра трубопровода 1 - Рн = 2,0 МПа; 2 - Рн = 1,0 МПа, Q = 0,09 м3/с
0,1 0,2 0,3 0,4
Диаметр (D), м
0,5
0,6
С ростом производительности трубопровода оптимальный диаметр увеличивается. Возрастание давления в трубопроводе ведет к снижению оптимального диаметра, причем влияние давления возрастает с увеличением производительности трубопровода.
Как уже отмечалось, выбор оптимальных параметров промыслового трубопровода является задачей многокритериальной оптимизации.
Для решения такой задачи должны быть рассмотрены следующие критерии:
Я1 = К - капитальные затраты; Г2 = С - эксплуатационные затраты; Г3 = и1 = О • ¡г - количество перекачанной жидкости за время безаварийной эксплуатации.
Решение задачи ищется методом исследования пространства параметров (величин) с целью уменьшения критериев Я1 и Г2 и увеличения критерия Г3.
В ходе вычислений определялось множество Парето задачи, то есть множество вариантов, не допускающих улучшения по всем критериям одновременно. Наилучший вариант отбирается проектировщиками из этого множества неформальным образом с учетом дискретности толщины стенок и диаметров трубопроводов.
При исследовании пространства параметров для каждого критерия составляется таблица испытаний, с помощью которой проектировщик выбирает критериальные ограничения:
Г - Г*; Я2 - Я*; Гз - Гз*,
где Г*, Г2*, Г3* - худшие, но еще приемлемые значения критериев Г1, Г2, Г3. Тем самым определяется множество допустимых значений О.
На рис. 5 изображен случай двух критериев: множество й заштриховано, множество Парето - линия АВСЕ. Наилучший вариант следует искать на линии ВС.
В табл. 2 приведены результаты подбора оптимальных диаметров промысловой системы и ее толщины с учетом коррозионных процессов для одного из месторождений Западной Сибири.
I
Рис. 5. Множество Парето для двух критериев
9
8
5
3
0
0
5
4
2
9
8
7
2
0
0
Таблица 2
Результаты подбора оптимального диаметра промысловой системы
Фактические Подобранные
Участок трубопровода Ь, м Он, мм 8, мм Онопт- ,мм 80, мм
1. Т. вр. задв. № 39 - т. вр. скв. 135р 633 219 8 219 8
2. Т. вр. скв.135р - ДНС-14 141 273 8 219 6
3. Т.вр.к.1А (1,2 поз.) - т. вр. задв. № 39 141 219 8 159 14
4. К.1 А - т. вр. к. 1А 10 159 8 159 14
5. Т. вр. к. 5 - т. вр. задв. № 39 612 159 10 159 11
6. Т. вр. к. 6 - т. вр. 2А 831 219 10 114 4,5
7. К. 1А - т. вр. к.1А 15 159 8 114 10
8. Т. вр. 2А - т. вр. к.1А 130 219 8 114 12
9. К. 1А - т. вр. к. 1А (3 поз.) 104 159 6 89 4,5
10. Т. вр. к. 1А - т. вр. к.1А (2 поз) 170 219 8 89 4,5
11. К. 2 Б (2 поз) - задв. № 9 165 114 10 89 4,5
12. Т. вр. к. 2А - т. вр. к. 2Б 403 159 10 114 11
13. К. 2 Б (1 поз) - т. вр. к. 2Б 52 159 6 89 4,5
14. К. 2А - т. вр. к. 2А 50 159 6 89 4,5
15. К. 2А (1 поз) - т. вр. к. 2А 148 159 6 89 4,5
16. Т. вр. к. 2Б - задв. № 9 80 219 8 114 9
17. К. 6 - т. вр. к. 6 182 159 6 89 4,5
18. Задв. № 9 - т. вр. 2А 432 219 10 114 6
19. т. вр. 2А - т. вр. задв. № 39 187 219 8 159 14
20. К. 5 - т. вр. к. 5 273 159 10 114 12
21. К. 3 - т. вр. к. 3 70 159 8 114 7
22. Т. вр. к. 1А - т. вр. к. 1А (1, 2 поз.) 64 219 8 159 14
23. Т. вр. к. 3 - т. вр. к. 5 1029 159 10 159 14
24. К. 3 - т. вр. к. 3 130 159 10 89 4,5
Выводы
Применение предложенного алгоритма позволяет определить наилучший вариант при выборе оптимального диаметра линейной части, либо при ремонтах, либо при прокладке новых и байпасных трубопроводов.
Пример расчета произведен нами для усредненных параметров. Уточнение диаметров и толщин стенок
должно производиться на месте по конкретным данным месторождений. В частности, с ростом производительности трубопровода оптимальный диаметр увеличивается. Возрастание давления в трубопроводе ведет к снижению оптимального диаметра, причем влияние давления возрастает с увеличением производительности трубопровода.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Байков И.Р., Кузнецова М.И., Китаев С.В., Колотилов Ю.В. Повышение работоспособности нефтепромысловых трубопроводов методом санации полимерными материалами // Все материалы. Энциклопедический справочник. 2016. № 7. С. 39-44.
2. Байков И.Р., Кузнецова М.И., Китаев С.В. Повышение эффективности использования оборудования в нефтяной отрасли // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 2. С. 18-20.
3. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Применение нейронных сетей для прогнозирования добычи углеводородного сырья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2005. № 3. С. 60-64.
4. Китаев С.В., Смородова О.В., Талхин С.Р. Экспериментальная оценка энергоэффективности оборудования нефтегазовой отрасли / Мат. Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт - 2007». Уфа. 2007. С. 164-165.
5. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. и др. Эксергетическая оценка эффективности работы технологического оборудования нефтегазовой отрасли // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. № 2. С. 65-68.
6. Галлямов А.К. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ. 1997. 597 с.
7. Подавалов И.Ю. Снижение интенсивности ручейковой коррозии нефтепроводов за счет применения рассекающих муфт: автореф. дис. канд. техн. наук: СПб., 2009. 24 с.
DETERMINATION OF OPTIMAL PARAMETERS OF INFIELD FISHING PIPELINES
BAIKOV I.R., Dr. Sci. (Tech.), Prof., head of Department of industrial heat power engineering
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Baschkortostan, Russia). E-mail: [email protected]
RYAZAPOV N.R., Head of Control and Analytical Department on YaNAO
North Ural Department of Rostekhnadzor (28B, Prospectors St.,629810, Noyabrsk, Russia).
KITAEV S.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof., of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Baschkortostan,
Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
Commercial prefabricated pipelines are exposed to internal corrosion due to the action of highly mineralized formation water. When the flow of a liquid is stratified because of the low velocities of the fluid flow, a rivulet corrosion damage occurs along the lower generatrix of the pipeline. The article suggests an algorithm for choosing the best option when choosing the optimal diameter of the linear part of field pipelines for repairs, for laying new and bypass pipelines to prevent corrosion processes.
Keywords: field production pipeline, riveting corrosion, operability, optimal diameter. REFERENCES
1. Baykov I.R., Kuznetsova M.I., Kitayev S.V., Kolotilov YU.V. Improving the efficiency of oilfield pipelines by the method of sanitation with polymeric materials. l/se materialy, 2016, no. 7, pp. 39-44 (In Russian).
2. Baykov I.R., Kuznetsova M.I., Kitayev S.V. Increasing the efficiency of equipment use in the oil industry. Transport i khranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2013, no. 2. pp. 18-20 (In Russian).
3. Baykov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A. Application of neural networks for forecasting hydrocarbon production. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy "Neft i gaz", 2005, no.3. pp. 60-64 (In Russian).
4. Kitaev S.V., Smorodova O.V., Talkhin S.R. Eksperimental'naya otsenka energoeffektivnosti oborudovaniya neftegazovoy otrasli [Experimental assessment of energy efficiency in oil and gas equipment]. Trudy Mezhdunarodnoy uchebno-nauchno-prakticheskoy konferentsii "Truboprovodnyj transport" [Proc. the International Scientific and Practical Conference «Pipeline Transport»]. Ufa, 2007, pp. 164-165.
5. Baykov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A., Talkhin S.R., Medvedev A.V. Exergetic assessment of the efficiency of the technological equipment of the oil and gas industry. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy "Neft' i gaz", 2008, no.2. pp. 65-68 (In Russian).
6. Gallyamov A.K. Obespechenie nadezhnosti funktsionirovaniya sistemy nefteprovodov na osnove tekhnicheskoy diagnostiki [Maintenance of reliability of functioning of system of oil pipelines on the basis of technical diagnostics]. Ufa, UGNTU Publ., 1997. 597 p.
7. Podavalov I.YU. Snizhenie intensivnostirucheykovoy korroziinefte-provodovza schetprimeneniya rassekayushchikh muft. Diss. kand. tekh. nauk [Reduction of intensity of rivulet corrosion of oil pipelines due to application of dissecting couplings: the author's abstract. Cand. tech. sci. diss.]. Saint Petersburg, 2009. 24 p.
